La série d'articles « L'avenir de l'industrie électrique » analyse les goulets d'étranglement existants, dans le but de promouvoir davantage les investissements dans les nouvelles sources d'énergie et les changements nécessaires aux politiques de tarification de l'électricité.
Évolution rapide de la structure des sources d'énergie
Selon les données du Groupement électrique vietnamien (EVN), la proportion des sources d'électricité en 2023 selon la structure de propriété a considérablement différé par rapport aux années précédentes.
Ainsi, EVN détient 11 % de l'approvisionnement en électricité, tandis que les trois sociétés de production d'électricité (Gencos) qui lui sont affiliées en détiennent 26 %. Deux autres entreprises publiques, le Groupe pétrolier et gazier vietnamien (PVN) et le Groupe charbonnier et minier vietnamien (TKV), détiennent respectivement 8 % et 2 %. Les investisseurs BOT détiennent 10 % de l'approvisionnement en électricité, tandis que les importations et autres sources ne représentent que 1 %.
Plus particulièrement, les sources d'énergie à financement privé représentaient 42 % de la capacité installée totale, principalement des énergies renouvelables.
C'est un changement radical ! Avant 2012, la propriété privée des sources d'électricité était inférieure à 10 %. Si l'on considère la période antérieure à 2003, les entreprises publiques contrôlaient la quasi-totalité des sources d'électricité.
Pour répondre à la demande d'électricité nécessaire au développement socio -économique, en plus des centrales électriques comptabilisées par EVN (dont la production représentait 17 % de la production totale d'électricité du système en 2022), EVN a dû acheter de l'électricité supplémentaire (83 % de la production totale d'électricité du système) par le biais d'accords d'achat d'électricité avec d'autres centrales électriques de PVN, TKV, des centrales BOT, des sociétés de production d'électricité (Genco1, Genco2, Genco3), des centrales d'énergie renouvelable et d'autres centrales électriques indépendantes.
Au vu de la structure de production d'électricité présentée ci-dessus, le Dr Nguyen Dinh Cung, ancien directeur de l'Institut central de recherche en gestion économique, estime que le marché de la production d'électricité deviendra de plus en plus concurrentiel. En effet, en termes de sources d'énergie, EVN et ses filiales contrôlent moins de 40 % du marché ; PVN et TKV en détiennent 10 %, le reste étant détenu par des entités privées.
L'investissement dans le développement du secteur électrique en général, et de la production d'électricité en particulier, nécessitera assurément une participation accrue des différents secteurs économiques, notamment du secteur privé. Par conséquent, la part et le rôle des entreprises électriques dans la production d'électricité diminueront progressivement.
Cependant, M. Cung a également fait remarquer que, dans ce contexte, il est impossible de confier à EVN la responsabilité d'assurer un approvisionnement suffisant en électricité pour l'économie !
Les prix de l'électricité bon marché sont en baisse.
L'intégration des énergies renouvelables, comme l'éolien et le solaire, a profondément transformé le système électrique vietnamien depuis 2020. Si la part des énergies renouvelables a augmenté, la disponibilité de sources moins coûteuses diminue.
Plus précisément, en ce qui concerne le type de source d'énergie, la proportion de la capacité hydroélectrique la moins chère (et la plus chère) fournie au système diminue progressivement au fil des ans en raison de l'absence quasi totale de nouvelles centrales hydroélectriques à grande échelle mises en service (de 36,9 % de la capacité en 2019 à seulement 28,5 % en 2022).
Fin 2022, la capacité totale des sources d'énergie éolienne et solaire certifiées pour l'exploitation commerciale (COD) atteignait 20 165 MW, soit 25,94 % de la capacité totale du réseau. Cette source d'énergie renouvelable a connu une croissance fulgurante entre 2019 et 2021.
Cependant, ces sources d'énergie sont non seulement coûteuses – grâce à des mécanismes de tarification préférentielle, bien supérieurs au prix moyen de l'électricité – mais aussi instables, ne contribuant donc pas efficacement au réseau électrique, surtout maintenant que les heures de pointe se déplacent du midi (auparavant) vers le soir.
Les centrales 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 % ; et les centrales au gaz représentent 7 152 MW, soit 9,2 %.
Marché de l'électricité instable
D'après les données d'EVN, quatre nouvelles centrales électriques, d'une capacité totale de 2 889 MW, ont été mises en service en 2022. À ce jour, 108 centrales participent directement au marché de l'électricité, pour une capacité installée totale de 30 937 MW, soit 38 % de la capacité installée totale de toutes les sources d'électricité du pays.
Ainsi, la proportion de centrales électriques participant au marché de l'électricité reste faible car la plupart des sources nouvellement mises en service ne sont pas éligibles ou n'ont pas encore participé au marché de l'électricité (énergies renouvelables, BOT).
