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English Summary Below
要約
日本の公的援助機関である国際協力機構（JICA）は、2024年2月、バングラデシュ政府に対して、モヘシュカリ・マタバリ地域の総合開発計画であるMIDI統合開発計画策定プロジェクトを開始した。しかし、JICAのMIDI関連資料で記載されている電力計画は、13GWの新規の液化天然ガス（LNG）火力発電の導入等、化石燃料に大きく依存した計画かつ過剰な電力需要予測に基づいた設備容量の見積に基づいており、パリ協定の1.5度目標との整合性が確保されておらず、経済合理性に欠け、バングラデシュの財政難をさらに悪化させるリスクがある。本ペーパーでは、MIDI統合開発計画で提案されている電力計画について、以下の問題点及び提言を提起する。
問題点1：過剰なエネルギー需要予測に基づき、IEPMPとも不整合な設備容量の見積
MIDI統合開発計画の中でJICAは、MIDI地域において、最大で15GWの設備容量の導入を想定している（表A参照）。しかしこの数値は、上位計画であるJICAが支援中の統合エネルギー・電力マスタープラン（IEPMP）における電力需要予測が、国際通貨基金（IMF）の経済成長予測を大きく上回る需要予測に基づいて設定されているため、過剰な設備容量の見積になっている（註1）。IEPMPの中でJICAは、MIDI地域を含む、より広域な「Chattogram地域」において15GWの設備容量を見積もっているため、両マスタープランの見積は整合しておらず、MIDI統合開発計画の見積が過剰になっている可能性がある。このようなJICAによる過剰な電力需要予測及び設備容量の見積は、すでに悪化しているバングラデシュの財政をさらに悪化させるリスクがある。なお、IEPMPについては、暫定政権が改訂を進めていることが2024年12月時点で明らかになっており、今後数値が見直される可能性がある（註2）。
表A：JICAによって想定されるMIDI地域の設備容量
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シナリオ1：リスクを考慮したケース |
シナリオ2：基本ケース |
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ガス |
8GW（2041年のバングラデシュLNG需要の25%に相当する950mmcfdのLNG） |
13GW（2041年のバングラデシュLNG需要の41%に相当する1,540mmcfdのLNG） |
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石炭（註3） |
1.8GW |
1.8GW |
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太陽光 |
0.2GW |
0.2GW |
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総設備容量 |
10GW（バングラデシュの電力需要の20%に相当） |
15GW（バングラデシュの電力需要の30%に相当） |
出典：JICA「MIDI Strategic Vision Development and Economic Impact Analysis」に基づいてJACSESが作成
問題点2：13GWの新規LNG火力導入を目指すJICA推奨案はパリ協定1.5度目標に不整合で、G7合意違反の可能性
JICAはMIDI統合開発計画において、13GWの新規LNG火力発電を見込んでいるが、それらのLNG火力の年間温室効果ガス（GHG）排出量は約2730万トンに達する見込み（註4）で、バングラデシュの年間GHG排出量を約9.7％増加させることになる（註5）。MIDI電力・エネルギーセクターの代替案においても、既存のマタバリ石炭火力発電事業（フェーズ1）を活用及び新規のLNG火力発電事業を導入させる計画である案B及びCを推奨している（表B参照）（註6）。しかし、IEAはパリ協定の1.5度⽬標を達成するためには世界全体で2040年までに発電セクターのネットゼロ達成が必要であるとしており（註7）、案B及びCはパリ協定の1.5度⽬標に整合しないシナリオである。⽇本政府は2022年のG7合意において「1.5度⽬標やパリ協定の⽬標に整合的である限られた状況以外において、排出削減対策が講じられていない国際的な化⽯燃料エネルギー部⾨への新規の公的直接⽀援の2022年末までの終了にコミット」（註8）しており、1.5度⽬標と不整合なMIDI統合開発計画に対して⽀援を⾏うことはG7合意を逸脱している。また、2025年6月に暫定政府は2030年までに再生可能エネルギーによる発電量を20%、2040年までに30%にするという目標を発表した。LNG火力発電に偏重したMIDI統合開発計画はバングラデシュ政府の再生可能エネルギー政策に逆行している可能性がある（註9）。
表B：MIDI電力・エネルギーセクターにおける代替案（JICAからの情報をもとにJACSES作成）
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石炭 |
ガス |
再生可能エネルギー |
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案0 |
新規なし（既存のマタバリ1のみ） |
新規なし |
新規なし |
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案A |
新規石炭火力発電＋マタバリ1 |
新規LNG火力発電 |
太陽光＋風力 |
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案B |
新規なし（既存のマタバリ1のみ） |
新規LNG火力発電 |
太陽光＋風力 |
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案C |
既存のマタバリ1に50%アンモニア石炭混焼＋50%CCS導入 |
100%水素専焼の可能性を含む新規LNG火力発電 |
太陽光＋風力 |
