บังกลาเทศเผชิญภาระอุดหนุน LNG เกิน 60 ตากาต่อลูกบาศก์เมตร ขณะที่โครงการก๊าซในเอเชียชะงัก

การนำเข้าราคาแพงกดดันงบพลังงานของบังกลาเทศ

บังกลาเทศต้องอุดหนุนมากกว่า 60 ตากาต่อก๊าซทุกลูกบาศก์เมตร เมื่อก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) นำเข้ามีราคาที่ 20 ดอลลาร์สหรัฐต่อหน่วยความร้อนบริติชหนึ่งล้านหน่วย ตามการประเมินของสถาบันเศรษฐศาสตร์พลังงานและการวิเคราะห์ทางการเงิน (IEEFA) ที่เผยแพร่เมื่อวันที่ 5 พฤศจิกายน 2026 การหยุดชะงักของอุปทานทำให้บางช่วงในปี 2026 ประเทศต้องซื้อ LNG ในราคาสูงยิ่งขึ้น เพิ่มแรงกดดันต่อฐานะการคลัง ขณะที่ปัญหาขาดแคลนก๊าซยังดำเนินต่อไป

ผลการศึกษาชี้ให้เห็นว่าปัญหาการอุดหนุนของบังกลาเทศเป็นส่วนหนึ่งของภาวะชะลอตัวด้านการลงทุนในวงกว้าง ในบังกลาเทศ ฟิลิปปินส์ เวียดนาม และไทย มีโรงไฟฟ้าก๊าซที่เสนอจัดสร้าง 49 แห่ง และโครงการสถานีนำเข้า LNG 22 แห่ง ถูกยกเลิก ถอนโครงการ หรือไม่มีความคืบหน้าในช่วงปี 2021 ถึง 2026 มูลค่าการลงทุนรวมโดยประมาณอยู่ที่ 67,800 ล้านดอลลาร์สหรัฐ

รายงานทบทวนโครงการในรอบห้าปีของ IEEFA ซึ่งเขียนโดยแซม เรย์โนลด์ส และคริสโตเฟอร์ โดลแมน ศึกษาโรงไฟฟ้าที่เสนอจัดสร้าง 92 แห่ง มูลค่า 109,200 ล้านดอลลาร์สหรัฐ และสถานีนำเข้า 44 แห่ง มูลค่า 21,000 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ในช่วงเวลาที่ทบทวน มีโรงไฟฟ้าเพียง 11 เปอร์เซ็นต์ของกำลังการผลิตไฟฟ้าที่เสนอไว้ และสถานีเพียง 15 เปอร์เซ็นต์ของกำลังรองรับที่เสนอไว้ ซึ่งเริ่มดำเนินงานได้จริง

นับตั้งแต่ปี 2021 บังกลาเทศเปิดใช้โรงไฟฟ้า LNG แล้วสามแห่ง อย่างไรก็ตาม ตามการประเมินระบุว่า ต้นทุนเชื้อเพลิงและไฟฟ้าที่สูงขึ้นทำให้ต้องใช้งบอุดหนุนมากขึ้น และพึ่งพาเงินทุนจากภายนอกเพื่อรักษาทุนสำรองเงินตราต่างประเทศ ขณะเดียวกัน อุปทาน LNG ที่ไม่แน่นอนทำให้ประเทศยังเผชิญปัญหาขาดแคลนก๊าซ แม้จะใช้จ่ายไปแล้วก็ตาม

ปัญหาเร่งด่วนของบังกลาเทศคือจะจ่ายค่าเชื้อเพลิงนำเข้าอย่างไร โดยไม่เพิ่มแรงกดดันต่องบประมาณมากไปกว่านี้ ส่วนผู้พัฒนาโครงการในทั้งสี่ประเทศต้องเผชิญปัญหาตั้งแต่ต้นทาง นั่นคือการจัดหาอุปกรณ์ เงินทุน และสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่รองรับโครงการได้ตลอดหลายปีของการก่อสร้างและการเปลี่ยนแปลงของราคาเชื้อเพลิง

