Vietname manda rever plano energético enquanto atrasos no GNL ameaçam metas de crescimento

A procura de eletricidade põe prazos dos projetos sob escrutínio

O Vietname ordenou uma revisão individual dos projetos de energia, enquanto procura garantir um abastecimento de eletricidade capaz de sustentar um crescimento económico anual de, pelo menos, 10% até 2030. A pressão já é visível: a produção e as importações de eletricidade atingiram 171,54 mil milhões de quilowatts-hora no primeiro semestre de 2026, mais 9,85% do que um ano antes, enquanto a procura de ponta chegou aos 57 537 megawatts.

Numa reunião realizada em Hanói a 12 de outubro de 2026, o primeiro-ministro Le Minh Hung instruiu o Ministério da Indústria e do Comércio a identificar projetos atrasados ou inviáveis, propor aditamentos ou substituições e atribuir responsabilidades aos investidores, pelo financiamento e pela execução. A reunião abordou grandes projetos de produção e transporte de eletricidade, medidas imediatas para garantir o abastecimento durante os restantes meses de pico da procura em 2026 e a segurança energética em 2027 e até 2030.

A orientação é reavaliar a execução do Plano Nacional de Desenvolvimento da Eletricidade VIII, conhecido como PDP VIII, já revisto em abril de 2025. Não se trata do anúncio de que foi aprovado um novo plano revisto ou uma nova lista de projetos. Hung afirmou que as alterações têm de ser viáveis e conduzir à conclusão de projetos que entrem em funcionamento em conformidade com os regulamentos e os requisitos de qualidade.

Os centros de dados foram destacados, juntamente com outros projetos tecnológicos, como parte da procura que o plano tem de acomodar. Hung descreveu 2026 como a base para acelerar os progressos em 2027 e cumprir os objetivos de desenvolvimento do atual mandato governamental. Referiu também as diretivas de segurança energética do secretário-geral e presidente To Lam.

O problema central é a diferença entre a capacidade planeada e a eletricidade que pode efetivamente ser fornecida. Metas ambiciosas para o gás, as energias renováveis, o armazenamento e a energia nuclear não resolvem os riscos imediatos de abastecimento se as obras, os contratos ou as ligações à rede se atrasarem.

O que a revisão dos projetos tem de assegurar

O Ministério da Indústria e do Comércio conduzirá a revisão com o Ministério das Finanças e outras entidades, em colaboração com empresas estatais e autoridades locais. Cada projeto terá de ser avaliado em função do respetivo calendário de execução, e não tratado apenas como uma entrada no plano nacional.

As autoridades devem distinguir os projetos atrasados daqueles que já não são viáveis. Devem também identificar os projetos que necessitam de ajustamentos, novas iniciativas a acrescentar e projetos existentes a substituir. A lista resultante deve especificar os prazos de execução e as responsabilidades dos ministérios, entidades, empresas e autoridades locais.

A seleção dos investidores e as fontes de financiamento fazem explicitamente parte do mandato. Os problemas que excedam a autoridade das entidades responsáveis pela revisão devem ser encaminhados para as autoridades competentes. Nos relatos da reunião, não foi anunciado qualquer prazo para publicar a revisão concluída ou aprovar novas alterações ao PDP VIII.

A ênfase na execução dá continuidade ao plano de execução do Ministério da Indústria e do Comércio, aprovado pela Decisão n.º 1509/QD-BCT, de 30 de maio de 2025. Esse plano já atribuía responsabilidades pela produção, redes, fornecimento de combustíveis, desocupação dos terrenos e acompanhamento. As instruções de outubro exigem que essas responsabilidades sejam avaliadas à luz dos progressos efetivamente alcançados.

Como se formou o plano atual

A atual revisão surge na sequência de mudanças no planeamento e nas instituições. As principais datas mostram como o Governo passou da aprovação de objetivos mais ambiciosos à avaliação da capacidade dos projetos para os cumprir:

• 15 de abril de 2025: a Decisão n.º 768/QD-TTg aprovou a alteração do PDP VIII.
• 30 de maio de 2025: o Ministério da Indústria e do Comércio aprovou o seu plano de execução através da Decisão n.º 1509/QD-BCT.
• 15 de setembro de 2026: foram apresentadas ao Governo propostas distintas para reestruturar o setor elétrico e a Vietnam Electricity, conhecida como EVN.
• 12 de outubro de 2026: Hung presidiu à reunião sobre o abastecimento e ordenou a revisão dos projetos, calendários, investidores e financiamento.
• Outubro de 2026: o ministério indicou que se previa apresentar alterações à Lei da Eletricidade à Assembleia Nacional.

