Le Bangladesh doit subventionner le GNL à hauteur de plus de 60 takas par mètre cube tandis que les projets gaziers asiatiques piétinent

Le coût des importations pèse sur le budget énergétique du Bangladesh

Le Bangladesh doit verser plus de 60 takas de subvention pour chaque mètre cube de gaz lorsque le gaz naturel liquéfié (GNL) importé coûte 20 dollars par million d’unités thermiques britanniques, selon une évaluation de l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis publiée le 5 novembre 2026. Des perturbations de l’approvisionnement ont contraint le pays à acheter du GNL à des prix encore plus élevés à certains moments de l’année 2026, accentuant la pression sur les finances publiques alors que les pénuries de gaz persistaient.

Ces conclusions inscrivent le problème des subventions au Bangladesh dans un contexte de ralentissement plus large des investissements. Au Bangladesh, aux Philippines, au Vietnam et en Thaïlande, 49 projets de centrales à gaz et 22 projets de terminaux d’importation de GNL ont été annulés, retirés ou mis en sommeil entre 2021 et 2026. Leur valeur d’investissement totale était estimée à 67,8 milliards de dollars.

Dans son bilan quinquennal des projets, rédigé par Sam Reynolds et Christopher Doleman, l’IEEFA a examiné 92 centrales électriques en projet, d’une valeur de 109,2 milliards de dollars, et 44 terminaux d’importation, évalués à 21 milliards de dollars. Au cours de la période étudiée, seuls 11 % de la capacité de production d’électricité prévue et 15 % de la capacité des terminaux envisagés sont entrés en service.

Le Bangladesh a mis en service trois centrales électriques au GNL depuis 2021. Pourtant, selon l’évaluation, le coût élevé des combustibles et de l’électricité a accru les besoins de subvention et la dépendance au financement extérieur pour protéger les réserves de change. Malgré ces dépenses, le manque de fiabilité de l’approvisionnement en GNL a laissé le pays confronté à des pénuries de gaz.

Pour le Bangladesh, le problème immédiat consiste à financer les combustibles importés sans accentuer encore la pression sur le budget. Pour les promoteurs des quatre pays, la difficulté intervient plus tôt : il leur faut obtenir les équipements, les financements et les contrats de vente d’électricité nécessaires pour mener un projet à bien au fil de plusieurs années de travaux et malgré l’évolution des prix des combustibles.

Ce que signifie le chiffre de 60 takas de subvention

L’estimation de l’IEEFA met en relation le prix d’achat international et l’aide financière nécessaire pour fournir du gaz au Bangladesh. Une subvention couvre une partie de l’écart entre le coût de fourniture de l’énergie et les recettes tirées des ventes. C’est l’État qui prend cet écart en charge, au lieu de répercuter l’intégralité du coût sur les consommateurs.

Le GNL est du gaz naturel refroidi jusqu’à l’état liquide pour pouvoir être transporté par bateau. Les terminaux d’importation le ramènent à l’état gazeux afin qu’il puisse être utilisé dans les centrales électriques, les usines et d’autres installations. Le prix international est généralement exprimé par million d’unités thermiques britanniques, ou MMBtu, une unité de mesure de l’énergie, tandis que le gaz fourni localement peut être mesuré en mètres cubes.

Le montant supérieur à 60 takas s’applique lorsque le prix du GNL atteint 20 dollars par MMBtu. En septembre 2026, les prix spot du GNL en Asie ont atteint 27,50 dollars par MMBtu, soit 37,5 % de plus que ce prix de référence. Les achats spot sont des cargaisons achetées pour une livraison relativement rapide, plutôt que dans le cadre d’un contrat d’approvisionnement de plus longue durée. L’IEEFA n’a fourni ni estimation correspondante de la subvention pour le prix de septembre, ni prévision du montant total des subventions annuelles.

