El retraso de la transición energética de Bangladesh tiene un costo anual estimado de 2.870 millones de dólares

Cuatro oportunidades desaprovechadas elevan la factura energética

Bangladesh podría evitar un gasto anual estimado de 2.870 millones de dólares en combustibles si produjera más gas nacional, ampliara la energía solar en tejados, redujera las pérdidas de gas y sustituyera algunas bombas de riego diésel por sistemas solares. La estimación utiliza los precios internacionales de los combustibles anteriores a la guerra entre Rusia y Ucrania, lo que muestra lo costosos que ya eran los retrasos antes de las posteriores perturbaciones del mercado.

El mayor ahorro potencial, de unos 1.730 millones de dólares al año, provendría de sustituir gas natural licuado importado por 150.000 millones de pies cúbicos adicionales de gas nacional. La energía solar en tejados podría ahorrar unos 350 millones de dólares; la reducción de las pérdidas de gas, unos 550 millones; y el riego solar, unos 244 millones. En conjunto, las estimaciones suman aproximadamente 2.874 millones de dólares.

Estas cifras describen el ahorro anual potencial en combustible que se obtendría con los cambios propuestos. Lograrlo exigiría invertir en exploración, equipos solares, gasoductos, medidores y ejecución de proyectos. El precio que Bangladesh pague por el combustible importado también influiría en el ahorro final.

El Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) identifica un problema más amplio en su estudio sobre la transición energética: las importaciones de energía primaria pasaron del 47,7% del suministro de Bangladesh en el ejercicio fiscal 2020-21 al 62,5% en 2024-25. Es un aumento de 14,8 puntos porcentuales en cuatro años.

Según el estudio, las fuentes renovables representan apenas el 2,3% de la electricidad generada para la red de Bangladesh, frente al promedio mundial del 33,8%. Mientras tanto, el costo medio de generación eléctrica subió de 6,61 takas bangladesíes por kilovatio hora en 2020-21 a 11,33 en 2022-23, un aumento de alrededor del 71%. Un kilovatio hora es la cantidad de electricidad que consume un aparato de 1.000 vatios al funcionar durante una hora.

Más gas importado, menos suministro total

Las cifras de Petrobangla citadas para el ejercicio fiscal 2025-26 sitúan el suministro total de gas en 980.000 millones de pies cúbicos, incluidos 352.000 millones de pies cúbicos de gas natural licuado (GNL) importado, cerca del 36%. En 2018-19, cuando comenzaron las importaciones de GNL, el suministro total era de 1,078 billones de pies cúbicos, incluidos 113.000 millones de pies cúbicos de GNL, alrededor del 11%.

Según esas cifras, el suministro total de gas de Bangladesh cayó cerca del 9%, mientras que el volumen de GNL aumentó a más del triple. El gas importado ha ido cubriendo cada vez más el espacio dejado por la caída de la producción nacional, en lugar de aumentar el suministro total.

El GNL es gas natural enfriado hasta convertirse en líquido para que los barcos puedan transportarlo a través de los océanos. Bangladesh debe pagar el combustible, el transporte marítimo y las instalaciones para volver a convertirlo en gas. Comprar más GNL también aumenta la demanda de divisas.

La evaluación de la crisis energética del Centre for Policy Dialogue, fechada el 31 de mayo de 2025, documenta el lento ritmo de la exploración. En octubre de 2024, solo se exploraban ocho de los 34 pozos cuya exploración estaba prevista para el ejercicio fiscal 2025.

En un seminario de Petrobangla celebrado el 29 de julio de 2025, las autoridades describieron los avances de un programa para 50 pozos: se habían completado 18, con un aumento de 78 millones de pies cúbicos diarios, y continuaban las labores en otros cuatro. Ijaz Hossain, exprofesor de la Bangladesh University of Engineering and Technology, dijo en el seminario que la producción nacional había caído a niveles no vistos desde hacía 15 años.

El ahorro estimado de 1.730 millones de dólares supone que la exploración y extracción podrían aportar otros 150.000 millones de pies cúbicos al año, en sustitución de un volumen equivalente de GNL, a un precio promedio de 11,50 dólares por millón de unidades térmicas británicas. Esta unidad mide la energía contenida en el combustible. El aumento de la producción depende de que la exploración tenga éxito y se desarrollen reservas aprovechables.

Las pérdidas de gas también generan costos de importación

Bangladesh registró 77.000 millones de pies cúbicos de gas como pérdidas o desperdicio del sistema en el ejercicio fiscal 2024-25, equivalentes al 7,9% del suministro total. Reducir las pérdidas hasta cerca del 2% podría ahorrar, según las estimaciones, 50.000 millones de pies cúbicos al año, valorados en unos 550 millones de dólares con el mismo supuesto de precio del GNL.

