バングラデシュのエネルギー転換の遅れ、年間約28億7,000万ドルのコストに

4つの機会損失がエネルギーコストを押し上げる

バングラデシュは、国内産ガスの増産、屋上太陽光発電の拡大、ガス損失の削減、ディーゼル式灌漑ポンプの一部の太陽光システムへの置き換えにより、年間の燃料費を推計28億7,000万ドル削減できる可能性がある。この試算にはロシア・ウクライナ戦争前の国際燃料価格が用いられており、その後の市場ショックが起きる前から、対策の遅れがどれほど高くついていたかを示している。

最大の削減効果は年間約17億3,000万ドルで、輸入液化天然ガス（LNG）を国内産ガス1,500億立方フィートの追加供給で置き換えることで得られる。屋上太陽光発電では約3億5,000万ドル、ガス損失の削減では約5億5,000万ドル、太陽光を利用した灌漑では約2億4,400万ドルの節約が見込まれる。合計は約28億7,400万ドルとなる。

これらの数字は、提案された変更を実施した場合に見込まれる年間の燃料費削減額を示す。実現には、探査、太陽光発電設備、パイプライン、メーター、事業実施への支出が必要となる。また、バングラデシュが支払う輸入燃料価格も、最終的な削減額を左右する。

エネルギー経済・財務分析研究所（IEEFA）は、エネルギー転換に関する調査で、より広範な問題を指摘している。一次エネルギー供給に占める輸入の割合は、2020-21年度の47.7%から2024-25年度には62.5%に上昇した。4年間で14.8ポイントの増加となる。

同調査によると、バングラデシュの電力網向け発電量に占める再生可能エネルギーの割合はわずか2.3%で、世界平均の33.8%を大きく下回る。一方、平均発電コストは2020-21年度の1キロワット時当たり6.61タカから、2022-23年度には11.33タカへ約71%上昇した。1キロワット時は、1,000ワットの機器を1時間使った場合の電力量に相当する。

輸入ガスが増える一方、供給総量は減少

2025-26年度のペトロバングラの数値によると、ガス供給総量は9,800億立方フィートで、うち輸入LNGは3,520億立方フィート、約36%を占める。LNG輸入が始まった2018-19年度には、供給総量は1兆780億立方フィートで、LNGは1,130億立方フィート、約11%だった。

これらの数値を比べると、バングラデシュのガス供給総量は約9%減った一方、LNGの輸入量は以前の3倍以上に増えた。輸入ガスは供給総量を増やすというより、国内生産の減少分をますます補う形になっている。

LNGは、船で海を越えて運べるよう天然ガスを冷却して液化したものだ。バングラデシュは燃料代に加え、輸送費や、再びガスに戻すための設備費も負担しなければならない。LNGの購入増は外貨需要も押し上げる。

政策対話センター（CPD）が2025年5月31日付で公表したエネルギー危機に関する評価は、探査の遅れを記録している。2024年10月時点で、2025年度に探査対象とされた34坑のうち、探査が進められていたのは8坑だけだった。

2025年7月29日のペトロバングラのセミナーでは、50坑を対象とする計画の進捗が説明された。18坑の作業が完了し、日量7,800万立方フィートの供給増につながった一方、さらに4坑で作業が続いていた。バングラデシュ工科大学の元教授、イジャズ・ホセイン氏は、国内生産量が15年前に見られた水準まで落ち込んだと述べた。

推計17億3,000万ドルの節約額は、探査と採掘によって年間1,500億立方フィートを追加生産し、英熱量100万単位当たり平均11.50ドルのLNGを同量だけ置き換えることを前提としている。この単位は燃料に含まれるエネルギー量を表す。増産の実現には、探査の成功と、採掘可能な埋蔵量の開発が欠かせない。

ガス損失も輸入コストにつながる

バングラデシュでは2024-25年度、供給総量の7.9%に当たる770億立方フィートのガスが、システム損失または廃棄として計上された。損失率を2%に近づければ、年間500億立方フィートを節約できる可能性があり、同じLNG価格を前提にすると約5億5,000万ドルに相当する。

