Bangladesch braucht mehr als 60 Taka Subvention je Kubikmeter Gas, während LNG-Projekte in Asien ins Stocken geraten

Teure Importe setzen Bangladeschs Energiebudget unter Druck

Bangladesch muss mehr als 60 Taka je Kubikmeter Gas subventionieren, wenn importiertes Flüssigerdgas 20 US-Dollar je Million British Thermal Units kostet. Das geht aus einer am 5. November 2026 veröffentlichten Analyse des Institute for Energy Economics and Financial Analysis hervor. Lieferausfälle zwangen das Land im Laufe des Jahres 2026 zeitweise dazu, LNG zu noch höheren Preisen einzukaufen. Das belastete die öffentlichen Finanzen zusätzlich, während die Gasengpässe anhielten.

Die Ergebnisse ordnen Bangladeschs Subventionsproblem in eine umfassendere Investitionsflaute ein. In Bangladesch, den Philippinen, Vietnam und Thailand wurden zwischen 2021 und 2026 insgesamt 49 geplante Gaskraftwerke und 22 LNG-Importterminalprojekte gestrichen, zurückgezogen oder nicht weiterverfolgt. Ihr geschätztes Gesamtinvestitionsvolumen betrug 67,8 Milliarden US-Dollar.

Für den Fünfjahresrückblick auf die Projekte untersuchten Sam Reynolds und Christopher Doleman 92 geplante Kraftwerke im Wert von 109,2 Milliarden US-Dollar sowie 44 Importterminals im Wert von 21 Milliarden US-Dollar. Im Untersuchungszeitraum gingen nur 11 Prozent der geplanten Stromerzeugungskapazität und 15 Prozent der geplanten Terminalkapazität in Betrieb.

Bangladesch hat seit 2021 drei LNG-Kraftwerke in Betrieb genommen. Laut der Analyse haben jedoch hohe Brennstoff- und Stromkosten den Subventionsbedarf und die Abhängigkeit von externer Finanzierung erhöht, um die Devisenreserven zu schützen. Trotz dieser Ausgaben ist das Land wegen unzuverlässiger LNG-Lieferungen weiterhin mit Gasengpässen konfrontiert.

Für Bangladesch stellt sich unmittelbar die Frage, wie sich importierte Brennstoffe bezahlen lassen, ohne den Haushalt noch stärker zu belasten. Für Projektentwickler in den vier Ländern beginnt das Problem früher: Sie müssen Ausrüstung, Finanzierung und Stromabnahmeverträge sichern, die ein Projekt über Jahre des Baus und wechselnde Brennstoffpreise hinweg tragen können.

Was die Subvention von 60 Taka bedeutet

Die Subventionsschätzung von IEEFA stellt einen internationalen Einkaufspreis der finanziellen Unterstützung gegenüber, die für die Gasversorgung in Bangladesch benötigt wird. Eine Subvention deckt einen Teil der Lücke zwischen den Kosten der Energieversorgung und den Einnahmen aus dem Verkauf. Der Staat übernimmt diese Differenz, statt die vollen Kosten direkt an die Kunden weiterzugeben.

LNG ist Erdgas, das für den Transport per Schiff verflüssigt wird. Importterminals wandeln es für die Nutzung in Kraftwerken, Fabriken und anderen Anlagen wieder in Gas um. Der internationale Preis wird üblicherweise je Million British Thermal Units (MMBtu) angegeben, einer Energieeinheit. Lokal geliefertes Gas kann dagegen nach Volumen in Kubikmetern bemessen werden.

Die Angabe von mehr als 60 Taka gilt bei einem LNG-Preis von 20 US-Dollar je MMBtu. Im September 2026 erreichten die asiatischen Spotpreise für LNG 27,50 US-Dollar je MMBtu und lagen damit 37,5 Prozent über diesem Referenzpreis. Spotkäufe sind Lieferungen, die vergleichsweise kurzfristig statt im Rahmen eines längerfristigen Liefervertrags erworben werden. IEEFA nannte weder eine entsprechende Subventionsschätzung für den Septemberpreis noch eine Prognose der jährlichen Gesamtsubventionen.

Shafiqul Alam, IEEFAs leitender Energieanalyst für Bangladesch, beschrieb den Druck auf die öffentlichen Finanzen:

Die steigenden Preise für Flüssigerdgas (LNG) auf dem internationalen Markt erhöhen den Subventionsdruck im Energiesektor.

