Le vice-ministre de l'Industrie et du Commerce, Dang Hoang An, a déclaré que le Vietnam importait de l'électricité de Chine depuis 2005 et du Laos depuis 2016, avec une faible production par rapport à la demande totale d'électricité du pays.
L'histoire concernait de nombreux projets d'énergie renouvelable (énergie éolienne, énergie solaire) mis en service lentement, générant de l'électricité entraînant des déchets, tandis que Vietnam Electricity Group - EVN augmentait ses achats d'électricité au Laos et en Chine, provoquant un tollé à l' Assemblée nationale le 25 mai.
Lors d'une conférence de presse cet après-midi, le vice-ministre de l'Industrie et du Commerce, Dang Hoang An, a déclaré que le Vietnam n'importait pas d'électricité en raison d'une pénurie, mais qu'il en achetait à la Chine depuis 2005 via les lignes de transport de Lao Cai et de Ha Giang . L'électricité importée du Laos est principalement d'origine hydroélectrique, grâce à un accord de coopération intergouvernemental conclu en 2016.
Cet achat s'inscrit dans le cadre d'accords de coopération avec les pays de la sous-région du Grand Mékong. À l'avenir, le Vietnam pourra étendre son réseau électrique commun avec les pays de l'ASEAN, et le Plan directeur énergétique VIII définit également les orientations pour l'exportation d'énergies renouvelables vers les pays voisins.
Le Vietnam dispose actuellement de lignes de 220 kV reliant le Laos et de lignes de 110 kV reliant la Chine. Selon le protocole d'accord entre le Vietnam et le Laos signé en juin 2016, la capacité totale d'importation d'électricité du Laos vers le Vietnam est d'au moins 3 000 MW d'ici 2025 et de 5 000 MW d'ici 2030. Le Premier ministre a approuvé la politique d'importation d'électricité provenant de projets et de groupes de projets au Laos, pour une capacité totale de 2 689 MW.
Selon le ministère de l'Industrie et du Commerce, la quantité d'électricité importée du Laos s'élève à environ 7 millions de kWh par jour et celle de Chine à 4 millions de kWh. Comparée à la consommation d'électricité du Nord, qui s'élève à 445-450 millions de kWh par jour, « la part d'électricité importée est très faible ».
La ville de Mong Cai coupe le courant pour raccorder la ligne 110 kV Mong Cai-Dong Hung. Photo : Mong Cai Electricity
Cette année, selon le ministère de l'Industrie et du Commerce, les importations d'électricité en provenance de ces deux pays ont augmenté en raison des conditions météorologiques extrêmes et de la sécheresse dans les réservoirs hydroélectriques, provoquant une pénurie pendant la saison sèche. Afin de disposer de suffisamment d'électricité pour la production et la consommation, et en plus de mobiliser toutes les sources nationales, EVN a déclaré négocier l'achat d'électricité auprès de la Chine via la ligne 110 kV Tham Cau - Mong Cai en mai, juin et juillet, d'une capacité de 70 MW, qui devrait être mise en service la semaine prochaine. Le groupe importe également de l'électricité du Laos via les centrales hydroélectriques de Nam Kong et de Nam San.
De plus, le prix de l'électricité importée est inférieur à celui de l'électricité nationale. Le prix de l'électricité achetée en Chine est de 6,5 centimes, soit près de 1 540 VND par kWh. Le prix de l'électricité achetée au Laos est de 6,9 centimes par kWh, soit environ 1 632 VND par kWh. Parallèlement, selon les données d'EVN, le prix moyen de l'électricité achetée au cours des trois premiers mois de l'année était d'environ 1 845 VND par kWh. Ainsi, le prix de l'électricité achetée au Laos et en Chine est inférieur à celui de certaines sources d'électricité nationales.
« L'achat et la vente d'électricité avec d'autres pays relèvent de la coopération intersectorielle et doivent bien sûr garantir l'efficacité économique », a affirmé M. An.
Une autre raison pour laquelle le Vietnam mobilise l'électricité importée est de garantir sa capacité de transport. Selon M. Bui Van Thinh, président de l'Association de l'énergie éolienne de Binh Dinh, la pénurie d'électricité actuelle se concentre dans le Nord, tandis que les énergies renouvelables sont concentrées dans les régions du Centre et du Sud, à hauteur de 90 %. Il est donc nécessaire de maintenir un niveau de charge électrique adéquat sur la ligne Nord-Sud de 500 kV.