A revisão de 2025 continua, portanto, a ser a referência para as instruções mais recentes. As suas metas numéricas não devem ser apresentadas como novos compromissos acordados na reunião de outubro, e as substituições propostas não devem ser tratadas como projetos aprovados.

As metas de capacidade são ambiciosas, mas os números divergem

O plano de execução do ministério estabelece para 2030 metas de 22 524 MW de eletricidade produzida a partir de gás natural liquefeito, ou GNL, 14 930 MW a partir de gás nacional e 31 055 MW a partir de carvão. A meta para a energia hidroelétrica é de 33 294 a 34 667 MW; para a energia solar, de 46 459 a 73 416 MW; e para a eólica terrestre, de 26 066 a 38 029 MW.

A avaliação do plano revisto da Administração do Comércio Internacional dos EUA apresenta o mesmo intervalo para projetos eólicos terrestres e costeiros, em comparação com uma meta inicial de 21 880 MW. Com base nesses valores, o aumento é de cerca de 19% no limite inferior e 74% no limite superior.

Alguns totais publicados não coincidem. A análise do plano da A&O Shearman aponta para uma capacidade total de 89,655 a 99,934 gigawatts até 2030, o equivalente a 89 655 a 99 934 MW. Outra fonte indica 183 291 a 236 363 MW. O primeiro intervalo também é difícil de conciliar com as metas individuais por tecnologia indicadas pelo ministério. Estes totais não devem ser tratados como equivalentes nem conciliados sem verificar as definições subjacentes.

Também é necessário ter cuidado com os prazos da energia eólica offshore. O ministério especifica 6 000 MW para consumo nacional até 2030 e 17 032 MW até 2035. A avaliação dos EUA descreve um aumento de 6 000 MW para 17 032 MW sem distinguir esses prazos no resumo. A A&O Shearman situa projetos num total de 6 000 a 17 032 MW num período de entrada em funcionamento entre 2030 e 2035. As datas explícitas do ministério são a referência mais clara para distinguir os dois marcos.

Atrasos no GNL expõem dificuldades de execução

O GNL é gás natural arrefecido até passar ao estado líquido para ser transportado por navio. Para o Vietname, aumentar a sua utilização exige mais do que construir centrais: terminais, contratos de fornecimento de combustível, acordos de venda de eletricidade e financiamento têm de estar articulados.

Segundo relatos, quase todos os projetos de GNL propostos estão atrasados. O ministro da Indústria e do Comércio, Le Manh Hung, afirmou que, entre os 18 projetos propostos, com uma capacidade combinada superior a 20 GW, apenas o GNL Hiep Phuoc estava dentro do prazo. O vice-ministro Truong Thanh Hoai afirmou que apenas dois tinham iniciado a construção.

O Hiep Phuoc, na cidade de Ho Chi Minh, tem como objetivo iniciar a operação comercial no quarto trimestre de 2028. Cerca de cinco dos outros 17 projetos deverão estar concluídos antes do fim da década. Estes calendários deixam pouca margem para considerar a totalidade da meta de GNL uma resposta imediata ao crescimento da procura.

Os próprios números de projetos divergem. Uma fonte refere 15 projetos para cumprir uma meta de cerca de 22,5 GW até 2030, enquanto a avaliação do ministro abrange 18 projetos propostos. Numa conferência de imprensa do ministério, Bui Quoc Hung, diretor-adjunto do Departamento de Eletricidade, descreveu o GNL Hai Phong como um dos 12 projetos de GNL previstos no plano revisto. Os relatos não esclarecem se os números dizem respeito a grupos de projetos ou fases de planeamento diferentes.

Os obstáculos são semelhantes em todas as fontes: terrenos e desocupação dos locais, seleção de investidores, financiamento, contratos de construção, contratos de fornecimento de combustível e acordos de compra de eletricidade. Um acordo de compra de eletricidade define as condições em que um comprador adquirirá a eletricidade de uma central. Os financiadores precisam habitualmente de um acordo que garanta essas receitas antes de financiar a construção, enquanto o preço da eletricidade depende, em parte, dos custos do combustível que os promotores têm de negociar.

Uma fonte situa os preços do GNL asiático em cerca de 25 dólares por milhão de unidades térmicas britânicas, uma medida da energia do combustível, e calcula que o funcionamento de 22,5 GW com uma elevada taxa de utilização poderia exigir 200 a 300 cargas por ano. Trata-se de estimativas de mercado e de funcionamento divulgadas por uma fonte, não de compromissos de aquisição. A expectativa de um aumento da oferta mundial de GNL depois de 2028 poderá melhorar as condições de compra, mas esperar por combustível mais barato não resolve as necessidades de abastecimento mais imediatas do Vietname.

