Vietnã ordena revisão do plano de energia enquanto atrasos no GNL ameaçam metas de crescimento

Demanda por eletricidade coloca prazos de projetos sob escrutínio

O Vietnã ordenou uma revisão de projetos de energia específicos enquanto busca um fornecimento de eletricidade capaz de sustentar um crescimento econômico anual de pelo menos 10% até 2030. A pressão já é visível: a geração e as importações de eletricidade chegaram a 171,54 bilhões de quilowatts-hora no primeiro semestre de 2026, alta de 9,85% em relação ao ano anterior, enquanto a demanda de pico atingiu 57.537 megawatts.

Em reunião realizada em 12 de outubro de 2026, em Hanói, o primeiro-ministro Le Minh Hung instruiu o Ministério da Indústria e do Comércio a identificar projetos atrasados ou inviáveis, propor acréscimos ou substituições e atribuir responsabilidades por investidores, financiamento e execução. A reunião abordou grandes projetos de geração e transmissão, medidas imediatas de abastecimento para os meses restantes de pico de demanda de 2026 e a segurança elétrica em 2027 e até 2030.

A orientação é reavaliar a implementação do Plano Nacional de Desenvolvimento de Energia VIII, conhecido como PDP VIII, que já havia sido revisado em abril de 2025. Não se trata do anúncio de que um novo plano revisado ou uma nova lista de projetos tenha sido aprovado. Hung afirmou que as mudanças precisam ser viáveis e resultar em projetos concluídos e em operação, de acordo com as normas e os requisitos de qualidade.

Os centros de dados foram destacados, junto a outros projetos de tecnologia, como parte da demanda que o plano precisa atender. Hung descreveu 2026 como a base para acelerar o progresso em 2027 e cumprir as metas de desenvolvimento do atual mandato do governo. Ele também mencionou as diretrizes de segurança energética do secretário-geral e presidente To Lam.

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

O que a revisão dos projetos precisa entregar

O Ministério da Indústria e do Comércio conduzirá a revisão com o Ministério das Finanças e outros órgãos, em colaboração com empresas estatais e autoridades locais. Cada projeto deverá ser avaliado conforme seu cronograma de execução, e não tratado apenas como um item do plano nacional.

Os responsáveis deverão distinguir os projetos atrasados daqueles que já não são viáveis. Também precisarão identificar os projetos que exigem ajustes, novos projetos a incluir e projetos existentes a substituir. A lista resultante deverá especificar os prazos de execução e as responsabilidades de ministérios, órgãos, empresas e governos locais.

A seleção de investidores e as fontes de financiamento fazem parte explícita da tarefa. Os problemas que estiverem além da competência dos órgãos responsáveis pela revisão deverão ser encaminhados às autoridades competentes. Os relatos da reunião não anunciaram prazo para a publicação da revisão concluída nem para a aprovação de novas alterações ao PDP VIII.

O foco na execução se baseia no plano de implementação do Ministério da Indústria e do Comércio, aprovado pela Decisão nº 1509/QD-BCT em 30 de maio de 2025. Esse plano já atribuía responsabilidades por geração, redes, abastecimento de combustíveis, liberação de terrenos e monitoramento. As instruções de outubro pedem que essas responsabilidades sejam verificadas à luz do progresso efetivo.

Como o plano atual tomou forma

A revisão atual vem após uma sequência de mudanças no planejamento e nas instituições. As principais datas mostram como o governo passou de metas mais ambiciosas à análise da capacidade dos projetos de cumpri-las:

• 15 de abril de 2025: a Decisão nº 768/QD-TTg aprovou a alteração do PDP VIII.
• 30 de maio de 2025: o Ministério da Indústria e do Comércio aprovou seu plano de implementação pela Decisão nº 1509/QD-BCT.
• 15 de setembro de 2026: propostas separadas para reestruturar o setor elétrico e a Vietnam Electricity, conhecida como EVN, foram apresentadas ao governo.
• 12 de outubro de 2026: Hung presidiu a reunião sobre abastecimento e ordenou a revisão dos projetos, cronogramas, investidores e financiamentos.
• Outubro de 2026: o ministério informou que esperava apresentar à Assembleia Nacional alterações à Lei de Eletricidade.

