Excedente de electricidad: paradoja y advertencias del sistema

Esta paradoja se produce cuando el riesgo de escasez de energía es la evaluación que el Ministerio de Industria y Comercio y muchos expertos han realizado durante muchos años.

Muchos proyectos de energías renovables han visto reducida drásticamente su capacidad debido al exceso de electricidad en el sistema. En la foto: un proyecto de energía eólica en Quang Tri - Foto: HOANG TAO

Sorprendentemente, durante el último mes, muchas centrales eléctricas, especialmente los proyectos de energías renovables, han visto reducida drásticamente su capacidad debido a la situación de "excedente de energía" en el sistema eléctrico, una realidad que rara vez se ha producido en el sistema eléctrico de Vietnam en los últimos años, especialmente si se tienen en cuenta los desafíos del suministro eléctrico tanto a corto como a largo plazo.

Advertencia del desarrollo de poder centralizado

Detrás de los inusuales fenómenos meteorológicos e hidrológicos que provocan un exceso de electricidad, obligando al organismo nacional de despacho del sistema eléctrico a reducir simultáneamente la capacidad de muchas fuentes de energía, se encuentran advertencias sobre la necesidad de planificar y asignar las fuentes de energía para garantizar la oferta y la demanda y la seguridad del sistema.

El Sr. Ha Dang Son, experto en energía, afirmó que la reciente situación de exceso de recursos y la necesidad de reducir drásticamente la capacidad de energía renovable era una consecuencia que ya se había advertido. Esto se debe, en particular, a que las fuentes de energía renovable se desarrollaron masivamente, pero se concentraron principalmente en ciertas áreas, sobre todo en las regiones centro y centro-sur, como en el período anterior.

Según el Sr. Son, además de aprovechar de manera óptima las ventajas de la energía renovable en zonas soleadas y ventosas, esta fuente de energía debe desarrollarse de forma equitativa mediante mecanismos financieros.

Sin embargo, en realidad, el desarrollo de energías renovables con mecanismos de precios preferenciales (precios FIT) de manera uniforme en todas las regiones geográficas ha provocado que los inversores inviertan capital en áreas con ventajas naturales como la región central.

Esto provoca sobrecargas locales y escasez de transmisión, mientras que la demanda es menor que en otras zonas. Especialmente cuando el sistema eléctrico se encuentra desequilibrado, por ejemplo, cuando la oferta supera la demanda, la electricidad renovable será la primera en sufrir cortes debido a los precios más elevados.

«Desde 2018, cuando las energías renovables experimentaron un rápido desarrollo, se han emitido advertencias sobre la asignación de inversiones mediante mecanismos de precios. Por ejemplo, en zonas menos soleadas como el norte, los precios serán más altos, pero, a cambio, la demanda de consumo es mayor cerca de las zonas industriales. Sin embargo, aplicar una tarifa de incentivo uniforme obliga a los inversores a elegir las ubicaciones más ventajosas, con potencial técnico, pero sin considerar la cuestión fundamental de si podrán venderlas», analizó el Sr. Son.

Y la consecuencia, según él, es que los recortes de capacidad se producen cuando hay mucha agua que fluye hacia los lagos, por lo que se moviliza la energía hidroeléctrica porque tiene el precio más barato, lo que empeorará cuando la tasa de recortes de energía renovable sea mayor.

Esta realidad es reconocida por el Sr. Bui Van Thinh, presidente de la Asociación de Energía Eólica y Solar de Binh Thuan , como un riesgo para los inversores cuando las políticas y la planificación no son realmente adecuadas ni coherentes.

El señor Thinh afirmó que si, en condiciones climáticas inusuales, la cantidad de agua que fluye hacia los lagos aumenta drásticamente, lo que obliga a muchas centrales hidroeléctricas a liberar agua de las inundaciones, entonces la reducción de las fuentes de energía renovables es inevitable.

Si llueve mucho y la central hidroeléctrica tiene que liberar agua de la inundación, o si la red se sobrecarga y el operador del sistema se ve obligado a reducir la capacidad, cualquier inversor lo entenderá y lo aceptará. Anteriormente, también se dio la situación de reducir la capacidad de generación eléctrica cuando había mucha energía eólica y solar, pero la red no podía satisfacer la demanda.

