O motivo da redução da capacidade de energia eólica preocupa as empresas.

A Operadora Nacional do Sistema e Mercado de Eletricidade (NSMO) acaba de divulgar uma explicação sobre o estado atual das operações do sistema elétrico em sua página oficial no Facebook.

Até 13 de novembro, o site oficial da NSMO, em https://www.nsmo.vn, não continha informações relacionadas a este assunto.

As informações da NSMO foram divulgadas recentemente em um momento em que muitas usinas eólicas reclamaram de grandes reduções na capacidade mobilizada durante boas condições de vento, causando prejuízos econômicos às empresas.

Muitas tempestades trazem muita água para a geração de energia hidrelétrica.

Segundo a NSMO, recentemente (especialmente em outubro e início de novembro de 2025), a operação do sistema elétrico nacional enfrentou muitos desafios, principalmente devido a fatores climáticos desfavoráveis e condições hidrológicas adversas dos reservatórios hidrelétricos.

Um ponto importante na operação em 2025 são as flutuações climáticas irregulares. De acordo com o processo de operação entre reservatórios e as leis hidrológicas anuais, atualmente, a maioria dos reservatórios hidrelétricos nas regiões Norte e Sul, e alguns reservatórios na região Central, entraram na fase de armazenamento de água.

A Usina Hidrelétrica Song Tranh 2 opera com segurança, contribuindo para a regulação de enchentes e proteção das áreas a jusante durante as fortes chuvas de outubro de 2025.

Em particular, os reservatórios hidroelétricos na bacia do Rio Vermelho, no Norte, passaram para a fase de operação da estação seca desde 16 de setembro.

Contudo, em 2025, várias tempestades de grande intensidade ocorreram em sequência entre outubro e novembro, como RAGASA, BUALOI, MATMO, FENGSHEN e KALMAEGI, fazendo com que os reservatórios mantivessem níveis de descarga elevados. Mesmo no início de novembro de 2025, o número de reservatórios em operação aumentou para 82-91 dos 122 reservatórios existentes, elevando a capacidade total de descarga das usinas hidrelétricas para 15.940-17.040 MW (de um total de 19.600 MW de energia hidrelétrica em todo o sistema).

Vale mencionar que grandes lagos na região Norte tiveram que reabrir suas comportas, como Son La, Hoa Binh e Lai Chau (a capacidade total dos reservatórios hidrelétricos na cordilheira do rio Da é de cerca de 5.760 MW).

Obrigados a manter contratos de usinas termelétricas a carvão e contratos BOT com exigências de garantia de produção.

Além da hidrologia favorável devido a tempestades e chuvas que impulsionam o aumento da produção de energia hidrelétrica, a NSMO menciona a realidade do baixo consumo de eletricidade.

Especificamente, embora a demanda por consumo de eletricidade continue baixa (devido ao impacto de tempestades e condições climáticas), o gráfico de carga apresenta picos acentuados de acordo com as características sazonais e aumenta rapidamente entre 17h45 e 18h todos os dias. A diferença entre a carga no norte durante a noite, em períodos de baixa demanda, e no horário de pico, à noite, pode chegar a 10.000-11.500 MW, e, ao mesmo tempo, durante o horário de pico, pode aumentar/diminuir 2.500-2.800 MW em 30-40 minutos.

A usina termelétrica Van Phong 1 BOT do Grupo Sumitomo (Japão), com um investimento total de quase 2,58 bilhões de dólares, entrou em operação em março de 2024, após cerca de 18 anos de planejamento.

Para garantir capacidade suficiente para suprir o pico de demanda de 18 horas analisado acima, é necessário manter a mobilização de usinas termelétricas a carvão (que têm um longo tempo de inicialização e não podem ser paradas/ligadas de forma contínua e flexível como as usinas hidrelétricas) apenas para aumentar a mobilização de capacidade nos horários de pico, enquanto a maior parte das horas restantes do dia é mobilizada apenas no nível mínimo de capacidade, de acordo com os requisitos técnicos da usina, para garantir a segurança da mesma.

Além disso, as centrais termoelétricas a carvão precisam de manutenção para garantir a inércia do sistema elétrico (nesse aspecto, as fontes de energia renováveis são praticamente incapazes de suprir a demanda), assegurar o regime de tensão regional e evitar a sobrecarga das linhas de transmissão de energia.