« L'électricité renouvelable est trop concentrée dans la région Centre, où la charge est faible ; son acheminement nécessite des moyens de transport. La ligne de 500 kV est surchargée, l'eau est loin et ne peut pas éteindre un incendie à proximité. Pour économiser l'électricité dans le Nord, il est donc judicieux d'acheter de l'électricité en Chine », a-t-il déclaré.
Le vice-ministre Dang Hoang An a en outre expliqué que la ligne de transport de 500 kV présente une limite thermique et ne peut pas transmettre indéfiniment en raison de la nécessité de garantir les exigences techniques du système électrique. Actuellement, cette ligne transmet environ 2 400 MW au point de réception situé dans le Nord.
Concernant le grand nombre de projets d'énergies renouvelables transitoires, d'une capacité totale de plus de 4 600 MW, non mobilisés, selon le vice-ministre Dang Hoang An, la raison en est que de nombreux investisseurs n'ont pas respecté les procédures légales en raison de violations des réglementations relatives à l'urbanisme, au foncier et à l'investissement dans la construction. « Certains investisseurs ont été invités à compléter leurs documents depuis fin mars, mais après deux mois, ils n'ont toujours pas pu le faire », a-t-il déclaré.
De nombreux investisseurs n'ont pas encore finalisé les documents juridiques nécessaires à l'octroi des licences d'exploitation du projet, une procédure obligatoire selon la loi sur l'électricité pour l'exploitation du projet. C'est également la raison du retard dans la préparation et la soumission des documents à l'autorité compétente.
M. An a affirmé la répartition claire des responsabilités entre le ministère de l'Industrie et du Commerce, EVN et les investisseurs dans la gestion des difficultés liées aux projets d'énergies renouvelables transitoires. « La résolution des projets d'énergies renouvelables transitoires est accélérée dans un esprit d'harmonisation des avantages et de partage des risques, mais doit respecter la réglementation et des coûts de transport raisonnables. Un coût trop élevé affectera les avantages sociaux », a-t-il déclaré.
Par exemple, les plantations d'hévéas ou les terrains de défense nationale équipés d'installations électriques ne peuvent être légalisés ni acceptés. Même les projets mis en exploitation commerciale (COD), mais dont les violations sont traitées après examen, sont traités.
Un projet éolien à Ninh Thuan. Photo : Quynh Tran
Selon les données d'EVN, jusqu'à présent, 52 projets éoliens et solaires d'une capacité totale de 3 155 MW (équivalent à 67 % des projets de transition) ont soumis des documents de négociation.
Parmi celles-ci, 42 centrales (près de 2 259 MW) ont finalisé les négociations tarifaires avec EVN. 36 centrales (près de 2 064 MW) ont proposé un prix d'électricité temporaire égal à 50 % du cadre tarifaire comme base de mobilisation. Ainsi, 33 centrales électriques (1 581 MW) n'ont pas encore soumis de documents de négociation, soit environ 33 %. Le ministère de l'Industrie et du Commerce a approuvé des prix temporaires pour 19 investisseurs, d'une capacité totale de près de 1 347 MW.
Le 26 mai à midi, cinq projets, dont les tarifs provisoires avaient été approuvés par le ministère de l'Industrie et du Commerce, totalisaient 303 MW et étaient éligibles à l'exploitation commerciale. Cela signifie que le réseau électrique disposera de plus de 300 MW de cette source d'énergie dans les prochains jours.
Actuellement, cette quantité d'électricité fournit environ 100 à 102 millions de kWh par jour, soit environ 1/9 de la production électrique du pays. Cependant, la saison des vents étant terminée, la production d'électricité mobilisée à partir de cette source ne représente qu'environ 5,6 % de la capacité prévue.
Actuellement, la capacité totale des projets d'énergie renouvelable en retard s'élève à plus de 4 600 MW. Parmi ceux-ci, près de 2 100 MW, répartis sur 34 projets transitoires, sont terminés en construction et en essais. Ces projets ne bénéficieront pas de tarifs préférentiels (prix FIT) pendant 20 ans et devront négocier avec EVN des tarifs d'électricité inférieurs de 20 à 30 % à ceux d'avant.
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