Bangladesh Hadapi Subsidi LNG Lebih dari Tk 60 per Meter Kubik saat Proyek Gas Asia Terhambat

Impor mahal membebani anggaran energi Bangladesh

Bangladesh perlu memberikan subsidi lebih dari Tk 60 untuk setiap meter kubik gas ketika harga gas alam cair (LNG) impor mencapai US$20 per juta British thermal unit, menurut kajian Institute for Energy Economics and Financial Analysis yang dirilis pada 5 November 2026. Gangguan pasokan memaksa negara itu membeli LNG dengan harga yang lebih tinggi pada beberapa kesempatan selama 2026, menambah tekanan pada keuangan publik sementara kekurangan gas terus berlanjut.

Temuan tersebut menempatkan masalah subsidi Bangladesh dalam konteks perlambatan investasi yang lebih luas. Di Bangladesh, Filipina, Vietnam, dan Thailand, sebanyak 49 rencana pembangkit listrik tenaga gas dan 22 proyek terminal impor LNG dibatalkan, ditarik, atau tidak aktif antara 2021 dan 2026. Nilai gabungan investasinya diperkirakan mencapai US$67,8 miliar.

Tinjauan proyek selama lima tahun IEEFA, yang ditulis oleh Sam Reynolds dan Christopher Doleman, mengkaji 92 rencana pembangkit listrik senilai US$109,2 miliar dan 44 terminal impor senilai US$21 miliar. Hanya 11 persen kapasitas pembangkit listrik yang direncanakan dan 15 persen kapasitas terminal yang direncanakan mulai beroperasi selama periode tinjauan.

Bangladesh telah mengoperasikan tiga pembangkit listrik tenaga LNG sejak 2021. Namun, tingginya biaya bahan bakar dan listrik meningkatkan kebutuhan subsidi serta ketergantungan pada pembiayaan eksternal untuk melindungi cadangan devisa, menurut kajian tersebut. Pasokan LNG yang tidak andal membuat negara itu tetap menghadapi kekurangan gas meski telah mengeluarkan biaya tersebut.

Bagi Bangladesh, masalah mendesaknya adalah bagaimana membayar bahan bakar impor tanpa semakin menekan anggaran. Bagi pengembang proyek di empat negara tersebut, masalahnya muncul lebih awal: memperoleh peralatan, pembiayaan, dan perjanjian penjualan listrik yang dapat menopang proyek selama bertahun-tahun pembangunan dan perubahan harga bahan bakar.

Makna angka subsidi Tk 60

Perkiraan subsidi IEEFA menghubungkan harga pembelian internasional dengan dukungan keuangan yang dibutuhkan untuk pasokan gas di Bangladesh. Subsidi menutup sebagian selisih antara biaya penyediaan energi dan pendapatan dari penjualannya. Pemerintah menanggung selisih itu, alih-alih membebankan seluruh biaya langsung kepada konsumen.

LNG adalah gas alam yang didinginkan hingga menjadi cair agar dapat diangkut dengan kapal. Terminal impor mengubahnya kembali menjadi gas untuk digunakan di pembangkit listrik, pabrik, dan fasilitas lainnya. Harga internasional biasanya dikutip per juta British thermal unit, atau MMBtu, satuan energi, sedangkan gas yang dipasok secara lokal dapat diukur berdasarkan volume dalam meter kubik.

Angka lebih dari Tk 60 berlaku pada harga LNG US$20 per MMBtu. Harga spot LNG Asia mencapai US$27,50 per MMBtu pada September 2026, 37,5 persen di atas harga acuan tersebut. Pembelian spot adalah kargo yang dibeli untuk pengiriman dalam waktu relatif dekat, bukan berdasarkan kontrak pasokan jangka panjang. IEEFA tidak memberikan perkiraan subsidi untuk harga September tersebut maupun proyeksi total subsidi tahunan.

Shafiqul Alam, analis energi utama IEEFA untuk Bangladesh, menggambarkan tekanan pada keuangan publik:

Kenaikan harga gas alam cair (LNG) di pasar internasional menambah tekanan subsidi pada sektor energi,

Alam mengatakan fluktuasi harga selama empat hingga lima tahun terakhir menyulitkan keterjangkauan dan keandalan pasokan bagi negara pengimpor yang sensitif terhadap harga seperti Bangladesh. Tagihan impor yang lebih tinggi juga meningkatkan kebutuhan valuta asing, sehingga keputusan pembelian energi terkait erat dengan upaya negara itu menjaga cadangannya.

