El desarrollo de fuentes de energía específicas requiere la promulgación temprana de mecanismos y políticas detalladas, especialmente sobre el mecanismo de comercialización de electricidad, para que los inversores puedan calcular sus oportunidades.
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| A abril de 2024, aún no existían directrices del Ministerio de Industria y Comercio para el desarrollo de la energía solar en azoteas. Foto: Duc Thanh |
Se están construyendo muchos mecanismos
El Plan para la Implementación del VIII Plan Energético, publicado recientemente, establece claramente que las soluciones para su implementación se implementan de conformidad con la Parte VI, Artículo 1, de la Decisión n.º 500/QD-TTg, que lo aprueba. Sin embargo, entre las 11 soluciones contempladas en la Decisión 500/QD-TTg, la solución para crear fuentes de capital y movilizar capital de inversión para el desarrollo del sector eléctrico aún requiere instrucciones más específicas del Ministerio de Industria y Comercio, así como de otros organismos.
Un ejemplo es el requisito de "fomentar la inversión de personas y empresas en el desarrollo de energía solar en azoteas, así como en fuentes de energía de autoproducción y autoconsumo". En la Tabla 6 del Apéndice II, el Plan de Implementación del Plan Energético VIII desglosa específicamente el desarrollo de energía solar en azoteas por localidad, con una capacidad nacional total de 2600 MW. Sin embargo, a abril de 2024, el Ministerio de Industria y Comercio aún no ha emitido directrices para el desarrollo de energía solar en azoteas.
El borrador sobre el desarrollo de energía solar en azoteas que el Ministerio de Industria y Comercio publicó para comentarios en diciembre de 2023 solo fomenta la autoproducción y el autoconsumo, y también fue comentado por la Federación de Comercio e Industria de Vietnam (VCCI) por disuadir a las personas de aprovechar esta fuente de energía natural.
Muchas empresas creen que permitir la compraventa de electricidad entre organizaciones y particulares en el mismo edificio generará más recursos para el desarrollo de la energía solar en azoteas, lo que contribuirá a equilibrar mejor la carga (al limitar el exceso de electricidad), por lo que debería fomentarse. Por lo tanto, se recomienda que el organismo encargado de redactar la normativa modifique para permitir la compraventa de energía solar en azoteas entre clientes sin necesidad de transmitirla a través de la red nacional, según los comentarios de VCCI.
Desde la perspectiva de las empresas eléctricas relacionadas, la Corporación Eléctrica del Norte (EVNNPC) afirmó que muchos sistemas de energía solar en azoteas pertenecen a viviendas particulares, por lo que no les importa tener una licencia de prevención y extinción de incendios. O bien, cuando el Grupo Eléctrico de Vietnam (EVN) se encarga de la inspección y el examen, y emite regulaciones que requieren la opinión de las autoridades locales, la industria eléctrica invita proactivamente al Comité Popular provincial, pero no todos los lugares participan, por temor a que, si se producen infracciones posteriores, deban asumir la responsabilidad.
“La compañía eléctrica les pidió a los clientes que completaran ellos mismos los documentos faltantes, pero se molestaron, alegando que antes no existía tal requisito, pero que ahora son demasiados. Y si los documentos no están completos, la compañía eléctrica no se atreve a pagar”, declaró un representante de EVNNPC.
Incluso hay hogares atascados con el papeleo, y la compañía eléctrica no se atreve a pagar, así que retiran el sistema de energía solar de la azotea para evitar... frustraciones. Pero la industria eléctrica está atascada porque la producción que les vendían antes no cuenta con la documentación necesaria para el pago, así que simplemente existe. "Hemos informado a los superiores, pero aún no hay solución", dijo un representante de EVNNPC.
En cuanto al desarrollo de proyectos de energía eólica terrestre y cercana con una capacidad total de hasta 21.880 MW para 2030, como se describe en el Plan y la Estrategia para localidades específicas, en comparación con la capacidad total acumulada de solo 3.986 MW para fines de 2022, el trabajo no es fácil.
Un inversor dijo que después de desarrollar una serie de proyectos de energía eólica en las regiones central y suroeste, la empresa se trasladó rápidamente a las provincias montañosas del norte, pero solo costó decenas de miles de millones de dongs completar un poste de energía eólica y luego... se detuvo.
“El viento es bastante bajo y no es efectivo. Es mejor rendirse pronto y perder menos que seguir trabajando”, dijo, añadiendo que aún no existe un precio de compra para la energía eólica. Si se aplica el precio de compra según la Decisión 21/QD-BCT, también es muy bajo, pero solo para proyectos de transición. Los nuevos proyectos de energía eólica aún no cuentan con un plan de precio de compra, por lo que los inversores se han detenido temporalmente.