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案D |
既存のマタバリ1に50%アンモニア石炭混焼＋50%CCS導入 |
新規なし |
太陽光＋風力 |
出典：https://www.jica.go.jp/about/policy/environment/advice/n_files/ban16_SCO_giji.pdf
問題点3：価格変動の大きい輸入LNGに依存した電力計画によりバングラデシュの財政難を悪化させるリスク
MIDI統合開発計画においてJICAはMIDI地域に輸入LNG発電設備を導入することを推奨しているが、2022年にはロシアによるウクライナ侵攻によってエネルギー危機が生じ、LNGスポット価格が過去最高額を記録した。バングラデシュでは2022年にかけて価格高騰によって化石燃料の輸入が度々できず、燃料不足に陥り、バングラデシュの大部分で計画停電が発生した。また、ガス不足の影響により、2025年8月時点でバングラデシュ国内のガス火力発電所51基のうち稼働しているものは11基のみで、JERAが出資するメグナハットガス火力発電所（718MW）は7月28日に稼働開始した2週間後に閉鎖を余儀なくされた（註10）。LNGに依存した電力計画は、未稼働の発電所に対する容量支払いを増加させ、バングラデシュの財政難を悪化させる可能性がある。他方、高価な輸入LNGに依存した計画ではなく、2021年にバングラデシュ政府が発表したムジブ気候繁栄計画（MCPP）の野心的なMCPP-Mシナリオに沿い、2022〜2024年までに太陽光発電を最大限導入することで、2024年までの輸入LNGコストは27億ドル削減できたとの分析もある（註11）。MIDI地域において化石燃料依存を促進させることは、バングラシュの財政を圧迫し、排出源の長期固定化（ロックイン）をもたらして再生可能エネルギーへの転換を妨げ、エネルギー安全保障を脅かすリスクがある。
問題点4：経済合理性が欠如しているアンモニア・水素混焼の導入見通し
MIDI統合開発計画の代替案C及びDでは、既存のマタバリ石炭火力発電所（フェーズ1）において、不確実な技術であり世界的に前例のない比率である50%のアンモニア混焼の導入及び50%CCSの導入が想定されており、また代替案Cでは新規ガス火力発電所における100%の水素専焼の可能性が記載されている。しかし、ライフサイクル排出量を加味すると混焼技術によるCO2排出量の削減効果は疑わしい。現時点で最も安価な製造⽅法である「排出削減対策が講じられていない化⽯燃料によって製造されるグレーアンモニア」のライフサイクル排出量は、⽯炭の直接燃焼に伴う排出量の2倍に相当する（註12）。また、IEPMPにおいて、アンモニア・⽔素混焼の⽕⼒発電のコストは、蓄電池付きの再⽣可能エネルギーのコストよりも⼤幅に⾼く⾒積もられており、混焼技術の導入は経済合理性に欠けている。さらに、フィンランドの独立系シンクタンクであるエネルギー・クリーンエア研究センター（CREA）の調査では、アンモニアの混焼比率に比例して大気汚染物質の排出量が増加すると結論付ている（註13）。
問題点5：MIDI地域の開発事業が生態系破壊を招くリスク
JICAのマタバリ石炭火力発電事業（フェーズ1）のEIA及びマタバリ港フェーズ1のEIAの代替案検討において、生態系への影響が懸念されるとして選定されなかった各地域が、MIDI統合開発計画において事業地として開発が計画されている。したがって、MIDI統合開発計画の策定支援によってこれら地域が開発対象となった場合、深刻な生態系破壊が生じる可能性がある。
問題点6：被影響住民への補償が十分に実行されることの不確実性及び不十分な雇用機会
JICAの環境社会配慮ガイドラインでは「補償は事前に、可能な限り再取得価格に基づき、事前に行わなければならない。相手国等は、移転住民が以前の生活水準や収入機会、生活水準において改善又は少なくとも回復できるように努めなければならない。」としている（註14）。しかし、JICAが支援中のマタバリ石炭火力発電事業（フェーズ1）では、建設工事に伴って、被影響住民に対する金銭補償に加えて追加的な家屋無償供与、用水路の遮断やコヘリア川の枯渇による塩田業者・漁業者らへの影響が発生しており、JICAのガイドラインを満たしていると言えない状態である（註15）。MIDI統合開発計画では、5,241ヘクタールものマタバリ・モヘシュカリの地域で複数の開発事業が行われ、その被影響住民は11万6000人と想定されているが、被影響住民の生計回復が適切に行われるか疑問が残る。また、JICAはMIDI統合開発計画において、高技能労働者の雇用機会を拡大する意向を示しているが、現地労働者の雇用を積極的に増加させる計画はないとしており、地元住民に雇用機会が適切に設けられるか疑問である。
提言
以上を踏まえ、バングラデシュのMIDI統合開発計画策定にあたっては、JICAは以下の点を考慮するべきである。
IEPMPに記載されている過剰な需要予測を再検討し、エネルギーの安全保障・エネルギーアクセスを確保するために国際通貨基金（IMF）の経済成長予測に基づいた需要予測を採用するべきである。また、MIDI地域の想定設備容量とIEPMPの「Chattogram地域」の想定設備容量を整合する数値に修正するべきである。
パリ協定の1.5度目標に不整合かつG7合意違反の新規LNG火力発電の導入を除外し、再生可能エネルギー中心の電源構成にするべきである。
エネルギー安全保障・エネルギーアクセスを確保するために、価格変動の激しい高価な輸入化石燃料への依存をやめるべきである。
経済合理性に欠けた高価なアンモニア・水素混焼の導入をシナリオから除外し、これらの技術導入が成功しなかった場合でも2050年ネットゼロを確実に達成できる見通しにするべきである。
本事業地の環境影響に関する調査を入念に実施し、生態系への影響が懸念される地域を開発予定地から除外するべきである。
JICAの環境社会配慮ガイドラインに沿い、被影響住民への補償が適切に実行されるよう、情報公開及び被影響住民との協議を頻繁に行うべきである。
（註2） https://www.thedailystar.net/news/bangladesh/news/govt-revising-energy-master-plan-3774286