Seberapa besar investasi yang terhenti?

IEEFA mengidentifikasi rencana pembangkit listrik tenaga gas senilai US$56,1 miliar yang dibatalkan, ditarik, atau tidak aktif. Jumlahnya 49 proyek dengan kapasitas 66,2 gigawatt. Satu gigawatt setara dengan 1.000 megawatt, satuan untuk mengukur jumlah listrik yang dapat dihasilkan pembangkit pada saat tertentu.

Sebanyak 22 proyek regasifikasi lainnya, senilai US$11,7 miliar, masuk dalam kategori tersebut. Secara keseluruhan, proyek-proyek itu dirancang untuk menangani 82 juta ton LNG per tahun. Regasifikasi adalah proses menghangatkan LNG hingga kembali menjadi gas setelah pengiriman.

Sebanyak 71 proyek yang terdampak mencakup sekitar 52 persen dari 136 rencana pembangkit listrik dan terminal yang ditinjau. Nilai gabungannya sebesar US$67,8 miliar juga setara dengan sekitar 52 persen dari total investasi yang direncanakan, yakni US$130,2 miliar. IEEFA menghitung nilai proyek-proyek tersebut hampir 4,5 kali nilai proyek yang rampung selama periode tersebut.

Penyelesaian proyek terbatas di kedua sisi rantai pasokan: hanya 15 persen kapasitas terminal yang direncanakan dan 11 persen kapasitas pembangkit yang direncanakan mulai beroperasi. Proyek pembangkit listrik LNG membutuhkan infrastruktur pengiriman bahan bakar sekaligus peralatan pembangkit. Keterlambatan di salah satu sisi dapat membuat sisi lainnya menunggu pasokan atau pelanggan yang dibutuhkan.

Lima tahun perkembangan proyek, dengan waktu tunggu lebih lama

Tinjauan IEEFA memperbarui kajian yang diterbitkan pada 2021, yang mencakup tujuh pasar Asia dan mengidentifikasi kendala ekonomi, keuangan, infrastruktur, dan kebijakan. Kajian terbaru berfokus pada empat negara yang diperkirakan akan mendorong pertumbuhan permintaan LNG.

Rangkaian tanggal utama menunjukkan bagaimana rencana investasi berkembang seiring meningkatnya biaya:

• 2021: IEEFA menerbitkan kajian regional sebelumnya, yang menjadi titik awal tinjauan terbaru.
• 2021 hingga 2026: Bangladesh mengoperasikan tiga pembangkit listrik tenaga LNG, sementara hanya satu proyek pembangkit LNG yang mencapai operasi komersial di Vietnam.
• Sejak 2022: Biaya modal untuk proyek gas terbaru di Amerika Serikat hampir empat kali lipat, menunjukkan tekanan di pasar peralatan dan konstruksi yang lebih luas.
• September 2026: Harga spot LNG Asia mencapai US$27,50 per MMBtu, hampir tiga kali lipat dari tingkat sebelum konflik yang disebut dalam kajian.
• 5 November 2026: IEEFA menerbitkan tinjauan hasil proyek di empat negara tersebut.

Pembangkit listrik yang rampung membutuhkan waktu rata-rata lebih dari tujuh tahun sejak pertama kali diumumkan secara publik hingga mulai beroperasi. Pengembang umumnya memperkirakan waktu tiga hingga empat tahun. Dengan demikian, rata-rata yang tercatat lebih dari tiga tahun melampaui batas atas perkiraan yang lazim.

Waktu tunggu tersebut penting bagi perencanaan listrik. Pembangkit yang diperkirakan memasok listrik dalam empat tahun mungkin baru beroperasi jauh lebih lambat, sementara biaya peralatan, bahan bakar impor, dan pembiayaannya berubah selama proses tersebut. Jadwal proyek menentukan kapan pengeluaran mulai menghasilkan listrik dan pendapatan.