Shafiqul Alam, analyste principal de l’énergie à l’IEEFA pour le Bangladesh, a décrit la pression sur les finances publiques :

La hausse des prix du gaz naturel liquéfié (GNL) sur le marché international accentue la pression des subventions dans le secteur de l’énergie.

Selon Alam, les fluctuations des prix au cours des quatre à cinq dernières années ont rendu à la fois l’énergie abordable et l’approvisionnement fiable difficiles à assurer pour un importateur sensible aux prix comme le Bangladesh. La hausse de la facture des importations accroît également les besoins en devises, liant les décisions d’achat d’énergie aux efforts du pays pour préserver ses réserves.

Quelle part des investissements prévus a été bloquée ?

L’IEEFA a recensé 56,1 milliards de dollars de projets de centrales à gaz annulés, retirés ou mis en sommeil, soit 49 projets représentant une capacité de 66,2 gigawatts. Un gigawatt équivaut à 1 000 mégawatts ; cette unité mesure la quantité d’électricité qu’une centrale peut produire à un instant donné.

Vingt-deux autres projets de regazéification, d’une valeur de 11,7 milliards de dollars, ont connu le même sort. Ensemble, ils représentaient une capacité de traitement annuelle de 82 millions de tonnes de GNL. La regazéification consiste à réchauffer le GNL pour le ramener à l’état gazeux après sa livraison.

Les 71 projets concernés représentaient environ 52 % des 136 projets de centrales et de terminaux examinés. Leur valeur cumulée de 67,8 milliards de dollars correspondait également à environ 52 % des 130,2 milliards de dollars d’investissements prévus. Selon les calculs de l’IEEFA, leur valeur était près de 4,5 fois supérieure à celle des projets achevés pendant la période.

Les réalisations ont été limitées de part et d’autre de la chaîne d’approvisionnement : seuls 15 % de la capacité prévue des terminaux et 11 % de la capacité de production électrique projetée sont entrés en service. Les projets de production d’électricité au GNL nécessitent à la fois des infrastructures d’acheminement du combustible et des équipements de production. Un retard de l’un peut laisser l’autre dans l’attente des approvisionnements ou des clients dont il a besoin.

Cinq ans de résultats, avec des délais de mise en service plus longs

Le bilan de l’IEEFA actualise une évaluation publiée en 2021, qui portait sur sept marchés asiatiques et recensait des contraintes économiques, financières, infrastructurelles et réglementaires. La nouvelle étude se concentre sur quatre pays appelés à contribuer à la croissance de la demande de GNL.

Les principales dates montrent comment les projets d’investissement ont évolué parallèlement à la hausse des coûts :

• 2021 : l’IEEFA publie sa précédente évaluation régionale, qui sert de point de départ au nouveau bilan.
• De 2021 à 2026 : le Bangladesh met en service trois centrales électriques au GNL, tandis qu’un seul projet de centrale au GNL entre en exploitation commerciale au Vietnam.
• Depuis 2022 : les coûts d’investissement des récents projets gaziers aux États-Unis ont presque quadruplé, illustrant les tensions sur les marchés des équipements et de la construction.
• Septembre 2026 : les prix spot du GNL en Asie atteignent 27,50 dollars par MMBtu, soit près du triple du niveau d’avant le conflit cité dans l’évaluation.
• 5 novembre 2026 : l’IEEFA publie son bilan des résultats des projets dans les quatre pays.

En moyenne, il s’est écoulé plus de sept ans entre la première annonce publique du développement d’une centrale achevée et sa mise en service. Les promoteurs tablaient généralement sur trois à quatre ans. La durée observée a donc dépassé de plus de trois ans même la borne haute de cette estimation habituelle.

Ces délais comptent pour la planification de l’électricité. Une centrale censée fournir de l’électricité sous quatre ans peut n’être opérationnelle que bien plus tard, tandis que le coût de ses équipements, du combustible importé et de son financement évolue entre-temps. Le calendrier du projet détermine à quel moment les dépenses commencent à produire de l’électricité et des recettes.