ペトロバングラが2025年7月に示した資料には、ネットワークの一部について、より詳しい数値が記載されている。配ガス管の損失率は2023-24年度に6.28%で、損失額は379億タカに達した。2024-25年度は3月までに7.44%、328億6,000万タカとなった。これとは別に、送ガスの損失率は2%と報告された。CPDの5月の評価では、ガスシステム全体の損失率は12～14%と推定されている。

これらの数値は対象期間もシステムの範囲も異なる。優先的に対応すべきパイプライン、顧客、配ガス会社を判断するには、継続的で一貫した測定が重要であることを示している。

ペトロバングラは、老朽化した管、ガス接続部の漏れ、建設工事中の損傷、住宅への違法接続を原因として挙げた。メーターの誤差、保守時の損失、管理体制の弱さも、より広い問題の一因となっている。

パイプラインの修繕、最新型メーターの導入、監視の強化、違法接続の撤去により、ネットワークにすでに流入しているガスを無駄にせずに済む。ペトロバングラは、住宅向けのプリペイド式メーターの設置を拡大し、違法接続への対策を進めていると述べた。ガス不足に直面する工場や発電所にとって、回収されたガスは、新たな船便が港に到着しなくても供給改善につながり得る。

屋上太陽光発電には拡大の余地

工場の屋上は、電力を使う工場の近くで発電できる機会をバングラデシュにもたらす。機会損失の試算では、2010年に掲げた太陽光発電の目標に向けて取り組みが進んでいれば、屋上太陽光発電の設備容量を少なくとも2,000メガワットまで拡大でき、日中の高コストな石油火力発電の利用を減らし、年間約350億タカを節約できたと見積もっている。

太陽光パネルや機器への高い関税、一貫性に欠ける政策、限られた奨励策が導入の遅れにつながっている。バングラデシュ持続可能・再生可能エネルギー協会のムスタファ・アル・マフムド会長は、特別法に基づき承認されていた再生可能エネルギー事業31件の意向表明書が取り消されたことで、事業が停滞し、外国投資家の意欲もそがれたと述べた。

現在の設備容量の推計にも幅がある。節約額の評価で引用された政府推計では屋上太陽光発電は約500メガワット。一方、IEEFAのより広範な推計では約1,000メガワットで、大規模工場の屋上に設置された667メガワットと、その他の小規模な工場施設が残りを占める。IEEFAが2025年8月18日に公表した屋上太陽光発電に関する報告書では、2008年6月から2025年6月までの導入量はわずか245メガワットと記録された。導入時期と区分を網羅した共通の台帳があれば、信頼できる全国総量を把握しやすくなる。

パキスタンでは、高価な電力網の電力と、民間による設置を後押しする政策が重なり、急速な拡大が可能になった。屋上太陽光発電の設備容量は2025年1月までに約15,000メガワットに達し、その多くは2024年に拡大した。IEEFAの報告書によると、インドの屋上太陽光発電は2025年5月までに18,000メガワットを超えた。

バングラデシュの課題は、導入を促すだけでなく、安定して稼働させることにもある。IEEFAの推計では、同国でエンジニアリング、調達、建設を高水準で担うのに必要な品質と経験を備えた企業は、わずか15～20社にとどまる。

大規模な公共施設向け屋上太陽光計画は現実的な制約に直面

政府が2025年に発表した計画は、同年12月までに屋上太陽光発電を3,000メガワット導入することを目指していた。2025年6月時点で記録されていたのは245メガワットで、6カ月足らずで既存容量の12倍以上を設置する必要があった。計画の最終的な導入量は公表されていない。

IEEFAは、基本的な制約を指摘した。政府機関、病院、教育機関、宗教施設を合わせた電力需要は1,500メガワット未満だった。これらの施設で認可された電力接続容量が、ネットメータリング制度の下で設置できる太陽光発電量を制限していた。ネットメータリングは、余剰電力を電力網に送り、利用者がその分のクレジットを受け取る仕組みだ。

