Las importaciones costosas presionan el presupuesto energético de Bangladesh
Bangladesh necesita aportar más de Tk 60 en subsidios por cada metro cúbico de gas cuando el gas natural licuado (GNL) importado cuesta US$20 por millón de unidades térmicas británicas, según una evaluación del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero publicada el 5 de noviembre de 2026. Las interrupciones del suministro obligaron al país a comprar GNL a precios aún más altos en algunos momentos de 2026, lo que añadió presión a las finanzas públicas mientras continuaba la escasez de gas.
Contenido
- Las importaciones costosas presionan el presupuesto energético de Bangladesh
- Qué significa la cifra de Tk 60 en subsidios
- ¿Qué parte de la cartera de inversiones se estancó?
- Cinco años de resultados y plazos de apertura más largos
- Por qué el costo de la electricidad a partir de GNL podría más que duplicarse
- Por qué los prestamistas necesitan compradores de electricidad fiables
- Distintos obstáculos en Filipinas, Vietnam y Tailandia
- Las opciones de Bangladesh van más allá de importar más gas
- Puntos clave
Los hallazgos sitúan el problema de los subsidios de Bangladesh en un contexto más amplio de desaceleración de las inversiones. En Bangladesh, Filipinas, Vietnam y Tailandia, entre 2021 y 2026 se cancelaron, retiraron o dejaron inactivos 49 proyectos propuestos de centrales eléctricas de gas y 22 proyectos de terminales de importación de GNL. El valor estimado de la inversión conjunta era de US$67.800 millones.
La revisión de proyectos de cinco años de IEEFA, escrita por Sam Reynolds y Christopher Doleman, examinó 92 centrales eléctricas propuestas, valoradas en US$109.200 millones, y 44 terminales de importación valoradas en US$21.000 millones. Durante el período examinado, solo entró en operación el 11 por ciento de la capacidad de generación eléctrica propuesta y el 15 por ciento de la capacidad propuesta de las terminales.
Desde 2021, Bangladesh ha puesto en servicio tres centrales eléctricas de GNL. Sin embargo, según la evaluación, los altos costos del combustible y la electricidad han aumentado las necesidades de subsidios y la dependencia del financiamiento externo para proteger las reservas de divisas. A pesar de ese gasto, el suministro poco fiable de GNL ha dejado al país ante una escasez de gas.
Para Bangladesh, el problema inmediato es cómo pagar el combustible importado sin ejercer aún más presión sobre el presupuesto. Para los promotores de proyectos de los cuatro países, el problema empieza antes: conseguir equipos, financiamiento y acuerdos de venta de electricidad que permitan sostener un proyecto durante años de construcción y ante los cambios en los precios del combustible.
Qué significa la cifra de Tk 60 en subsidios
La estimación de IEEFA sobre los subsidios relaciona el precio de compra internacional con el apoyo financiero necesario para el gas suministrado en Bangladesh. Un subsidio cubre parte de la diferencia entre el costo de suministrar energía y el monto recaudado mediante las ventas. El gobierno asume esa diferencia en lugar de trasladar el costo total directamente a los consumidores.
El GNL es gas natural enfriado hasta convertirlo en líquido para transportarlo en barco. Las terminales de importación lo vuelven a convertir en gas para su uso en centrales eléctricas, fábricas y otras instalaciones. El precio internacional suele expresarse por millón de unidades térmicas británicas, o MMBtu, una medida de energía, mientras que el gas suministrado localmente puede medirse por volumen, en metros cúbicos.
La cifra de más de Tk 60 corresponde a un precio del GNL de US$20 por MMBtu. En septiembre de 2026, los precios al contado del GNL en Asia alcanzaron los US$27,50 por MMBtu, un 37,5 por ciento por encima de ese precio de referencia. Las compras al contado son cargamentos que se adquieren para una entrega relativamente próxima, en lugar de hacerlo mediante un contrato de suministro de mayor duración. IEEFA no proporcionó una estimación correspondiente del subsidio para el precio de septiembre ni una proyección del subsidio anual total.
