Vietnam ordena revisar el plan eléctrico ante los retrasos del GNL que amenazan los objetivos de crecimiento

La demanda de electricidad pone bajo escrutinio los plazos de los proyectos

Vietnam ha ordenado revisar proyectos eléctricos individuales mientras busca un suministro capaz de respaldar un crecimiento económico anual de al menos el 10% hasta 2030. La presión ya es visible: la generación y las importaciones de electricidad alcanzaron los 171.540 millones de kilovatios hora en el primer semestre de 2026, un 9,85% más que un año antes, mientras que la demanda máxima llegó a 57.537 megavatios.

En una reunión celebrada el 12 de octubre de 2026 en Hanói, el primer ministro Le Minh Hung instruyó al Ministerio de Industria y Comercio a identificar los proyectos retrasados o inviables, proponer incorporaciones o sustituciones y asignar responsabilidades a los inversionistas en materia de financiación y ejecución. La reunión abordó importantes proyectos de generación y transmisión, medidas inmediatas para cubrir la demanda máxima durante los meses restantes de 2026 y la seguridad eléctrica en 2027 y hasta 2030.

La directriz consiste en reconsiderar la implementación del Plan Nacional de Desarrollo de la Energía VIII, conocido como PDP VIII, que ya se había revisado en abril de 2025. No se trata de un anuncio de que se haya aprobado otro plan revisado ni una nueva lista de proyectos. Hung dijo que los cambios deben ser viables y dar lugar a proyectos terminados que funcionen de acuerdo con las normas y los requisitos de calidad.

Los centros de datos se mencionaron, junto con otros proyectos tecnológicos, como parte de la demanda que el plan debe atender. Hung describió 2026 como la base para acelerar el progreso en 2027 y cumplir los objetivos de desarrollo del actual mandato de gobierno. También citó las directrices sobre seguridad energética del secretario general y presidente To Lam.

El problema central es la brecha entre la capacidad prevista y la electricidad que realmente puede suministrarse. Los grandes objetivos para el gas, las energías renovables, el almacenamiento y la energía nuclear no resuelven los riesgos inmediatos de suministro si las obras, los contratos o las conexiones a la red se retrasan.

Qué debe lograr la revisión de proyectos

El Ministerio de Industria y Comercio dirigirá la revisión junto con el Ministerio de Finanzas y otros organismos, en coordinación con empresas estatales y autoridades locales. Cada proyecto debe evaluarse según su calendario de ejecución, en lugar de tratarse simplemente como una entrada del plan nacional.

Las autoridades deben distinguir entre los proyectos que acumulan retrasos y aquellos que ya no son viables. También deben identificar los proyectos que requieren ajustes, los nuevos que deben incorporarse y los existentes que deben sustituirse. La lista resultante debe especificar los plazos de ejecución y las responsabilidades de los ministerios, organismos, empresas y localidades.

La selección de inversionistas y las fuentes de financiación forman parte explícita del encargo. Los problemas que excedan las atribuciones de los organismos que realizan la revisión deben remitirse a las autoridades competentes. En los informes sobre la reunión no se anunció ningún plazo para publicar la revisión terminada ni para aprobar nuevos cambios al PDP VIII.

El énfasis en la ejecución se basa en el plan de implementación del Ministerio de Industria y Comercio, aprobado mediante la Decisión n.º 1509/QD-BCT el 30 de mayo de 2025. Ese plan ya asignaba responsabilidades en materia de generación, redes, suministro de combustibles, liberación de terrenos y seguimiento. Las instrucciones de octubre piden evaluar esas responsabilidades a la luz de los avances reales.

Cómo se configuró el plan actual

La revisión actual se produce tras una serie de cambios de planificación e institucionales. Las fechas principales muestran cómo el gobierno pasó de aprobar objetivos más ambiciosos a examinar si los proyectos pueden cumplirlos:

• 15 de abril de 2025: la Decisión n.º 768/QD-TTg aprobó el PDP VIII modificado.
• 30 de mayo de 2025: el Ministerio de Industria y Comercio aprobó su plan de implementación mediante la Decisión n.º 1509/QD-BCT.
• 15 de septiembre de 2026: se presentaron al gobierno propuestas independientes para reestructurar el sector eléctrico y Vietnam Electricity, conocida como EVN.
• 12 de octubre de 2026: Hung presidió la reunión sobre el suministro y ordenó revisar los proyectos, los calendarios, los inversionistas y la financiación.
• Octubre de 2026: el ministerio había indicado que se esperaba presentar en la Asamblea Nacional modificaciones a la Ley de Electricidad.