Pourquoi le coût de l’électricité produite au GNL pourrait plus que doubler

Selon les estimations de l’IEEFA, la hausse des coûts du combustible et des équipements, conjuguée à l’affaiblissement des monnaies locales, pourrait porter à 2,3 fois le niveau de référence de 2021 le coût actualisé de l’électricité produite au GNL sur toute la durée de vie des centrales. L’augmentation pourrait atteindre 130 %.

Le coût actualisé est une estimation du coût moyen de production d’une unité d’électricité pendant la durée d’exploitation d’une centrale. Il prend en compte la construction, le financement, le combustible et les frais d’exploitation. Si l’estimation initiale est de 100, une hausse de 130 % la porte à 230.

Christopher Doleman, spécialiste du GNL et du gaz en Asie à l’IEEFA et coauteur du bilan, a déclaré que de nombreux plans énergétiques régionaux reposaient sur l’hypothèse de prix des combustibles relativement bas et de capitaux abordables. La combinaison des hausses de coûts menace désormais la viabilité financière sur laquelle reposaient ces projets.

La dépréciation des monnaies ajoute une pression supplémentaire. Lorsqu’une monnaie locale perd de la valeur face au dollar, les acheteurs doivent débourser davantage dans leur monnaie pour régler la même facture en dollars de GNL ou d’équipements importés. Un projet peut donc coûter plus cher localement même si son prix en dollars reste inchangé.

Les pénuries de turbines à gaz portent à six ans ou plus les délais de livraison des équipements lourds. Les coûts d’investissement de récents projets gaziers aux États-Unis ont été presque quatre fois supérieurs à leur niveau de 2022. Pour les promoteurs asiatiques qui se disputent les mêmes équipements, ces pénuries rendent incertains les budgets de construction comme les dates de mise en service.

Pourquoi les prêteurs ont besoin d’acheteurs d’électricité fiables

Sam Reynolds, responsable de la recherche sur le GNL et le gaz en Asie à l’IEEFA et coauteur du rapport, a déclaré que la volatilité des marchés des combustibles, des équipements et des devises avait accru le risque que les projets ne se déroulent pas comme prévu. L’incertitude accrue sur les recettes a également rendu les financements plus difficiles à obtenir.

De grands projets énergétiques reposent souvent sur un financement de projet sans recours. En termes simples, les prêteurs s’attendent à être remboursés principalement grâce aux revenus et aux actifs du projet, plutôt que de disposer d’une garantie générale couvrant les autres activités du promoteur. Ils doivent avoir la certitude que les ventes d’électricité couvriront les coûts d’exploitation et le remboursement des emprunts.

Un contrat d’achat d’électricité définit les conditions auxquelles un acheteur se procure l’électricité produite par une centrale. Un contrat jugé finançable est considéré par les prêteurs comme suffisamment fiable pour justifier un prêt. Lorsque les coûts du combustible peuvent augmenter brusquement, les promoteurs, les acheteurs et les autorités de régulation doivent déterminer comment ces hausses seront prises en charge.

Le poids des subventions au Bangladesh illustre les conséquences de ce problème sur les finances publiques. Pour maintenir l’énergie à un prix abordable pour les usagers, l’État doit assumer une part croissante des coûts. À l’échelle des projets, l’incertitude sur la partie qui paiera peut retarder les contrats nécessaires pour attirer les prêteurs.

Des obstacles différents aux Philippines, au Vietnam et en Thaïlande

Depuis 2021, plusieurs projets ont été annulés aux Philippines, où les promoteurs peinent à conclure avec les entreprises de distribution des contrats d’achat d’électricité jugés finançables. La demande limitée de GNL en dehors de la production d’électricité a également affaibli la viabilité économique de nouveaux terminaux d’importation.

Le développement des énergies renouvelables ajoute de l’incertitude quant à la fréquence à laquelle les centrales au gaz philippines seront sollicitées. Une centrale qui fonctionne moins d’heures a moins d’électricité à vendre, ce qui réduit les recettes disponibles pour amortir les coûts de construction et rembourser les emprunts.

