Desafios na implementação de projetos de energia no Plano de Energia ajustado VIII

O maior desafio é que os projetos de energia terrestre devem selecionar investidores por meio de licitação.

Procedimento de rotatória

Quase dois anos após a emissão da Decisão 262/QD-TTg aprovando o VIII Plano de Energia, o Governo ajustou o VIII Plano de Energia na Decisão 768/QD-TTg de 15 de abril de 2025. Posteriormente, o Ministério da Indústria e Comércio emitiu a Decisão 1509/QD-BCT de 30 de maio de 2025 aprovando o Plano para implementar o ajuste do VIII Plano de Energia.

Pensava-se que tudo poderia ser "coordenado de forma mais suave", mas, na realidade, havia muitas preocupações por parte das autoridades locais e dos investidores quando se tratava de trabalhos específicos.

Segundo investidores e consultores, o maior desafio é que os projetos de energia terrestre precisam selecionar os investidores por meio de licitação. Isso faz com que muitos investidores tenham uma mentalidade de "ovo e galinha", temendo que, mesmo que ganhem a licitação, o projeto possa não lhes pertencer, o que os leva a hesitar, não querendo se comprometer mais.

Quang Tri e Ha Tinh são duas localidades que prontamente emitiram documentos solicitando que as agências de gestão estaduais propusessem rapidamente ao Governo a complementação de regulamentações específicas para garantir a conformidade com as características técnicas de projetos de energia renovável, especialmente projetos de energia eólica, antes da exigência de planejamento detalhado ou planejamento de zoneamento de 1/2.000 para projetos de energia eólica, no caso de ter que organizar licitações para selecionar investidores.

De acordo com o Comitê Popular da província de Quang Tri , a realidade de dezenas de projetos de energia eólica investidos na área mostra que os projetos de energia eólica têm a característica de não determinar especificamente a localização das turbinas, direções de rota, bem como obras relacionadas, por isso é difícil preparar planos detalhados de planejamento ou zoneamento em uma escala de 1/2.000 para submeter às autoridades competentes para aprovação, como base para aprovar convites de interesse e documentos de licitação.

“Fazer planos de zoneamento de 1/2.000 para todas as áreas com potencial de energia eólica não só custa dinheiro, mas também traz grandes riscos, porque é muito possível que, uma vez concluídos os planos e ninguém esteja interessado em investir, o planejamento seja 'suspenso' - a terra permanecerá vazia, o dinheiro será perdido e o vento continuará soprando”, comentou um representante da província de Quang Tri.

Além disso, Quang Tri também propôs orientações sobre a preparação de planejamento detalhado ou planejamento de zoneamento (como base para licitação e seleção de investidores que usam terras, conforme prescrito no Artigo 126 da Lei de Terras de 2024) para áreas onde se espera implementar projetos de fontes de energia localizados em áreas rurais, mas não em áreas residenciais rurais, ou onde se espera desenvolver áreas residenciais rurais, e não em áreas funcionais (áreas onde se espera implementar projetos).

Em resposta à proposta acima, o Ministério da Construção solicitou que as localidades instruam as autoridades competentes a organizar a preparação do planejamento detalhado para a área onde o projeto deverá ser implementado, de acordo com as regulamentações atuais da lei de construção.

Também enfrentando dificuldades no processo de preparação do projeto, um consultor disse que anteriormente, a Decisão 262/QD-TTg ou a Decisão 768/QD-TTg não tinham uma coluna sobre planos de conexão para cada projeto, mas a Decisão 1509/QD-BCT adicionou uma coluna sobre conexão que nem todos os projetos têm.

Há um investidor que escolheu um projeto que já consta no Plano de Energia VIII e no Plano de Implementação do Plano, mas não há um plano de conexão alocado pelo Ministério da Indústria e Comércio, o que dificulta a implementação. Especificamente, o Grupo de Eletricidade do Vietnã (EVN) e a corporação regional de energia exigem um plano de conexão na Decisão 1509/QD-BCT e não ousam fazer nada diferente das regulamentações sobre documentação da autoridade competente, por medo de serem questionados posteriormente sobre a base.

Enquanto isso, a localidade enviou dois documentos solicitando ao Ministério da Indústria e Comércio que complemente o plano de conexão à rede de 110 kV, mas a resposta é aguardar a conclusão da fusão das unidades administrativas antes de fazer ajustes gerais. Até o momento, não foi possível concluir o relatório do estudo de viabilidade, pois é necessário aguardar o plano de conexão, que ainda não tem data para ser complementado.

Os investidores estão preocupados com a eficiência.

O Projeto de Energia de GNL de Nghi Son abriu processo de licitação, mas nenhum investidor apresentou documentos; o Projeto de Energia de GNL de Ca Na também teve apenas 1 investidor participante quando a licitação foi aberta, enquanto anteriormente a lista de finalistas para esses projetos contava com pelo menos 5 nomes. Isso é algo a se considerar em relação à atratividade de grandes projetos de energia.

A província de Thanh Hoa, ao trabalhar com o Ministério da Indústria e Comércio, também disse que o processo de licitação levará muito tempo e ainda não confirmou os resultados da seleção de um investidor com capacidade e experiência suficientes.

Notavelmente, os Projetos de Energia LNG de Nghi Son e Ca Na estão localizados nas localidades de Thanh Hoa, Nghe An, Khanh Hoa e Ca Mau, e o SK Group (Coreia) está propondo ser nomeado investidor.

O especialista independente em energia Phan Xuan Duong disse que os projetos de energia de GNL são todos de grande escala, então as negociações são mais desafiadoras, especialmente para se qualificar para empréstimos estrangeiros e, ao mesmo tempo, garantir que os preços da eletricidade estejam dentro da estrutura prescrita.

Compartilhando os desafios dos novos projetos de energia de GNL, o especialista em energia Dao Nhat Dinh analisou a realidade da mobilização de eletricidade na estação seca de 6 meses de 2025, quando há muita chuva e temperaturas mais baixas, fazendo com que algumas usinas termelétricas a carvão tenham baixa mobilização.

Devido à baixa produção trimestral de contratos, mesmo que o preço de oferta seja de 0 VND, o contrato não é emitido, o que reduz a eficiência do investimento e causa desequilíbrio financeiro. Além disso, existem usinas termelétricas que ainda apresentam diferenças cambiais entre 2019 e 2024, com um montante de mais de centenas de bilhões de VND e juros não pagos.

Vale ressaltar que, mesmo enfrentando dificuldades financeiras, a fábrica ainda teve que recorrer a empréstimos bancários para comprar matéria-prima e combustível para produzir energia elétrica de acordo com as exigências do Operador Nacional do Sistema e Mercado Elétrico (ONSE).

“A situação do fluxo de caixa das empresas independentes de geração de energia pode afetar a decisão de investir em novos projetos de energia, especialmente projetos com altas taxas de investimento, como GNL e energia eólica offshore. Este também é um dos principais motivos pelos quais, por quase 3 anos, o país inteiro não teve nenhum grande projeto de geração de energia iniciado, causando o risco de não ser possível implementar o Plano Energético VIII ajustado”, afirmou o especialista Dao Nhat Dinh.

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