Quelles conclusions l'inspection d'EVN a-t-elle tirées quant à la cause de la pénurie d'électricité ?

Selon les conclusions de l'inspection, durant la période d'inspection (du 1er janvier 2021 au 1er juin 2023), EVN et les unités connexes ont apporté d'importantes contributions pour répondre à la demande en électricité nécessaire au développement socio -économique du pays et à la vie de la population.

Toutefois, en ce qui concerne la direction, la gestion et l'exploitation de l'approvisionnement en électricité au cours de la période 2021-2023, EVN et un certain nombre d'unités liées à l'approvisionnement en électricité ont rencontré des lacunes, des limitations, des insuffisances et des violations.

De nombreux réservoirs hydroélectriques s'assèchent en mai et juin.

L'exploitation de l'hydroélectricité est loin d'être une réalité.

D'après les conclusions de l'inspection, à compter de juillet 2022, les unités d'EVN continueront d'accroître leur exploitation de l'eau afin d'alimenter les grandes centrales hydroélectriques de la région Nord. Ces centrales comprennent huit réservoirs hydroélectriques : Hoa Binh , Son La, Lai Chau, Ban Chat, Tuyen Quang et Thac Ba (dans le bassin du fleuve Rouge) ; Trung Son (dans le bassin du fleuve Ma) ; et Ban Ve (dans le bassin du fleuve Ca).

Cela réduit le niveau d'eau des lacs par rapport au plan d'exploitation du réseau électrique de 2022, bien qu'il ait été prévu et surveillé que les données hydrologiques sur le débit d'eau n'atteindront que 60 à 80 % de la moyenne de plusieurs années.

La conclusion de l'inspection indiquait que : La mobilisation des réservoirs hydroélectriques susmentionnés a réduit le niveau d'eau des réservoirs par rapport au plan annuel et était significativement inférieur au niveau d'eau normal, affectant la régulation de la préparation de l'eau pour la production d'électricité pendant la saison sèche de 2023 et conduisant à des opérations qui n'étaient pas proches de la réalité hydrologique et qui n'étaient pas proactives dans les scénarios de réponse, assurant l'approvisionnement en électricité.

En mars, avril et mai 2023, les centrales hydroélectriques seront encore fortement sollicitées, ce qui entraînera une baisse du niveau d'eau dans les réservoirs hydroélectriques.

En mars 2023, le débit d'eau vers les réservoirs a montré des signes de diminution, la production d'électricité hydroélectrique pour l'ensemble du système étant inférieure de 563 millions de kWh au plan annuel. Fin mars, la production hydroélectrique totale stockée dans les réservoirs était inférieure de 462 millions de kWh au plan annuel. En avril 2023, le débit d'eau vers les réservoirs hydroélectriques a continué de diminuer fortement, la production hydroélectrique en avril étant inférieure d'environ 765 millions de kWh au plan annuel. Fin avril, la quantité d'eau stockée dans les réservoirs hydroélectriques était inférieure de 1,632 milliard de kWh au plan annuel. Conclusion de l'inspection du ministère de l'Industrie et du Commerce

Selon les conclusions de l'inspection, la directive visant à abaisser le niveau d'eau pour la fin de 2022 a entraîné une baisse du niveau d'eau des réservoirs hydroélectriques par rapport au niveau d'eau prévu dans le plan d'exploitation du système électrique approuvé, affectant ainsi la régulation de la préparation de l'eau pour la production d'électricité pendant la saison sèche de 2023. Ceci est contraire au plan approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce dans la décision n° 3063/QD-BCT du 31 décembre 2021.

Fin avril 2023, la capacité de stockage d'eau des réservoirs hydroélectriques de l'ensemble du système accusait un déficit de 1,632 milliard de kWh (dont 576 millions de kWh pour le Nord) par rapport au Plan national d'approvisionnement et d'exploitation de l'électricité pour 2023. Ce déficit a réduit la capacité de réserve et la production d'électricité du réseau, notamment dans le Nord. Il a également entraîné, durant la saison sèche, le non-respect du niveau d'eau de fonctionnement de certains réservoirs, conformément à la procédure d'exploitation inter-réservoirs.

La région nord est privée d'électricité en raison de l'assèchement des réservoirs hydroélectriques.

Certaines usines connaissent des pénuries locales de charbon.

Selon les conclusions de l'inspection, la production totale des centrales thermiques au charbon en 2021-2022 était inférieure au Plan national d'approvisionnement et d'exploitation du réseau électrique approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce.

