Excédent d'électricité : paradoxe et avertissements du système

Ce paradoxe se produit alors que le risque de pénurie d'électricité est l'évaluation faite depuis de nombreuses années par le ministère de l'Industrie et du Commerce et de nombreux experts.

De nombreux projets d'énergies renouvelables ont vu leur capacité fortement réduite en raison d'un excédent d'électricité sur le réseau. Sur la photo : un parc éolien à Quang Tri – Photo : HOANG TAO

Étonnamment, au cours du mois écoulé, de nombreuses centrales électriques, notamment des projets d'énergies renouvelables, ont vu leur capacité réduite de façon drastique en raison de la situation de « surplus d'électricité » sur le réseau électrique – une réalité qui s'est rarement produite dans le système électrique vietnamien ces dernières années, surtout si l'on considère les défis de l'approvisionnement en électricité à court et à long terme.

Mise en garde concernant le développement centralisé de l'énergie

Derrière les développements inhabituels des conditions météorologiques et hydrologiques qui provoquent un excédent d'électricité, obligeant l'agence nationale de répartition du réseau électrique à réduire simultanément la capacité de nombreuses sources d'énergie, se cachent des avertissements concernant la planification et l'allocation des sources d'énergie afin de garantir l'équilibre entre l'offre et la demande et la sécurité du système.

M. Ha Dang Son, expert en énergie, a déclaré que la situation actuelle de surabondance de ressources et la nécessité de réduire drastiquement la capacité de production d'énergies renouvelables étaient une conséquence annoncée. En particulier, le développement massif des énergies renouvelables s'est concentré dans certaines régions, notamment le Centre et le Centre-Sud, comme par le passé.

Selon M. Son, outre l'exploitation optimale des avantages des énergies renouvelables dans les régions ensoleillées et venteuses, cette source d'énergie doit être développée de manière équilibrée grâce à des mécanismes financiers.

Cependant, dans les faits, le développement des énergies renouvelables assorti de mécanismes de prix préférentiels (prix FIT) répartis uniformément sur l'ensemble des régions géographiques a incité les investisseurs à investir massivement dans des zones présentant des avantages naturels, comme la région Centre.

Cela provoque des surcharges locales et des pénuries de transport alors que la demande est plus faible que dans d'autres régions. En particulier lorsque le réseau électrique est déséquilibré, par exemple lorsque l'offre excède la demande, la production d'électricité renouvelable est la première à être interrompue en raison de la hausse des prix.

« Depuis 2018, date du développement rapide des énergies renouvelables, des mises en garde ont été lancées concernant l'allocation des investissements par le biais des mécanismes de prix. Par exemple, dans les régions moins ensoleillées comme le Nord, les prix seront plus élevés, mais en contrepartie, la demande de consommation est plus forte à proximité des zones industrielles. Or, l'application d'un tarif de rachat uniforme incite les investisseurs à privilégier les sites les plus avantageux, ceux qui présentent le plus grand potentiel technique, sans se pencher sur la question fondamentale de la revente », a analysé M. Son.

Et la conséquence, selon lui, est que les réductions de capacité surviennent lorsqu'il y a beaucoup d'eau qui alimente les lacs, l'énergie hydroélectrique étant mobilisée car elle est la moins chère, ce qui sera aggravé lorsque le taux de réduction des énergies renouvelables sera plus élevé.

Cette réalité est reconnue par M. Bui Van Thinh, président de l'Association de l'énergie éolienne et solaire de Binh Thuan , comme un risque pour les investisseurs lorsque les politiques et la planification ne sont pas réellement adaptées et cohérentes.

M. Thinh a déclaré que si, dans des conditions météorologiques exceptionnelles, la quantité d'eau s'écoulant dans les lacs augmente fortement, obligeant de nombreuses centrales hydroélectriques à relâcher les eaux de crue, une réduction des sources d'énergie renouvelables est alors inévitable.

« En cas de fortes pluies obligeant la centrale hydroélectrique à relâcher de l'eau pour faire face aux crues, ou si le réseau est surchargé et que le gestionnaire de réseau est contraint de réduire sa capacité, tout investisseur le comprendra et l'acceptera. Auparavant, il y avait déjà eu des situations similaires où la capacité de production d'électricité était réduite lorsque la production éolienne et solaire était importante mais que le réseau ne pouvait pas répondre à la demande. »

Cependant, ce qui nous préoccupe, ce sont les enjeux à long terme, la planification des sources d'énergie, l'augmentation du taux de prélèvement et surtout le problème des prix de l'électricité, considéré comme le principal frein au développement du secteur énergétique au Vietnam », a déclaré M. Thinh.

