昂贵的进口能源给孟加拉国能源预算带来压力
能源经济与金融分析研究所（IEEFA）于2026年11月5日发布的一项评估显示，当进口液化天然气（LNG）价格为每百万英热单位20美元时，孟加拉国每立方米天然气需要提供超过60塔卡的补贴。2026年期间，供应中断有时迫使该国以更高价格购买LNG，在天然气短缺持续之际进一步加重公共财政压力。
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这项研究将孟加拉国的补贴问题置于更广泛的投资放缓背景下。在孟加拉国、菲律宾、越南和泰国，2021年至2026年间，共有49座拟建燃气发电厂和22个LNG进口接收站项目被取消、撤回或处于停滞状态，预计合计投资额为678亿美元。
IEEFA撰写的五年项目评估报告由萨姆·雷诺兹和克里斯托弗·多尔曼执笔，审查了92座拟建电厂（价值1092亿美元）和44个进口接收站（价值210亿美元）。在评估期内，拟建发电装机容量中只有11%投入运营，拟建接收站能力中只有15%投入运营。
自2021年以来，孟加拉国已有三座LNG发电厂投运。但评估指出，燃料和电力成本高企推升了补贴需求，并使该国更加依赖外部融资来保护外汇储备。尽管投入了这些资金，LNG供应仍不稳定，导致该国持续面临天然气短缺。
对孟加拉国而言，当务之急是在不进一步加重预算压力的情况下支付进口燃料费用。对这四个国家的开发商而言，问题更早就已出现：如何获得设备、融资和电力销售协议，以支撑项目经历多年建设期和不断变化的燃料价格。
每立方米补贴超过60塔卡意味着什么
IEEFA的补贴估算将国际采购价格与孟加拉国天然气供应所需的财政支持联系起来。补贴用于弥补能源供应成本与销售收入之间的部分差额。政府承担这部分差额，而不是将全部成本直接转嫁给消费者。
LNG是冷却后呈液态、便于船舶运输的天然气。进口接收站将其重新气化，供发电厂、工厂和其他设施使用。国际价格通常以每百万英热单位（MMBtu）报价，这是一种能量计量单位；本地供应的天然气则可按立方米计量。
每立方米补贴超过60塔卡的估算适用于LNG价格为每MMBtu 20美元的情况。2026年9月，亚洲现货LNG价格达到每MMBtu 27.50美元，比这一参考价格高37.5%。现货采购是指购买较快交付的货物，而非依据长期供应合同采购。IEEFA没有提供对应9月价格的补贴估算，也没有预测全年补贴总额。
IEEFA驻孟加拉国首席能源分析师沙菲库尔·阿拉姆谈到了公共财政面临的压力：
国际市场液化天然气（LNG）价格上涨，正在加大能源行业的补贴压力。
阿拉姆表示，过去四至五年的价格波动，让孟加拉国这类对价格敏感的进口国难以兼顾可负担性和稳定供应。进口账单增加也会加大外汇需求，使能源采购决策与该国维护外汇储备的努力紧密相连。
投资项目储备中有多少陷入停滞？
IEEFA发现，价值561亿美元的拟建燃气发电厂项目被取消、撤回或处于停滞状态，共涉及49个项目，装机容量为66.2吉瓦。1吉瓦等于1,000兆瓦，是衡量电厂在某一时刻可发电量的单位。
另有22个再气化项目也被取消、撤回或停滞，价值117亿美元。这些项目合计每年可处理8,200万吨LNG。再气化是指LNG交付后加热，使其重新变为气体的过程。
这71个受影响项目约占所审查的136个电厂和接收站项目提案的52%。其678亿美元的合计价值也约占1,302亿美元投资项目储备总额的52%。IEEFA计算显示，这些项目的价值接近同期已完工项目价值的4.5倍。
供应链两端的项目完工率都很低：拟建接收站能力中只有15%投运，拟建发电能力中只有11%投运。LNG发电项目既需要燃料输送基础设施，也需要发电设备。任何一方延误，都可能让另一方因缺少所需供应或客户而等待。
五年项目进展：投运等待时间更长
IEEFA此次评估更新了其2021年发布的一项研究。该研究审视了亚洲七个市场，并指出经济、金融、基础设施和政策方面的制约因素。新研究聚焦于预计将推动LNG需求增长的四个国家。
以下关键日期展现了投资计划如何伴随成本上升而推进：
- 2021年：IEEFA发布此前的区域评估，为本次研究提供基准。
- 2021年至2026年：孟加拉国有三座LNG发电厂投运，越南则只有一个LNG发电项目投入商业运营。
- 自2022年以来：美国近期燃气项目的资本成本几乎增长至原来的四倍，反映出设备和建筑市场整体承压。
- 2026年9月：亚洲现货LNG价格达到每MMBtu 27.50美元，接近评估所引述冲突发生前价格的三倍。
- 2026年11月5日：IEEFA发布对这四个国家项目进展的评估。
已完工电厂从首次公开宣布开发计划到投运，平均耗时超过七年。开发商通常预计需要三至四年。因此，实际平均耗时比这一常见预期的上限还多出三年以上。