Assim, a revisão de 2025 continua sendo a referência para as instruções mais recentes. 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 implementação do ministério estabelece metas para 2030 de 22.524 MW de geração com gás natural liquefeito, ou GNL, 14.930 MW com gás nacional e 31.055 MW com carvão. A meta para a energia hidrelétrica é de 33.294 a 34.667 MW, para a solar, de 46.459 a 73.416 MW, e para a eólica em terra, de 26.066 a 38.029 MW.

A avaliação do plano revisado da Administração de Comércio Internacional dos EUA apresenta a mesma faixa de capacidade para projetos eólicos em terra e próximos à costa, em comparação com a meta original de 21.880 MW. Com base nesses números, o aumento calculado é de cerca de 19% no limite inferior e 74% no superior.

Alguns totais publicados não coincidem. A análise do plano do escritório A&O Shearman descreve uma capacidade total de 89,655 a 99,934 gigawatts até 2030, equivalente a 89.655 a 99.934 MW. Outro relato apresenta de 183.291 a 236.363 MW. A primeira faixa também é difícil de conciliar com as metas individuais por tecnologia listadas pelo ministério. Esses totais não devem ser tratados como equivalentes nem conciliados sem verificar as definições subjacentes.

Também é preciso ter cuidado com os prazos da energia eólica offshore. O ministério especifica 6.000 MW para a demanda interna até 2030 e 17.032 MW até 2035. A avaliação dos EUA descreve um aumento de 6.000 MW para 17.032 MW sem fazer essa distinção de prazo em seu resumo. A&O Shearman situa projetos que totalizam de 6.000 a 17.032 MW em uma janela de entrada em operação entre 2030 e 2035. As datas explícitas do ministério são a referência mais clara para distinguir os dois marcos.

Atrasos no GNL expõem a lacuna de execução

O GNL é gás natural resfriado até se tornar líquido para ser transportado por navio. Para o Vietnã, ampliar seu uso exige mais do que construir usinas: terminais, contratos de combustível, acordos de venda de eletricidade e financiamento precisam estar alinhados.

Relatos descrevem quase todos os projetos de GNL propostos como atrasados. O ministro da Indústria e do Comércio, Le Manh Hung, afirmou que apenas o GNL Hiep Phuoc estava dentro do cronograma entre os 18 projetos propostos, com capacidade combinada superior a 20 GW. O vice-ministro Truong Thanh Hoai disse que apenas dois haviam iniciado a construção.

Hiep Phuoc, na cidade de Ho Chi Minh, tem como meta iniciar a operação comercial no quarto trimestre de 2028. Cerca de cinco dos outros 17 projetos devem ser concluídos antes do fim da década. Esses cronogramas deixam pouca margem para tratar toda a meta de GNL como uma resposta imediata ao crescimento da demanda.

Os próprios números de projetos divergem. Um relato descreve 15 projetos que sustentariam uma meta de cerca de 22,5 GW até 2030, enquanto a avaliação do ministro abrange 18 empreendimentos propostos. Em uma entrevista coletiva do ministério, Bui Quoc Hung, vice-diretor do Departamento de Eletricidade, descreveu o GNL Hai Phong como um dos 12 projetos de GNL do plano revisado. Os relatos não esclarecem se esses números abrangem grupos diferentes de projetos ou etapas distintas do planejamento.

Os obstáculos são semelhantes em todos os relatos: liberação de terrenos e locais, seleção de investidores, financiamento, acordos de construção, contratos de fornecimento de combustível e contratos de compra de energia. Um contrato de compra de energia estabelece os termos pelos quais um comprador adquirirá a eletricidade de uma usina. Em geral, os credores precisam desse acordo de receita antes de financiar a construção, enquanto o preço da eletricidade depende em parte dos custos de combustível, que os empreendedores precisam negociar.

Um relato situa os preços do GNL na Ásia em cerca de US$ 25 por milhão de unidades térmicas britânicas, uma medida de energia do combustível, e estima que operar 22,5 GW com alto fator de utilização poderia exigir de 200 a 300 cargas por ano. São estimativas de mercado e operação divulgadas por terceiros, não compromissos de compra. A expectativa de maior oferta global de GNL depois de 2028 pode melhorar as condições de compra, mas esperar por combustíveis mais baratos não resolve as necessidades de abastecimento mais próximas do Vietnã.