計画では2種類の資金調達方式が使われた。政府機関は、一般にCAPEXと呼ばれる資本的支出方式で、公的資金により設備を購入する。病院と教育機関には、OPEX（運営費方式）が採用され、事業者が設置費用を負担し、電力供給による収入を得る。

公的所有はより大きな節約につながる可能性がある一方、施設側に保守責任が残る。事業者所有なら初期購入費は不要だが、資金調達、小規模な事業規模、農村部の停電が採算性を損なうことがある。系統連系型の太陽光発電システムは停電中に発電できなくなり、投資家が見込む収益に影響する可能性がある。

IEEFAは、利用可能な屋上面積を記録し、現実的な調達日程を設定し、パネルを保守し、稼働状況を独立して監視するよう提言した。パネルにほこりがたまると発電量が落ちるため、清掃や修理に費用をかけずに設置すれば、期待される節約効果の一部を失うおそれがある。

太陽光灌漑で農家の負担を軽減

バングラデシュにはディーゼル式灌漑ポンプが約100万台あり、年間約8億6,240万リットルのディーゼル燃料を消費している。その3分の1を太陽光ポンプに置き換えれば、年間約2億8,700万リットルの燃料消費を削減できる。節約額の評価では、回避できる燃料費を約2億4,400万ドルと見積もっている。

農家はすでに大きな燃料負担を抱えている。CPDの2025年5月の評価では、ディーゼル価格の上昇により灌漑コストが20～30%増加した。特に、浅井戸式のディーゼルポンプに依存するボロ米の農家で影響が大きかった。2024年6月から2025年5月にかけて、ディーゼルと灯油の価格は1リットル当たり104～108タカだった。

太陽光灌漑に切り替えれば、支出の一部を、繰り返し必要なディーゼル購入から設備と保守に振り向けられる。個々の農家の経済的な利点は、設置費、資金調達、灌漑用水の料金によって異なる。国全体で燃料を節約するには、実際にディーゼルポンプを太陽光システムで置き換える必要がある。

農業にとって、安定した系統電力も重要だ。CPDによると、電力不足で農家はディーゼルポンプに頼り、企業は操業を続けるためにディーゼル発電機を使った。したがって、クリーンな電力と供給の改善は相互に補完し合う。太陽光発電は燃料購入を減らし、電力網の強化は高価な予備発電の必要性を下げる。

余剰発電所があるのになぜ電力不足が起きるのか

バングラデシュのエネルギー問題は、高価な燃料の購入にとどまらない。IEEFAが算出した2024-25年度の電力予備率は61.3%で、発電所の能力を実際の稼働可能性に応じて調整した場合でも58.6%だった。予備率は、ピーク需要を上回る発電能力を示す。

燃料、送電容量、信頼できる設備が不足すれば、顧客が停電に見舞われる一方で、発電所は稼働できずに止まることがある。それでも契約によっては、発電設備を利用可能な状態に保つ発電事業者に容量支払いが発生する。

IEEFAによると、2024-25年度、民間の石油火力発電所に支払われた容量支払いは平均で1キロワット時当たり9.5タカ相当、民間の石炭火力発電所では5.9タカ相当だった。燃料不足により、ガス火力発電所に関する容量支払いの負担も増えた。

発電所の稼働率はコストを大きく左右する。IEEFAによると、設備容量の25%未満で稼働する発電所の発電コストは1キロワット時当たり約16.85タカだった。75%を超えて稼働する発電所では約6タカだった。稼働率が低いと、固定費がより少ない電力量に配分される。

2024-25年度、石油火力はバングラデシュの発電量の10.7%を占めた。IEEFAが示す同等の割合は、インドが0.02%、パキスタンが0.6%、ベトナムが0.06%だった。したがって、バングラデシュで石油火力発電の一部を太陽光発電に置き換えることは、特にコストの高い電源を対象にすることになる。

IEEFAのバングラデシュ担当主任エネルギーアナリストで、エネルギー転換に関する調査の著者でもあるシャフィクル・アラム氏は、報告書でコスト問題について次のように述べた。