Sin embargo, lo que nos preocupa son los problemas a largo plazo, la planificación de las fuentes de energía, el aumento de la tasa de captación de energía y, especialmente, el problema de los precios de la electricidad, que se considera el mayor obstáculo para el desarrollo energético en Vietnam”, compartió el Sr. Thinh.

En un análisis más específico, el Sr. Thinh afirmó que, según el Plan Energético 8 en implementación, junto con otras fuentes de energía, se seguirá requiriendo inversión en energías renovables. Sin embargo, actualmente la mayoría de las fuentes de energía presentan un desarrollo lento, mientras que los proyectos de energías renovables en transición están listos para su puesta en marcha y operación comercial, pero también enfrentan dificultades en la negociación de precios.

Mientras tanto, muchas políticas no se ajustan a la realidad; por ejemplo, el mecanismo de licitación para seleccionar inversores no funciona correctamente, ya que cada localidad lo implementa de forma diferente. Tras la licitación, al negociar los precios, muchos inversores se muestran reticentes y no se atreven a pagar en ese momento.

En particular, considerando la situación actual, donde las centrales BOT se comprometen a operar sin restricciones, se generan riesgos aún mayores para los inversores en energías renovables. Según el Sr. Thinh, se prevé que en el Plan Energético 8, la capacidad de desarrollo de las centrales de gas represente una gran proporción y se beneficie del mecanismo de movilización. Por lo tanto, con el mecanismo actual para las energías renovables, los inversores deben analizar sus inversiones con mayor detenimiento.

Además, el mecanismo de precios de la electricidad se mantiene bajo, mientras que Vietnam Electricity Group (EVN), el comprador de electricidad, sufre enormes pérdidas, por lo que debe priorizar las fuentes de bajo costo para compensar los altos precios de fuentes externas como el GNL. Esto dificulta aún más la situación de los inversores en energías renovables.

Quang Tri cuenta actualmente con 22 proyectos de energía eólica en funcionamiento, con una capacidad de 1.024,2 MW. - Foto: HOANG TAO

Desafíos derivados del mecanismo de precios y del funcionamiento del mercado

El Dr. Nguyen Huy Hoach, experto del consejo científico de la Asociación de Energía de Vietnam (VEA), afirmó que, debido a las recientes condiciones hidrológicas inusuales, muchas centrales hidroeléctricas tuvieron que liberar agua de las inundaciones al mismo tiempo, por lo que la reducción de las fuentes de energía renovables es inevitable, ya que la energía hidroeléctrica es la fuente más barata del sistema.

Además, la gestión del sistema eléctrico nacional también debe cumplir muchos objetivos, entre ellos el funcionamiento seguro del sistema, garantizar el suministro de electricidad al coste más razonable, el compromiso con el consumo... por lo que el funcionamiento del sistema eléctrico como en el pasado reciente se considera apropiado por el Sr. Hoach.

Sin embargo, los expertos de VEA también reconocieron los importantes desafíos que supone la implementación del Plan Energético 8 con el mecanismo actual de precios de la electricidad y garantizar el funcionamiento de un mercado eléctrico competitivo, especialmente cuando aumenta el número de fuentes de electricidad comprometidas con el consumo en el sistema.

Según el Sr. Hoach, si se implementa el mecanismo de consumo, comprometerse a movilizar una mayor proporción del sistema eléctrico significa ir en contra del mecanismo operativo del mercado eléctrico competitivo.

"Acelerar la implementación de un mecanismo de precios de dos componentes aplicable tanto a los usuarios como a los proveedores de electricidad será significativo para promover un mercado competitivo más efectivo y los inversores también reducirán los riesgos si, en caso de que no se les movilice y se les pague por la electricidad de acuerdo con la producción de electricidad, aún así se les pagará por el precio de la capacidad.

Esto ayudará a que los inversores se sientan más seguros al invertir, reducirá los riesgos en la movilización de fuentes de electricidad y también exigirá a los usuarios de electricidad que mejoren la tecnología para utilizar la electricidad de manera económica y eficaz”, planteó el Sr. Hoach.