ตัวเลขเงินอุดหนุน 60 ตากาหมายถึงอะไร

ตัวเลขเงินอุดหนุนของ IEEFA เชื่อมโยงราคาซื้อขายในตลาดโลกกับเงินสนับสนุนที่จำเป็นสำหรับการจัดหาก๊าซในบังกลาเทศ เงินอุดหนุนช่วยชดเชยส่วนต่างระหว่างต้นทุนการจัดหาพลังงานกับรายได้จากการขาย รัฐบาลรับภาระส่วนต่างนี้แทนการผลักต้นทุนทั้งหมดไปยังผู้บริโภคโดยตรง

LNG คือก๊าซธรรมชาติที่ทำให้เย็นจนกลายเป็นของเหลวเพื่อขนส่งทางเรือ สถานีนำเข้าจะเปลี่ยน LNG กลับเป็นก๊าซเพื่อใช้ในโรงไฟฟ้า โรงงาน และสถานประกอบการอื่น ๆ ราคาตลาดโลกมักเสนอเป็นหน่วยความร้อนบริติชหนึ่งล้านหน่วย หรือ MMBtu ซึ่งเป็นหน่วยวัดพลังงาน ขณะที่ก๊าซที่จัดจำหน่ายในประเทศอาจวัดตามปริมาตรเป็นลูกบาศก์เมตร

ตัวเลขมากกว่า 60 ตากาเป็นการประเมินเมื่อ LNG มีราคา 20 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MMBtu ราคา LNG ตลาดจรในเอเชียแตะ 27.50 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MMBtu ในเดือนกันยายน 2026 สูงกว่าราคาอ้างอิงดังกล่าว 37.5 เปอร์เซ็นต์ การซื้อในตลาดจรหมายถึงการซื้อสินค้าที่มีกำหนดส่งมอบในระยะใกล้ แทนการทำสัญญาจัดหาระยะยาว IEEFA ไม่ได้ให้ตัวเลขเงินอุดหนุนที่สอดคล้องกับราคาเดือนกันยายน หรือประมาณการเงินอุดหนุนรวมตลอดทั้งปี

ชาฟิกุล อาลัม หัวหน้านักวิเคราะห์พลังงานของ IEEFA ประจำบังกลาเทศ อธิบายแรงกดดันต่อฐานะการคลังว่า:

ราคาก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) ในตลาดระหว่างประเทศที่สูงขึ้นกำลังเพิ่มแรงกดดันด้านเงินอุดหนุนในภาคพลังงาน

อาลัมกล่าวว่า ความผันผวนของราคาในช่วงสี่ถึงห้าปีที่ผ่านมา ทำให้ทั้งการรักษาราคาให้อยู่ในระดับที่จ่ายไหวและการจัดหาให้มีความต่อเนื่องเป็นเรื่องยากสำหรับประเทศผู้นำเข้าที่อ่อนไหวต่อราคาอย่างบังกลาเทศ ค่านำเข้าที่สูงขึ้นยังเพิ่มความต้องการเงินตราต่างประเทศ ทำให้การตัดสินใจซื้อพลังงานเชื่อมโยงกับความพยายามรักษาทุนสำรองของประเทศ

การลงทุนในแผนงานชะงักไปมากแค่ไหน

IEEFA พบว่าโรงไฟฟ้าก๊าซที่เสนอจัดสร้างและถูกยกเลิก ถอนโครงการ หรือไม่มีความคืบหน้า มีมูลค่า 56,100 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ครอบคลุม 49 โครงการ กำลังการผลิตรวม 66.2 กิกะวัตต์ โดยหนึ่งกิกะวัตต์เท่ากับ 1,000 เมกะวัตต์ ซึ่งเป็นหน่วยวัดปริมาณไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าผลิตได้ในช่วงเวลาหนึ่ง