（註3） 石炭火力発電の設備容量1.8GWは、マタバリ石炭火力発電事業（フェーズ1、1.2GW）及びオリオン石炭火力発電所（0.6GW）の合算数値であると思われるが、表作成後、2025年5月にオリオン石炭火力発電所の中止が決定されたため、実際は1.2GWになる見込みである
（註4）CO2換算ベースの数値。設備稼働率70%を仮定し、以下の資料に基づいて算出https://www.asahi.com/sdgs/article/15710272#inner_link_004_1
（註5）2023年12月時点のGHG排出量である2億8100万トンを使用して計算 https://www.ceicdata.com/en/bangladesh/environmental-greenhouse-gas-emissions-annual
（註6） 2025年3月時点の情報
（註7）https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050
（註8）https://www.mofa.go.jp/mofaj/files/100364051.pdf
（註9）https://ieefa.org/resources/bangladeshs-energy-policy-changes-raise-more-questions-they-answer
（註12）https://www.iea.org/reports/ammonia-technology-roadmap/executive-summary
（註15）https://sekitan.jp/jbic/wp-content/uploads/2021/04/Matarbari-Factsheet_2021_jp.pdf
Briefing Paper: JICA support for 13GW LNG power expansion in Bangladesh - MIDI Masterplan inconsistent with the Paris Agreement
Executive Summary
In February 2024, the Japan International Cooperation Agency (JICA), Japan’s official development assistance agency, started the Moheshkhali-Matarbari Integrated Infrastructure Development project (hereinafter referred to as “MIDI Masterplan”), a comprehensive development plan for the Moheshkhali and Matarbari region. However, the energy plan outlined in JICA’s MIDI-related documents relies heavily on fossil fuels, including the introduction of 13GW of new liquefied natural gas (LNG) thermal power generation, and is based on an estimation derived from excessive energy demand forecasts. Consequently, it fails to ensure consistency with the 1.5 degree goals of the Paris Agreement, lacks economic rationality, and risks further exacerbating Bangladesh's fiscal difficulties. This paper raises the following issues and recommendations concerning the energy plan proposed in the MIDI Masterplan.
Issue 1: The estimated installed capacity based on excessive energy demand forecasts, and an inconsistent installed capacity with the IEPMP.
In the MIDI Masterplan, JICA expects the introduction of up to 15GW of installed capacity in the MIDI region (see Table A). However, this figure represents an overestimation of installed capacity, as the energy demand forecast in the Integrated Energy and Power Master Plan (IEPMP), a higher-level plan currently supported by JICA, is based on the demand forecast that significantly exceeds the economic growth forecast of the International Monetary Fund (IMF)*1. In the IEPMP, JICA has estimated an installed capacity of 15GW for the broader “Chattogram region”, which includes the MIDI area. Consequently, the estimates in the two master plans are not consistent, and the estimate of the MIDI Masterplan may be excessive. Such excessive energy demand forecasts and estimates of installed capacity by JICA risk further worsening the already deteriorating financial situation in Bangladesh. Regarding the IEPMP, as of December 2024, it has become apparent that the interim government is revising the IEPMP, and the figures may be subject to review in the future*2.
