En attente d'instructions pour mettre en œuvre le mécanisme de commerce direct d'électricité

Le mécanisme d'achat et de vente directs d'électricité entre les producteurs d'énergie renouvelable et les grands utilisateurs d'électricité (DPPA) est stipulé dans le décret 80/2024/ND-CP. Cependant, de nombreux experts du secteur de l’électricité sont prudents lorsqu’ils évaluent la possibilité d’une mise en œuvre pratique.

De nouvelles réglementations permettent aux producteurs d'énergie renouvelable et aux gros clients d'acheter et de vendre de l'électricité directement

Électricité propre fonctionnant jour et nuit : 27 UScents/kWh

L’une des deux formes de DPPA prescrites est l’achat et la vente directs d’électricité via des lignes d’interconnexion privées. En conséquence, les producteurs d’énergie renouvelable et les gros clients d’électricité signeront des contrats d’achat et de vente d’électricité et livreront l’électricité via des lignes de raccordement séparées et non connectées au réseau électrique national.

Commentant cette forme, les experts en électricité ont déclaré que les gros clients avec une échelle de production utilisant jusqu'à 200 000 kWh/mois choisiront rarement cette forme, car la production et les activités commerciales nécessitent une électricité continue et stable.

« Il est possible que dans les zones industrielles concentrées, un DPPA soit mis en place via une ligne distincte entre les installations photovoltaïques sur les toits et les clients de la zone industrielle. Mais en dehors de ces zones, où trouver un corridor pour construire une ligne distincte ? Si de gros consommateurs d'électricité, comme les cimenteries et les aciéries, se rendent dans des zones où se trouvent des centrales solaires ou éoliennes à Ninh Thuan ou dans les Hauts Plateaux du Centre pour consommer de l'électricité, il pourrait être possible de l'appliquer avec une production significative. Cependant, il convient de noter que l'énergie éolienne et solaire ne peut pas répondre systématiquement aux besoins des cimenteries et des aciéries », a déclaré un expert fort de plus de 30 ans d'expérience dans le secteur de l'électricité.

En outre, le décret 80/2024/ND-CP permet aux gros clients d'électricité d'acheter et de vendre de l'électricité auprès de la Société d'électricité (ou de détaillants d'électricité autres que la Société d'électricité) conformément à la réglementation, en plus d'acheter et de vendre de l'électricité directement via des lignes de raccordement privées.

Cependant, les contrats d’achat d’électricité que l’industrie électrique a signés avec les gros clients comportent tous des engagements sur la consommation et la capacité d’électricité afin que l’industrie électrique sache comment investir pour assurer un approvisionnement en électricité stable et continu aux clients. Avec la nature instable de l'énergie renouvelable sans stockage, les gros clients n'osent certainement pas acheter de l'électricité auprès d'entreprises d'énergie renouvelable disposant de leurs propres lignes, car ils se retrouveront alors dans une situation où soit l'industrie de l'électricité ne s'engage pas à fournir une compensation d'électricité pendant la période où l'énergie renouvelable est utilisée, mais la capacité et la production sont réduites en raison de la nature « naturelle », soit ils devront accepter un prix plus élevé pour que l'industrie de l'électricité soit prête à la porte pour compenser lorsque l'énergie renouvelable fluctue en raison des conditions météorologiques.

« Il n'y a aucun moyen pour l'industrie de l'électricité d'investir dans des lignes électriques et des postes de transformation sans savoir quand et combien elle peut vendre, car tous ces coûts sont inclus dans le prix de l'électricité et le prix moyen actuel de l'électricité que Vietnam Electricity Group (EVN) vend conformément à la réglementation de l'État est confronté au défi de ne pas pouvoir couvrir le coût de production et d'achat de l'électricité », a commenté M. Manh T., qui travaille dans le secteur de l'électricité.