Shafiqul Alam, analista principal de energía de IEEFA para Bangladesh, describió la presión sobre las finanzas públicas:
«El aumento de los precios del gas natural licuado (GNL) en el mercado internacional está incrementando la presión de los subsidios sobre el sector energético».
Alam dijo que las fluctuaciones de precios de los últimos cuatro o cinco años habían dificultado tanto la asequibilidad como la fiabilidad del suministro para un importador sensible a los precios como Bangladesh. El aumento de las facturas de importación también eleva la necesidad de divisas, lo que vincula las decisiones de compra de energía con los esfuerzos del país por preservar sus reservas.
¿Qué parte de la cartera de inversiones se estancó?
IEEFA identificó US$56.100 millones en proyectos propuestos de centrales eléctricas de gas que fueron cancelados, retirados o quedaron inactivos. Se trata de 49 proyectos con una capacidad de 66,2 gigavatios. Un gigavatio equivale a 1.000 megavatios y mide la cantidad de electricidad que una central puede generar en un momento dado.
Otros 22 proyectos de regasificación, valorados en US$11.700 millones, quedaron en esas categorías. En conjunto, representaban la capacidad de procesar 82 millones de toneladas de GNL al año. La regasificación es el proceso de calentar el GNL para volver a convertirlo en gas después de su entrega.
Los 71 proyectos afectados representaban alrededor del 52 por ciento de las 136 propuestas de centrales eléctricas y terminales examinadas. Su valor conjunto de US$67.800 millones también equivalía a alrededor del 52 por ciento de la cartera de inversiones de US$130.200 millones. IEEFA calculó que su valor era casi 4,5 veces el de los proyectos terminados durante el período.
La finalización fue limitada en ambos extremos de la cadena de suministro: solo se puso en servicio el 15 por ciento de la capacidad propuesta de las terminales y el 11 por ciento de la capacidad propuesta de generación eléctrica. Los proyectos de electricidad a partir de GNL necesitan tanto infraestructura para el suministro de combustible como equipos de generación. Un retraso en cualquiera de los dos puede dejar al otro a la espera del suministro o los clientes que necesita.
Cinco años de resultados y plazos de apertura más largos
La revisión de IEEFA actualiza una evaluación publicada en 2021 que examinó siete mercados asiáticos e identificó limitaciones económicas, financieras, de infraestructura y de políticas públicas. El nuevo estudio se centra en cuatro países que se espera que contribuyan al crecimiento de la demanda de GNL.
Las principales fechas muestran cómo evolucionaron los planes de inversión junto con el aumento de los costos:
- 2021: IEEFA publicó su evaluación regional anterior, que sirvió de punto de partida para la nueva revisión.
- De 2021 a 2026: Bangladesh puso en servicio tres centrales eléctricas de GNL, mientras que en Vietnam solo un proyecto de generación eléctrica con GNL llegó a la operación comercial.
- Desde 2022: los costos de capital de los proyectos de gas recientes en Estados Unidos casi se cuadruplicaron, lo que ilustra la presión en el mercado general de equipos y construcción.
- Septiembre de 2026: los precios al contado del GNL en Asia alcanzaron los US$27,50 por MMBtu, casi el triple del nivel previo al conflicto citado en la evaluación.
- 5 de noviembre de 2026: IEEFA publicó su revisión de los resultados de los proyectos en los cuatro países.
En promedio, pasaron más de siete años desde el primer anuncio público de desarrollo hasta la puesta en servicio de las centrales eléctricas terminadas. Los promotores solían proyectar entre tres y cuatro años. Por tanto, el promedio observado superó en más de tres años incluso el extremo superior de ese plazo habitual.
