バングラデシュ、電力需要に対応するためインドからの輸入を拡大

バングラデシュが輸入電力に頼る理由

バングラデシュは需要の急増に対応するため、インドからの電力購入を増やし、燃料油発電所の稼働も拡大している。国内のガス供給制約や石炭火力発電所のメンテナンスによる停止で、国内発電量が減少した。7月までの7カ月間の政府データによると、インドからの輸入は約70％増加し、追加供給の大半はインド東部にあるアダニ・パワーの大型発電所から供給された。この転換により、最も暑い時期や灌漑シーズンの停電を抑えることができた。

2020年までの10年間、天然ガスはバングラデシュの電力の約3分の2を供給していた。その後、ガス関連インフラの制約とコスト抑制の取り組みを背景に、電源構成は輸入電力や国内の石炭火力へと傾いている。サミット・パワーのディレクター、アディーバ・アジズ・カーン氏はシンガポールで開かれたアジア太平洋石油会議で、この需給調整の難しさを説明した。肥料生産にはガスが必要だが、燃料油を含め、より安価な電力は他から調達できると指摘した。

当局者やアナリストによると、今年の判断を左右しているのは、発電用ガスの不足と送電網のボトルネックという2つの現実だ。ガス火力発電所の多くは、パイプラインの圧力が低いため最大出力で稼働できない。複数の石炭火力発電所もメンテナンス中で、運転できる電源の選択肢が限られている。

バングラデシュ電力開発庁（BPDB）で発電を担当する委員のザヒルル・イスラム氏は、灌漑期と夏季に生じる季節的な需要の急増が、電力システムへの負荷を強めると述べた。

4月と5月は夏季であり灌漑期でもあるため、この時期の電力供給は大きな課題となります。

同氏によると、輸入は契約上の供給可能量に応じて行われ、契約条件とシステムの状況が許せば、さらに調達を求めるという。

バングラデシュはインドからどれほどの電力を輸入しているのか

この春の最近の数日間、バングラデシュの電力供給の約17％をインドからの輸入が占めた。今年の最初の7カ月間の輸入比率は平均約15.4％で、前年同期の9.5％から上昇した。この増加は、ジャルカンド州にあるアダニ・パワーの発電所から継続的に送電されたことと、ベラマラおよびトリプラとの既存の連系線を通じた安定した供給を反映している。

現在の送電量と容量

送電網データによると、既存の連系線を通じてバングラデシュがインドから輸入できる電力は最大2,560メガワット。4月の最近の平日、正午ごろには、アダニから約1,303メガワット、ベラマラの高圧直流連系線経由で約907メガワット、トリプラから約42メガワットが送られていた。夕方の需要ピーク時には、バングラデシュ向けのアダニの供給が約1,360～1,366メガワットに増え、ベラマラは約915メガワット、トリプラからの供給もわずかに増加した。送電網の技術者によると、ベラマラの連系設備の定格容量は1,000メガワットだが、運用上の制約から送電量が約960メガワットを超えることはまれだ。

電源構成に占める輸入の割合

輸入の増加は、3月以降の需要回復と重なっている。エネルギー経済・財務分析研究所（IEEFA）のアナリストは、気温の上昇に伴い、輸入と燃料油発電所の利用が増えたと述べた。政府データでは、今年の最初の7カ月間の輸入比率は15.4％。4月の日別ピークでは、供給の17％超を輸入電力が占めた。

国内のガス、石炭、燃料油の状況

ガスは依然としてバングラデシュの発電の基盤だが、今年はガス火力発電所の発電量が減少した。7月までの液化天然ガス（LNG）輸入が24％増えたにもかかわらず、同期間のガス発電量は約1.2％減少した。公式データによると、電源構成に占めるガスの割合は前年同期の46.8％から約43.9％に低下した。当局者は、ガス網の一部で圧力が低下し、多くのタービンが定格出力を下回る運転を余儀なくされていると説明する。その影響は広範囲に及ぶ。同じガス網を工場や肥料工場も利用しているためだ。

ガス供給の制約

LNG価格は2022年以降、変動が激しく、ドル不足に直面する国にとってスポット調達の貨物は高額になりかねない。バングラデシュは、小売料金を受け入れ可能な水準に保ちながら、LNG、パイプラインガス、その他の輸入燃料の支払いをやりくりしなければならない。こうしたトレードオフにより、契約価格が予測可能で燃料供給リスクが限られる場合、送電網を通じた電力輸入が魅力的な選択肢となっている。