Au cours des cinq premiers mois de l'année, TKV et Dong Bac Corporation ont quasiment fourni la totalité des quantités de charbon prévues dans le contrat d'achat de charbon signé pour 2023. Il est prévu que, pour l'ensemble de l'année 2023, les approvisionnements atteindront, voire dépasseront, les volumes prévus par ce contrat. Cependant, certaines centrales thermiques ont connu des pénuries locales de charbon en début d'année, qui ont persisté jusqu'en mai.

EVN a publié la circulaire officielle n° 5188/EVN-KTSX du 31 juillet 2020 relative aux normes de stockage de charbon pour les centrales thermiques. Or, les statistiques mensuelles de stockage de charbon montrent qu’en 2022 et durant les premiers mois de 2023, les stocks de nombreuses centrales thermiques (y compris les centrales d’EVN et les GENCO) étaient inférieurs aux normes. En particulier, certaines centrales thermiques maintiennent des niveaux de stockage faibles pendant une période prolongée, voire si faibles qu’elles doivent procéder à l’arrêt de leurs générateurs.

L'équipe d'inspection du ministère de l'Industrie et du Commerce a conclu : « Ainsi, les investisseurs des centrales thermiques n'ont pas strictement respecté la réglementation d'EVN concernant les niveaux de stocks de charbon, ce qui a affecté la constitution de réserves pour un fonctionnement stable et sûr des centrales, comme en témoigne le manque de charbon suffisant pour la production d'électricité à certains moments en 2022 et au début de 2023. »

L'alimentation électrique met du temps à se mettre en marche.

Le retard pris dans les investissements et la construction des sources d'énergie est l'une des principales raisons pour lesquelles le Nord a récemment connu des pénuries d'électricité.

La conclusion de l'inspection indiquait que : La mise en œuvre des projets de sources d'énergie et de réseau qui n'ont pas permis de progresser conformément au Plan énergétique VII ajusté approuvé est la responsabilité d'EVN, des comités de gestion des projets énergétiques 1, 2, 3, d'EVNNPT, de GENCO3 et de 5 sociétés d'énergie sous EVN.

Toutefois, le rapport d'inspection a également souligné que de nombreux projets de centrales électriques accusent des retards pour des raisons objectives.

Du 1er janvier 2021 au 1er juin 2023, EVN et ses unités membres investiront dans 13 projets de sources d'énergie d'une capacité totale de 8 973 MW.

Au moment de l'inspection, l'investissement d'EVN dans le projet de centrale thermique de Quang Trach I accusait un retard de 3 ans.

Le projet O Mon III, conformément au Plan énergétique VII révisé, devrait être mis en service en 2020. EVN a finalisé plusieurs procédures préparatoires à l'investissement. Cependant, le projet O Mon III accuse un retard par rapport au calendrier prévu par le Plan énergétique VII révisé. L'équipe d'inspection a souligné que ce retard, indépendant de la volonté d'EVN, est dû à un problème d'approvisionnement en gaz des centrales thermiques du complexe énergétique d'O Mon, qui accuse un retard par rapport au plan approuvé par le Premier ministre.

De même, concernant le projet O Mon IV, EVN a finalisé les procédures de préparation des investissements. Cependant, en raison de la lenteur de l'approvisionnement en gaz du gisement de gaz du bloc B, le projet accuse un retard par rapport au Plan VII ajusté et à la décision du Premier ministre approuvant le plan d'exploitation du gisement de gaz du bloc B (Récemment, le groupe Vietnam Oil and Gas a bénéficié d'investissements d'EVN-PV dans les projets de centrales thermiques O Mon III et O Mon IV).

Pour les projets Dung Quat I et Dung Quat III, EVN a finalisé les procédures de préparation des investissements. Cependant, le rapport d'inspection conclut que, compte tenu de l'avancement incertain du gisement de gaz Blue Whale, EVN ne peut approuver le projet d'investissement ni entamer les prochaines étapes.

Au moment de l'inspection, le projet d'extension de la centrale hydroélectrique de Tri An n'avait pas été approuvé par le Comité de gestion des capitaux des entreprises de l'État (SCMC). Par conséquent, EVN n'était pas en mesure de réaliser l'investissement comme prévu. Le projet accusait un retard d'environ un an par rapport au Plan énergétique VII révisé.

Conclusion de l'inspection d'EVN : Violation des directives et du fonctionnement de l'approvisionnement en électricité . La conclusion de l'inspection annoncée ce matin tient EVN pour responsable des interruptions généralisées de l'approvisionnement en électricité, notamment dans la région Nord, de la seconde moitié de mai à la mi-juin 2023.

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