通貨の下落と輸入化石燃料の高値だけでは、バングラデシュで発電コストが急騰している理由を十分に説明できない

同氏の分析は、過剰な発電能力、稼働率の低い発電所への支払い、発電コストの高さが、国際燃料価格と並んで問題となっていることを示す。コスト削減には、電力の計画、調達、供給の方法を見直す必要がある。

補助金、未払い金、そして次の価格ショック

ペトロバングラの財務状況は、輸入依存がいかに公的予算に波及するかを示している。2025年7月のセミナーで同社は、LNG補助金が2018-19年度の250億タカから、直近の対象年度には890億タカに増え、累積額は3,671億2,000万タカに達したと述べた。

2023-24年度、ガスの供給コストは1単位当たり27.53タカで、販売価格の22.93タカを4.60タカ上回った。ペトロバングラは、電力部門が1,652億3,000万タカを負うなど、未払い金が2,719億9,000万タカに達したとも報告した。未払い金があると、ガス供給事業者は自社の費用を賄うための資金が不足する。

IEEFAは、2025年4～6月期と同じ量のLNGを、英熱量100万単位当たり約20ドルのスポット価格で購入した場合、2026年4～6月期に約10億7,000万ドルのLNG輸入補助金が必要になる可能性があると推計した。スポット購入とは、長期契約で確保した供給ではなく、近い時期の引き渡しを対象とする取引を指す。

同研究所は、外貨不足により購入量が制限され、負荷遮断、つまり供給可能量と需要の均衡を取るための計画停電が必要になる可能性があると指摘した。バングラデシュは、十分なエネルギー供給を維持するため、多国間機関に約20億ドルの支援を求めていた。

ペトロバングラのムド・レザ・ヌル・ラーマン会長は2025年7月、マヘシュカリのマタルバリにLNG陸上基地を建設する計画があり、工期は5年と見積もられていると述べた。IEEFAは、より長期的な別の選択肢として、2030年以降に地域の水力発電を6,000メガワット分導入し、需要の高い3～9月に供給することで、年間ガス消費量を最大2,570億立方フィート削減できると提案した。

これまでの経緯

バングラデシュの近年のエネルギー情勢は、国内供給の減少、太陽光発電の導入の遅れ、輸入コストの上昇が結びついている。日付を追った主な出来事から、計画に対して実施が遅れてきた状況が分かる。

• 2018-19年度：LNGの輸入を開始。引用された数値では、ガス供給総量の約11%を占めた。
• 2024年10月：CPDによると、2025年度に探査対象とされた34坑のうち、探査が進められていたのは8坑だった。
• 2025年5月31日：CPDがガス不足、停電、燃料費に関する評価を公表。
• 2025年7月29日：ペトロバングラがガス損失、補助金、完了した坑井、未払い金に関する数値を公表。
• 2025年8月18日：IEEFAが、2025年12月を目標とする3,000メガワットの屋上太陽光計画の実現上の制約を評価。
• 2026年4～6月期：IEEFAが、LNG補助金が10億7,000万ドルに達する可能性を試算。

家庭、工場、農場にとって、目先の優先事項は、使えるエネルギーを確保し、請求額を負担可能な水準に抑えることだ。ガス設備の修繕、確実性のある太陽光発電の調達、探査の成功、安定した電力網の運用は、それぞれ、バングラデシュが高い費用を払ってもなお不足に直面する具体的な要因に対処する。

要点

• 提案された4つの変更により、導入費用を差し引く前で年間約28億7,000万ドルの燃料費削減が見込まれる。
• 推計削減額のうち、国内産ガスの増産による分は約17億3,000万ドル。
• 一次エネルギー供給に占める輸入の割合は、2020-21年度から2024-25年度にかけて47.7%から62.5%に上昇した。
• ガス損失の削減、屋上太陽光発電、太陽光灌漑により、繰り返し発生する燃料購入を減らせる可能性がある。
• 稼働率の低い発電所、容量支払い、石油火力発電が電力コストを押し上げている。
• IEEFAによる2026年4～6月期のLNG補助金の推計は、想定価格と輸入量に左右される。