Dans une analyse plus détaillée, M. Thinh a indiqué que, conformément au Plan énergétique 8 en cours de mise en œuvre, les énergies renouvelables, au même titre que les autres sources d'énergie, continueront de bénéficier d'investissements. Toutefois, la plupart des sources d'énergie sont actuellement lentes à se développer, tandis que les projets d'énergies renouvelables de transition, bien que prêts à être déployés et exploités commercialement, rencontrent des difficultés lors des négociations tarifaires.

Par ailleurs, de nombreuses politiques sont inadaptées à la réalité. Par exemple, le mécanisme d'appel d'offres pour la sélection des investisseurs fonctionne mal, chaque localité l'appliquant différemment. Après la soumission des offres, lors des négociations de prix, de nombreux investisseurs hésitent encore et n'osent pas payer immédiatement.

En particulier, la situation actuelle, où les centrales BOT sont mobilisées sans restriction, accroît les risques pour les investisseurs dans les énergies renouvelables. Selon M. Thinh, le Plan énergétique 8 devrait privilégier le développement des centrales à gaz, qui bénéficieront d'un mécanisme de mobilisation. Par conséquent, compte tenu du dispositif actuel applicable aux énergies renouvelables, les investisseurs doivent examiner leurs investissements avec une plus grande prudence.

Parallèlement, le prix de l'électricité reste bas, tandis que le groupe Vietnam Electricity Group (EVN), acheteur d'électricité, subit d'énormes pertes et doit donc privilégier les sources à bas coût pour compenser les prix élevés des sources d'achat comme le GNL. Cette situation complique davantage encore la tâche des investisseurs dans les énergies renouvelables.

Quang Tri compte actuellement 22 parcs éoliens en exploitation, d'une capacité totale de 1 024,2 MW. – Photo : HOANG TAO

Défis liés au mécanisme des prix et au fonctionnement du marché

Le Dr Nguyen Huy Hoach, expert du conseil scientifique de l'Association vietnamienne de l'énergie (VEA), a déclaré que, compte tenu des conditions hydrologiques inhabituelles récentes, de nombreuses centrales hydroélectriques ont dû relâcher simultanément les eaux de crue, rendant ainsi inévitable la réduction des sources d'énergie renouvelables, l'hydroélectricité étant la source la moins chère du système.

De plus, la gestion du réseau électrique national doit également répondre à de nombreux objectifs, notamment la sécurité d'exploitation du système, la garantie d'un approvisionnement en électricité au coût le plus raisonnable, l'engagement en matière de consommation... Par conséquent, le fonctionnement du réseau électrique tel qu'il a été pratiqué récemment est considéré comme approprié par M. Hoach.

Toutefois, les experts de la VEA ont également reconnu les défis importants liés à la mise en œuvre du Plan énergétique 8 avec le mécanisme actuel de tarification de l'électricité et à la garantie du fonctionnement d'un marché de l'électricité concurrentiel, en particulier lorsque le nombre de sources d'électricité engagées à consommer dans le système augmente.

Selon M. Hoach, si le mécanisme de consommation est mis en œuvre, s'engager à mobiliser une plus grande proportion du système électrique revient à aller à l'encontre du mécanisme de fonctionnement du marché concurrentiel de l'électricité.

« Accélérer la mise en œuvre d’un mécanisme de tarification à deux composantes applicable à la fois aux consommateurs et aux fournisseurs d’électricité contribuera significativement à promouvoir un marché concurrentiel plus efficace et permettra également aux investisseurs de réduire leurs risques si, au cas où ils ne seraient pas mobilisés et rémunérés en fonction de la production d’électricité, ils seraient tout de même rémunérés au prix de la capacité. »

« Cela permettra aux investisseurs de se sentir plus en sécurité lorsqu'ils investissent, de réduire les risques liés à la mobilisation des sources d'électricité et obligera également les utilisateurs d'électricité à améliorer leurs technologies afin d'utiliser l'électricité de manière économique et efficace », a déclaré M. Hoach.