Table A: Installed capacity in the MIDI region expected by JICA
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Scenario 1: Risk-factored case |
Scenario 2: Base case |
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Gas |
8GW (950mmcfd of LNG to operate, equivalent to 25% of Bangladesh in 2041). |
13GW (1,540mmcfd of LNG to operate, equivalent to 41% of Bangladesh in 2041). |
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Coal *3 |
1.8GW |
1.8GW |
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Solar |
0.2GW |
0.2GW |
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Installed capacity |
10GW (equivalent to 20% of energy demand in Bangladesh) |
15GW (equivalent to 30% of energy demand in Bangladesh) |
Source: prepared by JACSES based on JICA’s “MIDI Strategic Vision Development and Economic Impact Analysis”.
Issue 2: JICA proposed a scenario to introduce 13GW of new LNG-fired power generation, which is inconsistent with the 1.5 degree goals of the Paris Agreement, and may violate the G7 agreement.
In the MIDI Masterplan, JICA estimates the introduction of 13GW of new LNG-fired power projects. However, the annual greenhouse gas (GHG) emissions from these LNG power plants are projected to reach approximately 27.3 million tonnes*4, increasing Bangladesh’s annual GHG emissions by around 9.7 percent*5. In the alternative plans of the MIDI power and energy sector, JICA also recommends Options B and C, which plan to utilise the existing Matarbari coal-fired power project (Phase 1) and introduce new LNG-fired power projects (see Table B)*6. However, IEA states that achieving the 1.5 degree target requires net zero emissions in the power sector globally by 2040*7. Options B and C are scenarios that are not consistent with the 1.5 degree goals of the Paris Agreement. As the Japanese government committed to the G7 agreement in 2022 to “end new direct public support for the international unabated fossil fuel energy sector by the end of 2022, except in limited circumstances clearly defined by each country consistent with a 1.5°C warming limit and the goals of the Paris Agreement,”*8 supporting MIDI Masterplan, which is inconsistent with the 1.5 goals, violates the G7 agreement. In June 2025, the interim government announced targets to increase renewable energy generation to 20% by 2030 and 30% by 2040. The MIDI Masterplan, heavily reliant on LNG thermal power generation, may run counter to the Bangladesh government's renewable energy policy*9.