Il convient de noter que, ces dernières années, la proportion de sources d'énergie participant directement au marché de l'électricité a eu tendance à diminuer, principalement parce que la plupart des nouvelles sources d'énergie mises en service sont des projets BOT et des sources d'énergie renouvelables.
Selon le Centre national de répartition du réseau électrique (A0), la faible proportion de sources d'énergie participant directement au marché de l'électricité a un impact significatif sur le niveau de concurrence et l'efficacité opérationnelle de ce marché. À mesure que les parts de marché diminuent, les prix de l'électricité ne reflètent plus fidèlement le coût marginal de production du réseau, ce qui freine le développement du marché.
Un représentant d'EVN a déclaré : « Dans le cadre du mécanisme actuel, ces centrales électriques sont “garanties” d'être payées à hauteur d'environ 80 à 90 % de leur production au prix d'achat contractuel de l'électricité, les 10 à 20 % restants étant ajustés en fonction des prix du marché. Or, le prix moyen de l'électricité sur le marché tend à augmenter d'année en année. »
En particulier, en 2022, le prix du marché de l'électricité a augmenté de 53,6 % par rapport à 2021, entraînant une hausse significative des profits pour les centrales électriques participant au marché (en sus des profits stipulés dans le contrat d'achat d'électricité et du prix de l'électricité convenu entre les parties et approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce ). EVN a dû supporter ce surcoût en tant qu'acheteur unique.
Le professeur agrégé 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. Conformément aux mécanismes du marché, les centrales proposant le prix de vente de l'électricité le plus bas seront mobilisées pour produire davantage d'électricité, tandis que celles proposant des prix plus élevés seront mobilisées en cas de besoin du réseau ou intégrées au programme de production de réserve.
En réalité, des lacunes empêchent la mise en œuvre d'une régulation par les mécanismes du marché.
Plus précisément, selon le professeur associé Truong Duy Nghia, bien que les centrales hydroélectriques présentent les coûts de production d'électricité les plus bas, elles ne peuvent produire leur puissance maximale que lorsque le réservoir est plein ou lorsqu'il est nécessaire de relâcher de l'eau (par le biais des turbines). Dans de nombreux cas, elles doivent relâcher de l'eau par le fond (sans utiliser de turbines) pour évacuer les crues. Dans d'autres cas, elles doivent produire de l'électricité de manière intermittente afin de préserver l'eau. La durée de fonctionnement maximale (valeur Tmax) des centrales hydroélectriques au Vietnam n'est que d'environ 4 000 heures par an.
Dans les centrales électriques construites selon le modèle BOT (construction-exploitation-transfert), y compris celles au charbon et au gaz, les prix et la production d'électricité sont garantis, ce qui les exclut de fait du marché concurrentiel de la production d'électricité. Les centrales à énergies renouvelables et à biomasse ne sont pas non plus soumises aux mécanismes du marché. Idéalement, les centrales à coût élevé, comme les centrales à gaz, ne devraient pas être exploitées selon les principes du marché, mais elles le sont encore afin de garantir la sécurité d'approvisionnement en électricité et de répondre aux besoins de pointe et de moyenne période. Actuellement, conformément au Plan de développement du secteur de l'énergie VIII, les centrales à gaz sont même utilisées pour la production de base.
« Par conséquent, le marché concurrentiel de la production d'électricité concerne principalement les centrales au charbon. Ces lacunes signifient que la production concurrentielle d'électricité ne suit absolument pas les mécanismes du marché », a commenté M. Nghia.
L’évolution de la structure de production d’électricité, de la propriété des projets de production d’électricité et l’état actuel incomplet du marché de l’électricité nécessitent des changements politiques fondamentaux pour le secteur de l’électricité.
Il s'agit d'une nécessité urgente pour minimiser le risque de pénuries d'électricité en 2024 et les années suivantes, suite aux coupures de courant survenues dans le Nord du pays de fin mai au 22 juin 2023.
Selon le directeur du département commercial d'EVN : la demande d'électricité continue d'augmenter significativement, avec une croissance annuelle moyenne projetée de 9 %, ce qui correspond à une augmentation de capacité de 4 000 à 4 500 MW par an. Or, la capacité de production d'électricité qui devrait être mise en service en 2024 n'est que de 1 950 MW et de 3 770 MW en 2025, principalement concentrée dans les régions Centre et Sud.
La capacité de réserve du réseau électrique du Nord est faible, mais la demande d'électricité augmente de 10 % par an ; par conséquent, le Nord risque de connaître des pénuries d'électricité de pointe pendant la saison chaude de juin-juillet 2024 (une pénurie de 420 à 1 770 MW).
Cela soulève la question de trouver des moyens d'accélérer les investissements dans les projets de production d'électricité afin de pallier la pénurie d'électricité dans le Nord.
Leçon 2 : À qui incombe la responsabilité d’investir dans la production d’électricité : au secteur privé ou aux entreprises publiques ?
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