โครงการแปรสภาพ LNG กลับเป็นก๊าซอีก 22 โครงการ มูลค่า 11,700 ล้านดอลลาร์สหรัฐ อยู่ในกลุ่มดังกล่าวเช่นกัน รวมกันแล้วมีขีดความสามารถรองรับ LNG 82 ล้านตันต่อปี การแปรสภาพกลับเป็นก๊าซคือกระบวนการให้ความร้อนแก่ LNG เพื่อเปลี่ยนกลับเป็นก๊าซหลังการขนส่งมาถึง

โครงการที่ได้รับผลกระทบทั้ง 71 โครงการคิดเป็นประมาณ 52 เปอร์เซ็นต์ของข้อเสนอโรงไฟฟ้าและสถานีทั้งหมด 136 โครงการที่นำมาทบทวน มูลค่ารวม 67,800 ล้านดอลลาร์สหรัฐก็คิดเป็นประมาณ 52 เปอร์เซ็นต์ของมูลค่าการลงทุนในแผนงานทั้งหมด 130,200 ล้านดอลลาร์สหรัฐ IEEFA คำนวณว่ามูลค่าโครงการเหล่านี้เกือบ 4.5 เท่าของมูลค่าโครงการที่แล้วเสร็จในช่วงเวลาดังกล่าว

โครงการที่แล้วเสร็จมีสัดส่วนต่ำทั้งสองด้านของห่วงโซ่อุปทาน โดยมีเพียง 15 เปอร์เซ็นต์ของขีดความสามารถสถานีที่เสนอไว้ และ 11 เปอร์เซ็นต์ของกำลังผลิตไฟฟ้าที่เสนอไว้ ซึ่งเปิดดำเนินงาน โรงไฟฟ้า LNG จำเป็นต้องมีทั้งโครงสร้างพื้นฐานสำหรับส่งเชื้อเพลิงและอุปกรณ์ผลิตไฟฟ้า หากส่วนใดล่าช้า อีกส่วนก็อาจต้องรออุปทานหรือลูกค้าที่จำเป็นต่อการดำเนินงาน

ผลลัพธ์ตลอดห้าปี และการรอเปิดดำเนินงานที่ยาวนานขึ้น

รายงานทบทวนของ IEEFA ต่อยอดจากการประเมินที่เผยแพร่ในปี 2021 ซึ่งศึกษาตลาดเอเชียเจ็ดแห่งและระบุข้อจำกัดด้านเศรษฐกิจ การเงิน โครงสร้างพื้นฐาน และนโยบาย การศึกษาฉบับใหม่นี้มุ่งเน้นสี่ประเทศที่คาดว่าจะมีส่วนผลักดันการเติบโตของอุปสงค์ LNG

วันสำคัญต่าง ๆ แสดงให้เห็นว่าแผนการลงทุนดำเนินไปพร้อมกับต้นทุนที่เพิ่มขึ้นอย่างไร:

• 2021: IEEFA เผยแพร่การประเมินระดับภูมิภาคฉบับก่อน ซึ่งเป็นจุดเริ่มต้นของการทบทวนครั้งใหม่
• 2021 ถึง 2026: บังกลาเทศเปิดใช้โรงไฟฟ้า LNG สามแห่ง ขณะที่เวียดนามมีโครงการโรงไฟฟ้า LNG เพียงแห่งเดียวที่เริ่มดำเนินงานเชิงพาณิชย์
• นับตั้งแต่ปี 2022: ต้นทุนเงินทุนของโครงการก๊าซใหม่ในสหรัฐฯ เพิ่มขึ้นเกือบสี่เท่า สะท้อนแรงกดดันในตลาดอุปกรณ์และการก่อสร้างโดยรวม
• กันยายน 2026: ราคา LNG ตลาดจรในเอเชียแตะ 27.50 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MMBtu เกือบสามเท่าของระดับก่อนเกิดความขัดแย้งที่ระบุไว้ในการประเมิน
• 5 พฤศจิกายน 2026: IEEFA เผยแพร่รายงานทบทวนผลลัพธ์ของโครงการในทั้งสี่ประเทศ