Coincidiendo con esta opinión, el Sr. Ha Dang Son también señaló la necesidad de estudiar e implementar a la brevedad posible un mecanismo de precios de electricidad de dos componentes, tanto para el comprador como para el vendedor, además de modificar la normativa del mercado eléctrico competitivo para adaptarla a la realidad. Esto garantizaría la liquidez de los inversores, incluso cuando no se obtenga del sistema.

En particular, el Sr. Son también advirtió que la simple aplicación del mecanismo de consumo sin acompañarlo de otras políticas sobre los precios de la electricidad y el mercado eléctrico planteará mayores desafíos a las operaciones del sistema cuando se vea obligado a movilizar fuentes de electricidad de alto precio a un ritmo elevado en todas las circunstancias.

Por lo tanto, esto no solo afecta el costo de los precios de la electricidad y garantiza el funcionamiento del sistema, sino que también puede verse afectado el requisito de garantizar la equidad y la transparencia en el mercado eléctrico a la hora de movilizar otras fuentes de energía, incluso en condiciones normales de funcionamiento del sistema.

Central hidroeléctrica Song Tranh 2 (ciudad de Da Nang) durante una descarga de agua por el aliviadero - Foto: TAN LUC

El funcionamiento del sistema eléctrico este año es ilegal.

Según el Operador Nacional del Sistema y Mercado Eléctrico (NSMO), el funcionamiento del sistema eléctrico este año (especialmente en octubre y noviembre) es contrario a la ley, ya que se producen muchas tormentas importantes consecutivamente con patrones climáticos extremos, mientras que la demanda de electricidad disminuye, lo que obliga al NSMO a reducir la capacidad de muchos tipos de fuentes de energía.

Estos son solo riesgos a corto plazo, pero las mayores preocupaciones para los inversores son la planificación, las políticas de precios de la electricidad y el funcionamiento del sistema. Estos son riesgos potenciales y a largo plazo.

Señor Bui Van Thinh (Presidente de la Asociación de Energía Eólica y Solar de Binh Thuan)

De estos, entre 81 y 92 de los 122 embalses liberaron agua con una capacidad total de entre 15.940 y 17.040 MW, mientras que la capacidad total del sistema es de 19.600 MW. Muchos embalses, como Son La, Hoa Binh y Lau Chau, tuvieron que reabrir sus compuertas de descarga, liberando más de 5.700 MW. El sistema eléctrico de carbón del norte también tuvo que interrumpir la generación de reserva de casi 3.000 MW. En particular, las fuentes de energía renovables también experimentaron fuertes fluctuaciones; la energía eólica, con una alta capacidad de entre 3.400 y 4.000 MW, obligó al operador a reducir su producción.

La reducción mencionada anteriormente tiene como objetivo garantizar el funcionamiento seguro del sistema cuando se encuentra en estado de exceso de potencia durante las horas valle nocturnas y las horas valle de comprobación.

Solo durante la noche en el norte la demanda aumenta repentinamente a entre 10 000 y 15 000 MW, y en las horas pico puede variar entre 2500 y 2800 MW en tan solo 30 o 40 minutos, por lo que NSMO se ve obligada a movilizar centrales eléctricas adicionales de turbinas de gas y GNL para cubrir la demanda máxima. Sin mencionar que las centrales BOT también se ven obligadas a movilizarse debido al compromiso de compra de hasta 4000 MW.

Según un representante de NSMO, el exceso de energía en el sistema, como en el pasado, ha causado numerosas dificultades operativas. Esto se debe a que, para garantizar la seguridad del sistema eléctrico, algunas centrales térmicas de carbón deben seguir funcionando, dado que no pueden arrancar a diario.

En caso de que se interrumpa el suministro eléctrico durante 3 o 4 días y luego se restablezca durante un día más, esta fuente de energía solo se reducirá a un nivel mínimo. Las centrales hidroeléctricas reguladas deben seguir generando energía y no pueden interrumpirse por completo para garantizar la seguridad del proyecto.

Sin mencionar que debe movilizarse la fuente de BOT que se ha comprometido a la compra. Mientras tanto, garantizar el funcionamiento seguro del sistema supone una gran presión, especialmente en lo que respecta a los factores técnicos del sistema eléctrico.

De no hacerlo, podría producirse un "colapso de la red" —es decir, una pérdida de conexión entre la central eléctrica y la subestación, lo que provocaría apagones parciales o totales— en un contexto donde la carga base es baja pero aumenta durante las horas pico de la tarde.