Table B: Alternative plans of the MIDI power and energy sector (prepared by JACSES based on information from JICA)
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Coal |
Gas |
Renewables |
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Option 0 |
No project (only existing Matarbari 1) |
No project |
No project |
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Option A |
Coal power (new plants) + Matarbari 1 |
LNG power (new plants) |
Solar + Wind |
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Option B |
Only existing Matarbari 1 |
LNG power (new plants) |
Solar + Wind |
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Option C |
50% ammonia coal co-firing + 50% CCS for Matarbari 1 |
LNG Power (new plants) including a future potential for 100% Hydrogen gas firing |
Solar + Wind |
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Option D |
50% ammonia coal co-firing + 50% CCS for Matarbari 1 |
No project |
Solar + Wind |
Source: https://www.jica.go.jp/about/policy/environment/advice/n_files/ban16_SCO_giji.pdf
Issue 3: The risk that Bangladesh's financial difficulties could worsen due to an energy plan reliant on imported LNG, which is subject to significant price fluctuations
In the MIDI Masterplan, JICA recommends introducing imported LNG power generation facilities to the MIDI region. However, Russia’s invasion of Ukraine triggered an energy crisis in 2022, causing LNG spot prices to reach record highs. Bangladesh faced frequent failures to import fossil fuels due to soaring prices throughout 2022, which led to fuel shortages, resulting in power cuts across most of the country. Moreover, as of August 2025, only 11 of 51 gas-fired power plants were able to operate due to the gas shortages. The Meghnaghat gas-fired power plant (718MW), in which JERA holds an investment stake, was forced to close just two weeks after commencing operations on 28 July*10. Power plans reliant on LNG could increase the payback burden on idle power plants, potentially worsening Bangladesh's fiscal difficulties. Conversely, analysis indicates that maximising solar power deployment between 2022 and 2024, in line with the ambitious MCPP-M scenario of the Mujib Climate Prosperity Plan (MCPP) announced by the Bangladesh government in 2021, rather than relying on costly imported LNG, could have reduced LNG import costs by $2.7 billion by 2024*11. Promoting fossil fuel dependency in the MIDI region risks straining Bangladesh's finances, locking in long-term emissions sources, hindering the transition to renewable energy, and threatening energy security.
Issue 4: Prospects for introducing ammonia /hydrogen co-firing, which lacks economic rationality.
Options C and D of the alternative plans of MIDI Masterplan expect the introduction of a technology of uncertain reliability and a globally unprecedented ratio of 50% ammonia co-firing and 50% CCS at the existing Matabari coal-fired power plant (Phase 1). Furthermore, Alternative Plan C outlines the potential for 100% hydrogen-only firing at the new gas-fired power plants. However, when lifecycle emissions are taken into account, the CO₂ reduction effect achieved through co-firing technology is questionable. The lifecycle emissions of grey ammonia produced from fossil fuels without emission reduction measures – currently the most cost-effective producing method – equate to twice the emissions associated with direct coal combustion*12. Furthermore, in the IEPMP, the costs of ammonia/hydrogen co-fired thermal power generation are estimated to be significantly higher than those of renewable energy with storage batteries, rendering the introduction of co-firing technology economically unviable. Furthermore, research by the Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA), an independent Finnish think tank, concludes that air pollutant emissions increase in proportion to the ammonia co-firing ratio*13.
Issue 5: The risk that development projects in the MIDI region may lead to ecosystem destruction.