Por tanto, la revisión de 2025 sigue siendo el referente de las instrucciones más recientes. Sus objetivos numéricos no deben presentarse como nuevos compromisos acordados en la reunión de octubre, y las sustituciones propuestas no deben tratarse como proyectos aprobados.

Los objetivos de capacidad son ambiciosos, pero las cifras difieren

El plan de implementación del ministerio fija para 2030 objetivos de 22.524 MW de electricidad generada a partir de gas natural licuado, o GNL; 14.930 MW a partir de gas nacional, y 31.055 MW a partir de carbón. La meta para la energía hidroeléctrica es de entre 33.294 y 34.667 MW; para la solar, de entre 46.459 y 73.416 MW, y para la eólica terrestre, de entre 26.066 y 38.029 MW.

La evaluación del plan revisado de la Administración de Comercio Internacional de Estados Unidos ofrece el mismo rango para los proyectos eólicos terrestres y cercanos a la costa, frente a un objetivo original de 21.880 MW. Según esos datos, el aumento calculado es de aproximadamente el 19% en el extremo inferior y el 74% en el superior.

Algunos totales publicados no coinciden. El análisis del plan de A&O Shearman sitúa la capacidad total entre 89,655 y 99,934 gigavatios para 2030, equivalentes a entre 89.655 y 99.934 MW. Otro informe ofrece una cifra de entre 183.291 y 236.363 MW. También resulta difícil conciliar el primer rango con los objetivos individuales por tecnología enumerados por el ministerio. Estos totales no deben considerarse equivalentes ni conciliarse sin comprobar las definiciones en que se basan.

También hay que precisar el calendario de la energía eólica marina. El ministerio especifica 6.000 MW para la demanda nacional en 2030 y 17.032 MW en 2035. La evaluación estadounidense describe un aumento de 6.000 a 17.032 MW sin distinguir esos plazos en su resumen. A&O Shearman sitúa proyectos por un total de entre 6.000 y 17.032 MW en un periodo de puesta en servicio que va de 2030 a 2035. Las fechas explícitas del ministerio son la base más clara para distinguir ambos hitos.

Los retrasos del GNL ponen de manifiesto la brecha de ejecución

El GNL es gas natural enfriado hasta convertirse en líquido para transportarlo en barco. Para Vietnam, ampliar su uso exige algo más que construir centrales: deben coordinarse las terminales, los contratos de combustible, los acuerdos de compraventa de electricidad y la financiación.

Según los informes, casi todos los proyectos de GNL propuestos acumulan retrasos. El ministro de Industria y Comercio, Le Manh Hung, dijo que solo GNL Hiep Phuoc estaba dentro del calendario entre los 18 proyectos propuestos, cuya capacidad conjunta supera los 20 GW. El viceministro Truong Thanh Hoai dijo que solo dos habían comenzado a construirse.

Hiep Phuoc, en Ciudad Ho Chi Minh, tiene como objetivo iniciar operaciones comerciales en el cuarto trimestre de 2028. Se prevé que unos cinco de los otros 17 proyectos terminen antes de que finalice la década. Estos plazos dejan poco margen para considerar que todo el objetivo de GNL pueda responder de inmediato al crecimiento de la demanda.

Las cifras de proyectos también difieren. Un informe describe 15 proyectos para alcanzar un objetivo de unos 22,5 GW en 2030, mientras que la evaluación del ministro abarca 18 proyectos propuestos. En una conferencia de prensa del ministerio, Bui Quoc Hung, subdirector del Departamento de Electricidad, describió Hai Phong LNG como uno de los 12 proyectos de GNL del plan revisado. Los informes no aclaran si esas cifras corresponden a distintos grupos de proyectos o etapas de planificación.

Los obstáculos son similares en todos los informes: terrenos y liberación de sitios, selección de inversionistas, financiación, acuerdos de construcción, contratos de suministro de combustible y acuerdos de compraventa de electricidad. Un acuerdo de compraventa de electricidad establece las condiciones en las que un comprador adquirirá la electricidad de una central. Por lo general, los prestamistas necesitan ese acuerdo de ingresos antes de financiar la construcción, mientras que el precio de la electricidad depende en parte de los costos del combustible que los promotores deben negociar.

Según un informe, los precios del GNL en Asia rondan los 25 dólares por millón de unidades térmicas británicas, una medida de energía del combustible, y operar 22,5 GW con un nivel alto de utilización podría requerir entre 200 y 300 cargamentos al año. Se trata de estimaciones de mercado y operación publicadas, no de compromisos de compra. La expectativa de que la oferta mundial de GNL aumente después de 2028 podría mejorar las condiciones de compra, pero esperar a que el combustible sea más barato no resuelve las necesidades de suministro más inmediatas de Vietnam.

