高額な輸入でバングラデシュのエネルギー予算に圧力
エネルギー経済・財務分析研究所（IEEFA）が2026年11月5日に公表した評価によると、輸入液化天然ガス（LNG）の価格が100万英熱量単位（MMBtu）当たり20米ドルの場合、バングラデシュはガス1立方メートル当たり60タカを超える補助金を拠出する必要がある。供給の混乱により、同国は2026年中にさらに高値でLNGを購入せざるを得ない時期もあり、ガス不足が続く中で財政への圧力が増している。
目次
この調査結果は、バングラデシュの補助金問題を、より広範な投資減速の中に位置づけている。バングラデシュ、フィリピン、ベトナム、タイでは、2021年から2026年にかけて、計画されていたガス火力発電所49件とLNG輸入基地22件が中止、撤回、または停滞した。これらの推定投資額は合計678億米ドルに上る。
サム・レイノルズ氏とクリストファー・ドールマン氏が執筆したIEEFAの5年間の事業評価は、総額1092億米ドルの発電所計画92件と、総額210億米ドルの輸入基地計画44件を検証した。審査期間中に稼働したのは、計画された発電容量のわずか11％、基地容量の15％にとどまった。
バングラデシュは2021年以降、LNG火力発電所3カ所を稼働させた。しかし、燃料費と電力コストの上昇により、補助金の必要額と、外貨準備を守るための外部資金への依存が強まったと、評価は指摘している。支出が増えても、LNGの供給が不安定なため同国ではガス不足が続いている。
バングラデシュにとって目下の課題は、予算への圧力をさらに強めずに輸入燃料の費用をどう賄うかだ。4カ国の事業開発者にとっては、課題はもっと早い段階から始まる。設備や資金を確保し、建設に何年もかかり燃料価格も変動する中で事業を支えられる電力販売契約を結ぶ必要がある。
1立方メートル当たり60タカ超の補助金が意味するもの
IEEFAの補助金試算は、国際市場での調達価格と、バングラデシュでガスを供給するために必要な財政支援を結びつけている。補助金は、エネルギー供給費用と販売を通じて回収できる額との差額の一部を補うものだ。政府がその差額を負担し、費用全額を利用者に直接転嫁しない仕組みとなっている。
LNGは、船で輸送できるよう天然ガスを冷却して液化したものだ。輸入基地では再びガスに戻し、発電所や工場などで使えるようにする。国際価格は一般にエネルギー量の単位である100万英熱量単位（MMBtu）当たりで示される一方、国内供給のガスは立方メートルという体積単位で測られる。
60タカ超という数字は、LNG価格が100万英熱量単位当たり20米ドルの場合に当てはまる。アジアのスポットLNG価格は2026年9月に同27.50米ドルに達し、基準価格を37.5％上回った。スポット購入とは、長期供給契約ではなく、比較的短期間での引き渡しを前提に購入する貨物を指す。IEEFAは、9月の価格に対応する補助金額や年間補助金の総額見通しは示していない。
IEEFAのバングラデシュ担当主任エネルギーアナリスト、シャフィクル・アラム氏は、財政への圧力について次のように述べた。
国際市場での液化天然ガス（LNG）価格の上昇が、エネルギー部門の補助金負担を増大させている
アラム氏によると、過去4～5年の価格変動により、価格に敏感な輸入国であるバングラデシュでは、手頃な価格と安定供給の両立が難しくなった。輸入額の増加は外貨需要も押し上げ、エネルギー調達の判断は外貨準備の維持に向けた同国の取り組みに直結している。
投資計画のうち、どれほどが停滞したのか
IEEFAは、中止、撤回、または停滞したガス火力発電所計画として、発電容量66.2ギガワットの49件、総額561億米ドルを確認した。1ギガワットは1,000メガワットで、発電所がある時点で発電できる電力量を示す単位だ。
さらに、総額117億米ドルの再ガス化事業22件も、同じ分類に該当した。これらを合わせると、年間8,200万トンのLNGを処理できる容量に相当する。再ガス化とは、LNGの到着後に温めて再びガスに戻す工程だ。