Esos retrasos importan para la planificación eléctrica. Una central que se espera que suministre electricidad en un plazo de cuatro años puede entrar en servicio mucho más tarde, mientras cambian los costos de sus equipos, el combustible importado y el financiamiento. Los calendarios de los proyectos determinan cuándo el gasto empieza a generar electricidad e ingresos.
Por qué el costo de la electricidad a partir de GNL podría más que duplicarse
IEEFA estima que el aumento de los costos del combustible y los equipos, combinado con el debilitamiento de las monedas locales, podría elevar a 2,3 veces el nivel de referencia de 2021 el costo nivelado de la electricidad a partir de GNL durante la vida útil de la planta. Esto supone un aumento de hasta el 130 por ciento.
El costo nivelado es una estimación del costo promedio de producir una unidad de electricidad durante la vida operativa de una central. Incluye los gastos de construcción, financiamiento, combustible y operación. Si la estimación original se representa con 100, un aumento del 130 por ciento la elevaría a 230.
Christopher Doleman, especialista de IEEFA en GNL y gas en Asia y coautor de la revisión, dijo que muchos planes energéticos de la región habían supuesto precios del combustible relativamente bajos y capital asequible. La combinación de aumentos de costos amenaza ahora la viabilidad financiera en la que se basaron esos proyectos.
La depreciación de las monedas añade otra presión. Cuando una moneda local pierde valor frente al dólar estadounidense, los compradores necesitan más dinero local para pagar la misma factura en dólares por el GNL o los equipos importados. Por tanto, un proyecto puede encarecerse en moneda local aunque su precio en dólares no cambie.
La escasez de turbinas de gas está prolongando a seis años o más los plazos de entrega de equipos pesados. Los proyectos de gas recientes en Estados Unidos han afrontado costos de capital casi cuatro veces superiores a los de 2022. Para los promotores asiáticos que compiten en el mismo mercado de equipos, la escasez genera incertidumbre tanto sobre los presupuestos de construcción como sobre las fechas de apertura.
Por qué los prestamistas necesitan compradores de electricidad fiables
Sam Reynolds, responsable de investigación sobre GNL y gas en Asia de IEEFA y coautor del informe, dijo que la volatilidad de los mercados de combustible, equipos y divisas había aumentado el riesgo de que los proyectos no avanzaran según lo previsto. La menor certeza sobre los ingresos también ha dificultado la obtención de financiamiento.
Muchos grandes proyectos energéticos dependen de financiamiento de proyectos sin recurso. En términos sencillos, los prestamistas esperan que el reembolso provenga principalmente de los ingresos y activos propios del proyecto, en lugar de una garantía amplia que cubra otros negocios del promotor. Necesitan tener confianza en que las ventas de electricidad cubrirán los costos operativos y el pago de la deuda.
Un acuerdo de compra de electricidad establece las condiciones en las que un comprador adquiere electricidad de una central. Un acuerdo financiable es aquel que los prestamistas consideran suficientemente fiable para respaldar un préstamo. Cuando los costos del combustible pueden subir bruscamente, promotores, compradores y reguladores deben acordar cómo se pagarán esos aumentos.
La carga de los subsidios de Bangladesh muestra la dimensión de este problema para las finanzas públicas. Mantener la energía a un precio asequible para los usuarios obliga al gobierno a cubrir una mayor parte del costo. A nivel de los proyectos, la incertidumbre sobre quién pagará puede retrasar los contratos necesarios para atraer a los prestamistas.
Distintos obstáculos en Filipinas, Vietnam y Tailandia
Desde 2021 se han cancelado varios proyectos en Filipinas, donde los promotores han tenido dificultades para conseguir acuerdos de compra de electricidad financiables con las empresas de distribución. La escasa demanda de GNL fuera de la generación eléctrica también ha debilitado la viabilidad de nuevas terminales de importación.
La expansión de las energías renovables añade incertidumbre sobre la frecuencia con que se recurrirá a las centrales de gas filipinas para generar electricidad. Una central que opera menos horas tiene menos electricidad que vender, lo que afecta los ingresos disponibles para recuperar los costos de construcción y pagar los préstamos.