Esto obliga al operador del sistema eléctrico nacional a realizar recortes uniformes, pero a la vez a explotar de manera óptima, sin discriminar entre unidades en función del precio de cotización.

El funcionamiento del sistema eléctrico nacional ha experimentado dificultades en el último período, cuando hubo un excedente de energía. - Foto: C.DUNG

Numerosos récords de precipitaciones en octubre

Según estadísticas del Servicio Hidrometeorológico Nacional, en octubre el país registró 35 récords de precipitación, incluyendo 20 récords diarios y 15 récords mensuales. Se pronostica que la situación de tormentas y depresiones tropicales en noviembre seguirá siendo complicada.

En la información enviada a las unidades de generación de energía y gestión de la red sobre las operaciones de suministro eléctrico, la NSMO afirmó que las condiciones climáticas complejas son la causa que afecta directamente el funcionamiento del sistema eléctrico nacional.

La empresa de energía eólica Quang Tri atraviesa dificultades

Seis empresas de energía eólica de Quang Tri firmaron conjuntamente una petición dirigida al Ministerio de Industria y Comercio, en la que afirman que el recorte de capacidad del 20-90% previsto para septiembre y octubre de 2025 las está llevando a riesgos financieros, incluso a la quiebra.

El grupo de empresas mencionado incluye a Khe Sanh Wind Power Joint Stock Company, Huong Linh 7, Huong Linh 8, Phong Huy, Phong Nguyen y Lien Lap, todas ubicadas en la región suroeste de la provincia de Quang Tri.

La petición fue enviada al Ministerio de Industria y Comercio, al Comité Popular Provincial, a Vietnam Electricity (EVN) y al Operador Nacional del Sistema y Mercado Eléctrico (NSMO) para que consideren limitar la reducción de la capacidad de generación de energía disponible de las centrales eólicas.

Según la propuesta, desde finales de septiembre, la capacidad de los proyectos se ha reducido entre un 20 % y un 90 %, llegando en ocasiones hasta el 99 %, durante varios días consecutivos, un nivel sin precedentes. Tan solo en octubre, la capacidad se redujo en torno al 50 %, lo que provocó una caída de los ingresos del 5 % con respecto al plan de 2025. Si la situación persiste en noviembre y diciembre, los ingresos podrían disminuir entre un 10 % y un 20 %.

Según las empresas generadoras de viento, la mejor temporada se da entre octubre y febrero del próximo año, generando entre el 70% y el 80% de la producción eléctrica anual. Reducir la producción eólica en su punto máximo afecta directamente la rentabilidad, dado que el periodo de recuperación de la inversión del proyecto es de 12 a 15 años y la vida útil de la turbina es de tan solo unos 15 años.

Las empresas advierten que este declive les impedirá pagar el capital y los intereses de los préstamos bancarios, los gastos operativos y las prestaciones de los empleados, lo que amenaza con un colapso financiero o incluso la quiebra.

El grupo de empresas solicitó a EVN y NSMO que solo redujeran la producción en un porcentaje razonable del 2-5% durante la temporada alta de viento, y que divulgaran de forma transparente la información sobre los recortes de capacidad entre los distintos tipos de electricidad, como la eólica, la solar y la hidroeléctrica.

Además, las empresas también recomendaron cautela al otorgar licencias para nuevos proyectos, evitando inversiones superpuestas mientras aún se están cerrando fábricas existentes.

Según el informe del Departamento de Industria y Comercio, la capacidad total de generación y operación comercial de electricidad en la provincia es actualmente de 1.489,8 MW. En 2024, la producción total de electricidad en la provincia será de 3.491 millones de kWh, y se estima que en 2025 alcanzará los 3.647 millones de kWh.

En lo que respecta a la energía eólica, la capacidad total de los proyectos de energía eólica asignados en el Plan de Energía 8 y el Plan de Energía 8 ajustado es de 4.614 MW, de los cuales 22 proyectos se han puesto en funcionamiento con una capacidad de 1.024,2 MW.

NGOC AN - HOANG TAO

Fuente: https://tuoitre.vn/du-thua-dien-nghich-ly-va-nhung-canh-bao-tu-he-thong-20251116075915246.htm