石炭火力のメンテナンスと停止

バングラデシュ国内の石炭火力発電所では今年、メンテナンス作業が行われ、一時的に利用可能な発電容量が減少した。停止や燃料輸送上の問題により、特に納入が遅れたり在庫の積み増しが必要になったりすると、石炭火力の稼働が制限される。電源構成に占める石炭火力の割合は前年同期の30.1％から約26.2％に低下しており、需要が急増した際に送電網が輸入により頼ることになった理由の一つだ。

つなぎ役となる燃料油

石油火力発電所が不足分の一部を補っている。今年の最初の7カ月間に燃料油発電所が発電した電力の割合は約12.6％で、前年同期の11.9％から上昇した。こうした発電所は迅速に起動でき、需要地の近くにあるため、ピーク時の供給に役立つ。一方、燃料費は高く、ガス火力や水力より排出量も多いため、計画担当者は短期的なつなぎとして位置付けている。

国境を越える電力供給の中心にあるアダニ・パワー

インドのジャルカンド州にあるゴッダ発電所は、バングラデシュにとって単一の発電所として最大の国外電力供給源となっている。同発電所は長期契約に基づきバングラデシュへ電力を輸出するために建設され、国境の連系設備に直接送電している。今年、供給が逼迫した週には、ゴッダからの電力が輸入需要の大半を賄った。

サミット・パワーのアディーバ・アジズ・カーン氏は、短期的な選択は価格と、希少なガスを他の用途に振り向ける必要性を反映していると述べた。

発電用ガスが不足しており、送電にも問題があります。

同氏は、燃料供給の問題や送電網のボトルネックを踏まえると、ガス火力発電が近く再び増える可能性は低いと付け加えた。

未払い料金と延滞料

支払いをめぐる問題も、今年のインドとの電力取引に負荷を加えている。インドのメディアは4月、バングラデシュが支払いを滞納していると報じ、バングラデシュ当局者は政府が未払い分の解消に動いたと述べた。英字紙フィナンシャル・エクスプレスの最近の社説によると、アダニ・パワーの最高財務責任者は、11月に12億ドルを支払った後も、5月初旬時点で未払い料金が約9億ドルに上ると明らかにした。未払い額は6月までに約13億ドルに達する見通しだという。同紙は月2％、年率換算で約27％の延滞料にも言及した。補助金に依存する電力会社にとって、未払いが積み上がれば負担は急速に膨らむ。

電力単価の比較

同じ社説は、供給元による大きな価格差を詳しく示した。電力開発庁が2023～2024年にアダニに支払った平均価格は1キロワット時当たり14.87タカで、NVVNには8.07タカ、センブコープ・エナジーには10.42タカ、PTCインディアには9.28タカだったという。国内の別の基準価格として、マタバリ石炭火力発電所は1キロワット時当たり8.45タカでの売電に合意していた。バングラデシュの裁判所はアダニとの契約条件の見直しを命じている。BPDBには、家庭や産業への供給を維持し、料金の急騰を避けながらコストを削減するよう求められている。

支払いをめぐる問題が深刻化した時期、ダッカの報道機関は、支払い再開で供給が回復するまでの間、アダニがゴッダ発電所の出力を一時約半分に抑えたと報じた。

季節的な需要急増と停電リスク

バングラデシュの電力需要は通常、気温が高く灌漑用ポンプが継続的に稼働する4月中旬から6月にかけてピークを迎える。送電網の運用者は、初夏のピーク需要を約16,000～16,500メガワットと見積もる一方、供給可能な発電量は約15,500メガワットにとどまっていた。この差を広範な計画停電なしに埋めるため、政府は輸入を拡大し、起動の速い石油火力発電所への依存も強めた。

電力開発庁の幹部は業界メディアに、こうした措置の背景を次のように説明した。

停電を避けるため、大量の供給が可能だったアダニの電力に頼りました。

送電上の制約も判断を左右する。当局者が送電の問題に言及する場合、燃料を確保している発電所から、需要が最も高い地域へ電力を送る際の実務上の限界を指している。ベラマラの高圧連系線は通常、上限に近い水準で稼働するが、定格容量いっぱいの送電を長時間続けることはまれだ。