M. Ha Dang Son a également approuvé cette mesure, soulignant la nécessité d'étudier et d'appliquer rapidement un mécanisme de tarification de l'électricité à deux composantes, applicable tant à l'acheteur qu'au vendeur, ainsi que de modifier la réglementation du marché concurrentiel de l'électricité afin de l'adapter à la réalité. Ceci permettra de garantir des flux de trésorerie aux investisseurs, même lorsque ceux-ci ne sont pas mobilisés par le système.

M. Son a notamment averti que la simple application du mécanisme de consommation sans autres politiques relatives aux prix de l'électricité et au marché de l'électricité poserait davantage de problèmes au fonctionnement du système lorsqu'il serait contraint de mobiliser massivement des sources d'électricité coûteuses en toutes circonstances.

Ainsi, cela affecte non seulement le coût des prix de l'électricité et assure le fonctionnement du système, mais aussi l'exigence d'équité et de transparence sur le marché de l'électricité lors de la mobilisation d'autres sources d'énergie, même dans des conditions normales de fonctionnement du système.

Centrale hydroélectrique Song Tranh 2 (ville de Da Nang) lors d'un déversement par l'évacuateur de crue - Photo : TAN LUC

L'exploitation du réseau électrique cette année est illégale.

Selon l'opérateur national du système et du marché de l'électricité (NSMO), le fonctionnement du système électrique cette année (en particulier en octobre et novembre) est contraire à la loi, car de nombreuses tempêtes importantes se succèdent avec des conditions météorologiques extrêmes, tandis que la demande d'électricité diminue, obligeant le NSMO à réduire la capacité de nombreux types de sources d'énergie.

Il ne s'agit là que de risques à court terme, mais les principales préoccupations des investisseurs concernent la planification, les politiques tarifaires de l'électricité et l'exploitation du réseau. Ce sont là des risques potentiels à long terme.

M. Bui Van Thinh (Président de l'Association de l'énergie éolienne et solaire de Binh Thuan)

Parmi ces réservoirs, 81 à 92 sur 122 ont relâché de l'eau, pour une capacité totale de 15 940 à 17 040 MW, sur une capacité totale de 19 600 MW. De nombreux réservoirs, tels que Son La, Hoa Binh et Lau Chau, ont dû rouvrir leurs vannes, libérant ainsi plus de 5 700 MW. La centrale thermique au charbon du Nord a également dû interrompre sa production d'appoint, d'une capacité de près de 3 000 MW. La production des énergies renouvelables a également connu de fortes fluctuations ; l'énergie éolienne, avec une capacité élevée de 3 400 à 4 000 MW, a nécessité des mesures de réduction de la production.

Cette réduction vise à garantir le bon fonctionnement du système en cas de surpuissance, aussi bien pendant les heures creuses de nuit que pendant les heures creuses de contrôle.

C’est seulement la nuit, dans le Nord, que la demande grimpe soudainement jusqu’à 10 000 à 15 000 MW. Aux heures de pointe, la consommation peut varier de 2 500 à 2 800 MW en seulement 30 à 40 minutes, contraignant ainsi NSMO à mobiliser des turbines à gaz et des centrales au GNL supplémentaires pour répondre aux pics de production. Sans compter que les centrales BOT sont également mises en service en raison des engagements d’achat portant sur 4 000 MW.

Selon un représentant de NSMO, la surproduction d'électricité sur le réseau, comme par le passé, a engendré de nombreuses difficultés d'exploitation. En effet, pour garantir la sécurité du système électrique, certaines centrales thermiques au charbon doivent continuer à fonctionner, car elles ne peuvent pas être mises en service quotidiennement.

En cas d'interruption de la production d'électricité pendant 3 à 4 jours, suivie d'une remise en service le lendemain, la consommation de cette source d'énergie ne sera réduite qu'au minimum. Les centrales hydroélectriques régulées doivent néanmoins produire de l'énergie et ne peuvent être totalement arrêtées afin de garantir la sécurité de l'installation.

Sans oublier que le fournisseur BOT qui s'est engagé à financer l'achat doit être mobilisé. Parallèlement, garantir le fonctionnement sûr du système représente une pression considérable, notamment en raison des facteurs techniques liés au réseau électrique.

Ne pas le faire pourrait entraîner une « panne de réseau » – c’est-à-dire une perte de connexion entre la centrale électrique et le poste de transformation, provoquant des coupures de courant partielles ou totales – dans un contexte où la charge de base est faible mais augmente pendant les heures de pointe du soir.