Todos los caminos conducen a PPA
El Plan Energético VIII y su plan de implementación mencionan una serie de proyectos nacionales de energía térmica a gas y proyectos que utilizan GNL importado, que estarán operativos en el período 2027-2030, es decir, en un plazo aproximado de 3 a 6 años. De estos, la capacidad total de energía térmica a gas es de 14.930 MW y la de GNL, de 22.400 MW.
Sin embargo, el informe del Ministerio de Industria y Comercio al Gobierno de diciembre de 2024 calculó que la finalización del proyecto de GNL tardaría entre 7 y 10 años. En concreto, la finalización y aprobación del informe de viabilidad y la documentación legal necesaria para el proyecto de GNL tardaría entre 2 y 3 años. La negociación del Contrato de Compraventa de Energía (PPA) y la concesión de préstamos tardarían entre 2 y 4 años, dependiendo de la capacidad, la experiencia y las finanzas del inversor.
El plazo de construcción y puesta en marcha de una planta de 1500 MW es de 3,5 años. Sin embargo, este plazo no incluye la negociación de un PPA. Si el inversor no firma un PPA con EVN, el préstamo para la implementación del proyecto eléctrico, incluso si se gestiona, no podrá desembolsarse.
Un ejemplo es el caso del Proyecto de Energía Nhon Trach 3 y 4. En febrero de 2019, el Primer Ministro aprobó la política de inversión para el Proyecto; en marzo de 2022, se firmó el Contrato de Ingeniería, Adquisiciones, Instalación, Pruebas y Aceptación (EPC), con un plazo de ejecución de 36 meses. Actualmente, se espera que la Central Eléctrica Nhon Trach 3 esté terminada y genere electricidad comercial en noviembre de 2024, y la Central Eléctrica Nhon Trach 4 en mayo de 2025, pero el PPA aún no se ha firmado.
“También monitoreamos de cerca los préstamos desembolsados del Proyecto Nhon Trach 3 y 4 y sabemos que algunos de ellos cuentan con garantías de otras fuentes del inversor. El préstamo de crédito a la exportación, con los ingresos del proyecto, aún no se ha desembolsado”, comentó un experto en la gestión de préstamos para proyectos energéticos de una institución financiera europea.
Este experto también afirmó que los bancos deben consultar el PPA oficial para conocer el flujo de caja y las pérdidas y ganancias antes de decidir si otorgan préstamos al proyecto. Claro que también hay proyectos en los que los inversores hipotecan otros activos, no el proyecto en sí, y aun así pueden considerar la posibilidad de obtener préstamos, pero estos casos son pocos.
Cabe mencionar que, cuando no se dispone de capital, pocos inversionistas privados y extranjeros se atreven a invertir miles de millones de dólares en la construcción de grandes proyectos energéticos y luego... pensarlo más adelante. Por lo tanto, otro requisito previo para la implementación de grandes proyectos energéticos, según lo establecido en la Planificación y el Plan para garantizar la seguridad energética del país, es que los aspectos financieros relacionados con el sector eléctrico deben ser más claros, detallados y específicos.
Investigar y perfeccionar mecanismos financieros y movilizar capital para la inversión en el desarrollo eléctrico.
Diversificar las fuentes y formas de movilización de capital, atraer eficazmente capital nacional y extranjero para el desarrollo eléctrico, garantizar la defensa, la seguridad y la competencia nacionales en el mercado eléctrico. Aumentar el atractivo y utilizar eficazmente los compromisos de apoyo internacional (JETP, AZEC, etc.), las fuentes de crédito verde, el crédito climático y los bonos verdes.
Diversificar las formas de inversión (estatal, privada, asociaciones público-privadas, etc.) para proyectos energéticos. Promover el papel de las empresas estatales y atraer activamente al sector privado nacional y extranjero para que participe en la inversión en el desarrollo energético. Continuar negociando y utilizando eficazmente las fuentes de financiación, y apoyar los acuerdos de capital con socios internacionales en el proceso de implementación de la transición energética y el avance hacia cero emisiones netas en Vietnam.
Alentar a las personas y a las empresas a invertir en el desarrollo de energía solar en tejados y fuentes de electricidad autoproducidas y autoconsumidas.
Crear un entorno favorable, transparente, atractivo y estimulante para que el sector privado participe en la inversión y el desarrollo de proyectos energéticos.
Aumentar gradualmente la capacidad de movilización financiera de las empresas del sector eléctrico de acuerdo a los requerimientos de las instituciones financieras nacionales e internacionales.
Implementar políticas de crédito flexibles y efectivas, creando condiciones favorables para que las empresas accedan a fuentes de capital para desarrollar proyectos eléctricos.
Fuente: Decisión 500/QD-TTg que aprueba el Plan de Energía VIII
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