โรงไฟฟ้าที่สร้างเสร็จใช้เวลาเฉลี่ยมากกว่าเจ็ดปีนับจากการประกาศพัฒนาโครงการต่อสาธารณะครั้งแรกจนถึงการเริ่มเดินเครื่อง ผู้พัฒนาโครงการมักประเมินไว้สามถึงสี่ปี ดังนั้น ระยะเวลาเฉลี่ยที่เกิดขึ้นจริงจึงยาวกว่ากรอบเวลาประมาณการทั่วไป แม้จะเทียบกับค่าบนสุด ก็ยังนานกว่าอีกสามปี

ระยะเวลารอคอยดังกล่าวส่งผลต่อการวางแผนไฟฟ้า โรงไฟฟ้าที่คาดว่าจะจ่ายไฟได้ภายในสี่ปีอาจเปิดใช้ช้ากว่านั้นมาก ขณะที่ต้นทุนอุปกรณ์ เชื้อเพลิงนำเข้า และเงินทุนก็เปลี่ยนแปลงไปตลอดช่วงเวลา กำหนดการโครงการเป็นตัวกำหนดว่าเมื่อใดการใช้จ่ายจะเริ่มสร้างไฟฟ้าและรายได้

เหตุใดต้นทุนไฟฟ้าจาก LNG จึงอาจเพิ่มขึ้นมากกว่าสองเท่า

IEEFA ประเมินว่าต้นทุนเชื้อเพลิงและอุปกรณ์ที่สูงขึ้น ประกอบกับค่าเงินท้องถิ่นที่อ่อนลง อาจทำให้ต้นทุนไฟฟ้าจาก LNG เฉลี่ยตลอดอายุโครงการที่ปรับระดับแล้ว เพิ่มขึ้นเป็น 2.3 เท่าของระดับฐานปี 2021 หรือเพิ่มขึ้นได้สูงสุด 130 เปอร์เซ็นต์

ต้นทุนเฉลี่ยตลอดอายุโครงการที่ปรับระดับแล้ว คือการประมาณต้นทุนเฉลี่ยในการผลิตไฟฟ้าหนึ่งหน่วยตลอดอายุการดำเนินงานของโรงไฟฟ้า โดยรวมค่าก่อสร้าง เงินทุน เชื้อเพลิง และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานเข้าด้วยกัน หากกำหนดให้ค่าประมาณเดิมเท่ากับ 100 การเพิ่มขึ้น 130 เปอร์เซ็นต์จะทำให้ตัวเลขอยู่ที่ 230

คริสโตเฟอร์ โดลแมน ผู้เชี่ยวชาญด้าน LNG และก๊าซในเอเชียของ IEEFA และผู้ร่วมเขียนรายงาน กล่าวว่า แผนพลังงานจำนวนมากในภูมิภาคตั้งอยู่บนสมมติฐานว่าราคาเชื้อเพลิงจะค่อนข้างต่ำและเงินทุนมีราคาที่เอื้อมถึงได้ การเพิ่มขึ้นของต้นทุนหลายด้านในขณะนี้กำลังบั่นทอนความคุ้มค่าทางการเงินที่ใช้เป็นฐานในการวางแผนโครงการเหล่านั้น