Cela oblige le gestionnaire du réseau électrique national à effectuer des coupes uniformes tout en optimisant l'exploitation, sans discrimination entre les unités en fonction du prix.

Le fonctionnement du réseau électrique national a rencontré des difficultés ces derniers temps, en raison d'un excédent d'électricité. - Photo : C. DUNG

De nombreux records de précipitations en octobre

D'après les statistiques du Service hydrométéorologique national, le pays a enregistré 35 records de précipitations en octobre, dont 20 records journaliers et 15 records mensuels. La situation des tempêtes et des dépressions tropicales devrait rester complexe en novembre.

Dans les informations transmises aux unités de production et de gestion du réseau électrique concernant les opérations d'approvisionnement en électricité, le NSMO a affirmé que les conditions météorologiques complexes sont la cause qui affecte directement le fonctionnement du système électrique national.

L'entreprise éolienne de Quang Tri est en difficulté

Six entreprises éoliennes de Quang Tri ont signé conjointement une pétition adressée au ministère de l'Industrie et du Commerce, déclarant que la réduction de capacité de 20 à 90 % prévue en septembre et octobre 2025 les expose à des risques financiers, voire à la faillite.

Le groupe d'entreprises cité comprend Khe Sanh Wind Power Joint Stock Company, Huong Linh 7, Huong Linh 8, Phong Huy, Phong Nguyen et Lien Lap, toutes situées dans la région sud-ouest de la province de Quang Tri.

La pétition a été envoyée au ministère de l'Industrie et du Commerce, au Comité populaire provincial, à la compagnie d'électricité vietnamienne (EVN) et à l'opérateur national du système et du marché de l'électricité (NSMO) afin qu'ils envisagent de limiter la réduction de la capacité de production d'électricité disponible des centrales éoliennes.

Selon la proposition, depuis fin septembre, la capacité des projets a été réduite en moyenne de 20 à 90 %, voire jusqu'à 99 % pendant plusieurs jours consécutifs – un niveau sans précédent. Rien qu'en octobre, la capacité a été réduite d'environ 50 %, entraînant une baisse des recettes de 5 % par rapport aux prévisions pour 2025. Si la situation perdure en novembre et décembre, les recettes pourraient chuter de 10 à 20 %.

Les entreprises ont indiqué que la période d'octobre à février de l'année prochaine représente la meilleure saison de production d'électricité, assurant 70 à 80 % de la production annuelle. Réduire la production éolienne en période de pointe a un impact direct sur la rentabilité, alors que le retour sur investissement d'un projet s'étend sur 12 à 15 ans et que la durée de vie des turbines n'est que d'environ 15 ans.

Les entreprises préviennent que ce déclin les empêchera de rembourser le capital et les intérêts de leurs prêts bancaires, de couvrir leurs frais d'exploitation et de verser les avantages sociaux de leurs employés, ce qui menace de les mener à l'effondrement financier, voire à la faillite.

Le groupement d'entreprises a demandé à EVN et à NSMO de ne réduire leur production que de 2 à 5 % de manière raisonnable pendant la haute saison éolienne, et de divulguer de manière transparente les informations sur les réductions de capacité entre les différents types d'électricité tels que l'éolien, le solaire et l'hydroélectricité.

Par ailleurs, les entreprises ont également recommandé la prudence lors de l'octroi de licences pour de nouveaux projets, en évitant les investissements redondants pendant que les usines existantes sont encore en cours de réduction.

D'après un rapport du ministère de l'Industrie et du Commerce, la capacité totale de production et d'exploitation commerciale d'électricité dans la province s'élève actuellement à 1 489,8 MW. En 2024, la production totale d'électricité de la province devrait atteindre 3 491 millions de kWh, et en 2025, elle devrait atteindre 3 647 millions de kWh.

En ce qui concerne l'énergie éolienne, la capacité totale des projets éoliens alloués dans le Power Plan 8 et le Power Plan 8 ajusté est de 4 614 MW, dont 22 projets ont été mis en service avec une capacité de 1 024,2 MW.

NGOC AN - HOANG TAO

Source : https://tuoitre.vn/du-thua-dien-nghich-ly-va-nhung-canh-bao-tu-he-thong-20251116075915246.htm