Além disso, as centrais elétricas BOT devem se mobilizar para garantir os compromissos de compra física previstos no Contrato BOT com garantias governamentais , com uma capacidade total de até mais de 4.000 MW, o que também representa uma grande parcela na estrutura de mobilização de energia.

Nessa situação, embora a capacidade de geração de energia eólica aumente quando a tempestade atinge o continente, elevando a capacidade potencial (capaz de gerar eletricidade) para cerca de 3.400 a 4.000 MW, o que representa de 3 a 4 vezes mais do que antes, a energia eólica não pode ser mobilizada conforme o esperado pelos investidores.

Segurança, estabilidade e confiabilidade vêm em primeiro lugar.

Como unidade nacional de despacho do sistema elétrico, a NSMO afirmou que sempre prioriza o objetivo de operar o sistema elétrico de forma segura, estável e confiável.

A partir do início de outubro de 2025, implementando a diretriz do Primeiro-Ministro e do Ministério da Indústria e Comércio, contida nos Despachos Oficiais, sobre a resposta proativa às tempestades nº 11 (MATMO), nº 12 (FENGSHEN) e nº 13 (KALMAEGI), com foco na operação segura dos reservatórios, na mobilização racional das fontes de energia no sistema elétrico nacional, na garantia de fornecimento e reservas de energia adequados, na resposta imediata a situações atípicas decorrentes do impacto das tempestades e na coordenação com as unidades de geração de energia e as unidades de gestão da rede para otimizar o modo de operação das usinas e redes elétricas.

Especificamente, a NSMO implementou diversas medidas operacionais, como a paralisação de quase 3.000 MW de usinas termelétricas a carvão no Norte, como medida de segurança, logo após a dissipação da tempestade nº 13 (essas unidades precisam de manutenção para garantir a segurança do sistema antes e durante a chegada da tempestade à costa).

A usina elétrica Phu My 3 utiliza GNL (Gás Natural Liquefeito) para gerar eletricidade.

O desligamento/ligamento diário de muitas unidades de turbinas a gás domésticas e de GNL para atender aos picos de demanda de energia ou maximizar a capacidade de transmissão em linhas de interconexão, aliviando a carga das fontes de energia.

No entanto, a NSMO também afirmou que esse constante ligar e desligar das turbinas a gás afetará a durabilidade e a disponibilidade operacional da unidade. Diante das limitações técnicas mencionadas, manter esse método de operação por um longo período não é viável, pois não só reduz a vida útil do equipamento, como também pode causar problemas que afetam a segurança e a estabilidade de todo o sistema elétrico.

Segundo a NSMO, apesar da implementação de diversas medidas operacionais, o sistema ainda se encontra em estado de excesso de energia durante os períodos de menor consumo noturno e diurno.

A NSMO foi obrigada a fazer ajustes para mobilizar usinas de energia, reduzindo uniformemente a utilização de fontes de energia renováveis e de energia hidrelétrica, que são liberadas quando há grande excesso de capacidade.

“A redução da mobilização de capacidade é uma solução técnica obrigatória para garantir que o sistema elétrico opere de forma segura, estável e contínua, mantendo a frequência e a tensão dentro dos limites permitidos, além de assegurar a segurança das unidades mobilizadas no sistema. As ordens de despacho e redução da mobilização são executadas com base em cálculos técnicos, garantindo os princípios de equidade, transparência e não discriminação entre as unidades”, afirmou o comunicado da NSMO.

Além disso, o NSMO também avaliou que essa situação de excedente ocorreu devido à influência de muitos fatores sobrepostos, incluindo tempestades consecutivas de grande intensidade com padrões climáticos extremos, que têm um efeito cumulativo ao longo do tempo e não devem durar muito (dependendo da situação das tempestades e inundações no restante de 2025).

A situação deverá melhorar em breve, quando a circulação da tempestade terminar e as condições hidrológicas voltarem ao normal. Outras fontes de energia serão mobilizadas para garantir o funcionamento seguro do sistema e armazenar e reter água nos reservatórios hidrelétricos, preparando o terreno para a estação seca de 2026.

O estímulo é a chave.

Na reunião do Ministério da Indústria e Comércio sobre o Plano do Sistema Elétrico e do Mercado de Eletricidade para 2026, realizada em 10 de novembro, a previsão da demanda de consumo de eletricidade para 2025 foi atualizada pela NSMO, indicando que o consumo total de eletricidade de todo o sistema elétrico nacional em 2025 deverá atingir 322,6 bilhões de kWh. Isso representa um crescimento de apenas 4,5% em comparação com 2024.

