Provocări în implementarea proiectelor energetice în cadrul Planului Energetic VIII ajustat

Ministerul Industriei și Comerțului a solicitat localităților să analizeze și să raporteze dificultățile și problemele în implementarea proiectelor de surse și rețele energetice din Planul Energetic VIII ajustat, cu termen limită înainte de 29 iulie 2025.

Cea mai mare provocare este că proiectele energetice terestre trebuie să selecteze investitorii prin licitații.

Procedura la sensul giratoriu

La aproape doi ani de la emiterea Deciziei 262/QD-TTg de aprobare a celui de-al VIII-lea Plan Energetic, Guvernul a ajustat Planul Energetic prin Decizia 768/QD-TTg din 15 aprilie 2025. Ulterior, Ministerul Industriei și Comerțului a emis Decizia 1509/QD-BCT din 30 mai 2025 de aprobare a Planului de implementare a ajustării Planului Energetic VIII.

Se credea că totul ar putea fi „coordonat mai ușor”, dar, în realitate, au existat multe îngrijorări din partea autorităților locale și a investitorilor când a venit vorba de lucrări specifice.

Potrivit investitorilor și consultanților, cea mai mare provocare este că proiectele energetice terestre trebuie să selecteze investitorii prin licitații. Acest lucru îi face pe mulți investitori să aibă o mentalitate de tipul „ou de găină”, îngrijorându-se că, chiar dacă vor câștiga licitația, proiectul s-ar putea să nu le aparțină în cele din urmă, așa că ezită, nevrând să se angajeze mai mult.

Quang Tri și Ha Tinh sunt două localități care au emis prompt documente prin care solicită agențiilor de management de stat să propună rapid Guvernului suplimentarea reglementărilor specifice pentru a asigura respectarea caracteristicilor tehnice ale proiectelor de energie regenerabilă, în special ale proiectelor de energie eoliană, înainte de a fi necesară o planificare detaliată sau o planificare urbanistică de 1/2.000 pentru proiectele de energie eoliană, în cazul în care va fi necesară organizarea de licitații pentru selectarea investitorilor.

Potrivit Comitetului Popular din provincia Quang Tri , realitatea zecilor de proiecte de energie eoliană investite în zonă arată că acestea au caracteristica de a nu determina în mod specific amplasarea turbinelor, direcțiile de traseu, precum și lucrările aferente, astfel încât este dificil să se pregătească planuri detaliate de planificare sau de zonare la scara 1/2.000 pentru a le supune autorităților competente spre aprobare, ca bază pentru aprobarea invitațiilor de participare și a documentelor de licitație.

„Elaborarea planurilor de zonare de 1/2.000 pentru toate zonele cu potențial de energie eoliană nu numai că costă bani, dar prezintă și riscuri mari, deoarece este foarte posibil ca, odată ce planurile sunt finalizate și nimeni nu este interesat să investească, planificarea să fie «suspendată» - terenul va rămâne gol, banii se vor pierde, iar vântul va continua să bată”, a comentat un reprezentant al provinciei Quang Tri.

În plus, Quang Tri a propus, de asemenea, îndrumări privind pregătirea planificării detaliate sau a planificării zonale (ca bază pentru licitații și selectarea investitorilor care utilizează terenuri, așa cum este prevăzut în articolul 126 din Legea funciară din 2024) pentru zonele în care se preconizează implementarea de proiecte de surse de energie electrică situate în zone rurale, dar nu în zone rezidențiale rurale sau în care se preconizează dezvoltarea de zone rezidențiale rurale și nu în zone funcționale (zone în care se preconizează implementarea de proiecte).

Ca răspuns la propunerea menționată anterior, Ministerul Construcțiilor a solicitat ca autoritățile locale să dispună de la autoritățile competente organizarea pregătirii planificării detaliate pentru zona în care se preconizează că va fi implementat proiectul, conform reglementărilor actuale din legea construcțiilor.