Alam zufolge erschwerten die Preisschwankungen der vergangenen vier bis fünf Jahre sowohl die Bezahlbarkeit als auch eine zuverlässige Versorgung für einen preissensiblen Importeur wie Bangladesch. Höhere Importrechnungen steigern zudem den Bedarf an Devisen und verknüpfen die Energieeinkäufe mit den Bemühungen des Landes, seine Reserven zu sichern.

Wie viel der Investitionspipeline kam ins Stocken?

IEEFA ermittelte ein geplantes Investitionsvolumen von 56,1 Milliarden US-Dollar für Gaskraftwerke, die gestrichen, zurückgezogen oder nicht weiterverfolgt wurden. Betroffen waren 49 Projekte mit einer Leistung von insgesamt 66,2 Gigawatt. Ein Gigawatt entspricht 1.000 Megawatt und bezeichnet die Strommenge, die ein Kraftwerk zu einem bestimmten Zeitpunkt erzeugen kann.

Weitere 22 Projekte zur Wiederverdampfung im Wert von 11,7 Milliarden US-Dollar fielen in diese Kategorien. Zusammen hätten sie jährlich 82 Millionen Tonnen LNG verarbeiten können. Bei der Wiederverdampfung wird das LNG nach der Lieferung erwärmt und so wieder in Gas umgewandelt.

Die 71 betroffenen Projekte machten etwa 52 Prozent der 136 untersuchten Kraftwerks- und Terminalvorhaben aus. Ihr Gesamtwert von 67,8 Milliarden US-Dollar entsprach ebenfalls rund 52 Prozent der Investitionspipeline von 130,2 Milliarden US-Dollar. Ihr Wert war laut IEEFA fast 4,5-mal so hoch wie der Wert der im Untersuchungszeitraum fertiggestellten Projekte.

Entlang der gesamten Lieferkette wurde nur ein begrenzter Teil fertiggestellt: In Betrieb gingen lediglich 15 Prozent der geplanten Terminalkapazität und 11 Prozent der geplanten Kraftwerkskapazität. LNG-Kraftwerksprojekte benötigen sowohl Anlagen für die Brennstofflieferung als auch Kraftwerkstechnik. Verzögerungen auf einer Seite können dazu führen, dass die andere auf benötigte Lieferungen oder Abnehmer warten muss.

Fünf Jahre Projektbilanz, lange Wartezeiten bis zur Inbetriebnahme

Der IEEFA-Bericht aktualisiert eine 2021 veröffentlichte Analyse, die sieben asiatische Märkte untersuchte und wirtschaftliche, finanzielle, infrastrukturelle und politische Hindernisse benannte. Die neue Studie konzentriert sich auf vier Länder, von denen ein Wachstum der LNG-Nachfrage erwartet wird.

Die wichtigsten Daten zeigen, wie sich die Investitionspläne parallel zu steigenden Kosten entwickelten:

• 2021: IEEFA veröffentlichte seine frühere regionale Analyse, die den Ausgangspunkt für den neuen Rückblick bildet.
• 2021 bis 2026: Bangladesch nahm drei LNG-Kraftwerke in Betrieb; in Vietnam ging nur ein LNG-Kraftwerksprojekt in den kommerziellen Betrieb.
• Seit 2022: Die Kapitalkosten neuerer Gasprojekte in den USA haben sich nahezu vervierfacht. Das verdeutlicht den Druck auf den breiteren Markt für Ausrüstung und Bauleistungen.
• September 2026: Die asiatischen Spotpreise für LNG erreichten 27,50 US-Dollar je MMBtu und lagen damit fast dreimal so hoch wie vor dem Konflikt, wie es in der Analyse heißt.
• 5. November 2026: IEEFA veröffentlichte seinen Rückblick auf die Projektergebnisse in den vier Ländern.

Bis zur Inbetriebnahme fertiggestellter Kraftwerke vergingen seit der ersten öffentlichen Ankündigung ihrer Entwicklung im Durchschnitt mehr als sieben Jahre. Projektentwickler veranschlagten üblicherweise drei bis vier Jahre. Die beobachtete Durchschnittsdauer lag damit mehr als drei Jahre über selbst dem oberen Ende dieser üblichen Prognose.

Diese Wartezeiten sind für die Stromplanung wichtig. Ein Kraftwerk, das innerhalb von vier Jahren Strom liefern soll, kann deutlich später ans Netz gehen, während sich in der Zwischenzeit die Kosten für Ausrüstung, importierten Brennstoff und Finanzierung ändern. Der Projektzeitplan bestimmt, wann die Ausgaben zu Stromerzeugung und Einnahmen führen können.