Este valor também está muito aquém das previsões feitas no final de 2024, que indicavam que a demanda por eletricidade em 2025 cresceria a uma taxa elevada de 12% para atender ao crescimento esperado do PIB de cerca de 8%.

A geração de energia a carvão ainda representa uma grande proporção do fornecimento de eletricidade, de 40 a 50%, dependendo da época.

De acordo com a Decisão nº 3047/QD-BCT, de 15 de novembro de 2024, que aprova o Plano de fornecimento e operação do sistema elétrico nacional em 2025, o sistema elétrico nacional será operado com uma taxa de crescimento planejada de produção e importação de eletricidade de 11,3%, com uma previsão hidrológica desfavorável e probabilidade de ocorrência de incidentes calculada em 10%...

O consumo real de eletricidade nos últimos 10 meses também mostra que o crescimento do consumo de eletricidade em todo o país é de apenas cerca de 4%.

É claro que, quando a demanda não é alta, a geração de energia pelas usinas não atinge o nível esperado. Isso se torna ainda mais evidente quando se considera a eletricidade um recurso especial cuja produção e consumo ocorrem simultaneamente. Sem consumidores, não há demanda por energia, o que impede a mobilização das usinas para a geração de eletricidade.

Embora o uso de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) seja considerado uma solução ideal para armazenar eletricidade quando a fonte de energia está em excesso por um longo período, na realidade, o investimento em sistemas de armazenamento em baterias não é barato, e o preço atual de compra de eletricidade proveniente de BESS ainda não foi divulgado pelo Ministério da Indústria e Comércio. Mesmo que o preço da eletricidade proveniente de BESS seja divulgado e o preço de venda para o sistema seja superior ao preço médio de varejo da eletricidade na economia, a venda não será fácil, devido ao receio de causar maiores prejuízos ao único comprador atacadista no momento, o Grupo de Eletricidade do Vietnã (EVN).

Portanto, a questão urgente agora é estimular o consumo de eletricidade na economia para contribuir para o alcance da meta de crescimento do PIB de mais de 8% em 2025 e de dois dígitos nos anos seguintes.

reclamações sobre energia eólica
Segundo reclamações de empresas de energia eólica em Quang Tri, nos últimos 18 dias (de 19 de outubro a 5 de novembro), o sistema elétrico nacional registrou uma diferença significativa na distribuição de energia entre as diferentes fontes.
Segundo dados do site da Companhia Nacional de Operação do Sistema Elétrico e do Mercado (NSMO), a produção de energia elétrica proveniente de usinas termelétricas (carvão, gás e óleo) atingiu 6.598,9 GWh, representando 43,33% da produção total do sistema. Com uma capacidade instalada de 39.746 MW, a taxa média de capacidade mobilizada alcançou 38,43%.
Em contrapartida, a energia eólica gerou apenas 582,9 GWh, o equivalente a 3,83% da produção total. Embora a capacidade instalada total tenha atingido 7.102 MW, a capacidade média mobilizada da energia eólica foi de apenas 19%, menos da metade da capacidade da energia térmica, considerando que a energia eólica está na estação mais estável do ano.
Diante dessa situação, as empresas de energia eólica em Quang Tri enviaram uma petição ao Ministério da Indústria e Comércio, ao Comitê Popular Provincial de Quang Tri, à EVN e à NSMO, solicitando que considerem a limitação da redução da capacidade de geração de energia disponível.
Especificamente, desde o final de setembro de 2025 até o presente momento, o complexo de parques eólicos em Quang Tri tem sofrido cortes contínuos em sua capacidade, chegando a reduções de até 99% em alguns momentos. Em média, a capacidade é reduzida de 20% a 90%, o que causa uma queda de cerca de 5% na receita de outubro em comparação com o planejado para o ano todo.
Caso essa situação persista até o final do ano, a receita de 2025 poderá cair entre 10% e 20%, enquanto a margem de lucro projetada seria de apenas 5% a 10% após a dedução de custos operacionais, amortização de dívidas e manutenção. Para projetos com desempenho mediano, o lucro real seria inferior a 5%.
“ Com os cortes atuais, a perda de receita é maior do que o lucro esperado. Se isso continuar, a empresa não conseguirá pagar os empréstimos bancários, manter as operações e o bem-estar dos funcionários. O risco de falência é totalmente possível ”, manifestou-se preocupado um representante de uma empresa de energia eólica.

(Fonte: Jornal de Investimentos)

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

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