Bangladesh enfrenta subsídio de mais de Tk 60 por metro cúbico de GNL, enquanto projetos de gás na Ásia ficam paralisados

Importações caras pressionam o orçamento de energia de Bangladesh

Bangladesh precisa conceder mais de Tk 60 em subsídios para cada metro cúbico de gás quando o gás natural liquefeito (GNL) importado custa US$ 20 por milhão de unidades térmicas britânicas, segundo uma avaliação do Institute for Energy Economics and Financial Analysis divulgada em 5 de novembro de 2026. Interrupções no abastecimento obrigaram o país a comprar GNL a preços ainda mais altos em alguns momentos de 2026, pressionando as finanças públicas enquanto a escassez de gás persistia.

As conclusões situam o problema dos subsídios de Bangladesh em meio a uma desaceleração mais ampla dos investimentos. Em Bangladesh, nas Filipinas, no Vietnã e na Tailândia, 49 usinas a gás propostas e 22 projetos de terminais de importação de GNL foram cancelados, retirados ou ficaram inativos entre 2021 e 2026. O valor estimado do investimento combinado era de US$ 67,8 bilhões.

A avaliação de cinco anos dos projetos do IEEFA, escrita por Sam Reynolds e Christopher Doleman, examinou 92 usinas de energia propostas, avaliadas em US$ 109,2 bilhões, e 44 terminais de importação, avaliados em US$ 21 bilhões. Apenas 11% da capacidade de geração de eletricidade proposta e 15% da capacidade dos terminais prevista entraram em operação durante o período analisado.

Bangladesh colocou em operação três usinas de energia a GNL desde 2021. No entanto, os altos custos de combustíveis e eletricidade elevaram a necessidade de subsídios e a dependência de financiamento externo para proteger as reservas cambiais, segundo a avaliação. Apesar desses gastos, a irregularidade no abastecimento de GNL deixou o país diante de uma escassez de gás.

Para Bangladesh, o problema imediato é como pagar pelo combustível importado sem pressionar ainda mais o orçamento. Para os empreendedores dos quatro países, o problema começa antes: garantir equipamentos, financiamento e contratos de venda de eletricidade que sustentem um projeto durante anos de construção e diante das variações nos preços dos combustíveis.

O que significa o subsídio de Tk 60

A estimativa de subsídio do IEEFA relaciona o preço de compra internacional ao apoio financeiro necessário para fornecer gás em Bangladesh. O subsídio cobre parte da diferença entre o custo de fornecimento de energia e o valor recuperado com as vendas. O governo absorve essa diferença em vez de repassar todo o custo diretamente aos consumidores.

O GNL é gás natural resfriado até se tornar líquido, para poder ser transportado por navios. Os terminais de importação o reconvertem em gás para uso em usinas de energia, fábricas e outras instalações. O preço internacional costuma ser cotado por milhão de unidades térmicas britânicas, ou MMBtu, uma medida de energia, enquanto o gás fornecido localmente pode ser medido por volume, em metros cúbicos.

O valor de mais de Tk 60 se aplica quando o preço do GNL é de US$ 20 por MMBtu. Os preços à vista do GNL na Ásia chegaram a US$ 27,50 por MMBtu em setembro de 2026, 37,5% acima desse preço de referência. Compras à vista são cargas adquiridas para entrega relativamente rápida, em vez de acordo com contratos de fornecimento de prazo mais longo. O IEEFA não apresentou uma estimativa correspondente de subsídio para o preço de setembro nem uma projeção do subsídio anual total.

Shafiqul Alam, principal analista de energia do IEEFA para Bangladesh, descreveu a pressão sobre as finanças públicas:

"A alta dos preços do gás natural liquefeito (GNL) no mercado internacional está aumentando a pressão por subsídios no setor de energia",

Alam afirmou que as oscilações de preços nos últimos quatro a cinco anos dificultaram tanto a acessibilidade quanto a confiabilidade do abastecimento para um importador sensível a preços como Bangladesh. Contas de importação mais altas também aumentam a necessidade de moeda estrangeira, vinculando as decisões de compra de energia aos esforços do país para preservar suas reservas.

Quanto do pipeline de investimentos ficou paralisado?

O IEEFA identificou US$ 56,1 bilhões em projetos de usinas a gás que foram cancelados, retirados ou ficaram inativos, abrangendo 49 projetos com capacidade de 66,2 gigawatts. Um gigawatt equivale a 1.000 megawatts, medida da quantidade de eletricidade que uma usina pode gerar em determinado momento.

Outros 22 projetos de regaseificação, avaliados em US$ 11,7 bilhões, se enquadraram nessas categorias. Juntos, representavam capacidade para processar 82 milhões de toneladas de GNL por ano. Regaseificação é o processo de aquecer o GNL para convertê-lo novamente em gás após a entrega.