ค่าเงินที่อ่อนลงเพิ่มแรงกดดันอีกทางหนึ่ง เมื่อค่าเงินท้องถิ่นอ่อนค่าลงเมื่อเทียบกับดอลลาร์สหรัฐ ผู้ซื้อจำเป็นต้องใช้เงินท้องถิ่นมากขึ้นเพื่อชำระใบแจ้งหนี้ LNG หรืออุปกรณ์นำเข้าที่คิดเป็นเงินดอลลาร์ในจำนวนเท่าเดิม ดังนั้น โครงการจึงอาจมีต้นทุนสูงขึ้นในประเทศ แม้ราคาเป็นดอลลาร์จะไม่เปลี่ยนแปลง

การขาดแคลนกังหันก๊าซทำให้ระยะเวลาส่งมอบอุปกรณ์ขนาดใหญ่ยืดออกไปถึงหกปีหรือมากกว่า โครงการก๊าซใหม่ในสหรัฐฯ เผชิญต้นทุนเงินทุนสูงเกือบสี่เท่าของระดับปี 2022 สำหรับผู้พัฒนาโครงการในเอเชียที่แข่งขันในตลาดอุปกรณ์เดียวกัน การขาดแคลนทำให้ไม่แน่นอนทั้งงบก่อสร้างและกำหนดเปิดดำเนินงาน

เหตุใดผู้ให้กู้จึงต้องการผู้ซื้อไฟฟ้าที่เชื่อถือได้

แซม เรย์โนลด์ส หัวหน้าฝ่ายวิจัย LNG และก๊าซในเอเชียของ IEEFA และผู้ร่วมเขียนรายงาน กล่าวว่า ความผันผวนของตลาดเชื้อเพลิง อุปกรณ์ และอัตราแลกเปลี่ยน เพิ่มความเสี่ยงที่โครงการจะไม่สามารถดำเนินไปตามแผน รายได้ที่คาดการณ์ได้ยากขึ้นยังทำให้การจัดหาเงินทุนยากกว่าเดิม

โครงการพลังงานขนาดใหญ่จำนวนมากพึ่งพาการจัดหาเงินทุนแบบไม่ไล่เบี้ยต่อผู้สนับสนุนโครงการ กล่าวอย่างง่ายคือ ผู้ให้กู้คาดหวังว่าจะได้รับชำระหนี้จากรายได้และทรัพย์สินของโครงการเป็นหลัก ไม่ใช่จากการค้ำประกันในวงกว้างที่ครอบคลุมธุรกิจอื่นของผู้พัฒนาโครงการด้วย ผู้ให้กู้จำเป็นต้องมั่นใจว่ารายได้จากการขายไฟฟ้าจะครอบคลุมต้นทุนการดำเนินงานและการชำระหนี้

สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากำหนดเงื่อนไขที่ผู้ซื้อจะรับซื้อไฟฟ้าจากโรงไฟฟ้า ส่วนสัญญาที่มีความน่าเชื่อถือในสายตาผู้ให้กู้คือสัญญาที่ผู้ให้กู้เห็นว่ามั่นคงพอจะใช้สนับสนุนการปล่อยสินเชื่อ เมื่อราคาเชื้อเพลิงอาจพุ่งขึ้นอย่างรวดเร็ว ผู้พัฒนาโครงการ ผู้ซื้อ และหน่วยงานกำกับดูแลจำเป็นต้องตกลงกันว่าใครจะเป็นผู้รับภาระต้นทุนที่เพิ่มขึ้น

ภาระเงินอุดหนุนของบังกลาเทศสะท้อนปัญหานี้ในด้านการคลัง การรักษาราคาไฟฟ้าและพลังงานให้อยู่ในระดับที่ผู้ใช้จ่ายไหวทำให้รัฐบาลต้องรับภาระต้นทุนมากขึ้น ในระดับโครงการ ความไม่แน่นอนว่าใครจะเป็นผู้จ่ายอาจทำให้สัญญาที่จำเป็นต่อการดึงดูดผู้ให้กู้ล่าช้า

