Desafíos en la implementación de proyectos energéticos en el Plan Energético VIII ajustado

El mayor desafío es que los proyectos de energía terrestres deben seleccionar inversores mediante licitación.

Procedimiento de rotonda

Casi dos años después de la emisión de la Decisión 262/QD-TTg que aprobaba el VIII Plan Energético, el Gobierno ajustó el VIII Plan Energético en la Decisión 768/QD-TTg del 15 de abril de 2025. Posteriormente, el Ministerio de Industria y Comercio emitió la Decisión 1509/QD-BCT del 30 de mayo de 2025 que aprobaba el Plan para implementar el ajuste del VIII Plan Energético.

Se pensaba que todo se podría coordinar de forma más fluida, pero en realidad hubo muchas preocupaciones por parte de las autoridades locales y de los inversores a la hora de realizar obras concretas.

Según inversionistas y consultores, el mayor desafío es que los proyectos de energía terrestre deben seleccionar a los inversionistas mediante licitación. Esto lleva a muchos inversionistas a tener una mentalidad de "el huevo y la gallina", preocupados por la posibilidad de que, incluso si ganan la licitación, el proyecto finalmente no les pertenezca, por lo que dudan y no quieren comprometerse más.

Quang Tri y Ha Tinh son dos localidades que han emitido rápidamente documentos solicitando a las agencias de gestión estatales que propongan rápidamente al Gobierno complementar regulaciones específicas para asegurar el cumplimiento de las características técnicas de los proyectos de energía renovable, especialmente los proyectos de energía eólica, antes del requisito de tener una planificación detallada o una planificación de zonificación de 1/2.000 para proyectos de energía eólica, en caso de tener que organizar licitaciones para seleccionar inversores.

Según el Comité Popular de la provincia de Quang Tri , la realidad de las decenas de proyectos de energía eólica invertidos en la zona muestra que los proyectos de energía eólica tienen la característica de no determinar específicamente la ubicación de las turbinas, direcciones de ruta, así como obras relacionadas, por lo que es difícil preparar planes detallados de planificación o zonificación a escala de 1/2.000 para presentar a las autoridades competentes para su aprobación, como base para aprobar las invitaciones de interés y los documentos de licitación.

“Hacer planes de zonificación de 1/2.000 para todas las áreas con potencial de energía eólica no solo cuesta dinero, sino que también conlleva grandes riesgos, porque es muy posible que una vez que los planes se completen y nadie esté interesado en invertir, la planificación se 'suspenda': el terreno permanecerá vacío, se perderá dinero y el viento seguirá soplando”, comentó un representante de la provincia de Quang Tri.

Además, Quang Tri también propuso una guía para la preparación de una planificación detallada o planificación de zonificación (como base para licitar y seleccionar inversionistas que utilicen tierras según lo prescrito en el Artículo 126 de la Ley de Tierras de 2024) para áreas donde se espera que se implementen proyectos de fuentes de energía ubicadas en áreas rurales, pero no en áreas residenciales rurales, o donde se espera que se desarrollen áreas residenciales rurales, y no en áreas funcionales (áreas donde se espera que se implementen proyectos).

En respuesta a la propuesta anterior, el Ministerio de Construcción ha solicitado que las localidades instruyan a las autoridades competentes para que organicen la preparación de una planificación detallada para el área donde se espera que se implemente el proyecto de acuerdo con las regulaciones actuales de la ley sobre construcción.

También frente a dificultades en el proceso de preparación de proyectos, un consultor dijo que anteriormente la Decisión 262/QD-TTg o la Decisión 768/QD-TTg no tenían una columna sobre planes de conexión para cada proyecto, pero la Decisión 1509/QD-BCT agregó una columna sobre conexión que no todos los proyectos tienen.

Hay un inversor que ha elegido un proyecto que ya está incluido en el Plan Energético VIII y el Plan de Implementación del Plan, pero no existe un plan de conexión asignado por el Ministerio de Industria y Comercio, por lo que enfrenta dificultades para su implementación. En concreto, el Grupo Eléctrico de Vietnam (EVN) y la corporación eléctrica regional exigen un plan de conexión en la Decisión 1509/QD-BCT y no se atreven a hacer nada distinto a las regulaciones sobre trámites de la autoridad competente, por temor a que posteriormente se les pregunte dónde se encuentran las bases.

Mientras tanto, la localidad ha enviado dos documentos solicitando al Ministerio de Industria y Comercio que complemente el plan de conexión a la red de 110 kV, pero la respuesta es esperar hasta que se complete la fusión de las unidades administrativas antes de realizar los ajustes generales. Hasta el momento, no es posible completar el informe del estudio de viabilidad debido a que se debe esperar al plan de conexión, cuya fecha de complementación se desconoce.

Los inversores están preocupados por la eficiencia.

El Proyecto de Energía de GNL de Nghi Son abrió una convocatoria de licitación, pero ningún inversor presentó documentación. El Proyecto de Energía de GNL de Ca Na también contó con la participación de un solo inversor al momento de la apertura de la licitación, mientras que anteriormente la lista de preseleccionados para estos proyectos contaba con al menos cinco nombres. Esto es un factor a considerar en relación con el atractivo de los grandes proyectos energéticos.

La provincia de Thanh Hoa, al trabajar con el Ministerio de Industria y Comercio, también dijo que el proceso de licitación tomará mucho tiempo y aún no ha confirmado los resultados de la selección de un inversor con suficiente capacidad y experiencia.

En particular, los proyectos de energía eléctrica de GNL de Nghi Son y Ca Na están ubicados en las localidades de Thanh Hoa, Nghe An, Khanh Hoa y Ca Mau, y SK Group (Corea) propone ser designado como inversor.

El experto independiente en energía Phan Xuan Duong dijo que los proyectos de energía de GNL son todos de gran escala, por lo que las negociaciones son más desafiantes, especialmente para calificar para préstamos extranjeros y al mismo tiempo garantizar que los precios de la electricidad estén dentro del marco prescrito.

Al compartir los desafíos de los nuevos proyectos de energía de GNL, el experto en energía Dao Nhat Dinh analizó la realidad de la movilización de electricidad en la estación seca de seis meses de 2025, cuando hay mucha lluvia y temperaturas más frías, lo que provoca que algunas plantas de energía a carbón tengan una baja movilización.

Debido a la baja producción trimestral de contratos, incluso si el precio de la oferta es de 0 VND, no se emiten, lo que reduce la eficiencia de la inversión y genera un desequilibrio financiero. Además, existen centrales térmicas que aún presentan diferencias de tipo de cambio entre 2019 y 2024, con un importe de cientos de miles de millones de VND pendientes de pago, incluyendo los intereses abonados.

Cabe mencionar que, a pesar de enfrentar dificultades financieras, la fábrica aún tuvo que pedir prestado a los bancos para comprar materias primas y combustible para producir electricidad de acuerdo con los requisitos del Operador del Mercado y Sistema Eléctrico Nacional (NSMO).

La situación de liquidez de las empresas independientes de generación de energía puede influir en la decisión de invertir en nuevos proyectos energéticos, especialmente en proyectos con altas tasas de inversión, como el GNL y la energía eólica marina. Esta es también una de las principales razones por las que, durante casi tres años, el país no ha iniciado ningún proyecto importante de energía, lo que aumenta el riesgo de no poder implementar el Plan Energético VIII ajustado, afirmó el experto Dao Nhat Dinh.

Fuente: https://baodautu.vn/thach-thuc-trong-trien-khai-du-an-dien-trong-quy-hoach-dien-viii-dieu-chinh-d340196.html