Hai Phong mostra a importância das decisões de substituição

O projeto de GNL Hai Phong é um exemplo concreto das escolhas que a revisão terá de enfrentar. Bui Quoc Hung afirmou que o projeto tinha aprovação de investimento, investidores selecionados e um acordo com a GE para fornecimento de turbinas a gás. A construção deveria ter começado em setembro de 2025, embora esse calendário, por si só, não confirme que as obras tenham sido iniciadas.

O ministério recebeu também uma proposta para substituir o projeto de GNL por um complexo de energias renováveis combinado com armazenamento em baterias. Recomendou a continuação do GNL Hai Phong nos termos do plano aprovado e pediu orientações ao primeiro-ministro sobre a proposta alternativa. Não foi anunciada uma decisão definitiva sobre o complexo de energias renováveis.

Noutros casos, as possíveis substituições incluem mais produção de eletricidade a partir do carvão. Duong Dinh, diretor associado da Vietcap Securities, descreveu os problemas de execução e uma resposta proposta:

«Estes atrasos são agora amplamente reconhecidos»,

Dinh afirmou que o Ministério do Comércio tinha proposto acrescentar 5 300 MW de capacidade a carvão equipada com captura de carbono para compensar os atrasos nos projetos de GNL. A Vietcap prevê uma possível escassez de produção entre 2028 e 2030. Trata-se da avaliação de uma empresa identificada, não de uma escassez confirmada, e a capacidade adicional a carvão continua a ser uma proposta nessa fonte.

As alternativas têm custos, necessidades de combustível e calendários de construção diferentes. Substituir um projeto de GNL por energias renováveis e baterias, ou acrescentar capacidade a carvão, exige, por isso, mais do que comparar a capacidade nominal de produção. A revisão tem de determinar quando cada opção poderá fornecer eletricidade e como se ligará ao sistema.

O armazenamento e as redes têm de crescer em conjunto

O armazenamento em baterias é uma das maiores mudanças face ao PDP VIII original. A meta revista é de 10 000 a 16 300 MW até 2030, face aos 300 MW anteriores. Com base nos valores publicados, isto representa cerca de 33 a 54 vezes a meta inicial.

O ministério exige que os projetos de energia solar concentrada incluam baterias com uma potência equivalente a, pelo menos, 10% da capacidade da instalação solar e uma duração de armazenamento de duas horas. Por exemplo, um projeto solar de 100 MW exigiria baterias com pelo menos 10 MW, capazes de fornecer essa potência durante duas horas, o equivalente a 20 megawatts-hora de energia armazenada.

O armazenamento pode transferir eletricidade dos períodos de maior produção solar para aqueles em que é necessária. Não elimina a necessidade de infraestruturas de transporte. Um programa de investimento divulgado inclui 12 944 quilómetros de linhas de 500 quilovolts e 15 307 quilómetros de linhas de 220 quilovolts entre 2025 e 2030.

Segundo foi divulgado, a EVN e as suas unidades iniciaram a construção de 98 projetos de rede e colocaram sob tensão 100 projetos que operam entre 110 e 500 quilovolts nos primeiros sete meses de 2026. Estes números indicam atividade, mas não demonstram que todas as ligações necessárias ao plano de produção estejam prontas. A Administração do Comércio Internacional dos EUA aponta a capacidade da rede, a regulamentação, as garantias aos investidores e o financiamento dos projetos como desafios persistentes.

A energia nuclear também fica, em grande medida, fora do horizonte de abastecimento imediato. Está previsto que as centrais Ninh Thuan 1 e 2 entrem em funcionamento entre 2030 e 2035, com uma capacidade combinada de 4 000 a 6 400 MW. Não se pode contar com o seu contributo para os restantes meses de 2026 ou para 2027.

Financiamento e regras da eletricidade em revisão

As necessidades de investimento são substanciais, embora as estimativas publicadas divirjam. A Administração do Comércio Internacional dos EUA aponta para 134,7 mil milhões de dólares até 2030 e até 523 mil milhões de dólares até 2050. A A&O Shearman indica 118,2 mil milhões de dólares para a produção e 18,1 mil milhões de dólares para o transporte entre 2025 e 2030, num total de 136,3 mil milhões de dólares. Outra fonte apresenta o mesmo total de 136,3 mil milhões de dólares.

A diferença entre as duas estimativas de curto prazo é de 1,6 mil milhões de dólares. Os resumos não explicam a discrepância, pelo que nenhuma das duas deve ser apresentada como o valor único e incontestado. Ambas mostram por que razão o primeiro-ministro colocou as fontes de financiamento e a responsabilidade dos investidores no centro da revisão dos projetos.