อุปสรรคที่แตกต่างกันในฟิลิปปินส์ เวียดนาม และไทย

นับตั้งแต่ปี 2021 มีโครงการหลายแห่งในฟิลิปปินส์ถูกยกเลิก โดยผู้พัฒนาโครงการประสบปัญหาในการทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ผู้ให้กู้ยอมรับได้กับบริษัทจำหน่ายไฟฟ้า อุปสงค์ LNG ที่จำกัดนอกภาคการผลิตไฟฟ้ายังทำให้เหตุผลทางธุรกิจสำหรับการสร้างสถานีนำเข้าแห่งใหม่อ่อนลง

การขยายพลังงานหมุนเวียนเพิ่มความไม่แน่นอนว่าฟิลิปปินส์จะเรียกใช้โรงไฟฟ้าก๊าซบ่อยเพียงใด โรงไฟฟ้าที่เดินเครื่องน้อยชั่วโมงลงย่อมมีไฟฟ้าขายน้อยลง ซึ่งกระทบต่อรายได้สำหรับชดเชยค่าก่อสร้างและชำระคืนเงินกู้

เวียดนามตั้งเป้าหมายด้านไฟฟ้าจาก LNG ไว้อย่างทะเยอทะยาน แต่ตลอดห้าปีที่ทบทวน มีเพียงโครงการเดียวที่เริ่มดำเนินงานเชิงพาณิชย์ ความไม่แน่นอนเกี่ยวกับสัญญาซื้อขายไฟฟ้า ราคา LNG ที่สูงขึ้น และการชดเชยต้นทุนผ่านค่าไฟฟ้า ล้วนบั่นทอนการลงทุน การประเมินยังระบุข้อกังวลเกี่ยวกับสถานะทางการเงินของการไฟฟ้าของรัฐ

ไทยมีความคืบหน้าในการพัฒนาโครงการโรงไฟฟ้าก๊าซมากกว่าเมื่อเทียบกับประเทศอื่น อย่างไรก็ตาม กำลังการผลิตจำนวนมากของโรงไฟฟ้าก๊าซและสถานี LNG ที่มีอยู่ยังใช้ประโยชน์ไม่เต็มที่ ประสบการณ์ของไทยเพิ่มข้อกังวลอีกประการให้กับปัญหาความล่าช้าในประเทศอื่น นั่นคือแม้โครงสร้างพื้นฐานจะสร้างเสร็จแล้ว ก็ยังต้องมีอุปสงค์เพียงพอที่จะรองรับการดำเนินงาน

ทางเลือกของบังกลาเทศไม่ได้มีเพียงการนำเข้าก๊าซเพิ่ม

อาลัมเสนอให้บังกลาเทศใช้ทรัพยากรก๊าซธรรมชาติในประเทศที่ยังไม่ได้พัฒนาให้มากขึ้น ปรับปรุงประสิทธิภาพการใช้พลังงาน และขยายพลังงานหมุนเวียนในวงกว้าง ข้อเสนอเหล่านี้ครอบคลุมทั้งแหล่งพลังงานและปริมาณพลังงานที่ผู้บริโภคจำเป็นต้องใช้

ก๊าซในประเทศจะช่วยลดการพึ่งพา LNG นำเข้า ส่วนการปรับปรุงประสิทธิภาพจะลดปริมาณเชื้อเพลิงที่ต้องใช้เพื่อให้ได้ผลผลิตภาคอุตสาหกรรมหรือบริการด้านพลังงานในระดับเดิม ข้อเสนอยังรวมถึงการให้ความสำคัญกับการใช้ไฟฟ้าแทนเชื้อเพลิงในฝั่งอุปสงค์มากขึ้น ซึ่งหมายถึงการเปลี่ยนอุปกรณ์บางชนิดที่เผาไหม้เชื้อเพลิงโดยตรง มาเป็นอุปกรณ์ที่ใช้ไฟฟ้า