De asemenea, confruntându-se cu dificultăți în procesul de pregătire a proiectului, un consultant a declarat că anterior, Decizia 262/QD-TTg sau Decizia 768/QD-TTg nu aveau o coloană privind planurile de conectare pentru fiecare proiect, dar Decizia 1509/QD-BCT a adăugat o coloană privind conectarea, pe care nu o au toate proiectele.

Există un investitor care a ales un proiect care se află deja în Planul Energetic VIII și în Planul de Implementare a Planului, dar nu există un plan de conectare alocat de Ministerul Industriei și Comerțului, așa că se confruntă cu dificultăți în implementare. Mai exact, Vietnam Electricity Group (EVN) și corporația regională de energie electrică solicită un plan de conectare în Decizia 1509/QD-BCT și nu îndrăznesc să facă nimic diferit de reglementările privind documentele ale autorității competente, de teamă să nu fie întrebați ulterior unde se află baza.

Între timp, localitatea a trimis două documente prin care solicită Ministerului Industriei și Comerțului completarea planului de conectare la rețeaua de 110 kV, dar răspunsul este să se aștepte finalizarea combinării unităților administrative înainte de a se face ajustări generale. Până în prezent, nu este posibilă finalizarea raportului studiului de fezabilitate deoarece trebuie așteptat planul de conectare, care nu se știe când va fi completat.

Investitorii sunt stresați de eficiență.

Proiectul energetic LNG Nghi Son a lansat o invitație de licitație, dar niciun investitor nu a depus documente; proiectul energetic LNG Ca Na a avut, de asemenea, un singur investitor participant la deschiderea licitației, în timp ce anterior lista scurtă pentru aceste proiecte avea cel puțin 5 nume. Acesta este un aspect de luat în considerare în ceea ce privește atractivitatea proiectelor energetice mari.

Provincia Thanh Hoa, în colaborare cu Ministerul Industriei și Comerțului, a declarat, de asemenea, că procesul de licitație va dura mult timp și nu a confirmat încă rezultatele selectării unui investitor cu capacitate și experiență suficiente.

În special, proiectele energetice Nghi Son și Ca Na LNG sunt situate în localitățile Thanh Hoa, Nghe An, Khanh Hoa și Ca Mau, iar SK Group (Coreea) propune să fie numit investitor.

Expertul independent în energie, Phan Xuan Duong, a declarat că proiectele de energie GNL sunt toate la scară largă, așadar negocierile sunt mai dificile, în special pentru a se califica pentru împrumuturi externe, asigurându-se în același timp că prețurile la electricitate se încadrează în cadrul prescris.

Împărtășind provocările noilor proiecte de energie GNL, expertul în energie Dao Nhat Dinh a analizat realitatea mobilizării energiei electrice în sezonul uscat de 6 luni din 2025, când plouă mult și temperaturi mai scăzute, ceea ce determină o mobilizare scăzută a unor centrale electrice pe cărbune.

Din cauza producției trimestriale reduse a contractelor, chiar dacă prețul licitat este de 0 VND, acestea nu sunt emise, ceea ce reduce eficiența investițiilor și provoacă dezechilibru financiar. În plus, există centrale termice care încă au diferențe de curs valutar din 2019 până în 2024, cu o sumă de peste sute de miliarde de VND care nu au fost plătite și dobânzi neachitate.

Este de menționat că, deși se confrunta cu dificultăți financiare, fabrica a trebuit totuși să se împrumute de la bănci pentru a cumpăra materii prime și combustibil pentru a produce energie electrică, conform cerințelor Operatorului Sistemului și Pieței de Energie Electrică (ONSE).

„Situația fluxului de numerar al companiilor independente de producere a energiei electrice poate afecta decizia de a investi în noi proiecte energetice, în special în proiecte cu rate mari de investiții, cum ar fi GNL-ul și energia eoliană offshore. Acesta este, de asemenea, unul dintre principalele motive pentru care, timp de aproape 3 ani, întreaga țară nu a demarat niciun proiect major de surse de energie, ceea ce duce la riscul de a nu putea implementa Planul Energetic VIII ajustat”, a declarat expertul Dao Nhat Dinh.

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