Le Vietnam s’est fixé des objectifs ambitieux de production d’électricité au GNL, mais un seul projet est entré en exploitation commerciale au cours des cinq années examinées. L’incertitude entourant les contrats d’achat d’électricité, la hausse des prix du GNL et la récupération des coûts par les tarifs de l’électricité ont découragé les investissements. L’évaluation a également relevé des inquiétudes concernant la santé financière de l’entreprise publique d’électricité.

La Thaïlande a réalisé des progrès relativement plus importants dans le développement de centrales à gaz. Une part considérable de la capacité existante des centrales à gaz et des terminaux de GNL reste néanmoins sous-utilisée. Son expérience souligne un autre problème, au-delà des retards observés ailleurs : les infrastructures achevées ont toujours besoin d’une demande suffisante pour fonctionner.

Les solutions du Bangladesh ne se limitent pas à importer davantage de gaz

Alam a recommandé de mieux exploiter les ressources gazières nationales encore inexploitées du Bangladesh, d’améliorer l’efficacité énergétique et de développer les énergies renouvelables à grande échelle. Ses propositions portent à la fois sur les sources d’énergie et sur les besoins des consommateurs.

Le gaz domestique réduirait la dépendance aux cargaisons importées, tandis que les gains d’efficacité diminueraient la quantité de combustible nécessaire pour produire autant dans l’industrie ou fournir le même service énergétique. Les recommandations préconisent également d’accorder une plus grande attention à l’électrification des usages, c’est-à-dire au remplacement de certains équipements fonctionnant directement avec des combustibles par des équipements alimentés à l’électricité.

Les industries pourraient, par exemple, remplacer leurs chaudières à gaz par des pompes à chaleur performantes. Une pompe à chaleur utilise l’électricité pour transférer la chaleur, au lieu de produire toute cette chaleur en brûlant un combustible. Alam a cité cette solution comme un moyen de réduire la consommation de gaz dans l’industrie et d’améliorer l’efficacité énergétique.

La baisse du coût de l’énergie solaire et éolienne, des délais de livraison plus courts et l’augmentation des capacités de stockage par batteries modifient également les solutions de remplacement de la production au GNL. Selon l’évaluation, ces évolutions peuvent réduire les besoins en centrales à gaz, tant pour assurer une production régulière d’électricité que pour répondre aux pics de demande.

Les trois nouvelles centrales au GNL du Bangladesh montrent que des projets peuvent être mis en service. Les pénuries persistantes et la hausse des subventions montrent pourquoi les prochaines décisions doivent prendre en compte l’approvisionnement en combustible, les coûts d’exploitation et la demande, en plus de la construction. Dans les quatre pays, la principale conclusion de l’IEEFA est que la réalisation effective des projets est très loin des attentes de croissance rapide du GNL.

À retenir

• Selon l’IEEFA, le Bangladesh doit verser plus de 60 takas de subvention par mètre cube de gaz lorsque le GNL importé coûte 20 dollars par MMBtu.
• En septembre 2026, les prix spot du GNL en Asie ont atteint 27,50 dollars par MMBtu, soit davantage que le prix retenu pour cette estimation de subvention.
• Dans quatre pays, 49 centrales et 22 projets de terminaux de GNL, d’une valeur de 67,8 milliards de dollars, ont été annulés, retirés ou mis en sommeil entre 2021 et 2026.
• Seuls 11 % de la capacité électrique prévue et 15 % de la capacité projetée des terminaux sont entrés en service.
• Les centrales achevées ont mis plus de sept ans en moyenne à ouvrir, contre trois à quatre ans habituellement prévus.
• Selon l’IEEFA, le coût de l’électricité produite au GNL pourrait augmenter de jusqu’à 130 % par rapport aux niveaux de référence de 2021. L’institut recommande au Bangladesh de développer le gaz domestique, l’efficacité énergétique, les énergies renouvelables et l’électrification des usages.