Warum sich die Kosten für LNG-Strom mehr als verdoppeln könnten

IEEFA schätzt, dass höhere Brennstoff- und Ausrüstungskosten zusammen mit schwächeren Landeswährungen die nivellierten Gesamtkosten für LNG-Strom über die gesamte Lebensdauer eines Kraftwerks auf das 2,3-Fache des Basiswerts von 2021 treiben könnten. Das entspricht einem Anstieg um bis zu 130 Prozent.

Die nivellierten Kosten sind eine Schätzung der durchschnittlichen Kosten für die Erzeugung einer Stromeinheit während der Betriebsdauer eines Kraftwerks. Sie umfassen Bau-, Finanzierungs-, Brennstoff- und Betriebskosten. Liegt der Ausgangswert bei 100, würde ein Anstieg um 130 Prozent ihn auf 230 erhöhen.

Christopher Doleman, IEEFAs Experte für LNG und Gas in Asien und Mitautor des Berichts, sagte, viele regionale Energiepläne seien von relativ niedrigen Brennstoffpreisen und erschwinglichem Kapital ausgegangen. Die Kombination aus Kostensteigerungen gefährde nun die wirtschaftliche Grundlage, auf der diese Projekte geplant worden seien.

Auch Währungsabwertungen verschärfen den Druck. Verliert eine Landeswährung gegenüber dem US-Dollar an Wert, benötigen Käufer mehr lokales Geld, um dieselbe Rechnung für LNG oder importierte Ausrüstung in Dollar zu begleichen. Ein Projekt kann dadurch vor Ort teurer werden, selbst wenn sein Dollarpreis unverändert bleibt.

Engpässe bei Gasturbinen verlängern die Lieferzeiten für schwere Ausrüstung auf sechs Jahre oder mehr. Bei neueren Gasprojekten in den USA lagen die Kapitalkosten zuletzt fast viermal so hoch wie 2022. Für asiatische Projektentwickler, die auf demselben Ausrüstungsmarkt konkurrieren, sorgen die Engpässe für Unsicherheit bei Baukosten und Inbetriebnahmeterminen.

Warum Kreditgeber verlässliche Stromabnehmer brauchen

Sam Reynolds, IEEFAs Forschungsleiter für LNG und Gas in Asien und Mitautor des Berichts, sagte, die Schwankungen an den Brennstoff-, Ausrüstungs- und Devisenmärkten hätten das Risiko erhöht, dass Projekte nicht wie geplant umgesetzt werden könnten. Unsicherere Einnahmen erschwerten zudem die Finanzierung.

Viele große Energieprojekte sind auf eine Projektfinanzierung ohne Rückgriff auf den Kreditnehmer angewiesen. Vereinfacht gesagt erwarten Kreditgeber, dass die Rückzahlung hauptsächlich aus den Einnahmen und Vermögenswerten des Projekts erfolgt und nicht durch eine umfassende Garantie für die übrigen Geschäfte des Projektentwicklers abgesichert ist. Sie müssen darauf vertrauen können, dass die Stromverkäufe die Betriebskosten und Schuldentilgungen decken.

Ein Stromabnahmevertrag legt die Bedingungen fest, unter denen ein Abnehmer Strom von einem Kraftwerk bezieht. Ein bankfähiger Vertrag gilt Kreditgebern als verlässlich genug, um einen Kredit zu stützen. Wenn die Brennstoffkosten stark steigen können, müssen Projektentwickler, Abnehmer und Regulierungsbehörden klären, wer diese Mehrkosten trägt.

Die Subventionslast Bangladeschs zeigt die Auswirkungen dieses Problems auf die öffentlichen Finanzen. Damit Energie für die Verbraucher bezahlbar bleibt, muss der Staat einen größeren Teil der Kosten übernehmen. Auf Projektebene kann Unsicherheit darüber, wer zahlt, den Abschluss der Verträge verzögern, die für die Gewinnung von Kreditgebern nötig sind.

Unterschiedliche Hindernisse auf den Philippinen, in Vietnam und Thailand

Auf den Philippinen wurden seit 2021 mehrere Projekte gestrichen. Projektentwickler hatten Schwierigkeiten, bankfähige Stromabnahmeverträge mit Verteilnetzbetreibern abzuschließen. Die begrenzte LNG-Nachfrage außerhalb der Stromerzeugung hat zudem die Wirtschaftlichkeit neuer Importterminals geschwächt.

Der Ausbau erneuerbarer Energien macht zugleich unsicherer, wie häufig die philippinischen Gaskraftwerke zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Ein Kraftwerk, das weniger Stunden läuft, kann weniger Strom verkaufen. Das wirkt sich auf die Einnahmen aus, mit denen die Baukosten gedeckt und Kredite zurückgezahlt werden sollen.