Mengapa biaya listrik LNG bisa meningkat lebih dari dua kali lipat

IEEFA memperkirakan kenaikan biaya bahan bakar dan peralatan, ditambah pelemahan mata uang lokal, dapat membuat biaya listrik LNG rata-rata sepanjang umur pembangkit menjadi 2,3 kali lipat dari acuan 2021. Artinya, kenaikannya bisa mencapai 130 persen.

Biaya rata-rata listrik sepanjang umur pembangkit adalah perkiraan biaya untuk menghasilkan satu unit listrik selama pembangkit beroperasi. Perhitungan ini mencakup biaya konstruksi, pembiayaan, bahan bakar, dan operasional. Jika perkiraan awal dinyatakan sebagai 100, kenaikan 130 persen akan menjadikannya 230.

Christopher Doleman, pakar LNG dan gas Asia di IEEFA sekaligus salah satu penulis tinjauan tersebut, mengatakan banyak rencana energi kawasan ini mengasumsikan harga bahan bakar yang relatif rendah dan modal yang terjangkau. Kombinasi kenaikan biaya kini mengancam kelayakan finansial yang mendasari perencanaan proyek-proyek tersebut.

Pelemahan mata uang menambah tekanan. Ketika nilai mata uang lokal turun terhadap dolar AS, pembeli membutuhkan lebih banyak uang lokal untuk membayar tagihan LNG atau peralatan impor dalam dolar dengan nilai yang sama. Karena itu, suatu proyek dapat menjadi lebih mahal dalam mata uang lokal meski harga dalam dolarnya tidak berubah.

Kekurangan turbin gas memperpanjang waktu pengiriman peralatan berat menjadi enam tahun atau lebih. Proyek gas terbaru di AS menghadapi biaya modal yang hampir empat kali lipat dibandingkan tingkat pada 2022. Bagi pengembang Asia yang bersaing di pasar peralatan yang sama, kelangkaan ini menimbulkan ketidakpastian atas anggaran konstruksi maupun jadwal mulai beroperasi.

Mengapa pemberi pinjaman membutuhkan pembeli listrik yang dapat diandalkan

Sam Reynolds, pemimpin riset LNG dan gas Asia IEEFA sekaligus salah satu penulis laporan tersebut, mengatakan volatilitas pasar bahan bakar, peralatan, dan mata uang meningkatkan risiko proyek tidak berjalan sesuai rencana. Ketidakpastian pendapatan juga membuat pembiayaan lebih sulit diperoleh.

Banyak proyek energi berskala besar bergantung pada pembiayaan proyek tanpa jaminan silang. Sederhananya, pemberi pinjaman mengharapkan pembayaran kembali terutama dari pendapatan dan aset proyek itu sendiri, bukan dari jaminan luas yang mencakup bisnis lain milik pengembang. Mereka perlu yakin bahwa penjualan listrik akan menutup biaya operasional dan pembayaran utang.

Perjanjian jual beli listrik menetapkan ketentuan pembelian listrik dari pembangkit. Perjanjian yang layak dibiayai adalah perjanjian yang dinilai cukup andal oleh pemberi pinjaman untuk mendukung pinjaman. Ketika biaya bahan bakar dapat melonjak tajam, pengembang, pembeli, dan regulator perlu menyepakati pihak yang akan menanggung kenaikan tersebut.

Beban subsidi Bangladesh menunjukkan dampak masalah ini terhadap keuangan publik. Upaya menjaga energi tetap terjangkau bagi konsumen membuat pemerintah menanggung lebih banyak biaya. Di tingkat proyek, ketidakpastian mengenai siapa yang akan membayar dapat menunda kontrak yang dibutuhkan untuk menarik pemberi pinjaman.

Hambatan berbeda di Filipina, Vietnam, dan Thailand

Beberapa proyek di Filipina dibatalkan sejak 2021, sementara pengembang kesulitan memperoleh perjanjian pembelian listrik yang layak dibiayai dengan perusahaan distribusi. Terbatasnya permintaan LNG di luar pembangkitan listrik juga melemahkan kelayakan bisnis terminal impor baru.

Ekspansi energi terbarukan menambah ketidakpastian mengenai seberapa sering pembangkit gas Filipina akan diminta beroperasi. Pembangkit yang beroperasi lebih sedikit jam memiliki lebih sedikit listrik untuk dijual, sehingga memengaruhi pendapatan yang tersedia untuk menutup biaya konstruksi dan membayar pinjaman.