Hai Phong muestra por qué importan las decisiones de sustitución

Hai Phong LNG ofrece un ejemplo concreto de las decisiones que deberá afrontar la revisión. Bui Quoc Hung dijo que el proyecto tenía aprobación de inversión, inversionistas seleccionados y un acuerdo con GE para el suministro de turbinas de gas. Estaba previsto que las obras comenzaran en septiembre de 2025, aunque ese calendario por sí solo no demuestra que hayan empezado.

El ministerio también recibió una propuesta para sustituir el proyecto de GNL por un complejo de energías renovables combinado con almacenamiento en baterías. Recomendó continuar con Hai Phong LNG conforme al plan aprobado y pidió orientación al primer ministro sobre la propuesta alternativa. No se anunció una decisión definitiva sobre el complejo renovable.

En otros casos, las posibles sustituciones incluyen más generación con carbón. Duong Dinh, director asociado de Vietcap Securities, describió los problemas de ejecución y una posible respuesta:

Estos retrasos ya son ampliamente reconocidos

Dinh dijo que el Ministerio de Comercio había propuesto añadir 5.300 MW de capacidad de generación a carbón con captura de carbono para compensar los retrasos de los proyectos de GNL. Vietcap prevé una posible escasez de generación entre 2028 y 2030. Se trata de la evaluación de una empresa concreta, no de una escasez confirmada, y la capacidad adicional de carbón sigue siendo una propuesta en ese informe.

Las alternativas tienen distintos costos, necesidades de combustible y plazos de construcción. Por tanto, sustituir un proyecto de GNL por energías renovables y baterías, o añadir capacidad de carbón, exige algo más que comparar la capacidad nominal de generación. La revisión debe determinar cuándo podría suministrar electricidad cada opción y cómo se conectaría al sistema.

El almacenamiento y las redes deben crecer juntos

El almacenamiento en baterías es uno de los mayores cambios respecto del PDP VIII original. El objetivo revisado para 2030 es de entre 10.000 y 16.300 MW, frente a los 300 MW anteriores. Según el cálculo basado en las cifras publicadas, equivale a entre 33 y 54 veces la meta previa.

El ministerio exige que las instalaciones solares concentradas incluyan baterías con una potencia de al menos el 10% de la capacidad de la instalación solar y una duración de almacenamiento de dos horas. Por ejemplo, un proyecto solar de 100 MW requeriría baterías de al menos 10 MW capaces de suministrar esa potencia durante dos horas, lo que equivale a 20 megavatios hora de energía almacenada.

El almacenamiento puede trasladar electricidad de los periodos de alta producción solar a aquellos en que se necesita. No elimina la necesidad de infraestructura de transmisión. Un programa de inversión publicado incluye 12.944 kilómetros de líneas de 500 kilovoltios y 15.307 kilómetros de líneas de 220 kilovoltios entre 2025 y 2030.

Según los informes, EVN y sus unidades comenzaron las obras de 98 proyectos de redes y pusieron en servicio 100 proyectos con tensiones de entre 110 y 500 kilovoltios durante los primeros siete meses de 2026. Esas cifras muestran actividad, pero no indican que estén listas todas las conexiones que requiere el plan de generación. La Administración de Comercio Internacional de Estados Unidos identifica la preparación de la red, la regulación, las garantías a los inversionistas y la financiación de proyectos como desafíos que persisten.

La energía nuclear también queda, en gran medida, fuera del periodo de suministro inmediato. Está previsto que Ninh Thuan 1 y 2 entren en funcionamiento entre 2030 y 2035, con una capacidad conjunta de entre 4.000 y 6.400 MW. No puede darse por sentado que contribuyan al suministro durante los meses restantes de 2026 ni en 2027.

La financiación y las normas eléctricas están en revisión

Las necesidades de inversión son considerables, aunque las estimaciones publicadas difieren. La Administración de Comercio Internacional de Estados Unidos calcula 134.700 millones de dólares hasta 2030 y hasta 523.000 millones hasta 2050. A&O Shearman cifra en 118.200 millones de dólares la inversión en generación y en 18.100 millones la destinada a transmisión entre 2025 y 2030, lo que suma 136.300 millones. Otro informe utiliza ese mismo total de 136.300 millones.

La diferencia entre las dos estimaciones a corto plazo es de 1.600 millones de dólares. Los resúmenes no explican la discrepancia, por lo que ninguna de las cifras debe presentarse como única e indiscutible. Ambas muestran por qué el primer ministro situó las fuentes de financiación y la responsabilidad de los inversionistas en el centro de la revisión de proyectos.

