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 due à la canicule a causé des milliards de dollars de dégâts et restera une menace 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. Parallèlement, le mécanisme d'ajustement des prix de l'électricité ne présente toujours pas les caractéristiques du marché.

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 tarification de l'électricité.

Changements rapides dans la structure du pouvoir

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

Ainsi, EVN détient 11 % des ressources d'électricité, tandis que trois sociétés de production d'électricité (Genco) sous sa tutelle en détiennent 26 %. Deux autres entreprises publiques sont Vietnam Oil and Gas Group (PVN), qui en détient 8 % et Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (TKV), qui en détient 2 %. Les investisseurs BOT détiennent 10 % des ressources d'électricité, tandis que les sources importées et autres ne représentent que 1 %.

En particulier, les sources d’énergie investies par le secteur privé ont représenté 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 %. À partir de 2003, les entreprises publiques contrôlaient la quasi-totalité des 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.

Au vu de la structure des sources d'énergie, 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 concurrentiel. En effet, EVN et ses filiales contrôlent moins de 40 % des sources d'énergie ; PVN et TKV en détiennent 10 %, le reste étant privé.

Les investissements dans le développement du secteur électrique en général et des sources d'énergie en particulier doivent impérativement mobiliser une participation croissante des secteurs économiques, notamment du secteur privé. Par conséquent, la part et le rôle des réseaux électriques nationaux dans la production d'électricité diminueront progressivement.

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

L'électricité bon marché est en baisse

La participation des énergies renouvelables, telles que l'éolien et le solaire, marque une différence significative dans le système électrique vietnamien depuis 2020. La part des énergies renouvelables augmente, tandis que 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 cher) alimentant le 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).

Fin 2022, la capacité totale des sources d'énergie éolienne et solaire reconnues pour l'exploitation commerciale (COD) s'élevait à 20 165 MW, soit 25,94 % de la capacité totale du système. Ce n'est qu'entre 2019 et 2021 que cette source d'énergie renouvelable a connu un développement fulgurant.

Or, ces sources d'énergie sont non seulement coûteuses - car elles bénéficient de mécanismes de tarification préférentielle, 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 décalent de midi (avant) au soir (comme actuellement).

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

Marché de l'électricité instable

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

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 considérable sur le niveau de concurrence et l'efficacité du fonctionnement du marché. À mesure que la part de marché diminue, le prix du marché de l'électricité ne reflète plus fidèlement le coût marginal de production du système. Cela complique les prochaines étapes du développement du marché de l'électricité.

Selon un représentant d'EVN, dans le cadre du mécanisme actuel, ces centrales sont « assurées » d'être payées pour environ 80 à 90 % de leur production conformément au prix du contrat d'achat d'électricité, les 10 à 20 % restants étant ajustés en fonction des prix du marché. Or, le prix moyen de l'électricité sur le marché a tendance à augmenter au fil des ans.

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 augmentation considérable 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'acheteur unique.

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

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

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 produire leur capacité maximale que lorsque le réservoir est plein ou lorsqu'il est nécessaire de la turbiner. Dans de nombreux cas, elles doivent évacuer l'eau du fond (sans turbine) pour évacuer les eaux de crue. Dans d'autres cas, elles doivent produire de l'électricité avec modération pour économiser l'eau. La durée de fonctionnement maximale annuelle (valeur Tmax) des centrales hydroélectriques au Vietnam n'est que d'environ 4 000 heures par an.

Dans les centrales BOT (y compris au charbon et au gaz), le prix et la production de l'électricité sont garantis, ce qui les place quasiment hors du marché concurrentiel. Les centrales à énergie renouvelable et à biomasse ne sont pas non plus mobilisées selon les mécanismes du marché. Les centrales à coût élevé, comme les centrales au gaz, ne devraient pas être mobilisées selon les principes du marché. Elles le sont néanmoins pour garantir la sécurité de l'approvisionnement électrique et couvrir les besoins de pointe et de milieu de courbe de charge. Actuellement, conformément au Plan Énergie VIII, les centrales au gaz sont également mobilisées pour fonctionner à la baisse.

« Ainsi, le marché concurrentiel de l'électricité concerne principalement la production d'énergie 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 la politique du secteur de l’électricité.

Il s’agit d’une exigence urgente pour minimiser les risques de pénuries 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.

Les responsables du département commercial d'EVN ont déclaré : « La demande d'électricité continue d'augmenter, avec une prévision moyenne de 9 % par an, ce qui correspond à une augmentation de capacité de 4 000 à 4 500 MW/an. » Parallèlement, la production d'électricité prévue pour 2024 n'est que de 1 950 MW et celle prévue pour 2025 est 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 de 10 % par an ; par conséquent, le Nord risque de manquer de capacité de pointe pendant la vague de chaleur de juin-juillet 2024 (pénurie de 420 à 1 770 MW).

Cela soulève la question de la recherche de moyens pour accélérer les investissements dans des projets de production 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 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 de disposer de mesures de gestion appropriées conformément à la réglementation.

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