Vietnam memiliki target ambisius untuk pembangkitan listrik dari LNG, tetapi hanya satu proyek yang mencapai operasi komersial selama lima tahun yang ditinjau. Ketidakpastian perjanjian jual beli listrik, kenaikan harga LNG, dan pemulihan biaya melalui tarif listrik menghambat investasi. Kajian tersebut juga mengidentifikasi kekhawatiran tentang kesehatan keuangan perusahaan listrik milik negara.

Thailand mencatat kemajuan yang relatif lebih besar dalam mengembangkan proyek pembangkit listrik tenaga gas. Meski demikian, sebagian besar kapasitas pembangkit gas dan terminal LNG yang sudah ada masih kurang dimanfaatkan. Pengalaman Thailand menambah satu kekhawatiran di tengah keterlambatan di negara lain: infrastruktur yang telah selesai tetap membutuhkan permintaan yang cukup agar dapat beroperasi.

Opsi Bangladesh tidak terbatas pada impor lebih banyak gas

Alam merekomendasikan pemanfaatan lebih besar sumber daya gas domestik Bangladesh yang belum digunakan, peningkatan efisiensi energi, dan perluasan energi terbarukan dalam skala besar. Usulannya mencakup sumber energi sekaligus jumlah energi yang perlu digunakan konsumen.

Gas domestik akan mengurangi ketergantungan pada kargo impor, sementara peningkatan efisiensi akan menurunkan jumlah bahan bakar yang dibutuhkan untuk menghasilkan keluaran industri atau layanan energi yang sama. Rekomendasi tersebut juga mencakup perhatian lebih besar pada elektrifikasi sisi permintaan, yakni mengganti sebagian peralatan yang membakar bahan bakar secara langsung dengan peralatan bertenaga listrik.

Industri, misalnya, dapat mengganti ketel berbahan bakar gas dengan pompa kalor efisien. Pompa kalor menggunakan listrik untuk memindahkan panas, alih-alih menghasilkan seluruh panas dengan membakar bahan bakar. Alam menyebut peralihan itu sebagai cara untuk mengurangi konsumsi gas industri dan meningkatkan efisiensi.

Penurunan biaya tenaga surya dan angin, waktu pengiriman yang lebih singkat, serta peningkatan kapasitas penyimpanan baterai juga mengubah pilihan selain pembangkit LNG. Kajian tersebut menyatakan perkembangan ini dapat mengurangi kebutuhan akan pembangkit gas, baik untuk memasok listrik secara rutin maupun memenuhi permintaan puncak.

Tiga pembangkit LNG baru Bangladesh menunjukkan bahwa proyek dapat mulai beroperasi. Kekurangan pasokan yang masih berlangsung dan subsidi yang meningkat menunjukkan mengapa keputusan berikutnya perlu mempertimbangkan pasokan bahan bakar, biaya operasional, dan permintaan, selain konstruksi. Di empat negara tersebut, temuan utama IEEFA adalah bahwa realisasi proyek jauh di bawah ekspektasi pertumbuhan LNG yang pesat.

Poin Utama

• IEEFA memperkirakan Bangladesh membutuhkan subsidi lebih dari Tk 60 per meter kubik gas ketika harga LNG impor mencapai US$20 per MMBtu.
• Harga spot LNG Asia mencapai US$27,50 per MMBtu pada September 2026, melampaui harga yang digunakan dalam perkiraan subsidi tersebut.
• Di empat negara, 49 pembangkit listrik dan 22 proyek terminal LNG senilai US$67,8 miliar dibatalkan, ditarik, atau tidak aktif antara 2021 dan 2026.
• Hanya 11 persen kapasitas pembangkit yang direncanakan dan 15 persen kapasitas terminal yang direncanakan mulai beroperasi.
• Pembangkit listrik yang rampung membutuhkan waktu rata-rata lebih dari tujuh tahun untuk mulai beroperasi, dibandingkan perkiraan umum tiga hingga empat tahun.
• IEEFA memperkirakan biaya listrik LNG dapat meningkat hingga 130 persen dibandingkan acuan 2021 dan merekomendasikan pemanfaatan gas domestik, efisiensi, energi terbarukan, serta elektrifikasi yang lebih luas di Bangladesh.