El plan de implementación del ministerio asigna al Ministerio de Finanzas un papel en la elaboración de las tarifas eléctricas y los mecanismos financieros. Las autoridades locales son responsables de actualizar los planes, disponer de los terrenos, liberar los sitios y supervisar los avances. EVN debe ejecutar los proyectos de generación y transmisión que se le asignen, evaluar la oferta y la demanda y ayudar a resolver los problemas de conexión y terrenos.

También es necesario aclarar la cronología legislativa. En los informes sobre la reunión de octubre se menciona la presentación al gobierno de la Ley de Electricidad y de la Resolución 253/2025/QH15, relativa a los mecanismos y las políticas nacionales de desarrollo energético para el periodo 2026-2030. A&O Shearman señala que la nueva Ley de Electricidad fue aprobada el 30 de noviembre de 2024. Por otra parte, Bui Quoc Hung describió las enmiendas propuestas que se esperaba presentar a la Asamblea Nacional en octubre de 2026, con el objetivo de aplicar la Resolución n.º 70-NQ/TW sobre seguridad energética hasta 2030, con una visión a 2045.

Se trata de etapas legislativas distintas. El ministerio también preparaba un informe para el gobierno sobre el suministro eléctrico entre 2027 y 2030, con ajustes a la generación y las redes. No se indicó una fecha para la aprobación definitiva de ese informe.

Las importaciones, el acceso rural y la reforma del mercado amplían la tarea

El plan del ministerio contempla importaciones de electricidad desde Laos de entre 9.360 y 12.100 MW para 2030. También permite considerar importaciones mayores o anticipadas hacia el norte de Vietnam si las conexiones, las condiciones y los precios son adecuados. Por tanto, las importaciones forman parte de la combinación de suministro prevista, no son solo una medida de contingencia ante los retrasos de las centrales nacionales.

También se prevén exportaciones: alrededor de 400 MW a Camboya para 2030 y entre 5.000 y 10.000 MW a mercados regionales, como Singapur y Malasia, para 2035. El ministerio condiciona unas exportaciones mayores al desempeño económico, la seguridad energética nacional y las necesidades de defensa.

El plan también abarca el acceso básico a la electricidad y las necesidades agrícolas. Su programa llega a unos 911.400 hogares de 3.099 comunas, incluidos alrededor de 160.000 hogares sin electricidad y 751.400 que necesitan mejoras. Se propone suministrar electricidad a 2.478 estaciones de bombeo de riego en el delta del Mekong y a las comunidades insulares restantes.

Dos centros industriales y de servicios de energías renovables propuestos, uno en el norte y otro en distintas zonas del sur, combinarían la fabricación de equipos, puertos, logística, investigación y formación. Su función sería apoyar la infraestructura necesaria para construir y mantener proyectos energéticos.

La reestructuración del mercado avanza en paralelo a la construcción. Bui Quoc Hung dijo que EVN posee menos del 40% de los proyectos e instalaciones de generación. El ministerio estudia separar de EVN a la Corporación Nacional de Transmisión de Energía y dividir las funciones de distribución y venta minorista en cinco empresas eléctricas de EVN. Estas propuestas no deben describirse como reestructuraciones ya realizadas.

La revisión de las tarifas es otro proceso independiente. La Decisión n.º 963/QD-BCT establece que las horas punta son de las 17:30 a las 22:30, de lunes a sábado. La propuesta relacionada se refiere inicialmente a grandes consumidores e industrias, no a los hogares. El ministerio ha solicitado datos a las 34 provincias y ciudades bajo administración central para proponer cambios a las tarifas domésticas, pero estos informes no establecen ningún cambio definitivo en las tarifas de los hogares.

Lo que hay que saber

• El primer ministro Le Minh Hung ordenó revisar los proyectos el 12 de octubre de 2026 para respaldar el suministro eléctrico y los objetivos de crecimiento hasta 2030.
• La revisión debe identificar retrasos, proyectos inviables, posibles sustituciones, inversionistas, fuentes de financiación y responsabilidades de ejecución.
• Según lo informado, solo Hiep Phuoc estaba dentro del calendario entre los 18 proyectos de GNL propuestos; su objetivo es iniciar operaciones en el cuarto trimestre de 2028.
• Los objetivos de almacenamiento en baterías aumentaron de 300 MW a entre 10.000 y 16.300 MW para 2030.
• Las estimaciones de inversión publicadas difieren: van de 134.700 millones a 136.300 millones de dólares hasta 2030.
• Está previsto que las centrales nucleares entren en funcionamiento entre 2030 y 2035, mientras que las medidas de suministro inmediato se refieren a 2026 y 2027.
• No se anunció una nueva lista definitiva de proyectos, decisiones finales sobre sustituciones ni una fecha para aprobar nuevas revisiones del PDP VIII.