Bangladesh enfrenta subsídio ao GNL superior a Tk 60 por metro cúbico enquanto projetos de gás asiáticos ficam parados

Importações dispendiosas pressionam o orçamento energético do Bangladesh

O Bangladesh precisa de conceder mais de Tk 60 em subsídios por 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 a 5 de novembro de 2026. As perturbações no abastecimento obrigaram o país a comprar GNL a preços ainda mais elevados em alguns momentos de 2026, pressionando as finanças públicas enquanto persistiam as carências de gás.

As conclusões enquadram o problema dos subsídios do Bangladesh num abrandamento mais amplo do investimento. No Bangladesh, nas Filipinas, no Vietname e na Tailândia, 49 centrais 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 conjunto era de US$67.8 mil milhões.

A análise quinquenal dos projetos da IEEFA, da autoria de Sam Reynolds e Christopher Doleman, examinou 92 centrais elétricas propostas, avaliadas em US$109.2 mil milhões, e 44 terminais de importação, avaliados em US$21 mil milhões. Apenas 11 por cento da capacidade de produção de eletricidade proposta e 15 por cento da capacidade dos terminais prevista entraram em funcionamento durante o período analisado.

Desde 2021, o Bangladesh pôs em funcionamento três centrais elétricas a GNL. No entanto, os elevados custos dos combustíveis e da eletricidade aumentaram as necessidades de subsídios e a dependência de financiamento externo para proteger as reservas cambiais, segundo a avaliação. A falta de fiabilidade do abastecimento de GNL deixou o país a enfrentar carências de gás apesar dessas despesas.

Para o Bangladesh, o problema imediato é como pagar o combustível importado sem pressionar ainda mais o orçamento. Para os promotores dos quatro países, o problema começa mais cedo: garantir equipamento, financiamento e contratos de compra de eletricidade capazes de sustentar um projeto ao longo de anos de construção e de alterações nos preços dos combustíveis.

O que significa o valor do subsídio de Tk 60

A estimativa de subsídios da IEEFA relaciona o preço de compra internacional com o apoio financeiro necessário para o gás fornecido no Bangladesh. Um subsídio cobre parte da diferença entre o custo do fornecimento de energia e o montante recuperado através das vendas. O governo absorve essa diferença, em vez de transferir o custo total diretamente para os consumidores.

O GNL é gás natural arrefecido até se tornar líquido, para poder ser transportado por navio. Os terminais de importação convertem-no novamente em gás para utilização em centrais elétricas, fábricas e outras instalações. O preço internacional é habitualmente indicado por milhão de unidades térmicas britânicas, ou MMBtu, uma medida de energia, enquanto o gás fornecido localmente pode ser medido em volume, em metros cúbicos.

O valor superior a Tk 60 aplica-se a um preço do GNL de US$20 por MMBtu. Em setembro de 2026, os preços à vista do GNL na Ásia atingiram US$27.50 por MMBtu, 37.5 por cento acima desse preço de referência. As compras à vista são cargas adquiridas para entrega num prazo relativamente curto, em vez de ao abrigo de um contrato de fornecimento de maior duração. A IEEFA não apresentou uma estimativa correspondente do subsídio para o preço de setembro, nem uma previsão do subsídio anual total.

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

A subida dos preços do gás natural liquefeito (GNL) no mercado internacional está a aumentar a pressão dos subsídios sobre o setor energético,

Alam afirmou que as oscilações de preços dos últimos quatro a cinco anos tinham dificultado tanto a acessibilidade como a fiabilidade do abastecimento para um importador sensível aos preços como o Bangladesh. O aumento das faturas de importação eleva também as necessidades de divisas, ligando as decisões de compra de energia aos esforços do país para preservar as suas reservas.

Quanto do investimento previsto ficou parado?

A IEEFA identificou US$56.1 mil milhões em centrais a gás propostas que foram canceladas, retiradas ou ficaram inativas, abrangendo 49 projetos com uma capacidade de 66.2 gigawatts. Um gigawatt equivale a 1 000 megawatts e mede a quantidade de eletricidade que uma central pode produzir num dado momento.

Outros 22 projetos de regaseificação, avaliados em US$11.7 mil milhões, enquadravam-se nessas categorias. No conjunto, representavam capacidade para processar 82 milhões de toneladas de GNL por ano. A regaseificação é o processo de voltar a aquecer o GNL para o transformar em gás após a entrega.

Os 71 projetos afetados representavam cerca de 52 por cento das 136 propostas de centrais elétricas e terminais analisadas. O valor conjunto de US$67.8 mil milhões correspondia também a cerca de 52 por cento do investimento previsto, de US$130.2 mil milhões. A IEEFA calculou que o seu valor era quase 4.5 vezes superior ao dos projetos concluídos durante o período.

