Hanté par les pénuries d'électricité depuis de nombreuses années, quels changements sont des exigences urgentes ?

Note de l'éditeur : La récente pénurie d'électricité pendant la vague de chaleur a causé des milliards de dollars de dégâts et reste une menace réelle pour les prochaines années. L’implication croissante du secteur privé dans les investissements énergétiques soulève d’importantes questions concernant les politiques d’attraction des investissements. Dans le même temps, le mécanisme d’ajustement des prix de l’électricité manque toujours de caractère marchand.

La série d'articles « L'avenir de l'industrie électrique » analyse les goulots d'étranglement existants, dans le but de promouvoir davantage les investissements dans de nouvelles sources d'énergie et les changements nécessaires dans les politiques de prix de l'électricité.

Changements rapides dans la structure du pouvoir

Selon les données du Vietnam Electricity Group (EVN), la proportion des sources d'énergie en 2023 selon la structure de propriété a considérablement changé par rapport à de nombreuses années précédentes.

En conséquence, EVN détient 11 % des sources d'électricité, 3 sociétés de production d'électricité (Gencos) sous EVN détiennent 26 % des sources d'électricité. Deux autres entreprises publiques sont Vietnam Oil and Gas Group (PVN) avec 8 % et Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (TKV) avec 2 %. Les investisseurs BOT détiennent 10 % des sources d’électricité, tandis que les sources importées et les autres sources ne représentent que 1 %.

En particulier, la production d’électricité financée par le secteur privé représente 42 % de la capacité totale installée, principalement des énergies renouvelables.

C'est un changement vertigineux ! Avant 2012, la propriété privée des sources d’électricité était inférieure à 10 %. Si l’on considère les années 2003 et antérieures, les entreprises publiques contrôlaient presque toutes les sources d’électricité.

Pour fournir suffisamment d'électricité pour le développement socio -économique, en plus des centrales électriques qui dépendent d'EVN (la production d'électricité représente 17 % de la production totale d'électricité de l'ensemble du système en 2022), EVN doit acheter de l'électricité supplémentaire (83 % de la production totale d'électricité du système) dans le cadre de contrats d'achat d'électricité avec d'autres centrales électriques de PVN, TKV, des centrales électriques sous forme de BOT, des sociétés de production d'électricité (Genco1, Genco2, Genco3), des centrales électriques à énergie renouvelable et d'autres centrales électriques indépendantes.

En examinant la structure des sources d'énergie ci-dessus, le Dr Nguyen Dinh Cung, ancien directeur de l'Institut central de gestion économique, a déclaré que le marché de la production d'électricité deviendrait de plus en plus compétitif. Car en termes de ressources, EVN et ses unités membres contrôlent moins de 40 % ; PVN et TKV détiennent 10 %, le reste est privé.

Les investissements dans le développement de l’industrie électrique en général et dans le développement des sources d’énergie en particulier doivent certainement mobiliser une participation de plus en plus importante des secteurs économiques, notamment du secteur privé. Par conséquent, la proportion et le rôle des EVN dans la production d’électricité diminueront de plus en plus.

Cependant, M. Cung a également noté que dans ce contexte, il est impossible d’assigner à l’EVN la capacité de garantir suffisamment d’énergie pour l’économie !

Des baisses d'électricité bon marché

La participation de sources d’énergie renouvelables telles que l’énergie éolienne et solaire constitue une différence significative dans le système électrique du Vietnam de 2020 à aujourd’hui. La part des énergies renouvelables augmente, mais les sources bon marché diminuent.

Plus précisément, si l’on considère le type de source d’énergie, la proportion de capacité du type d’hydroélectricité le moins cher (le plus) fourni au système diminue progressivement au fil des ans car il n’y a presque pas de nouvelles grandes sources hydroélectriques en exploitation (d’une proportion de capacité de 36,9 % en 2019, à seulement 28,5 % en 2022).

D'ici fin 2022, la capacité totale des sources d'énergie éolienne et solaire reconnues pour l'exploitation commerciale (COD) est de 20 165 MW, soit 25,94 % de la capacité totale de l'ensemble du système. Ce n’est qu’à partir de 2019-2021 que cette source d’énergie renouvelable connaîtra un développement explosif.

Or, ces sources d'électricité sont non seulement coûteuses - car elles bénéficient de mécanismes de tarification préférentielle, bien plus élevés que le prix moyen de l'électricité - mais aussi instables, de sorte que leur contribution au système électrique n'est pas vraiment efficace, surtout lorsque les heures de pointe se déplacent de midi (avant) vers le soir (comme c'est le cas actuellement).

Les centrales thermiques au charbon représentent 25 312 MW, soit 32,6 % ; Les centrales hydroélectriques, y compris les petites centrales hydroélectriques, représentent 22 504 MW, soit 28,9 % ; Les centrales électriques au gaz représentent 7 152 MW, soit 9,2 %.

Marché de l'électricité instable

Les données d'EVN montrent qu'en 2022, 4 nouvelles centrales électriques participeront au marché de l'électricité avec une capacité totale de 2 889 MW. À ce jour, 108 centrales électriques participent directement au marché de l’électricité, avec une capacité installée totale de 30 937 MW, soit 38 % de la capacité installée totale des sources d’énergie à l’échelle nationale.

Ainsi, la proportion de centrales électriques participant au marché de l’électricité reste faible car la plupart des sources nouvellement exploitées ne sont pas soumises ou n’ont pas encore participé au marché de l’électricité (énergies renouvelables, BOT).