Os 71 projetos afetados correspondiam a cerca de 52% das 136 propostas de usinas e terminais analisadas. O valor combinado de US$ 67,8 bilhões também representava cerca de 52% do pipeline de investimentos de US$ 130,2 bilhões. O IEEFA calculou que esse valor era quase 4,5 vezes superior ao dos projetos concluídos no período.

A conclusão foi limitada nos dois lados da cadeia de abastecimento: apenas 15% da capacidade dos terminais proposta e 11% da capacidade de geração prevista entraram em operação. Projetos de geração de eletricidade a GNL precisam tanto da infraestrutura de entrega do combustível quanto dos equipamentos de geração. Atrasos em qualquer uma dessas partes podem deixar a outra à espera dos insumos ou clientes necessários.

Resultados de cinco anos, com prazos de abertura mais longos

A avaliação do IEEFA atualiza um estudo publicado em 2021, que analisou sete mercados asiáticos e identificou limitações econômicas, financeiras, de infraestrutura e de políticas públicas. O novo estudo se concentra em quatro países que devem contribuir para o crescimento da demanda por GNL.

As principais datas mostram como os planos de investimento evoluíram em meio à alta dos custos:

• 2021: O IEEFA publicou sua avaliação regional anterior, que serviu de base para o novo estudo.
• 2021 a 2026: Bangladesh colocou em operação três usinas de energia a GNL, enquanto apenas um projeto de geração a GNL chegou à operação comercial no Vietnã.
• Desde 2022: Os custos de capital de projetos recentes de gás nos Estados Unidos quase quadruplicaram, evidenciando a pressão no mercado mais amplo de equipamentos e construção.
• Setembro de 2026: Os preços à vista do GNL na Ásia chegaram a US$ 27,50 por MMBtu, quase três vezes o nível anterior ao conflito citado na avaliação.
• 5 de novembro de 2026: O IEEFA publicou sua avaliação dos resultados dos projetos nos quatro países.

As usinas concluídas levaram, em média, mais de sete anos entre o primeiro anúncio público de desenvolvimento e a entrada em operação. Em geral, os empreendedores previam de três a quatro anos. Portanto, a média observada foi mais de três anos superior até mesmo ao limite máximo desse prazo habitual.

Essas esperas são importantes para o planejamento do setor elétrico. Uma usina prevista para fornecer energia em quatro anos pode entrar em operação muito mais tarde, enquanto os custos de equipamentos, combustível importado e financiamento mudam nesse intervalo. Os cronogramas dos projetos determinam quando os gastos podem começar a gerar eletricidade e receita.

Por que o custo da eletricidade a GNL pode mais que dobrar

O IEEFA estima que o aumento dos custos de combustíveis e equipamentos, combinado à desvalorização das moedas locais, pode elevar para 2,3 vezes o valor de referência de 2021 o custo nivelado da eletricidade a GNL ao longo da vida útil das usinas. Isso representa um aumento de até 130%.

O custo nivelado é uma estimativa do custo médio de produção de uma unidade de eletricidade durante a vida operacional de uma usina. Ele reúne despesas de construção, financiamento, combustível e operação. Se a estimativa original fosse representada por 100, um aumento de 130% a elevaria a 230.

Christopher Doleman, especialista em GNL e gás na Ásia do IEEFA e coautor da avaliação, afirmou que muitos planos regionais de energia presumiam preços de combustíveis relativamente baixos e capital acessível. A combinação dos aumentos de custos agora ameaça a viabilidade financeira em que esses projetos se basearam.

A desvalorização cambial é mais um fator de pressão. Quando uma moeda local perde valor em relação ao dólar, os compradores precisam de mais dinheiro local para pagar a mesma fatura em dólares pelo GNL ou por equipamentos importados. Assim, um projeto pode ficar mais caro em moeda local mesmo que seu preço em dólares não mude.

A escassez de turbinas a gás está ampliando para seis anos ou mais os prazos de entrega de equipamentos pesados. Projetos recentes de gás nos Estados Unidos enfrentaram custos de capital quase quatro vezes superiores aos de 2022. Para os empreendedores asiáticos que disputam equipamentos no mesmo mercado, a escassez gera incerteza tanto sobre os orçamentos de construção quanto sobre as datas de entrada em operação.

Por que os financiadores precisam de compradores de eletricidade confiáveis

Sam Reynolds, responsável pela pesquisa sobre GNL e gás na Ásia do IEEFA e coautor do relatório, afirmou que a volatilidade nos mercados de combustíveis, equipamentos e câmbio aumentou o risco de os projetos não avançarem conforme planejado. A menor previsibilidade das receitas também dificultou a obtenção de financiamento.

Muitos grandes empreendimentos de energia dependem de financiamento de projetos sem recurso contra o patrocinador. Em termos simples, os financiadores esperam receber principalmente a partir da renda e dos ativos do próprio projeto, e não de uma garantia ampla que abranja outros negócios do empreendedor. Eles precisam confiar que as vendas de eletricidade cobrirão os custos operacionais e o pagamento das dívidas.