A conclusão foi limitada em ambos os lados da cadeia de abastecimento: apenas 15 por cento da capacidade prevista dos terminais e 11 por cento da capacidade proposta de produção elétrica entraram em funcionamento. Os projetos de eletricidade a GNL precisam tanto de infraestruturas de fornecimento de combustível como de equipamento de produção. Os atrasos em qualquer uma destas áreas podem deixar a outra à espera dos fornecimentos ou dos clientes de que necessita.

Cinco anos de resultados, com esperas mais longas até à entrada em funcionamento

A análise da IEEFA atualiza uma avaliação publicada em 2021, que examinou sete mercados asiáticos e identificou obstáculos económicos, financeiros, de infraestruturas e de políticas públicas. O novo estudo centra-se em quatro países que se prevê venham a contribuir para o crescimento da procura de GNL.

As principais datas mostram como os planos de investimento evoluíram em paralelo com o aumento dos custos:

• 2021: A IEEFA publicou a sua avaliação regional anterior, que serviu de ponto de partida para a nova análise.
• 2021 a 2026: O Bangladesh pôs em funcionamento três centrais elétricas a GNL, enquanto apenas um projeto de produção elétrica a GNL entrou em operação comercial no Vietname.
• Desde 2022: Os custos de capital dos projetos a gás recentes nos Estados Unidos quase quadruplicaram, ilustrando as pressões no mercado mais amplo de equipamento e construção.
• Setembro de 2026: Os preços à vista do GNL na Ásia atingiram US$27.50 por MMBtu, quase o triplo do nível anterior ao conflito referido na avaliação.
• 5 de novembro de 2026: A IEEFA publicou a sua análise dos resultados dos projetos nos quatro países.

Em média, as centrais elétricas concluídas demoraram mais de sete anos desde o primeiro anúncio público do seu desenvolvimento até à entrada em funcionamento. Os promotores previam, em geral, um prazo de três a quatro anos. Assim, a média observada foi superior em mais de três anos até face ao limite máximo dessa previsão habitual.

Estes atrasos são importantes para o planeamento da eletricidade. Uma central que se espera venha a fornecer energia no prazo de quatro anos pode só entrar em funcionamento muito mais tarde, enquanto os custos do equipamento, do combustível importado e do financiamento mudam entretanto. Os calendários dos projetos determinam quando é que as despesas podem começar a gerar eletricidade e receitas.

Porque é que o custo da eletricidade a GNL pode mais do que duplicar

A IEEFA estima que o aumento dos custos dos combustíveis e do equipamento, combinado com moedas locais mais fracas, poderá elevar o custo nivelado da eletricidade a GNL ao longo da vida útil para 2.3 vezes o valor de referência de 2021. Isso representa um aumento de até 130 por cento.

O custo nivelado é uma estimativa do custo médio de produção de uma unidade de eletricidade ao longo da vida útil de uma central. Inclui as despesas de construção, financiamento, combustível e funcionamento. Se a estimativa original fosse representada por 100, um aumento de 130 por cento elevaria o valor para 230.

Christopher Doleman, especialista em GNL e gás na Ásia da IEEFA e coautor da análise, afirmou que muitos planos energéticos da região tinham pressuposto preços de combustível relativamente baixos e capital acessível. A combinação atual de aumentos de custos ameaça a viabilidade financeira em que esses projetos assentavam.

A desvalorização cambial acrescenta pressão. Quando uma moeda local perde valor face ao dólar dos EUA, os compradores precisam de mais moeda local para pagar a mesma fatura em dólares de GNL ou de equipamento importado. Assim, um projeto pode tornar-se mais caro em moeda local mesmo que o seu preço em dólares não se altere.

A escassez de turbinas a gás está a prolongar para seis anos ou mais os prazos de entrega de equipamento pesado. Os custos de capital dos projetos a gás recentes nos EUA quase quadruplicaram face ao nível de 2022. Para os promotores asiáticos que competem no mesmo mercado de equipamento, a escassez gera incerteza tanto nos orçamentos de construção como nas datas de entrada em funcionamento.

Porque é que os financiadores precisam de compradores de eletricidade fiáveis

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

Muitos grandes projetos energéticos dependem de financiamento de projetos sem recurso contra o promotor. Em termos simples, os financiadores esperam ser reembolsados sobretudo com as receitas e os ativos do próprio projeto, em vez de uma garantia geral que abranja as outras atividades do promotor. Precisam de confiar que as vendas de eletricidade cobrirão os custos de funcionamento e os reembolsos da dívida.