影響を受けた71件は、検証対象となった発電所・輸入基地計画136件の約52％を占めた。合計678億米ドルという事業規模も、投資計画総額1,302億米ドルの約52％に当たる。IEEFAの算定では、その価値は期間中に完成した事業の約4.5倍だった。
供給網の両側で、完成に至った計画は限られた。稼働したのは計画された輸入基地容量の15％、発電容量の11％にとどまる。LNG火力発電事業には、発電設備だけでなく燃料を届けるインフラも必要だ。どちらかが遅れれば、もう一方も必要な供給や顧客を得られず、稼働を待つことになりかねない。
5年間の事業結果と、長期化する稼働までの期間
IEEFAの評価は、7つのアジア市場を対象に経済、金融、インフラ、政策面の制約を指摘した2021年の調査を更新するものだ。新たな調査は、LNG需要の拡大を担うと見込まれる4カ国に焦点を当てている。
主な日付をたどると、投資計画がコスト上昇と並行してどう進んだかが分かる。
- 2021年：IEEFAが先行する地域評価を公表し、新たな調査の出発点となった。
- 2021～2026年：バングラデシュではLNG火力発電所3カ所が稼働した一方、ベトナムで商業運転に至ったLNG発電事業は1件にとどまった。
- 2022年以降：米国の近年のガス事業では資本コストがほぼ4倍に上昇し、設備・建設市場全体に広がる圧力が示された。
- 2026年9月：アジアのスポットLNG価格は100万英熱量単位当たり27.50米ドルに達し、評価が示した紛争前の水準のほぼ3倍となった。
- 2026年11月5日：IEEFAが4カ国の事業結果に関する評価を公表した。
完成した発電所が最初に開発計画を公表してから稼働するまで、平均で7年以上かかった。開発事業者の想定は通常3～4年だった。実際の平均期間は、一般的な想定の上限よりも3年以上長かったことになる。
こうした遅れは電力計画に影響する。4年以内に電力を供給するはずの発電所が大幅に遅れる一方、その間に設備費や輸入燃料費、資金調達費用は変動する。事業日程は、投資がいつ電力や収益を生み始めるかを左右する。
LNG発電のコストが2倍超に膨らむ可能性
IEEFAは、燃料費と設備費の上昇に現地通貨安が加われば、LNG発電の生涯にわたる均等化発電原価が2021年の基準値の2.3倍に達する可能性があると推計している。上昇率は最大130％となる。
均等化発電原価は、発電所の運転期間を通じて電力1単位を生産する平均コストの推計値だ。建設費、資金調達費、燃料費、運転費を合わせて算出する。元の推計値を100とすれば、130％の上昇後は230となる。
IEEFAのアジアLNG・ガス専門家で、評価の共著者でもあるクリストファー・ドールマン氏は、域内のエネルギー計画の多くが比較的低い燃料価格と手頃な資本コストを前提にしていたと述べた。コスト上昇が重なることで、こうした計画の前提となった事業採算性が脅かされている。
通貨安も圧力を加える。現地通貨が米ドルに対して下落すれば、LNGや輸入設備のドル建て請求額が同じでも、支払いに必要な現地通貨は増える。したがって、ドル価格が変わらなくても、現地での事業費は膨らみうる。
ガスタービンの不足により、大型設備の納入期間は6年以上に延びている。米国の近年のガス事業では、資本コストが2022年の水準の約4倍に達した。同じ設備市場で競合するアジアの開発事業者にとって、供給不足は建設予算と稼働時期の両方に不確実性をもたらす。
融資には安定した電力購入者が必要
IEEFAのアジアLNG・ガス調査責任者で、報告書の共著者でもあるサム・レイノルズ氏は、燃料、設備、通貨市場の変動により、事業が計画通りに進まないリスクが高まったと述べた。収益の見通しが不確かになり、資金調達も難しくなっている。
大規模なエネルギー事業の多くは、ノンリコース型のプロジェクト融資に依存する。簡単に言えば、金融機関は開発事業者の他の事業を広く保証する仕組みではなく、主に事業そのものの収入や資産から返済を受けることを想定する。そのため、電力販売で運転費用と債務返済を賄えるという確信が必要となる。