Hai Phong mostra por que as decisões sobre substituição importam

O projeto de GNL Hai Phong é um exemplo concreto das decisões que a revisão terá de enfrentar. Bui Quoc Hung disse que o projeto tinha aprovação de investimento, investidores selecionados e um acordo para turbinas a gás da GE. A previsão era iniciar a construção em setembro de 2025, embora esse cronograma, por si só, não comprove que as obras tenham começado.

O ministério também recebeu uma proposta de complexo de energia renovável combinado com armazenamento em baterias para substituir o projeto de GNL. Recomendou dar continuidade ao GNL Hai Phong conforme o plano aprovado e pediu orientação ao primeiro-ministro sobre a proposta alternativa. Não foi anunciada uma decisão final sobre o complexo renovável.

Em outros casos, as possíveis substituições incluem mais geração a carvão. Duong Dinh, diretor associado da Vietcap Securities, descreveu os problemas de execução e uma resposta proposta:

Esses atrasos já são amplamente reconhecidos,

Dinh disse que o Ministério da Indústria e do Comércio havia 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 geração entre 2028 e 2030. Essa é a avaliação de uma empresa identificada, não uma escassez confirmada, e a capacidade adicional a carvão continua sendo uma proposta no relato.

As alternativas têm custos, necessidades de combustível e cronogramas de construção diferentes. Por isso, substituir um projeto de GNL por renováveis e baterias, ou acrescentar capacidade a carvão, exige mais do que comparar a capacidade nominal de geração. A revisão precisa determinar quando cada opção poderia fornecer eletricidade e como seria conectada ao sistema.

Armazenamento e redes precisam crescer juntos

O armazenamento em baterias é uma das maiores mudanças em relação à versão original do PDP VIII. A meta revisada é de 10.000 a 16.300 MW até 2030, ante 300 MW anteriormente. Isso representa aproximadamente de 33 a 54 vezes a meta anterior, segundo cálculo feito com base nos números publicados.

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

O armazenamento pode deslocar a eletricidade dos períodos de alta geração solar para os momentos em que ela é necessária. Isso não elimina a necessidade de infraestrutura de transmissão. Um programa de investimentos divulgado inclui 12.944 quilômetros de linhas de 500 quilovolts e 15.307 quilômetros de linhas de 220 quilovolts entre 2025 e 2030.

Segundo relatos, a EVN e suas unidades iniciaram a construção de 98 projetos de rede e energizaram 100 projetos que operam entre 110 e 500 quilovolts nos primeiros sete meses de 2026. Esses números indicam atividade, mas não mostram que todas as conexões necessárias ao plano de geração estejam prontas. A Administração de Comércio Internacional dos EUA aponta a prontidão da rede, a regulação, as garantias aos investidores e o financiamento de projetos como desafios persistentes.

A energia nuclear também está, em grande parte, fora do horizonte imediato de abastecimento. As usinas Ninh Thuan 1 e 2 estão planejadas para entrar em operação entre 2030 e 2035, com capacidade combinada de 4.000 a 6.400 MW. Não se pode contar com sua contribuição para os meses restantes de 2026 nem para 2027.

Financiamento e regras para eletricidade estão em revisão

A necessidade de investimentos é substancial, embora as estimativas publicadas sejam diferentes. A Administração de Comércio Internacional dos EUA estima US$ 134,7 bilhões até 2030 e até US$ 523 bilhões até 2050. A&O Shearman calcula US$ 118,2 bilhões para geração e US$ 18,1 bilhões para transmissão entre 2025 e 2030, totalizando US$ 136,3 bilhões. Outro relato usa esse mesmo total de US$ 136,3 bilhões.

A diferença entre as duas estimativas de curto prazo é de US$ 1,6 bilhão. Os resumos não explicam a divergência, portanto nenhum dos valores deve ser apresentado como a única cifra incontestável. Ambos mostram por que o primeiro-ministro colocou as fontes de financiamento e a responsabilidade dos investidores no centro da revisão dos projetos.