漫长的等待会影响电力规划。一座原本预计四年内供电的电厂，可能要晚得多才能投运；与此同时，设备、进口燃料和融资成本也会发生变化。项目时间表决定了投入何时能开始转化为电力和收入。
LNG发电成本为何可能翻逾一倍
IEEFA估算，燃料和设备成本上升，加上本币走弱，可能使LNG发电的全生命周期平准化成本升至2021年基准的2.3倍，增幅最高可达130%。
平准化成本是对电厂整个运营期内平均发电成本的估算，涵盖建设、融资、燃料和运营费用。如果原估算值为100，增长130%后将达到230。
IEEFA亚洲LNG与天然气专家、评估报告共同作者克里斯托弗·多尔曼表示，区域内许多能源规划都建立在燃料价格相对较低、资本成本可承受的假设之上。如今，成本叠加上涨正威胁这些项目原有的财务可行性。
货币贬值会进一步加大压力。本币兑美元贬值时，买家需要更多本币才能支付同一笔以美元计价的LNG或进口设备账单。因此，即便美元价格不变，项目在本地的成本也可能上升。
燃气轮机短缺正将重型设备交付时间延长至六年或更久。美国近期燃气项目的资本成本接近2022年水平的四倍。对于在同一设备市场竞争的亚洲开发商而言，短缺既让建设预算难以确定，也让投运日期充满变数。
贷款方为何需要可靠的电力买家
IEEFA亚洲LNG与天然气研究负责人、报告共同作者萨姆·雷诺兹表示，燃料、设备和货币市场的波动加剧了项目无法按计划推进的风险。收入预期的不确定性也让融资更难获得。
许多大型能源开发项目依赖无追索权项目融资。简单来说，贷款方主要依靠项目自身收入和资产获得还款，而不是由开发商其他业务提供全面担保。他们需要确信电力销售收入足以支付运营成本和偿还债务。
购电协议规定买方从电厂购电的条款。贷款方认为足够可靠、可作为贷款支持的协议，称为可融资购电协议。当燃料成本可能大幅上涨时，开发商、买方和监管机构必须就如何承担这些涨价成本达成一致。
孟加拉国的补贴负担体现了这一问题对公共财政的影响。为了让用户能够负担能源费用，政府需要承担更多成本。在项目层面，如果谁来付费尚不明确，吸引贷款方所需的合同就可能被推迟。
菲律宾、越南和泰国面临的不同障碍
自2021年以来，菲律宾有多个项目取消，开发商难以与配电公司签订可融资的电力采购协议。发电以外的LNG需求有限，也削弱了新建进口接收站的商业可行性。
可再生能源扩张让菲律宾燃气电厂的调用频率更难确定。电厂运行小时数减少，可销售的电量也会减少，从而影响用于收回建设成本和偿还贷款的收入。
越南制定了雄心勃勃的LNG发电目标，但在评估的五年间，只有一个项目投入商业运营。购电协议的不确定性、LNG价格上涨，以及通过电价收回成本的难题，都抑制了投资。评估还指出，国有电力企业的财务状况令人担忧。
泰国在燃气发电项目开发方面取得的进展相对较大。但其现有燃气电厂和LNG接收站能力中，仍有相当一部分未得到充分利用。泰国的情况为其他地区的项目延误增添了另一层警示：基础设施建成后，仍需要足够的需求来支撑运营。
孟加拉国的选择不止于增加天然气进口
阿拉姆建议更充分地开发孟加拉国尚未利用的本土天然气资源，提高能源效率，并大规模发展可再生能源。这些建议既关注能源来源，也关注消费者的能源使用量。
开发本土天然气资源可减少对进口货物的依赖；提高能效则可在工业产出或能源服务水平不变的情况下减少燃料用量。建议还包括更加重视需求侧电气化，即用电力设备替代部分直接燃烧燃料的设备。
例如，工业企业可以用高效热泵替代燃气锅炉。热泵通过电力传递热量，而不是完全依靠燃烧燃料产热。阿拉姆指出，这种转换有助于减少工业天然气消耗、提高效率。
太阳能和风能成本下降、交付时间缩短以及电池储能能力提升，也正在改变LNG发电的替代方案。评估认为，这些发展可以减少对燃气电厂的需求，无论是常规供电还是满足用电高峰需求。
孟加拉国三座新建LNG电厂表明，项目可以建成投运。但该国持续面临的能源短缺和不断增加的补贴，也说明下一步决策必须同时考虑燃料供应、运营成本和需求，而不只是建设。IEEFA的核心结论是，四国项目的实际落地情况远远低于LNG需求快速增长的预期。
要点
- IEEFA估算，当进口LNG价格为每MMBtu 20美元时，孟加拉国每立方米天然气需要超过60塔卡的补贴。
- 2026年9月，亚洲现货LNG价格达到每MMBtu 27.50美元，高于上述补贴估算所采用的价格。
- 2021年至2026年间，四国共有49座发电厂和22个LNG接收站项目被取消、撤回或处于停滞状态，价值合计678亿美元。
- 拟建发电能力中只有11%投运，拟建接收站能力中只有15%投运。
- 已完工电厂平均耗时超过七年才投运，而常见预期为三至四年。
- IEEFA估算，LNG发电成本相较2021年基准可能上涨最高130%，并建议孟加拉国开发本土天然气、提高能效、发展可再生能源并扩大电气化。