Um contrato de compra de eletricidade define as condições em que um comprador adquire eletricidade a uma central. Um contrato considerado financiável é aquele que os financiadores consideram suficientemente fiável para apoiar um empréstimo. Quando os custos dos combustíveis podem subir acentuadamente, os promotores, compradores e reguladores têm de acordar quem suportará esses aumentos.

O peso dos subsídios no Bangladesh evidencia a dimensão do problema para as finanças públicas. Manter a energia a preços acessíveis para os utilizadores obriga o governo a suportar uma parcela maior dos custos. Ao nível dos projetos, a incerteza sobre quem pagará pode atrasar os contratos necessários para atrair financiadores.

Obstáculos diferentes nas Filipinas, no Vietname e na Tailândia

Nas Filipinas, vários projetos foram cancelados desde 2021, tendo os promotores dificuldades em garantir contratos de compra de eletricidade financiáveis com as empresas de distribuição. A procura limitada de GNL fora da produção de eletricidade também enfraqueceu a viabilidade comercial de novos terminais de importação.

A expansão das energias renováveis aumenta a incerteza quanto à frequência com que as centrais a gás filipinas serão chamadas a produzir eletricidade. Uma central que funcione menos horas tem menos eletricidade para vender, o que afeta as receitas disponíveis para recuperar os custos de construção e reembolsar empréstimos.

O Vietname tem metas ambiciosas para a produção de eletricidade a GNL, mas apenas um projeto entrou em operação comercial ao longo dos cinco anos analisados. A incerteza em torno dos contratos de compra de eletricidade, a subida dos preços do GNL e a recuperação dos custos através das tarifas de eletricidade desincentivaram o investimento. A avaliação identificou também preocupações quanto à saúde financeira da empresa pública de eletricidade.

A Tailândia registou progressos comparativamente maiores no desenvolvimento de projetos de produção elétrica a gás. Ainda assim, uma parte substancial da capacidade existente de centrais a gás e terminais de GNL continua subutilizada. A experiência tailandesa acrescenta outra preocupação aos atrasos verificados noutros locais: as infraestruturas concluídas continuam a precisar de procura suficiente para sustentar o seu funcionamento.

As opções do Bangladesh vão além de importar mais gás

Alam recomendou uma maior utilização dos recursos de gás natural ainda por explorar no Bangladesh, o reforço da eficiência energética e a expansão das energias renováveis à escala necessária. As suas propostas abrangem tanto a origem da energia como a quantidade de que os consumidores necessitam.

O gás produzido no país reduziria a dependência de cargas importadas, enquanto as melhorias de eficiência diminuiriam a quantidade de combustível necessária para obter a mesma produção industrial ou o mesmo serviço energético. As recomendações incluem também uma maior atenção à eletrificação do lado da procura, ou seja, substituir alguns equipamentos que queimam combustível diretamente por equipamentos alimentados a eletricidade.

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

A descida dos custos da energia solar e eólica, os prazos de entrega mais curtos e o aumento da capacidade de armazenamento em baterias estão também a alterar as alternativas à produção de eletricidade a GNL. A avaliação defende que estes desenvolvimentos podem reduzir a necessidade de centrais a gás, tanto para fornecer eletricidade regularmente como para responder aos períodos de pico da procura.

As três novas centrais a GNL do Bangladesh mostram que os projetos podem entrar em funcionamento. A persistência das carências e o aumento dos subsídios mostram por que motivo as próximas decisões têm de ter em conta o abastecimento de combustível, os custos de funcionamento e a procura, além da construção. Nos quatro países, a principal conclusão da IEEFA é que a execução efetiva dos projetos ficou muito aquém das expectativas de rápido crescimento do GNL.

Pontos-chave

• A IEEFA estima que o Bangladesh precisa de conceder mais de Tk 60 em subsídios por metro cúbico de gás quando o GNL importado custa US$20 por MMBtu.
• Em setembro de 2026, os preços à vista do GNL na Ásia atingiram US$27.50 por MMBtu, acima do preço usado nessa estimativa de subsídios.
• Nos quatro países, 49 centrais elétricas e 22 projetos de terminais de GNL, avaliados em US$67.8 mil milhões, foram cancelados, retirados ou ficaram inativos entre 2021 e 2026.
• Apenas 11 por cento da capacidade de produção elétrica proposta e 15 por cento da capacidade prevista dos terminais entraram em funcionamento.
• As centrais elétricas concluídas demoraram, em média, mais de sete anos a entrar em funcionamento, face a previsões habituais de três a quatro anos.
• A IEEFA estima que os custos da eletricidade a GNL possam aumentar até 130 por cento face aos valores de referência de 2021 e recomenda, para o Bangladesh, o gás nacional, a eficiência energética, as energias renováveis e uma maior eletrificação.