In the consideration of alternative proposals for the Environmental Impact Assessment of JICA's Matabari coal-fired power project (Phase 1) and the EIA for Matabari Port Phase 1, several areas were excluded due to concerns over their potential ecological impact. These very areas are now slated for development as project sites in the MIDI Masterplan. Therefore, if these areas become development targets as a result of support for formulating the MIDI Masterplan, there is a risk of significant ecological damage occurring.
Issue 6: Uncertainty on the adequate implementation of compensation for affected residents and insufficient employment opportunities
In the JICA Guideline for Environmental and Social Considerations, it is stated that “Compensations must be calculated at full replacement cost as much as possible, and provided in advance. Project proponents must make efforts for the affected people to improve or at least restore their standards of living, income opportunities and production levels to the pre-project levels.”*14 However, in the Matarbari coal-fired power plant project (Phase 1) currently supported by JICA, construction has resulted in impacts on affected residents beyond monetary compensation, including the provision of additional housing free of charge, the blocking of irrigation channels, and the drying up of the Kohelia River, affecting salt pan operators and fisherfolk*15. This situation does not meet JICA's guidelines. The MIDI Masterplan involves multiple development projects in the Matarbari and Moheshkhali region, covering 5,241 hectares. While it is estimated that 116,000 residents will be affected, questions remain as to whether their livelihoods will be adequately restored. Furthermore, while JICA has indicated its intention to expand employment opportunities for highly skilled workers under the MIDI Masterplan, it has stated that there are no plans to actively increase the employment of local workers, raising questions about whether adequate employment opportunities will be provided for local residents.
Recommendations
In light of the above, JICA should consider the following recommendations when formulating the MIDI Masterplan for Bangladesh.
To reconsider the excessive energy demand projections outlined in the IEPMP, and to adopt demand forecasts based on the IMF economic growth projections. To adjust the estimates of installed capacity for the MIDI region to align with the estimates of installed capacity for the “Chattogram region” in the IEPMP.
To exclude the introduction of new LNG-fired power generation, which is inconsistent with the 1.5 degree target of the Paris Agreement and violates the G7 agreement, and to center on renewable energy in the power mix.
To cease reliance on expensive imported fossil fuels subject to volatile price fluctuations, to ensure energy security and energy access.
To exclude the introduction of expensive ammonia-hydrogen co-firing from the scenario, which lacks economic rationality, and to establish a scenario to ensure that achieving net zero by 2050 remains a certainty, even if these technologies fail to be successfully introduced.
To conduct a thorough investigation of the environmental impact of the project, and to exclude areas where ecological impact is a concern from the planned development site.
In accordance with the JICA Guideline for Environmental and Social Considerations, to conduct frequent information disclosure and consultation with affected communities to ensure appropriate implementation of compensation for affected residents.
*2 https://www.thedailystar.net/news/bangladesh/news/govt-revising-energy-master-plan-3774286
*3 The 1.8GW of coal-fired power generation capacity appears to be the combined figure for the Matarbari coal-fired power project (Phase 1, 1.2GW) and the Orion coal-fired power plant (0.6GW). However, after the table was created, the Orion coal-fired power plant was cancelled in May 2025, meaning the actual capacity is now expected to be 1.2GW
*4 CO2 equivalent figures. Calculated based on the following data, assuming a facility utilisation rate of 70%
https://www.asahi.com/sdgs/article/15710272#inner_link_004_1
*5 Calculated using GHG emissions of 281 million tonnes as of December 2023 https://www.ceicdata.com/en/bangladesh/environmental-greenhouse-gas-emissions-annual
*6 Information as of March 2025
*7 https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050
*8 https://www.mofa.go.jp/mofaj/files/100364051.pdf
*9 https://ieefa.org/resources/bangladeshs-energy-policy-changes-raise-more-questions-they-answer
*12 https://www.iea.org/reports/ammonia-technology-roadmap/executive-summary
*15 https://sekitan.jp/jbic/wp-content/uploads/2021/04/Matarbari-Factsheet_2021_jp.pdf