電力購入契約は、発電所から買い手が電力を購入する条件を定める。金融機関が融資の裏付けとして十分信頼できると判断する契約は、融資可能性の高い契約とされる。燃料費が急騰しうる中で、開発事業者、買い手、規制当局は、その上昇分を誰が負担するかを決めなければならない。
バングラデシュの補助金負担は、問題の財政面を示している。利用者がエネルギーを手頃な価格で使えるようにするため、政府がより多くの費用を負担することになる。事業レベルでは、誰が支払うのかが不透明だと、融資を呼び込むために必要な契約の締結が遅れかねない。
フィリピン、ベトナム、タイで異なる障壁
フィリピンでは2021年以降、複数の事業が中止された。開発事業者は配電事業者との間で、融資の裏付けとなる電力購入契約を結ぶのに苦労している。発電以外でLNG需要が限られることも、新たな輸入基地の事業性を弱めている。
再生可能エネルギーの拡大により、フィリピンのガス火力発電所がどれほど稼働するかも不透明になっている。稼働時間が短ければ販売できる電力量が減り、建設費の回収や融資返済に充てられる収益も減少する。
ベトナムはLNG火力発電の野心的な目標を掲げているものの、評価対象となった5年間で商業運転に至った事業は1件のみだった。電力購入契約をめぐる不透明さ、LNG価格の上昇、電気料金へのコスト転嫁の難しさが投資を抑えてきた。国営電力会社の財務状況への懸念も、評価で指摘された。
タイはガス火力発電事業の開発で比較的進展している。それでも、既存のガス火力発電所とLNG輸入基地の容量の相当部分が十分に活用されていない。同国の事例は他国での遅れに別の懸念を加える。インフラが完成しても、運用を支えるだけの需要が必要だ。
バングラデシュにはガス輸入拡大以外の選択肢も
アラム氏は、バングラデシュ国内の未開発ガス資源の活用拡大、エネルギー効率の改善、再生可能エネルギーの大規模導入を提言した。提案はエネルギーの供給源と、消費者が必要とするエネルギー量の双方に取り組むものだ。
国内ガスの利用は輸入貨物への依存を減らし、効率改善は同じ工業生産やエネルギーサービスに必要な燃料を減らす。提言には需要側の電化促進も含まれる。これは、燃料を直接燃やす一部の設備を、電気で動く設備に置き換えることを意味する。
例えば、産業部門ではガスボイラーを高効率のヒートポンプに置き換えられる。ヒートポンプは燃料を燃やして熱を生み出すのではなく、電気を使って熱を移動させる。アラム氏は、この転換によって産業用ガスの消費を抑え、効率を高められると指摘した。
太陽光・風力発電のコスト低下、納入期間の短縮、蓄電池容量の拡大も、LNG火力に代わる選択肢を変えつつある。評価は、こうした動きによって、通常の電力供給とピーク需要への対応の双方でガス火力発電所の必要性を減らせると論じている。
バングラデシュでは新たなLNG火力発電所3カ所が稼働し、事業が実現可能であることを示した。一方、ガス不足の継続と補助金の増加は、今後の判断で建設だけでなく、燃料供給、運転費用、需要も考慮すべき理由を示している。IEEFAの中心的な結論は、4カ国全体で実際に進んだ事業が、LNGの急速な拡大という期待を大きく下回ったということだ。
要点
- IEEFAは、輸入LNGの価格が100万英熱量単位当たり20米ドルの場合、バングラデシュではガス1立方メートル当たり60タカ超の補助金が必要と推計する。
- アジアのスポットLNG価格は2026年9月に100万英熱量単位当たり27.50米ドルに達し、補助金試算の基準価格を上回った。
- 4カ国では、2021年から2026年にかけて、総額678億米ドルに上る発電所計画49件とLNG輸入基地計画22件が中止、撤回、または停滞した。
- 稼働したのは計画発電容量の11％、輸入基地容量の15％にとどまった。
- 完成した発電所が稼働するまで平均7年以上かかった。通常の想定は3～4年だった。
- IEEFAは、LNG発電コストが2021年の基準値から最大130％上昇する可能性があると推計し、バングラデシュに国内ガスの活用、効率化、再生可能エネルギー、電化の拡大を提言している。