La presentación de Petrobangla de julio de 2025 ofreció cifras más detalladas sobre algunas partes de la red. Las pérdidas en los gasoductos de distribución alcanzaron el 6,28% en 2023-24, con un costo de 37.900 millones de takas, y el 7,44% hasta marzo de 2024-25, con un costo de 32.860 millones de takas. Por separado, informó de pérdidas del 2% en el transporte; en su evaluación de mayo, el CPD estimó que las pérdidas del sistema de gas se situaban entre el 12% y el 14%.

Las cifras corresponden a distintos períodos y partes del sistema. Muestran por qué es importante medir de manera coherente para decidir qué gasoductos, clientes y empresas de distribución requieren más atención.

Petrobangla señaló como causas las tuberías envejecidas, las fugas en las conexiones de gas, los daños durante las obras y las conexiones residenciales ilegales. Los errores de medición, las pérdidas durante el mantenimiento y la gestión deficiente también contribuyen al problema general.

Las reparaciones de gasoductos, los medidores modernos, el monitoreo y la eliminación de las conexiones ilegales podrían conservar el gas que ya entra en la red. Petrobangla dijo que estaba ampliando el uso de medidores residenciales de prepago y tomando medidas contra las conexiones ilegales. Para las fábricas y centrales eléctricas que afrontan escasez, recuperar gas podría mejorar el suministro sin que llegue otro cargamento al puerto.

La energía solar en tejados tiene margen para crecer

Los tejados industriales ofrecen a Bangladesh una forma de generar electricidad cerca de las fábricas que la utilizan. La estimación de la oportunidad desaprovechada supone que avanzar hacia los objetivos solares fijados en 2010 podría haber permitido instalar al menos 2.000 megavatios de capacidad solar en tejados, reducir el uso diurno de electricidad costosa generada con petróleo y ahorrar aproximadamente 35.000 millones de takas al año.

Los elevados aranceles sobre los paneles y los equipos, la falta de coherencia de las políticas y los incentivos limitados han ralentizado las instalaciones. Mustafa Al Mahmud, presidente de la Bangladesh Sustainable and Renewable Energy Association, dijo que la cancelación de las cartas de intención de 31 proyectos de energía renovable aprobados en virtud de una legislación especial había frenado la actividad y desalentado a los inversores extranjeros.

Las estimaciones de la capacidad actual también varían. Las cifras oficiales citadas en la evaluación del ahorro sitúan la energía solar en tejados en unos 500 MW, mientras que una estimación más amplia del IEEFA la calcula en cerca de 1.000 MW, incluidos 667 MW en grandes tejados industriales y el resto en instalaciones industriales más pequeñas. El informe del IEEFA sobre energía solar en tejados, publicado el 18 de agosto de 2025, registró solo 245 MW instalados entre junio de 2008 y junio de 2025. Un inventario común que incluyera las fechas y categorías de las instalaciones ayudaría a establecer un total nacional fiable.

Pakistán muestra la rapidez que es posible alcanzar cuando el costo de la electricidad de la red es alto y existen políticas de apoyo a las instalaciones privadas. Su capacidad solar en tejados llegó a unos 15.000 MW en enero de 2025, tras una rápida expansión, en gran parte durante 2024. India contaba con más de 18.000 MW de energía solar en tejados en mayo de 2025, según el informe del IEEFA.

El desafío de Bangladesh consiste tanto en fomentar las instalaciones como en garantizar que funcionen de manera fiable. El IEEFA estima que solo entre 15 y 20 empresas del país cuentan con la calidad y experiencia necesarias para gestionar ingeniería, adquisición y construcción con un alto nivel.

Un ambicioso objetivo de instalaciones públicas en tejados chocó con límites prácticos

El programa del Gobierno anunciado en 2025 tenía como objetivo instalar 3.000 MW de energía solar en tejados para diciembre de ese año. Frente a los 245 MW registrados en junio de 2025, esto requería instalar más de 12 veces la capacidad existente en menos de seis meses. No se informó del total final de instalaciones del programa.

El IEEFA señaló una limitación básica: la demanda eléctrica conjunta de las oficinas gubernamentales, los hospitales, las instituciones educativas y las instituciones religiosas era inferior a 1.500 MW. Las conexiones eléctricas autorizadas limitaban la cantidad de energía solar que podía instalarse según las normas de medición neta, que permiten a los clientes enviar el excedente de electricidad a la red y recibir un crédito.