Um contrato de compra de energia define as condições em que um comprador adquire eletricidade de uma usina. Um contrato considerado financiável é aquele que os financiadores julgam confiável o suficiente para respaldar um empréstimo. Quando os custos de combustível podem disparar, empreendedores, compradores e órgãos reguladores precisam definir como esses aumentos serão pagos.

O peso dos subsídios em Bangladesh evidencia o lado fiscal desse problema. Manter a energia acessível aos usuários deixa uma parcela maior dos custos a cargo do governo. No nível dos projetos, a incerteza sobre quem pagará pode atrasar os contratos necessários para atrair financiadores.

Obstáculos diferentes nas Filipinas, no Vietnã e na Tailândia

As Filipinas registraram vários cancelamentos de projetos desde 2021, com empreendedores enfrentando dificuldades para obter contratos de compra de eletricidade financiáveis com empresas de distribuição. A demanda limitada por GNL fora da geração de eletricidade também enfraqueceu a viabilidade de novos terminais de importação.

A expansão das energias renováveis aumenta a incerteza sobre a frequência com que as usinas a gás filipinas serão acionadas. Uma usina que opere menos horas tem menos eletricidade para vender, o que afeta a receita disponível para recuperar os custos de construção e pagar empréstimos.

O Vietnã tem metas ambiciosas para a geração de eletricidade a GNL, mas apenas um projeto entrou em operação comercial nos cinco anos analisados. A incerteza sobre os contratos de compra de energia, o aumento dos preços do GNL e a recuperação dos custos por meio das tarifas de eletricidade desestimularam os investimentos. A avaliação também apontou preocupações quanto à saúde financeira da empresa estatal de eletricidade.

A Tailândia avançou relativamente mais no desenvolvimento de projetos de geração a gás. Ainda assim, uma parcela substancial da capacidade existente de usinas a gás e terminais de GNL permanece subutilizada. A experiência do país acrescenta outra preocupação aos atrasos observados em outros lugares: mesmo uma infraestrutura concluída precisa de demanda suficiente para sustentar sua operação.

As opções de Bangladesh vão além de importar mais gás

Alam recomendou ampliar o uso dos recursos de gás domésticos ainda inexplorados de Bangladesh, melhorar a eficiência energética e expandir em larga escala as energias renováveis. Suas propostas abordam tanto a fonte de energia quanto a quantidade necessária aos consumidores.

O gás doméstico reduziria a dependência de cargas importadas, enquanto melhorias de eficiência diminuiriam a quantidade de combustível necessária para obter a mesma produção industrial ou serviço energético. As recomendações também incluem dar mais atenção à eletrificação do lado da demanda, isto é, substituir alguns equipamentos que queimam combustível diretamente por equipamentos movidos a eletricidade.

As indústrias poderiam, por exemplo, substituir caldeiras a gás por bombas de calor eficientes. Uma bomba de calor usa eletricidade para transferir calor, em vez de produzir todo o calor pela queima de combustível. Alam apontou essa substituição como uma forma de reduzir o consumo industrial de gás e melhorar a eficiência.

A queda dos custos da energia solar e eólica, os prazos de entrega mais curtos e o aumento da capacidade de armazenamento em baterias também estão mudando as alternativas à geração a GNL. A avaliação sustenta que esses avanços podem reduzir a necessidade de usinas a gás tanto para fornecer eletricidade regularmente quanto para atender aos períodos de pico de demanda.

As três novas usinas de GNL de Bangladesh mostram que os projetos podem entrar em operação. A persistência da escassez e o aumento dos subsídios mostram por que as próximas decisões precisam levar em conta o abastecimento de combustível, os custos operacionais e a demanda, além da construção. Nos quatro países, a principal conclusão do IEEFA é que a execução efetiva dos projetos ficou muito aquém das expectativas de crescimento rápido do GNL.

Principais pontos

• O IEEFA estima que Bangladesh precisa conceder mais de Tk 60 em subsídios por metro cúbico de gás quando o GNL importado custa US$ 20 por MMBtu.
• Os preços à vista do GNL na Ásia chegaram a US$ 27,50 por MMBtu em setembro de 2026, acima do preço usado para essa estimativa de subsídio.
• Nos quatro países, 49 usinas de energia e 22 projetos de terminais de GNL, avaliados em US$ 67,8 bilhões, foram cancelados, retirados ou ficaram inativos entre 2021 e 2026.
• Apenas 11% da capacidade de geração proposta e 15% da capacidade prevista para os terminais entraram em operação.
• As usinas concluídas levaram, em média, mais de sete anos para entrar em operação, diante de previsões habituais de três a quatro anos.
• O IEEFA estima que o custo da eletricidade a GNL pode aumentar até 130% em relação aos valores de referência de 2021 e recomenda, para Bangladesh, ampliar o uso de gás doméstico, a eficiência, as energias renováveis e a eletrificação.