O plano de implementação do ministério atribui ao Ministério das Finanças a função de desenvolver mecanismos financeiros e de preços para a eletricidade. As autoridades locais são responsáveis por atualizar os planos, organizar a disponibilização de terrenos, liberar os locais e monitorar o progresso. A EVN deve executar os projetos de geração e transmissão que lhe foram atribuídos, avaliar oferta e demanda e ajudar a resolver problemas de conexão e de terrenos.

A cronologia legislativa também precisa ser esclarecida. Os relatos da reunião de outubro mencionam o encaminhamento pelo governo da Lei de Eletricidade e da Resolução 253/2025/QH15, sobre mecanismos e políticas nacionais de desenvolvimento energético para 2026 a 2030. A&O Shearman identifica a aprovação da nova Lei de Eletricidade em 30 de novembro de 2024. Separadamente, Bui Quoc Hung descreveu alterações propostas que deveriam ser encaminhadas à Assembleia Nacional em outubro de 2026, voltadas à implementação da Resolução nº 70-NQ/TW sobre segurança energética até 2030, com visão para 2045.

Essas são etapas legislativas distintas. O ministério também estava preparando um relatório ao governo sobre o abastecimento de eletricidade de 2027 a 2030, incluindo ajustes na geração e nas redes. Não foi informada uma data para a aprovação final desse relatório.

Importações, acesso rural e reforma do mercado ampliam a tarefa

O plano do ministério prevê importações de eletricidade do Laos de 9.360 a 12.100 MW até 2030. Ele permite considerar importações maiores ou antecipadas para o norte do Vietnã, caso as conexões, as condições e os preços sejam adequados. Portanto, as importações fazem parte da matriz de abastecimento planejada, e não são apenas uma medida de contingência para usinas nacionais atrasadas.

Também há planos de exportação: cerca de 400 MW para o Camboja até 2030 e de 5.000 a 10.000 MW para mercados regionais, como Singapura e Malásia, até 2035. O ministério condiciona ambições maiores de exportação ao desempenho econômico, à segurança energética interna e às exigências de defesa.

O plano também contempla o acesso básico e as necessidades de eletricidade para a agricultura. Seu programa abrange cerca de 911.400 domicílios em 3.099 comunas, incluindo aproximadamente 160.000 domicílios sem eletricidade e 751.400 que precisam de melhorias. A meta é fornecer energia a 2.478 estações de bombeamento para irrigação no delta do Mekong e às comunidades insulares restantes.

Dois centros industriais e de serviços de energia renovável propostos, um no norte e outro abrangendo áreas do sul, combinariam fabricação de equipamentos, portos, logística, pesquisa e treinamento. O objetivo é apoiar a infraestrutura necessária para construir e manter projetos de energia.

A reestruturação do mercado avança em paralelo às obras. Bui Quoc Hung disse que a EVN detém menos de 40% dos projetos e instalações de geração. O ministério considera separar a Corporação Nacional de Transmissão de Energia da EVN e separar as funções de distribuição e varejo nas cinco empresas de eletricidade da EVN. Essas propostas não devem ser descritas como reestruturações concluídas.

A revisão das tarifas é outro processo separado. A Decisão nº 963/QD-BCT define como horário de pico o período das 17h30 às 22h30, de segunda-feira a sábado. A proposta relacionada inicialmente abrange grandes consumidores e indústrias, não as residências. O ministério solicitou dados de 34 províncias e cidades administradas centralmente para propor mudanças nas tarifas residenciais, mas esses relatos não estabelecem nenhuma alteração definitiva nas tarifas domésticas.

O que 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 metas de crescimento até 2030.
• A revisão deve identificar atrasos, projetos inviáveis, possíveis substituições, investidores, fontes de financiamento e responsabilidades pela execução.
• Entre 18 projetos de GNL propostos, apenas Hiep Phuoc foi descrito como dentro do cronograma; a meta é iniciar sua operação no quarto trimestre de 2028.
• As metas de armazenamento em baterias passaram de 300 MW para 10.000 a 16.300 MW até 2030.
• As estimativas de investimento publicadas divergem: US$ 134,7 bilhões ou US$ 136,3 bilhões até 2030.
• As usinas nucleares estão planejadas para 2030 a 2035, enquanto as medidas imediatas de abastecimento dizem respeito a 2026 e 2027.
• Não foi anunciada uma nova lista de projetos concluída, decisões finais sobre substituições nem uma data para aprovar novas revisões do PDP VIII.