Hantée par les pénuries d'électricité depuis de nombreuses années, quelles sont les modifications urgentes à apporter ?

Note de la rédaction : La récente pénurie d’électricité survenue lors de la vague de chaleur a engendré des milliards de dollars de dégâts et constituera une menace pour les prochaines années. L’implication croissante du secteur privé dans les investissements énergétiques soulève d’importantes questions relatives aux politiques d’attraction des investissements. Par ailleurs, le mécanisme de régulation des prix de l’électricité manque encore de caractéristiques propres au marché.

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 dans les politiques de tarification de l'électricité.

Évolution rapide des structures de pouvoir

Selon les données du groupe électrique vietnamien (EVN), la proportion des sources d'énergie en 2023, selon la structure de propriété, a connu des différences significatives par rapport à de nombreuses années précédentes.

Ainsi, EVN détient 11 % de la production d'électricité, tandis que trois sociétés de production d'électricité (Genco) sous son égide en détiennent 26 %. Deux autres entreprises publiques, le Groupe pétrolier et gazier vietnamien (PVN) et le Groupe national vietnamien des industries charbonnières et minières (TKV), détiennent respectivement 8 % et 2 %. Les investisseurs BOT possèdent 10 % de la production, et les importations et autres sources ne représentent que 1 %.

Plus particulièrement, les sources d'énergie financées par le secteur privé ont représenté 42 % de la capacité installée totale, principalement grâce aux énergies renouvelables.

C'est un changement vertigineux ! Avant 2012, la propriété privée des sources d'électricité était inférieure à 10 %. Si l'on remonte à 2003, les entreprises publiques contrôlaient la quasi-totalité des sources d'électricité.

Pour fournir suffisamment d'électricité au 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 d'énergie renouvelable et d'autres centrales électriques indépendantes.

Au vu de la structure des sources d'énergie présentée 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 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 entreprises privées.

L'investissement dans le développement du secteur électrique en général, et celui des sources d'énergie en particulier, doit impérativement mobiliser une participation croissante des différents secteurs économiques, notamment du secteur privé. Par conséquent, la part et le rôle des réseaux électriques dans la production d'électricité vont progressivement diminuer.

Cependant, M. Cung a également fait remarquer que, dans ce contexte, il est impossible pour EVN de garantir une puissance suffisante pour l'économie !

Les prix de l'électricité bon marché baissent

L'intégration des énergies renouvelables, comme l'éolien et le solaire, constitue une évolution majeure du système électrique vietnamien entre 2020 et aujourd'hui. Si la part des énergies renouvelables augmente, les sources bon marché, elles, diminuent.

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

Fin 2022, la capacité totale des sources d'énergie éolienne et solaire mises en service commercialement (COD) atteignait 20 165 MW, soit 25,94 % de la capacité totale du système. C'est seulement entre 2019 et 2021 que cette source d'énergie renouvelable a connu une croissance fulgurante.

Cependant, ces sources d'énergie ne sont pas seulement coûteuses — car elles bénéficient de mécanismes de tarification préférentiels, bien supérieurs au 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 du midi (avant) vers le soir (comme 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 au gaz représentent 7 152 MW, soit 9,2 %.

Marché de l'électricité instable

Les données d'EVN indiquent qu'en 2022, quatre nouvelles centrales électriques, d'une capacité totale de 2 889 MW, rejoindront le marché de l'électricité. À ce jour, 108 centrales participent directement à ce marché, pour une capacité installée totale de 30 937 MW, soit 38 % de la capacité totale installée des sources d'électricité 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 au marché de l'électricité ou n'y ont pas encore participé (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, car la plupart des nouvelles sources d'énergie mises en service sont de type BOT (Build-Operate-Transfer) et d'énergies renouvelables.

D'après l'évaluation du Centre national de répartition du réseau électrique (A0), la faible proportion de sources participant directement au marché de l'électricité a un impact considérable sur le niveau de concurrence et l'efficacité de son fonctionnement. La diminution des parts de marché empêchera le prix de l'électricité de refléter fidèlement le coût marginal de production du réseau, ce qui compromet les prochaines étapes de son développement.

Selon un représentant d'EVN, le mécanisme actuel garantit à ces centrales électriques le paiement d'environ 80 à 90 % de leur production, conformément au prix du contrat d'achat d'électricité. Les 10 à 20 % restants sont 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 forte hausse 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 doit supporter ce surcoût en tant qu'acheteur unique.

La production d'électricité à partir du charbon joue encore un rôle important dans le système électrique.

Le professeur agrégé Truong Duy Nghia, président de l'Association vietnamienne des sciences thermiques, a déclaré : seules les centrales hydroélectriques, les centrales au charbon et les centrales au gaz peuvent participer au marché concurrentiel de la production d'électricité. Selon le mécanisme du marché, les centrales où les prix de l'électricité sont bas seront mobilisées pour produire davantage d'électricité, tandis que celles où les prix sont élevés seront mobilisées en cas de besoin du réseau ou pour la production d'électricité de réserve.

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

Plus précisément, selon le professeur associé Truong Duy Nghia, bien que les centrales hydroélectriques présentent le coût de production d'électricité le plus bas, elles ne peuvent fonctionner à pleine capacité 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 l'eau par le fond (et non par les turbines) pour évacuer les crues. Dans d'autres cas, elles doivent produire de l'électricité de manière modérée afin d'économiser l'eau. La durée de fonctionnement à pleine capacité (Tmax) des centrales hydroélectriques au Vietnam n'est que d'environ 4 000 heures par an.

Dans les centrales BOT (y compris celles au charbon et au gaz), le prix et la production d'électricité sont garantis, ce qui les place quasiment hors du marché concurrentiel de l'électricité. Les centrales à énergies renouvelables et à biomasse ne sont pas non plus mobilisées selon les mécanismes du marché. Les centrales à coût élevé, comme les centrales à gaz, ne devraient en réalité pas être mobilisées selon les principes du marché, mais elles le sont encore afin de garantir la sécurité d'approvisionnement en électricité et de couvrir les pics et les variations de la courbe de consommation. Actuellement, conformément au Plan énergétique VIII, les centrales à gaz sont également mobilisées pour fonctionner à capacité réduite.

« Ainsi, le marché concurrentiel de l’électricité concerne principalement les centrales thermiques au charbon. Les lacunes susmentionnées font que la production d’électricité concurrentielle ne suit absolument pas les mécanismes du marché », a commenté M. Nghia.

L’évolution de la structure des sources d’énergie, des propriétaires des projets de centrales électriques et l’incomplétude actuelle du marché de l’électricité exigent des changements fondamentaux dans la politique du 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, après la pénurie d'électricité qui a touché le Nord de fin mai au 22 juin 2023.

Les responsables du département commercial d'EVN ont déclaré : la demande d'électricité continue d'augmenter, avec une croissance annuelle moyenne prévue de 9 %, ce qui correspond à une augmentation de capacité de 4 000 à 4 500 MW par an. Parallèlement, la capacité de production d'électricité qui devrait être mise en service en 2024 n'est que de 1 950 MW et celle de 2025 de 3 770 MW, 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 manquer de capacité de pointe lors de la vague de chaleur de juin-juillet 2024 (déficit de 420 à 1 770 MW).

Cela soulève la question de trouver des moyens d'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 des investissements dans les sources d'énergie : le secteur privé ou les entreprises publiques ?

Le gouvernement 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 particuliers en ce qui concerne la récente pénurie d'électricité pour la production, les affaires et la vie quotidienne, afin que des mesures de gestion appropriées puissent être mises en place conformément à la réglementation.

Source