Partageant également la réalité de la recherche sur les investissements dans l'énergie solaire sur les toits, l'expert en énergie La Hong Ky a une perspective différente. Selon M. Ky, la collecte de données auprès de dizaines de systèmes d’énergie solaire sur les toits du Nord montre que le nombre moyen d’heures d’ensoleillement dans cette région est inférieur à 3 heures par jour et est estimé à un peu plus de 1 000 heures par an. Pendant ce temps, il y a 8 760 heures dans une année (365 jours x 24 heures) pendant lesquelles l'électricité est nécessaire pour fonctionner. Ainsi, investir dans l’énergie solaire sur les toits du Nord pour fournir de l’électricité selon le modèle DPPA avec des lignes séparées n’est certainement pas attractif par rapport à l’achat d’électricité fournie par EVN.

Pour les entreprises qui souhaitent choisir l’énergie solaire pour une production stable, le coût est également très élevé.

« Nous avons calculé que si nous fonctionnions entièrement à l'énergie solaire pour produire de l'électricité de manière autonome jour et nuit, sans avoir besoin de nous connecter au réseau, pour obtenir une production d'électricité stable et continue de 1 MW, nous devions investir 4 MW et le système de stockage correspondant. Ainsi, le prix de l'électricité devrait être d'environ 27 cents US/kWh », a déclaré M. Dang Q., d'une entreprise développant des systèmes d'énergie solaire.

Bien sûr, le prix de vente de l'électricité jusqu'à 27 cents US/kWh est encore plus difficile à comparer avec l'achat d'électricité provenant d'EVN par l'intermédiaire des sociétés de distribution ou des sociétés de négoce d'électricité avec des prix aux heures de pointe selon les réglementations de l'État, le plus élevé n'est que de plus de 3 000 VND/kWh (niveau de tension 22 kV et triphasé).

Direct, mais il faut toujours EVN au milieu

Dans le modèle DPPA mais via le réseau national, le producteur d'énergie renouvelable signera un contrat d'achat d'électricité sur le marché spot de l'électricité avec EVN et sera payé par EVN conformément au contrat signé.

Les gros clients d'électricité signeront également des contrats d'achat d'électricité avec les sociétés d'électricité d'EVN et effectueront des paiements à EVN.

Beaucoup pensent qu'EVN détient un monopole. Ils pensent donc qu'avec un DPPA, les entreprises d'énergie renouvelable et les gros clients peuvent conclure des contrats d'achat d'électricité directement entre eux sans passer par EVN. Cependant, selon la réglementation du décret 80/2024/ND-CP, EVN est toujours tenue d'entretenir une relation avec le vendeur d'énergie renouvelable et avec le gros client. Alors, que signifie un contrat signé directement entre l'entreprise d'énergie renouvelable et le gros client ?, s'est interrogé un expert en distribution d'électricité.

En ce qui concerne le coût d'utilisation du système électrique calculé pour une unité d'électricité par an (VND/kWh) comme prescrit à l'article 16 du décret 80/2024/ND-CP, concernant le paiement entre les grands clients et les sociétés d'électricité dans le cadre de l'EVN, il y a également de nombreux points qui doivent être clarifiés.

Selon les prévisions des experts, le temps nécessaire pour examiner et approuver les coûts DPPA en vertu de l'article 16.4 et des coûts de compensation de l'annexe IV sera également compliqué et long, car EVN voudra que ces coûts soient élevés, tandis que les unités d'énergie renouvelable et les gros clients voudront certainement qu'ils soient bas.

« Actuellement, l'équipe d'inspection interdisciplinaire contrôle chaque année les coûts de production et d'exploitation de l'électricité d'EVN pour l'année précédente et les publie. Cependant, l'opinion publique s'interroge encore sur l'exactitude, la justesse et l'exhaustivité des prix. Alors, les gros clients accepteront-ils les prix unitaires calculés par EVN ? S'ils souhaitent que ce prix unitaire soit approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce , celui-ci osera-t-il le faire ? Surtout lorsque le fonctionnement annuel du réseau électrique est calculé différemment, car il est influencé par la source d'eau des centrales hydroélectriques (qui représentent actuellement environ 20 % de la capacité installée totale du réseau) », a demandé un expert en distribution d'électricité.