Vietnam hat ehrgeizige Ziele für die Stromerzeugung aus LNG, doch im untersuchten Fünfjahreszeitraum ging nur ein Projekt in den kommerziellen Betrieb. Unsicherheit bei Stromabnahmeverträgen, steigende LNG-Preise und die Frage, ob sich die Kosten über Stromtarife wieder einspielen lassen, haben Investitionen gebremst. Die Analyse verwies zudem auf Bedenken hinsichtlich der finanziellen Lage des staatlichen Stromversorgers.

Thailand hat beim Ausbau von Gaskraftwerksprojekten vergleichsweise größere Fortschritte erzielt. Ein erheblicher Teil der bestehenden Gas- und LNG-Terminalkapazität wird jedoch weiterhin nicht ausgelastet. Die Erfahrungen des Landes bringen angesichts der Verzögerungen anderswo ein weiteres Problem in den Blick: Auch fertiggestellte Infrastruktur braucht genügend Nachfrage, damit sich ihr Betrieb trägt.

Bangladeschs Möglichkeiten gehen über mehr Gasimporte hinaus

Alam empfahl, Bangladeschs ungenutzte heimische Gasvorkommen stärker zu erschließen, die Energieeffizienz zu verbessern und erneuerbare Energien in großem Maßstab auszubauen. Seine Vorschläge betreffen sowohl die Energiequellen als auch den Energiebedarf der Verbraucher.

Heimisches Gas würde die Abhängigkeit von Importladungen verringern, während Effizienzsteigerungen den Brennstoffbedarf für dieselbe Industrieproduktion oder Energiedienstleistung senken würden. Zu den Empfehlungen zählt außerdem eine stärkere Elektrifizierung auf der Nachfrageseite. Das bedeutet, einen Teil der Geräte, die Brennstoff direkt verbrennen, durch elektrisch betriebene Geräte zu ersetzen.

Industriebetriebe könnten beispielsweise Gasheizkessel durch effiziente Wärmepumpen ersetzen. Eine Wärmepumpe nutzt Strom, um Wärme zu transportieren, statt die gesamte Wärme durch das Verbrennen von Brennstoff zu erzeugen. Alam nannte diesen Wechsel als Möglichkeit, den Gasverbrauch der Industrie zu senken und die Effizienz zu verbessern.

Sinkende Kosten für Solar- und Windenergie, kürzere Lieferzeiten und wachsende Batteriespeicherkapazitäten verändern ebenfalls die Alternativen zur Stromerzeugung aus LNG. Laut der Analyse können diese Entwicklungen den Bedarf an Gaskraftwerken sowohl für die regelmäßige Stromversorgung als auch zur Deckung von Nachfragespitzen verringern.

Die drei neuen LNG-Kraftwerke Bangladeschs zeigen, dass sich Projekte in Betrieb nehmen lassen. Die anhaltenden Engpässe und steigenden Subventionen machen jedoch deutlich, warum bei den nächsten Entscheidungen neben dem Bau auch Brennstoffversorgung, Betriebskosten und Nachfrage berücksichtigt werden müssen. Die zentrale Erkenntnis von IEEFA für alle vier Länder lautet: Die tatsächliche Projektumsetzung ist deutlich hinter den Erwartungen eines raschen LNG-Ausbaus zurückgeblieben.

Die wichtigsten Punkte

• IEEFA schätzt, dass Bangladesch bei einem Preis von 20 US-Dollar je MMBtu für importiertes LNG mehr als 60 Taka je Kubikmeter Gas subventionieren muss.
• Die asiatischen Spotpreise für LNG erreichten im September 2026 27,50 US-Dollar je MMBtu und lagen damit über dem für diese Subventionsschätzung angesetzten Preis.
• In vier Ländern wurden zwischen 2021 und 2026 insgesamt 49 Kraftwerke und 22 LNG-Terminalprojekte im Wert von 67,8 Milliarden US-Dollar gestrichen, zurückgezogen oder nicht weiterverfolgt.
• Nur 11 Prozent der geplanten Kraftwerkskapazität und 15 Prozent der geplanten Terminalkapazität gingen in Betrieb.
• Bis zur Inbetriebnahme fertiggestellter Kraftwerke vergingen durchschnittlich mehr als sieben Jahre, obwohl üblicherweise drei bis vier Jahre veranschlagt werden.
• IEEFA schätzt, dass die Kosten für LNG-Strom gegenüber dem Basiswert von 2021 um bis zu 130 Prozent steigen könnten. Für Bangladesch empfiehlt die Organisation heimisches Gas, höhere Energieeffizienz, erneuerbare Energien und eine stärkere Elektrifizierung.