形を取り始める地域電力取引

バングラデシュはインドを中継網として利用しながら、周辺国からの電力調達を始めている。6月15日、ネパールはインドの400キロボルトのムザファルプル―バハランプル―ベラマラ回廊を経由し、バングラデシュへの40メガワットの電力輸出を開始した。ネパール電力庁、バングラデシュ電力開発庁、インドのNVVNによる三者間契約の下、11月15日までの5カ月間、1キロワット時当たり6.4セントで供給される。

ネパールのエネルギー相は、この送電をヒマラヤの水力発電を新たな市場に売り込む第一歩と位置付けた。

電力輸出によって、国内に5,000メガワット規模の輸出市場が開かれました。

インドはブータンとも電力を取引し、ネパールから季節的な余剰電力を輸入する一方、バングラデシュやミャンマーへ電力を送っている。ニューデリーの当局者は、将来的に地域の供給網を広げるスリランカとの海底連系線についても協議している。

水力発電の拡大も視野に

バングラデシュは、インドから再生可能エネルギー1,000メガワットを輸入する枠組みと、ネパールから定常的に40メガワットを輸入する契約にも署名している。いずれもインド経由で送電される。こうした供給量はバングラデシュのピーク需要と比べれば小さいが、水力資源に恵まれた近隣国から、より多くのクリーン電力を購入する電源構成への移行を示している。

価格、産業、供給安定性への影響

輸入を続けることで、供給が逼迫する月にも工場の稼働を維持しやすくなる。既製服産業は受注を満たすため、安定した電力供給を必要としている。大規模な紡績工場の多くは、送電網で頻発する供給不足を補うため自家発電設備を設置しており、コスト上昇と競争力の低下につながっている。小規模産業や家内工業は、計画停電が再開した場合に代替手段が限られる。

為替相場の不安定さも状況を複雑にしている。バングラデシュの外貨準備は2022～2024年に大幅に減少し、輸入石炭やガスの支払いが難しくなった。その結果、計画担当者は条件がより明確な契約による電力輸入を選び、国内のガスを肥料や産業向けに優先配分するようになった。補助金は発電コスト全額が家庭に転嫁されるのを防いでいるが、電力会社のコストと小売料金の差は財政への圧力を強めている。

バングラデシュの中長期的な選択肢

現在進行中の複数のプロジェクトが予定通り稼働すれば、短期的な供給圧力を和らげられる。ループプール原発の1号機は、2025年後半までに1,200メガワットを追加する予定だ。マタバリやその他の石炭火力発電所の稼働拡大も、燃料供給が改善すれば発電容量の増加につながる。送電網の増強、とりわけ西部の連系線の送電容量拡大により、発電所が稼働可能でも需要地から遠い場合に、より効率よく電力を送れるようになる。

エネルギー計画の担当者は、よりクリーンな電源構成も実現可能だと述べている。政府は、現在は小規模にとどまる再生可能エネルギーの割合を、2050年までに少なくとも50％にする目標を掲げている。そのためにはインド、ネパール、ブータンからの水力発電の輸入を継続するとともに、国内で太陽光や風力発電を拡大する必要がある。独立系アナリストによると、LNG市場の変動は今後も続く可能性が高く、長期的にはスポット輸入への依存を減らす必要がある。輸入電力の契約方式を見直して、供給の安定性を保ちながら、違約金や単価を引き下げることもできる。

要点

• 7月までの7カ月間にインドからの輸入は約70％増加し、輸入比率は9.5％から約15.4％に上昇した。
• 4月の一部の日には、バングラデシュの電力の約17％がインドから供給され、アダニから最大1,366メガワット、ベラマラ経由で約915メガワットが送電された。
• パイプラインの圧力低下で多くの発電設備の稼働が制限され、LNG輸入が24％増えたにもかかわらずガス発電量は減少した。
• 燃料油発電所が不足分を補い、今年の最初の7カ月間に電源構成に占める割合は約12.6％に上昇した。
• アダニからの供給は重要な役割を果たしているが、未払い料金や高額な延滞料をめぐる問題で関係が緊張した。
• ネパールは6月15日、1キロワット時当たり6.4セントの5カ月契約に基づき、インド経由でバングラデシュへの40メガワットの輸出を開始した。
• 産業界は安定供給を必要としており、既製服産業は停電や燃料費上昇の影響を受けやすい。
• ループプール原発の新規発電容量や将来の水力発電輸入が予定通り実現すれば、供給安定性の向上とコスト削減につながる可能性がある。