Il convient de noter qu’au cours des dernières années, la proportion de sources d’énergie participant directement au marché de l’électricité a eu tendance à diminuer, car la plupart des nouvelles sources d’énergie mises en service sont de type BOT et d’énergie renouvelable.

Selon l'évaluation du Centre national de répartition du système électrique (A0), la faible proportion de sources participant directement au marché de l'électricité a un impact important sur le niveau de concurrence et l'efficacité des opérations du marché de l'électricité. À mesure que la part de marché diminue, les prix du marché de l’électricité ne refléteront plus avec précision le coût marginal de production du système. Cela rend difficile les prochaines étapes du développement du marché de l’électricité.

Selon un représentant d'EVN, dans le cadre du mécanisme actuel, ces centrales électriques ont la « garantie » d'être payées pour environ 80 à 90 % de leur production selon le prix du contrat d'achat d'électricité, tandis que les 10 à 20 % restants de leur production sont ajustés en fonction des prix du marché. Parallèlement, le prix moyen du marché de l’électricité a tendance à augmenter au fil des années.

En particulier, en 2022, le prix du marché de l'électricité a augmenté de 53,6 % par rapport à 2021, ce qui a entraîné une forte augmentation des bénéfices des centrales électriques participant au marché (en plus des bénéfices stipulés dans le contrat d'achat d'électricité et du prix de l'électricité convenu par les parties et approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce ). EVN doit supporter ce coût supplémentaire en tant qu'unique acheteur.

L’énergie produite à partir du charbon joue toujours un rôle important dans le système électrique.

Le professeur associé, Dr. Truong Duy Nghia, président de l'Association vietnamienne des sciences thermiques, a déclaré : « Seules les centrales hydroélectriques, les centrales thermiques au charbon et les centrales thermiques au gaz peuvent participer au marché concurrentiel de la production d'électricité. » Selon le mécanisme du marché, les centrales électriques à bas prix de l'électricité seront mobilisées pour produire plus d'électricité, les centrales électriques à prix élevés seront mobilisées lorsque le système en aura besoin ou mises en réserve pour la production d'électricité.

En réalité, il existe des lacunes qui rendent impossible une régulation selon les mécanismes du marché.

Plus précisément, selon le professeur associé Truong Duy Nghia, bien que les centrales hydroélectriques aient le coût de production d’électricité le plus bas, elles ne peuvent générer une capacité maximale que lorsque le réservoir est plein d’eau ou lorsque l’eau doit être évacuée (par l’intermédiaire de turbines). Dans de nombreux cas, ils doivent décharger par le fond (et non par des turbines) pour libérer les eaux de crue. Dans d’autres cas, l’électricité doit être produite avec modération pour économiser l’eau. La durée de fonctionnement annuelle maximale (valeur Tmax) des centrales hydroélectriques au Vietnam n'est que d'environ 4 000 heures/an.

Dans les centrales électriques investies dans le cadre du BOT (y compris au charbon et au gaz), les prix de l'électricité et la production sont garantis, de sorte qu'elles se situent presque en dehors du marché concurrentiel de l'électricité. Les centrales électriques renouvelables et les centrales à biomasse ne sont pas non plus mobilisées selon les mécanismes du marché. Les centrales électriques à coût élevé, telles que les centrales à gaz, ne devraient en principe pas être mobilisées, mais pour assurer la sécurité de l'approvisionnement électrique et pour répondre aux exigences de couverture des pics et des creux de la courbe de charge, elles sont toujours mobilisées. Actuellement, selon le Plan énergétique VIII, l'électricité produite à partir du gaz est également mobilisée pour fonctionner à la base.

« Le marché concurrentiel de l'électricité concerne donc principalement la production d'électricité thermique au charbon. Ces lacunes font que la production d'électricité concurrentielle ne suit absolument pas les mécanismes du marché », a commenté M. Nghia.

Les changements dans la structure des sources d’énergie, les propriétaires des projets de sources d’énergie et l’incomplétude actuelle du marché de l’électricité nécessitent des changements fondamentaux dans les politiques du secteur de l’électricité.

Il s’agit d’une exigence urgente pour minimiser le risque de pénurie d’électricité en 2024 et les années suivantes après avoir connu une pénurie d’électricité dans le Nord de fin mai au 22 juin 2023.

Le chef du département des affaires d'EVN a déclaré : La demande d'électricité continue d'augmenter, prévue en moyenne à 9%/an, correspondant à une augmentation de capacité de 4 000 à 4 500 MW/an. Entre-temps, la source d'énergie qui devrait être mise en service en 2024 n'est que de 1 950 MW et en 2025 de 3 770 MW, principalement concentrée dans les régions du Centre et du Sud.

La capacité de réserve du système électrique du Nord est faible mais la demande d’électricité augmente jusqu’à 10 % par an ; Le Nord risque donc de manquer de capacité de pointe pendant la saison chaude de juin-juillet 2024 (déficit de 420 à 1 770 MW).

Cela soulève la question de la recherche de moyens pour accélérer les investissements dans les projets de sources d’énergie afin de pallier la pénurie d’électricité dans le Nord.

Leçon 2 : Qui est responsable de l’investissement dans les sources d’énergie : le secteur privé ou les entreprises publiques ?

Le gouvernement a demandé de clarifier les responsabilités et de traiter les responsables de la pénurie d'électricité . Le gouvernement permanent a demandé au ministère de l'Industrie et du Commerce et au Comité de gestion des capitaux de clarifier les responsabilités des organisations et des individus liées à la récente pénurie d'électricité pour la production, les affaires et la vie quotidienne afin d'avoir une forme de gestion conforme à la réglementation.

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