El motivo por el cual se reduce la capacidad de energía eólica preocupa a las empresas.

El Operador Nacional del Sistema y Mercado Eléctrico (NSMO) acaba de ofrecer una explicación sobre el estado reciente de las operaciones del sistema eléctrico en su página oficial de Facebook.

A fecha de 13 de noviembre, en el sitio web oficial de NSMO (https://www.nsmo.vn) no hay información relacionada con este asunto.

La información de NSMO se publicó cuando recientemente muchas centrales eólicas se quejaron de grandes recortes en la capacidad movilizada durante condiciones de viento favorables, lo que provocó pérdidas económicas a las empresas.

Muchas tormentas traen consigo mucha agua para la generación de energía hidroeléctrica.

Según la NSMO, en el pasado reciente (especialmente en octubre y principios de noviembre de 2025), el funcionamiento del sistema eléctrico nacional se ha enfrentado a muchos desafíos, principalmente debido a factores climáticos desfavorables y a las condiciones hidrológicas de los embalses hidroeléctricos.

Un aspecto crucial para la operación en 2025 son las fluctuaciones climáticas irregulares. De acuerdo con el proceso de operación entre embalses y las leyes hidrológicas anuales, actualmente la mayoría de los embalses hidroeléctricos del norte y del sur, y algunos de la región central, se encuentran en la fase de almacenamiento de agua.

La central hidroeléctrica Song Tranh 2 opera de forma segura, contribuyendo a la regulación de inundaciones y a la protección de las zonas aguas abajo durante las fuertes lluvias de octubre de 2025.

En particular, los embalses hidroeléctricos de la cuenca del río Rojo, en el norte del país, han entrado en la fase de funcionamiento propia de la estación seca desde el 16 de septiembre.

Sin embargo, en 2025, se sucedieron numerosas tormentas importantes entre octubre y noviembre, como Ragasa, Bualoi, Matmo, Fengshen y Kalmaegi, lo que provocó que los embalses mantuvieran un alto nivel de descarga. Incluso a principios de noviembre de 2025, el número de embalses en descarga aumentó a entre 82 y 91 de los 122 existentes, con una capacidad total de descarga de los embalses hidroeléctricos que ascendió a entre 15 940 y 17 040 MW (de un total de 19 600 MW de energía hidroeléctrica en todo el sistema).

Cabe mencionar que grandes lagos de la región Norte han tenido que reabrir sus compuertas de descarga, como Son La, Hoa Binh y Lai Chau (la capacidad total de los embalses hidroeléctricos en la cuenca del río Da es de aproximadamente 5.760 MW).

Obligados a mantener centrales térmicas de carbón y contratos BOT con requisitos de garantía de producción

Además de la hidrología favorable debida a las tormentas y lluvias que provocan un aumento de la energía hidroeléctrica, la NSMO menciona la realidad del bajo consumo de electricidad.

En concreto, si bien la demanda de consumo eléctrico se mantiene baja (debido al impacto de las tormentas y las inclemencias del tiempo), la gráfica de carga presenta picos pronunciados según las características estacionales y aumenta rápidamente entre las 17:45 y las 18:00 horas todos los días. La diferencia entre la carga en el norte durante la noche (con baja demanda) y la carga máxima vespertina puede alcanzar los 10 000-11 500 MW, y, al mismo tiempo, durante las horas punta, puede aumentar o disminuir entre 2500 y 2800 MW en 30-40 minutos.

La central térmica Van Phong 1 BOT del Grupo Sumitomo (Japón), con una inversión total de casi 2.580 millones de dólares, entró en funcionamiento en marzo de 2024, tras unos 18 años de desarrollo.

Para asegurar la capacidad suficiente para cubrir la carga máxima de 18 horas analizada anteriormente, es necesario mantener la movilización de las centrales térmicas de carbón (que tienen un tiempo de arranque prolongado y no pueden detenerse/arrancarse de forma continua y flexible como las centrales hidroeléctricas) solo para aumentar la movilización de capacidad en los momentos de máxima demanda, mientras que la mayor parte del resto del día solo se moviliza al nivel de capacidad mínimo de acuerdo con los requisitos técnicos de la planta para garantizar la seguridad de la misma.

Además, es necesario realizar el mantenimiento de las centrales térmicas de carbón para garantizar la inercia del sistema eléctrico (en este sentido, las fuentes de energía renovables son prácticamente incapaces de satisfacer esta necesidad), asegurar el régimen de tensión regional y evitar la sobrecarga de las líneas de transmisión eléctrica.

