El Gobierno de Vietnam ha ordenado a sus 34 provincias y municipios que aprueben incentivos al autoconsumo solar en tejados antes de diciembre de 2026, una medida con la que busca blindar el suministro eléctrico entre 2027 y 2030.
El pulso del Ejecutivo a las provincias
La instrucción llega con número y fecha: Despacho de la Oficina de Gobierno n.º 10790/VPCP-CN, del 22 de octubre, emitido tras una reunión gubernamental sobre seguridad de suministro y aplicación del PDP8 revisado, el Plan de Desarrollo Eléctrico VIII. El primer ministro Le Minh Hung pidió acelerar el despliegue de fotovoltaica en cubierta y de sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) para rebajar la punta de demanda y ganar autosuficiencia energética local.
El calendario es lo que muerde. Los Comités Populares provinciales deben aprobar sus políticas de apoyo a los hogares que instalen autoconsumo fotovoltaico antes de que acabe 2026, en aplicación del artículo 22 de la Ley de Electricidad vietnamita. La directiva no fija una tarifa nacional de subvención: deja en manos de cada provincia el diseño del mecanismo. Ahí está la oportunidad y también el riesgo.
El Ministerio de Industria y Comercio (MOIT) tiene de plazo hasta el 30 de octubre para proponer objetivos de despliegue provincia por provincia, con capacidades de instalación y calendarios de puesta en marcha. La prioridad declarada son las provincias del norte, donde las restricciones de suministro siguen siendo el punto débil del sistema eléctrico.
Hay un detalle que convierte la recomendación en presión real: el Ejecutivo evaluará el avance de estos planes al medir el desempeño de los ministerios y de los cargos locales. No es una circular de buenas intenciones.
Sin tarifa nacional, el incentivo al autoconsumo solar en Vietnam se jugará provincia a provincia: quien no apruebe su mecanismo antes de enero queda fuera del reparto.
Solo dos de 34 provincias se han movido
El punto de partida no es cómodo. El MOIT informó en septiembre de que solo dos de las 34 provincias y municipios —Bac Ninh y Lai Chau— habían adoptado las políticas de apoyo a hogares exigidas. El resto, la mayoría, sigue con el expediente abierto.
La base instalada, en cambio, ya es grande. Según la estatal Vietnam Electricity (EVN), a finales de agosto de 2026 el país contaba con 134.410 instalaciones de solar en tejado y una capacidad conjunta superior a 11,45 GW. Es potencia conectada y medida, no anunciada: la distinción importa cuando se compara con los objetivos que ahora se reparten las provincias.
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad instalada: más de 11,45 GW de solar en tejado al cierre de agosto de 2026, según Vietnam Electricity.
- Instalaciones: 134.410 cubiertas con autoconsumo, una base que el plan aspira a multiplicar antes de 2030.
- Recorte de punta: objetivo de al menos 3 GW menos de demanda máxima del sistema.
- Equivalencia tangible: no detallada en la fuente oficial; el plan mide el impacto en ahorro del 3% anual.
El cuello de botella no es la demanda. Es la capacidad de red. El propio Gobierno condiciona los nuevos volúmenes a la infraestructura disponible en cada zona, y las provincias del norte arrastran retrasos de años. Añadir autoconsumo sin reforzar la red puede trasladar el problema en lugar de resolverlo.
Baterías y polígonos industriales, la otra pata del plan
El segundo frente es el almacenamiento. El MOIT, junto a los ministerios de Finanzas y Justicia, debe desarrollar antes de diciembre de 2026 las políticas y guías que aceleren el despliegue de sistemas BESS. El foco: autoconsumo con baterías en parques y clústeres industriales, con especial atención al norte, donde la manufactura concentra la mayor parte de la nueva demanda eléctrica.
El marco regulatorio ya se ha movido. El Decreto 243/2026/ND-CP, en vigor desde el 26 de junio de 2026, elevó del 20% al 50% el límite de venta del excedente sobre la generación elegible. Por encima de ese umbral se puede negociar hasta finales de 2030, siempre sujeto a la capacidad de red. La norma también permite vender la electricidad que las baterías cargadas con solar de tejado descargan a la red.
El programa de seguridad eléctrica fija tres metas: un ahorro anual de electricidad de al menos el 3%, una reducción del consumo de al menos el 10% en los meses de punta de verano y un recorte de la demanda máxima del sistema de al menos 3 GW. Son objetivos de eficiencia, no de capacidad, y dependen tanto de los hogares como de la industria.
Lo que el caso vietnamita enseña a la transición global
La lógica de fondo es reconocible. El Ejecutivo ya había marcado el rumbo con la Directiva 10/CT-TTg, de marzo de 2026, que fijó objetivos de expansión del solar en cubierta en hogares, oficinas públicas y comercios. Lo que cambia ahora es el instrumento: en lugar de subsidiar desde el presupuesto central, se delega el diseño en 34 administraciones con realidades eléctricas muy distintas.
Ese modelo tiene un precedente incómodo. Cuando la señal económica depende de la provincia, el mercado crece a velocidades desiguales y la inversión industrial se concentra donde el marco es más predecible. En Europa, el despegue del autoconsumo llegó cuando la compensación de excedentes ofreció una retribución estable y calculable; el Decreto 243/2026 replica esa lógica al duplicar el límite de venta, pero deja la letra pequeña a merced de cada territorio.
Para la industria, el mensaje es doble. Las multinacionales que han trasladado producción a Vietnam cargan en su Scope 2 la electricidad que consumen, y muchas se han comprometido con objetivos de renovación validados por SBTi. Un tejado con baterías y excedentes vendibles convierte ese compromiso en algo físicamente posible. La otra cara: si la red del norte no aguanta, el suministro seguirá dependiendo del carbón y del gas en los picos.
Queda el trámite. Y el trámite es donde suele atascarse la transición eléctrica: 34 políticas provinciales pendientes, un plazo de diciembre que no admite prórroga y una industria esperando señal de precio.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: más de 11,45 GW de solar en cubierta ya instalados y un recorte objetivo de 3 GW en la punta eléctrica del país.
- Modelo que cambia: el subsidio centralizado cede paso a mecanismos provinciales y a la venta de excedentes hasta el 50%, con baterías incorporadas.
- Para las próximas generaciones: una red menos dependiente del carbón en los picos de verano y una industria con suministro renovable propio.