Déclarant également qu'il est nécessaire de clarifier la stabilité de l'approvisionnement en énergie renouvelable, M. Ky a commenté que, comme l'énergie renouvelable fluctue à la hausse et à la baisse en fonction des conditions météorologiques, alors que les gros clients qui achètent de l'électricité ont besoin de stabilité, s'il n'y a pas de stockage pour aider à la stabilisation, les 10 MW d'électricité que l'énergie renouvelable vend au réseau seront différents des 10 MW d'électricité que les gros clients achètent au réseau national avec une grande stabilité.

« Il est nécessaire de clarifier ce point, car cela aura un impact sur le prix de l'électricité. L'énergie renouvelable ne peut pas être simplement injectée dans le réseau puis payée. Le système doit être renforcé et ces coûts doivent être inclus dans le coût de production d'électricité pour les autres clients », a déclaré M. Ky.

Beaucoup de choses sont encore « en suspens »

Partageant avec les journalistes du journal Investment Newspaper certaines questions soulevées ou peu claires dans le décret 80/2024/ND-CP, les experts connaissant l'exploitation et la distribution de l'électricité ont déclaré que ces questions doivent être clarifiées prochainement afin que le DPPA puisse être rapidement mis en pratique.

Par conséquent, il n’est toujours pas clair quels producteurs d’énergie renouvelable sont autorisés à participer ou à refuser de participer au DPPA. Il est tout à fait évident que les producteurs d’énergie renouvelable qui vendent de l’électricité à EVN à des prix FIT élevés ne voudront pas participer au marché concurrentiel de gros de l’électricité et au DPPA avec les gros clients. Parallèlement, les entreprises ayant des projets d’énergie renouvelable transitoire ou se préparant à investir pourraient vouloir participer.

Selon cette analyse, EVN subira certaines pertes lorsque les producteurs d'énergie renouvelable à bas prix se sépareront pour participer au marché de l'électricité et au DPPA, tandis que les producteurs d'énergie renouvelable à prix élevé continueront de maintenir leurs contrats d'achat d'électricité existants avec EVN.

Du point de vue de la société de distribution, les experts estiment également qu'il y aura des pertes lorsque les gros clients avec des prix d'achat d'électricité élevés signent des DPPA avec des unités d'énergie renouvelable pour réduire les coûts d'achat d'électricité et ne paient qu'une partie de l'électricité selon le prix de détail actuel du ministère de l'Industrie et du Commerce à la société de distribution uniquement lorsqu'ils utilisent plus que la production du contrat à terme avec l'unité d'énergie renouvelable.

« La conséquence de ces deux choses est que le coût moyen des sociétés de distribution/EVN augmentera et que les autres clients qui ne participent pas au DPPA paieront des prix d'électricité plus élevés, car avec le même gâteau revenus/coûts, si les unités d'énergie renouvelable et les gros clients bénéficient de leur participation au marché de l'électricité et au DPPA, les autres clients paieront des prix plus élevés.

En termes de contrôle, cette personne estime également qu'il semble déraisonnable de confier au Centre national de contrôle du système électrique (A0) le contrôle du nombre de projets/capacités des unités d'énergie renouvelable participant au DPPA conformément à l'article 20.1 afin de ne pas dépasser la capacité prévue par le Plan. La raison est la suivante : s’il existe un risque de dépassement de la marge, quels critères sont utilisés pour sélectionner les unités d’énergie renouvelable autorisées à participer ?

En outre, comment A0 exploitera-t-il les centrales d’énergie renouvelable à prix FIT et les unités d’énergie renouvelable en vertu du décret 80/2024/ND-CP ? Est-il permis à A0 de réduire les usines avec des prix FIT plus chers pour donner la priorité aux unités d'énergie renouvelable participant au marché de l'électricité et au DPPA conformément au décret 80/2024/ND-CP ? Si elle est poursuivie pour réduction de capacité, A0 sera-t-elle responsable ?

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