O plano de execução do ministério atribui ao Ministério das Finanças um papel no desenvolvimento dos mecanismos de tarifação da eletricidade e de financiamento. As autoridades locais são responsáveis por atualizar os planos, disponibilizar terrenos, desocupar os locais e acompanhar os progressos. A EVN tem de executar os projetos de produção e transporte que lhe foram atribuídos, avaliar a oferta e a procura e ajudar a resolver problemas de ligação e de terrenos.

A cronologia legislativa também precisa de ser clarificada. Os relatos da reunião de outubro referem a apresentação ao Governo da Lei da Eletricidade e da Resolução 253/2025/QH15, relativa aos mecanismos e políticas de desenvolvimento energético nacional para 2026 a 2030. A A&O Shearman identifica a aprovação da nova Lei da Eletricidade em 30 de novembro de 2024. Separadamente, Bui Quoc Hung referiu alterações propostas que se esperava fossem apresentadas à Assembleia Nacional em outubro de 2026, com o objetivo de aplicar a Resolução n.º 70-NQ/TW sobre segurança energética até 2030, com uma visão até 2045.

Estas são fases legislativas distintas. O ministério estava também a preparar um relatório governamental sobre o fornecimento de eletricidade entre 2027 e 2030, incluindo ajustamentos à produção e às redes. Não foi indicada uma data para a aprovação final desse relatório.

Importações, acesso rural e reforma do mercado alargam o desafio

O plano do ministério prevê importações de eletricidade do Laos entre 9 360 e 12 100 MW até 2030. Admite a possibilidade de importações maiores ou mais precoces para o norte do Vietname, caso as ligações, as condições e os preços sejam adequados. As importações fazem, portanto, parte da combinação de fontes de abastecimento planeada, não sendo apenas uma alternativa em caso de atrasos nas centrais nacionais.

Também estão previstas exportações: cerca de 400 MW para o Camboja até 2030 e 5 000 a 10 000 MW para mercados regionais, como Singapura e a Malásia, até 2035. O ministério condiciona maiores ambições de exportação ao desempenho económico, à segurança energética nacional e às necessidades de defesa.

O plano abrange também o acesso básico à eletricidade e as necessidades agrícolas. O programa abrange cerca de 911 400 agregados familiares em 3 099 comunas, incluindo cerca de 160 000 agregados sem eletricidade e 751 400 que necessitam de melhorias. Prevê o fornecimento de eletricidade a 2 478 estações de bombagem para irrigação no delta do Mekong e às comunidades insulares ainda não abrangidas.

Dois centros industriais e de serviços propostos para as energias renováveis, um no norte e outro que abrangerá zonas do sul, reuniriam o fabrico de equipamentos, portos, logística, investigação e formação. O objetivo é apoiar as infraestruturas necessárias para construir e manter projetos energéticos.

A reestruturação do mercado decorre em paralelo com a construção. Bui Quoc Hung afirmou que a EVN detém menos de 40% dos projetos e instalações de produção. O ministério está a ponderar separar a National Power Transmission Corporation da EVN e separar as funções de distribuição e venda a retalho nas cinco empresas de eletricidade da EVN. Estas propostas não devem ser descritas como reestruturações concluídas.

A revisão das tarifas é outro processo separado. A Decisão n.º 963/QD-BCT define o período de ponta como sendo das 17h30 às 22h30, de segunda-feira a sábado. A proposta associada abrange inicialmente grandes consumidores e consumidores industriais, não os agregados familiares. O ministério pediu dados a 34 províncias e cidades sob administração central para propor alterações às tarifas domésticas, mas estas fontes não confirmam qualquer alteração definitiva às tarifas dos agregados familiares.

O que é preciso saber

• O primeiro-ministro Le Minh Hung ordenou a revisão dos projetos em 12 de outubro de 2026 para apoiar o abastecimento de eletricidade e as ambições de crescimento até 2030.
• A revisão tem de identificar atrasos, projetos inviáveis, possíveis substituições, investidores, fontes de financiamento e responsabilidades pela execução.
• Entre os 18 projetos de GNL propostos, apenas o Hiep Phuoc foi descrito como estando dentro do prazo; o objetivo é que entre em funcionamento no quarto trimestre de 2028.
• As metas de armazenamento em baterias aumentaram de 300 MW para 10 000 a 16 300 MW até 2030.
• As estimativas de investimento publicadas divergem, situando-se entre 134,7 mil milhões e 136,3 mil milhões de dólares até 2030.
• Está prevista a entrada em funcionamento das centrais nucleares entre 2030 e 2035, enquanto as medidas imediatas de abastecimento dizem respeito a 2026 e 2027.
• Não foi anunciada uma nova lista de projetos concluída, uma decisão definitiva sobre substituições ou uma data para aprovar novas revisões do PDP VIII.