Además, las centrales eléctricas BOT deben movilizarse para asegurar los compromisos de compraventa física en virtud del Contrato BOT con garantías gubernamentales , con una capacidad total de hasta más de 4.000 MW, lo que también es un componente que representa una gran proporción en la estructura de movilización de energía.

Ante esta situación, aunque la capacidad de generación de energía eólica aumenta cuando la tormenta afecta al territorio continental, elevando la capacidad potencial (capaz de generar electricidad) a unos 3.400 - 4.000 MW, lo que supone entre 3 y 4 veces más que antes, la energía eólica no puede movilizarse como esperaban los inversores.

La seguridad, la estabilidad y la fiabilidad son lo primero.

Como unidad nacional de despacho del sistema eléctrico, la NSMO afirmó que siempre prioriza el objetivo de operar el sistema eléctrico de manera segura, estable y confiable.

Desde principios de octubre de 2025, se implementará la directiva del Primer Ministro y del Ministerio de Industria y Comercio en los Despachos Oficiales sobre la respuesta proactiva a las tormentas No. 11 (MATMO), No. 12 (FENGSHEN) y No. 13 (KALMAEGI), centrándose en la operación segura de los embalses, la movilización razonable de las fuentes de energía en el sistema eléctrico nacional, la garantía de un suministro y reservas de energía adecuados, la respuesta rápida a situaciones inusuales debido al impacto de las tormentas y la coordinación con las unidades de generación de energía y las unidades de gestión de la red para optimizar el modo de operación de las centrales eléctricas y las redes.

Específicamente, la NSMO ha implementado muchas medidas operativas, como la detención de casi 3.000 MW de centrales térmicas de carbón en el Norte como respaldo justo después de que se disipara la tormenta número 13 (estas unidades necesitan mantenimiento para garantizar la seguridad del sistema antes y cuando la tormenta toque tierra).

La central eléctrica Phu My 3 utiliza GNL para generar electricidad.

El arranque y parada diarios de muchas turbinas de gas y plantas de GNL domésticas para satisfacer la demanda máxima de energía o maximizar la capacidad de transmisión en las líneas de interconexión y así aliviar la capacidad de la fuente de energía.

Sin embargo, NSMO también indicó que el arranque y parada continuos de las turbinas de gas afectarán su durabilidad y disponibilidad. Con las limitaciones técnicas mencionadas, mantener este método de operación durante un período prolongado no es viable, ya que no solo reduce la vida útil del equipo, sino que también puede causar problemas que afectan la seguridad y la estabilidad de todo el sistema eléctrico.

Según NSMO, a pesar de haber implementado numerosas medidas operativas, el sistema sigue estando en estado de exceso de potencia durante los períodos de menor consumo nocturnos y diurnos.

NSMO se ha visto obligada a realizar ajustes para movilizar las centrales eléctricas, reduciendo de manera uniforme la producción entre las fuentes de energía renovables y las fuentes hidroeléctricas que se encuentran en funcionamiento cuando existe una gran cantidad de capacidad excedente.

“La reducción de la movilización de capacidad es una solución técnica obligatoria para garantizar que el sistema eléctrico funcione de forma segura, estable y continua, manteniendo la frecuencia y el voltaje dentro de los límites permitidos, así como para garantizar la seguridad de las unidades que se movilizan al sistema. Las órdenes de reducción de despacho y movilización se llevan a cabo con base en cálculos técnicos, garantizando los principios de equidad, transparencia y no discriminación entre las unidades”, indicó el comunicado de la NSMO.

Además, la NSMO también evaluó que esta situación de excedente se produjo debido a la influencia de muchos factores superpuestos, incluidas tormentas importantes consecutivas con patrones climáticos extremos, que tienen una naturaleza acumulativa durante un período de tiempo y no durarán mucho (dependiendo de la situación de tormentas e inundaciones en el tiempo restante de 2025).

Se espera que la situación mejore pronto cuando finalice la circulación de la tormenta y las condiciones hidrológicas vuelvan a la normalidad; se movilizarán otras fuentes de energía para garantizar el funcionamiento seguro del sistema y almacenar y retener agua en los embalses hidroeléctricos, preparándose para la temporada seca de 2026.

El estímulo es clave

En la reunión del Ministerio de Industria y Comercio sobre el Plan del Sistema Eléctrico y del Mercado Eléctrico 2026, celebrada el 10 de noviembre, la NSMO actualizó la previsión de la demanda de electricidad para 2025, estimando que el consumo total del sistema eléctrico nacional alcanzará los 322.600 millones de kWh en 2025. Esto representa un crecimiento de tan solo el 4,5 % con respecto a 2024.