El programa empleaba dos modalidades de financiación. Las oficinas gubernamentales comprarían los sistemas con fondos públicos mediante un modelo de gasto de capital, conocido comúnmente como CAPEX. Los hospitales y las instituciones educativas recurrirían a un modelo de gasto operativo, o OPEX, en el que un promotor paga la instalación y obtiene ingresos por el suministro de electricidad.

La propiedad pública puede generar mayores ahorros, pero deja las responsabilidades de mantenimiento en manos de la institución. La propiedad del promotor elimina el costo inicial de compra, aunque la financiación, el pequeño tamaño de los proyectos y los cortes de electricidad en zonas rurales pueden reducir la rentabilidad comercial. Los sistemas solares conectados a la red pueden dejar de generar durante los cortes, lo que afecta a los ingresos previstos por los inversores.

El IEEFA recomendó documentar la superficie útil de los tejados, establecer plazos de contratación realistas, mantener los paneles y supervisar el rendimiento de forma independiente. La acumulación de polvo puede reducir la producción eléctrica, por lo que instalar paneles sin destinar recursos a su limpieza y reparación implica el riesgo de perder parte del ahorro previsto.

El riego solar podría aliviar la presión sobre los agricultores

Bangladesh cuenta con cerca de un millón de bombas de riego diésel que consumen aproximadamente 862,4 millones de litros de diésel al año. Sustituir un tercio por bombas solares podría desplazar unos 287 millones de litros anuales; la evaluación del ahorro sitúa el costo de combustible evitado en unos 244 millones de dólares.

Los agricultores ya soportan una carga considerable por el combustible. La evaluación del CPD de mayo de 2025 concluyó que el aumento de los precios del diésel había elevado los costos de riego entre un 20% y un 30%, en particular para los agricultores que cultivan arroz boro y dependen de bombas diésel poco profundas. Entre junio de 2024 y mayo de 2025, los precios del diésel y el queroseno oscilaron entre 104 y 108 takas por litro.

El riego solar trasladaría parte de ese gasto de las compras repetidas de diésel a los equipos y el mantenimiento. El beneficio económico para cada agricultor dependería del costo de instalación, la financiación y el precio del agua de riego. El ahorro nacional de combustible exigiría que los sistemas sustituyeran efectivamente el bombeo diésel.

Un suministro eléctrico fiable también es importante para la agricultura. El CPD concluyó que la escasez de electricidad llevaba a los agricultores a recurrir a bombas diésel, mientras que las empresas usaban generadores diésel para seguir operando. Por tanto, la electricidad más limpia y un mejor suministro pueden complementarse: la energía solar reduce las compras de combustible y una red más sólida disminuye la necesidad de generación de respaldo costosa.

Por qué las centrales con capacidad excedente no evitan la escasez

El problema energético de Bangladesh va más allá de la compra de combustible costoso. El IEEFA calculó un margen de reserva eléctrica del 61,3% en el ejercicio fiscal 2024-25, o del 58,6% tras ajustar la capacidad de las centrales según su capacidad operativa real. El margen de reserva mide la capacidad de generación que supera la demanda máxima.

Las centrales pueden permanecer inactivas mientras los clientes sufren cortes porque faltan combustible, capacidad de transmisión o equipos fiables. Aun así, los contratos pueden exigir pagos por capacidad, que compensan a los propietarios de las centrales por mantener disponibles los equipos de generación.

En 2024-25, las centrales privadas de petróleo recibieron pagos medios por capacidad equivalentes a 9,5 takas por kilovatio hora, mientras que las centrales privadas de carbón recibieron 5,9, según el IEEFA. La escasez de combustible también aumentó la carga de los pagos por capacidad asociados a las centrales de gas.

El nivel de uso de las centrales influye mucho en los costos. El IEEFA concluyó que las centrales que operaban a menos del 25% de su capacidad generaban electricidad a unos 16,85 takas por kilovatio hora. Las que operaban a más del 75% generaban electricidad a unas 6 takas. Una utilización baja distribuye los costos fijos entre menos unidades de electricidad.

El petróleo aportó el 10,7% de la generación eléctrica de Bangladesh en 2024-25. El IEEFA situó las proporciones equivalentes en el 0,02% en India, el 0,6% en Pakistán y el 0,06% en Vietnam. Por tanto, sustituir parte de la generación con petróleo por energía solar en Bangladesh permitiría actuar sobre una parte especialmente costosa de la combinación energética.

Shafiqul Alam, analista principal de energía del IEEFA para Bangladesh y autor del estudio sobre la transición, describió el problema de los costos en el documento:

«La depreciación de la moneda y los altos precios de los combustibles fósiles importados no explican por completo el fuerte aumento del costo de generación eléctrica en Bangladesh».