Vietnam tiene ambiciosos objetivos de generación eléctrica con GNL, pero durante los cinco años examinados solo un proyecto llegó a la operación comercial. La incertidumbre sobre los acuerdos de compra de electricidad, el alza de los precios del GNL y la recuperación de los costos mediante las tarifas eléctricas han desalentado la inversión. La evaluación también señaló preocupaciones sobre la salud financiera de la empresa estatal de electricidad.
Tailandia ha logrado comparativamente más avances en el desarrollo de proyectos de centrales eléctricas de gas. Sin embargo, una parte considerable de la capacidad existente de las centrales de gas y las terminales de GNL sigue infrautilizada. Su experiencia añade otra preocupación a los retrasos de otros países: incluso la infraestructura terminada necesita suficiente demanda para sostener su operación.
Las opciones de Bangladesh van más allá de importar más gas
Alam recomendó aprovechar más los recursos nacionales de gas aún sin explotar, mejorar la eficiencia energética y ampliar a gran escala las energías renovables. Sus propuestas abordan tanto la fuente de energía como la cantidad que necesitan utilizar los consumidores.
El gas nacional reduciría la dependencia de los cargamentos importados, mientras que las mejoras de eficiencia disminuirían la cantidad de combustible necesaria para obtener la misma producción industrial o el mismo servicio energético. Las recomendaciones también incluyen prestar más atención a la electrificación de la demanda, es decir, sustituir algunos equipos que queman combustible directamente por otros que funcionan con electricidad.
Por ejemplo, las industrias podrían sustituir las calderas de gas por bombas de calor eficientes. Una bomba de calor utiliza electricidad para transferir calor, en lugar de producirlo íntegramente mediante la quema de combustible. Alam señaló que ese cambio permitiría reducir el consumo industrial de gas y mejorar la eficiencia.
La caída de los costos de la energía solar y eólica, los plazos de entrega más cortos y la creciente capacidad de almacenamiento en baterías también están cambiando las alternativas a la generación con GNL. La evaluación sostiene que estos avances pueden reducir la necesidad de centrales de gas, tanto para suministrar electricidad de forma regular como para cubrir los períodos de mayor demanda.
Las tres nuevas centrales de GNL de Bangladesh demuestran que los proyectos pueden entrar en operación. La persistencia de la escasez y el aumento de los subsidios muestran por qué las próximas decisiones deben tener en cuenta el suministro de combustible, los costos operativos y la demanda, además de la construcción. En los cuatro países, la conclusión central de IEEFA es que la ejecución real de los proyectos ha quedado muy por debajo de las expectativas de rápido crecimiento del GNL.
Puntos clave
- IEEFA estima que Bangladesh necesita más de Tk 60 en subsidios por metro cúbico de gas cuando el GNL importado cuesta US$20 por MMBtu.
- En septiembre de 2026, los precios al contado del GNL en Asia alcanzaron los US$27,50 por MMBtu, por encima del precio utilizado para esa estimación del subsidio.
- En cuatro países, entre 2021 y 2026 se cancelaron, retiraron o dejaron inactivos 49 proyectos de centrales eléctricas y 22 proyectos de terminales de GNL, valorados en US$67.800 millones.
- Solo entró en operación el 11 por ciento de la capacidad propuesta de generación eléctrica y el 15 por ciento de la capacidad propuesta de las terminales.
- Las centrales eléctricas terminadas tardaron en promedio más de siete años en entrar en servicio, frente a las proyecciones habituales de tres a cuatro años.
- IEEFA estima que los costos de la electricidad a partir de GNL podrían aumentar hasta un 130 por ciento respecto de los niveles de referencia de 2021 y recomienda para Bangladesh el gas nacional, la eficiencia, las energías renovables y una mayor electrificación.