Esta cifra también dista mucho de las previsiones realizadas a finales de 2024, que apuntaban a que la demanda de electricidad en 2025 crecería a un ritmo elevado del 12% para satisfacer el crecimiento previsto del PIB de alrededor del 8%.

La energía generada con carbón todavía representa una gran proporción del suministro eléctrico, entre el 40 y el 50% dependiendo del momento.

Según la Decisión N° 3047/QD-BCT de fecha 15 de noviembre de 2024, por la que se aprueba el Plan de suministro y operación del sistema eléctrico nacional para 2025, el sistema eléctrico nacional funcionará con una tasa de crecimiento planificada de producción e importación de electricidad del 11,3%, con un pronóstico hidrológico desfavorable y una probabilidad de incidentes calculada en un 10%.

El consumo real de electricidad durante los últimos 10 meses también muestra que el crecimiento del consumo eléctrico a nivel nacional es de solo alrededor del 4%.

Por supuesto, cuando la demanda es baja, las centrales eléctricas no pueden generar la energía necesaria. Esto se agrava aún más cuando la electricidad es un bien esencial cuya producción y consumo se dan simultáneamente; si no hay usuarios, nadie comprará electricidad, lo que impedirá que las centrales se pongan en marcha para generarla.

Aunque el uso de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) se considera una solución óptima para almacenar electricidad cuando la fuente de energía está excedente durante un período prolongado, en la práctica, la inversión en estos sistemas no es económica, y el Ministerio de Industria y Comercio aún no ha publicado el precio de compra de la electricidad generada por los BESS. Incluso si se publicara dicho precio y el precio de venta al sistema fuera superior al precio promedio de venta al público, su comercialización resultaría difícil debido al temor de generar mayores pérdidas para el único comprador mayorista actual, Vietnam Electricity Group (EVN).

Por lo tanto, la cuestión urgente ahora es estimular el consumo de electricidad en la economía para contribuir a alcanzar el objetivo de crecimiento del PIB de más del 8% en 2025 y de dos dígitos en los años siguientes.

Quejas sobre la energía eólica
Según las quejas de las empresas de energía eólica de Quang Tri, en los últimos 18 días (del 19 de octubre al 5 de noviembre), el sistema eléctrico nacional registró una diferencia significativa en el despacho entre las fuentes de energía.
Según las estadísticas del sitio web de la Compañía Nacional de Operación del Sistema Eléctrico y del Mercado (NSMO), la producción de electricidad de las centrales térmicas (carbón, gas y petróleo) alcanzó los 6.598,9 GWh, lo que representa el 43,33 % de la producción total del sistema. Con una capacidad instalada de 39.746 MW, el índice de capacidad movilizada promedio fue del 38,43 %.
En contraste, la energía eólica generó tan solo 582,9 GWh, lo que equivale al 3,83 % de la producción total. Si bien la capacidad instalada total alcanzó los 7102 MW, la capacidad movilizada promedio de energía eólica fue apenas del 19 %, menos de la mitad que la de la energía térmica, considerando que el viento se genera durante la temporada más estable del año.
Ante esta situación, las empresas de energía eólica de Quang Tri han enviado una petición al Ministerio de Industria y Comercio, al Comité Popular Provincial de Quang Tri, a EVN y a NSMO, solicitando que se considere la posibilidad de limitar la reducción de la capacidad de generación de energía disponible.
En concreto, desde finales de septiembre de 2025 hasta la fecha, el parque eólico de Quang Tri ha sufrido recortes continuos de su capacidad, llegando en ocasiones hasta el 99%. De media, la capacidad se reduce entre un 20% y un 90%, lo que ha provocado una caída de los ingresos de octubre de aproximadamente un 5% con respecto al plan anual.
Si esta situación persiste hasta fin de año, los ingresos de 2025 podrían caer entre un 10 % y un 20 %, mientras que el beneficio previsto sería de tan solo un 5 % a un 10 % tras deducir los gastos operativos, el pago de la deuda y el mantenimiento. Para los proyectos con un rendimiento medio, el beneficio real sería inferior al 5 %.
“ Con los recortes actuales, la pérdida de ingresos supera las ganancias previstas. Si esto continúa, la empresa no podrá pagar los préstamos bancarios, mantener sus operaciones ni el bienestar de sus empleados. El riesgo de quiebra es muy real ”, expresó con preocupación un representante de una empresa de energía eólica.

(Fuente: Periódico de inversiones)

Enlace: https://baodautu.vn/nsmo-ly-giai-chuyen-huy-dong-thap-cac-nguon-dien-gio-tren-facebook-d433498.html

Fuente: https://vtcnews.vn/ly-do-dien-gio-bi-cat-giam-cong-suat-khien-doanh-nghiep-lo-lang-ar986922.html