Su análisis apunta al exceso de capacidad, los pagos a centrales infrautilizadas y la generación costosa, además de los precios internacionales del combustible. Reducir los costos exige cambios en la planificación, la compra y el suministro de electricidad en Bangladesh.

Subsidios, facturas impagadas y otra subida de precios

Las finanzas de Petrobangla muestran cómo la dependencia de las importaciones repercute en el presupuesto público. En el seminario de julio de 2025, la corporación dijo que los subsidios al GNL habían aumentado de 25.000 millones de takas en 2018-19 a 89.000 millones en el último ejercicio fiscal citado, con subsidios acumulados de 367.120 millones de takas.

En 2023-24, suministrar una unidad de gas costaba 27,53 takas, frente a un precio de venta de 22,93, lo que dejaba una diferencia de 4,60 takas. Petrobangla también informó de 271.990 millones de takas en facturas impagadas, incluidos 165.230 millones adeudados por el sector eléctrico. Las facturas impagadas dejan al proveedor de gas con menos efectivo para cubrir sus propios costos.

El IEEFA estimó que Bangladesh podría necesitar unos 1.070 millones de dólares en subsidios a las importaciones de GNL entre abril y junio de 2026 si compraba el mismo volumen que en ese trimestre de 2025, a un precio al contado de unos 20 dólares por millón de unidades térmicas británicas. Las compras al contado son transacciones para una entrega próxima, en lugar de un suministro asegurado mediante contratos a más largo plazo.

El instituto dijo que las limitaciones de divisas podrían restringir las compras y obligar a aplicar cortes programados de electricidad para equilibrar la oferta disponible con la demanda. Bangladesh había solicitado unos 2.000 millones de dólares a organismos multilaterales para ayudar a mantener un suministro de energía suficiente.

En julio de 2025, el presidente de Petrobangla, Md. Reza Nur Rahman, dijo que estaba previsto construir una terminal terrestre de GNL en Matarbari, Maheshkhali, con un plazo de construcción estimado de cinco años. El IEEFA propuso otra opción a más largo plazo: 6.000 MW de energía hidroeléctrica regional después de 2030, para cubrir el período de alta demanda entre marzo y septiembre, podrían reducir el consumo anual de gas hasta en 257.000 millones de pies cúbicos.

Cómo se han desarrollado las decisiones

La historia energética reciente de Bangladesh vincula la caída del suministro nacional, el lento despliegue de energía solar y el aumento del costo de las importaciones. Los hitos fechados muestran dónde la implementación ha quedado rezagada respecto de los planes.

• Ejercicio fiscal 2018-19: comenzaron las importaciones de GNL, que aportaron alrededor del 11% del gas total en las cifras citadas.
• Octubre de 2024: se exploraban ocho de los 34 pozos cuya exploración estaba prevista para el ejercicio fiscal 2025, según el CPD.
• 31 de mayo de 2025: el CPD publicó su evaluación de la escasez de gas, los cortes de electricidad y los costos del combustible.
• 29 de julio de 2025: Petrobangla presentó cifras sobre pérdidas de gas, subsidios, pozos completados y facturas impagadas.
• 18 de agosto de 2025: el IEEFA evaluó los límites prácticos del programa de energía solar en tejados de 3.000 MW, cuyo objetivo era diciembre de 2025.
• Abril-junio de 2026: el escenario de subsidios al GNL del IEEFA estimó una posible necesidad de 1.070 millones de dólares.

Para los hogares, las fábricas y las explotaciones agrícolas, las prioridades inmediatas son disponer de energía y mantener las facturas en niveles manejables. La reparación de las tuberías de gas, una contratación fiable de instalaciones solares, una exploración exitosa y un servicio eléctrico fiable abordan, cada una, una razón concreta por la que Bangladesh paga más y aun así sufre escasez.

Lo esencial

• Cuatro cambios propuestos permitirían ahorrar, según las estimaciones, unos 2.870 millones de dólares al año en combustible, antes de los costos de implementación.
• El gas nacional adicional representa alrededor de 1.730 millones de dólares del ahorro estimado.
• La proporción de importaciones en el suministro de energía primaria de Bangladesh pasó del 47,7% al 62,5% entre 2020-21 y 2024-25.
• La reducción de las pérdidas de gas, la energía solar en tejados y el riego solar podrían reducir las compras recurrentes de combustible.
• Las centrales infrautilizadas, los pagos por capacidad y la generación con petróleo elevan los costos de la electricidad.
• La estimación del IEEFA sobre subsidios al GNL para abril-junio de 2026 depende de los precios y volúmenes de importación previstos.