ตัวอย่างเช่น ภาคอุตสาหกรรมอาจเปลี่ยนหม้อต้มก๊าซเป็นปั๊มความร้อนประสิทธิภาพสูง ปั๊มความร้อนใช้ไฟฟ้าในการถ่ายเทความร้อน แทนการผลิตความร้อนทั้งหมดด้วยการเผาไหม้เชื้อเพลิง อาลัมระบุว่าการเปลี่ยนดังกล่าวเป็นแนวทางลดการใช้ก๊าซในภาคอุตสาหกรรมและเพิ่มประสิทธิภาพ

ต้นทุนพลังงานแสงอาทิตย์และพลังงานลมที่ลดลง ระยะเวลาส่งมอบที่สั้นลง และขีดความสามารถในการกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ที่เพิ่มขึ้น กำลังเปลี่ยนทางเลือกอื่นนอกเหนือจากการผลิตไฟฟ้าด้วย LNG การประเมินระบุว่าความเปลี่ยนแปลงเหล่านี้ช่วยลดความจำเป็นในการใช้โรงไฟฟ้าก๊าซ ทั้งเพื่อจ่ายไฟอย่างสม่ำเสมอและรองรับช่วงที่มีความต้องการไฟฟ้าสูงสุด

โรงไฟฟ้า LNG แห่งใหม่สามแห่งของบังกลาเทศแสดงให้เห็นว่าโครงการสามารถเริ่มดำเนินงานได้ แต่ปัญหาขาดแคลนที่ยังคงเกิดขึ้นและเงินอุดหนุนที่เพิ่มขึ้นแสดงให้เห็นว่า การตัดสินใจครั้งต่อไปต้องคำนึงถึงอุปทานเชื้อเพลิง ต้นทุนดำเนินงาน และอุปสงค์ ควบคู่ไปกับการก่อสร้าง ข้อสรุปสำคัญของ IEEFA ในทั้งสี่ประเทศคือ การส่งมอบโครงการจริงยังห่างไกลจากความคาดหวังว่าจะขยายการใช้ LNG ได้อย่างรวดเร็ว

ประเด็นสำคัญ

• IEEFA ประเมินว่าบังกลาเทศต้องอุดหนุนก๊าซมากกว่า 60 ตากาต่อลูกบาศก์เมตร เมื่อ LNG นำเข้ามีราคา 20 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MMBtu
• ราคา LNG ตลาดจรในเอเชียแตะ 27.50 ดอลลาร์สหรัฐต่อ MMBtu ในเดือนกันยายน 2026 สูงกว่าราคาที่ใช้คำนวณเงินอุดหนุนดังกล่าว
• ในสี่ประเทศ มีโรงไฟฟ้า 49 แห่งและโครงการสถานี LNG 22 แห่ง มูลค่ารวม 67,800 ล้านดอลลาร์สหรัฐ ถูกยกเลิก ถอนโครงการ หรือไม่มีความคืบหน้าในช่วงปี 2021 ถึง 2026
• มีเพียง 11 เปอร์เซ็นต์ของกำลังผลิตไฟฟ้าที่เสนอไว้ และ 15 เปอร์เซ็นต์ของขีดความสามารถสถานีที่เสนอไว้ ซึ่งเริ่มดำเนินงานได้จริง
• โรงไฟฟ้าที่สร้างเสร็จใช้เวลาเฉลี่ยมากกว่าเจ็ดปีกว่าจะเปิดดำเนินงาน เทียบกับกรอบเวลาที่คาดการณ์โดยทั่วไปสามถึงสี่ปี
• IEEFA ประเมินว่าต้นทุนไฟฟ้าจาก LNG อาจเพิ่มขึ้นได้สูงสุด 130 เปอร์เซ็นต์จากระดับฐานปี 2021 และเสนอให้บังกลาเทศใช้ก๊าซในประเทศ เพิ่มประสิทธิภาพ ขยายพลังงานหมุนเวียน และใช้ไฟฟ้าแทนเชื้อเพลิงมากขึ้น