La raison de la réduction de la capacité éolienne inquiète les entreprises.

L'opérateur du système et du marché national de l'électricité (NSMO) vient de publier des explications sur l'état actuel du fonctionnement du réseau électrique sur sa page Facebook officielle.

Au 13 novembre, le site officiel de NSMO (https://www.nsmo.vn) ne contenait aucune information relative à cette affaire.

Les informations de la NSMO ont été publiées récemment, alors que de nombreuses centrales éoliennes se plaignaient de fortes réductions de leur capacité mobilisée pendant des conditions de vent favorables, entraînant des pertes économiques pour les entreprises.

De nombreuses tempêtes apportent d'importantes quantités d'eau, permettant la production d'énergie hydroélectrique.

Selon le NSMO, au cours des dernières années (en particulier en octobre et début novembre 2025), l'exploitation du réseau électrique national a été confrontée à de nombreux défis, principalement en raison de facteurs météorologiques défavorables et de conditions hydrologiques défavorables des réservoirs hydroélectriques.

Un point particulier de l'exploitation en 2025 réside dans les fluctuations météorologiques irrégulières. Conformément au processus d'exploitation inter-réservoirs et aux lois hydrologiques annuelles, la plupart des réservoirs hydroélectriques du Nord et du Sud, ainsi que certains réservoirs de la région Centre, sont actuellement entrés en phase de stockage d'eau.

La centrale hydroélectrique Song Tranh 2 fonctionne en toute sécurité, contribuant à la régulation des crues et à la protection des zones en aval lors des fortes pluies d'octobre 2025.

En particulier, les réservoirs hydroélectriques du bassin du fleuve Rouge, dans le nord du pays, sont passés en phase d'exploitation à sec depuis le 16 septembre.

Cependant, en 2025, de nombreuses tempêtes majeures se sont succédé entre octobre et novembre, telles que RAGASA, BUALOI, MATMO, FENGSHEN et KALMAEGI, contraignant les réservoirs à maintenir un niveau de débit élevé. Début novembre 2025, le nombre de réservoirs vidant leurs eaux s'élevait à 82-91 sur 122, portant la capacité totale de décharge des réservoirs hydroélectriques à 15 940-17 040 MW (sur une capacité hydroélectrique totale de 19 600 MW pour l'ensemble du système).

Il convient de mentionner que de grands lacs de la région du Nord ont dû rouvrir leurs vannes de décharge, tels que Son La, Hoa Binh et Lai Chau (la capacité totale des réservoirs hydroélectriques de la chaîne de la rivière Da est d'environ 5 760 MW).

Obligés de maintenir les centrales thermiques au charbon et les contrats BOT avec exigences de garantie de production

Outre l'hydrologie favorable due aux tempêtes et aux pluies qui entraînent une augmentation de la production hydroélectrique, la réalité d'une faible consommation d'électricité est mentionnée par NSMO.

Plus précisément, bien que la demande en électricité demeure faible (en raison des intempéries), la courbe de charge présente des pics marqués, caractéristiques des saisons, avec une augmentation rapide entre 17h45 et 18h00 chaque jour. L'écart de charge dans le nord du pays entre les heures creuses de la nuit et les heures de pointe du soir peut atteindre 10 000 à 11 500 MW. Parallèlement, durant ces heures de pointe, la charge peut varier de 2 500 à 2 800 MW en seulement 30 à 40 minutes.

La centrale thermique Van Phong 1 BOT du groupe Sumitomo (Japon), représentant un investissement total de près de 2,58 milliards de dollars américains, est entrée en service en mars 2024, après environ 18 ans de recherche.

Pour garantir une capacité suffisante pour couvrir la charge de pointe de 18 heures analysée ci-dessus, il est nécessaire de maintenir la mobilisation des centrales thermiques au charbon (qui ont un long temps de démarrage et ne peuvent pas être arrêtées/démarrées de manière continue et flexible comme les centrales hydroélectriques) uniquement pour augmenter la mobilisation de capacité aux heures de pointe, tandis que la plupart des autres heures de la journée ne sont mobilisées qu'au niveau de capacité minimum conformément aux exigences techniques de la centrale pour assurer la sécurité de l'installation.

De plus, les centrales thermiques au charbon doivent être entretenues pour assurer l'inertie du réseau électrique (à cet égard, les sources d'énergie renouvelables sont presque incapables de la remplacer), garantir le régime de tension régional et éviter la surcharge des lignes de transport d'électricité.

En outre, les centrales électriques BOT doivent se mobiliser pour garantir les engagements d'enlèvement physique prévus par le contrat BOT avec garanties gouvernementales , pour une capacité totale pouvant dépasser 4 000 MW, ce qui représente également une part importante de la structure de mobilisation de l'énergie.

Dans cette situation, même si la capacité de production d'énergie éolienne augmente lorsque la tempête touche le continent, ce qui porte la capacité potentielle (capable de produire de l'électricité) à environ 3 400 à 4 000 MW, soit environ 3 à 4 fois plus qu'auparavant, l'énergie éolienne ne peut pas être mobilisée comme prévu par les investisseurs.

La sécurité, la stabilité et la fiabilité passent avant tout.

En tant qu'organisme national de gestion du réseau électrique, la NSMO a déclaré qu'elle privilégie toujours l'objectif d'exploiter le réseau électrique de manière sûre, stable et fiable.

À compter du début d'octobre 2025, en mettant en œuvre les directives du Premier ministre et du ministère de l'Industrie et du Commerce dans les dépêches officielles sur la réponse proactive aux tempêtes n° 11 (MATMO), n° 12 (FENGSHEN) et n° 13 (KALMAEGI), en mettant l'accent sur l'exploitation sûre des réservoirs, la mobilisation raisonnable des sources d'énergie dans le système électrique national, la garantie d'un approvisionnement et de réserves d'énergie adéquats, la réponse rapide aux situations inhabituelles dues à l'impact des tempêtes et la coordination avec les unités de production d'électricité et les unités de gestion du réseau pour optimiser le mode de fonctionnement des centrales électriques et des réseaux.

Plus précisément, le NSMO a mis en œuvre de nombreuses mesures opérationnelles telles que l'arrêt de près de 3 000 MW de centrales thermiques au charbon dans le Nord en guise de secours juste après la dissipation de la tempête n° 13 (ces unités doivent être entretenues pour assurer la sécurité du système avant et lorsque la tempête touche terre).

La centrale électrique de Phu My 3 utilise du GNL pour produire de l'électricité.

L’arrêt/démarrage quotidien de nombreuses turbines à gaz domestiques et de GNL pour répondre aux pics de puissance ou maximiser la capacité de transmission sur les lignes d’interconnexion afin de soulager la capacité de la source d’énergie.

Toutefois, NSMO a également indiqué que ces arrêts et redémarrages continus des turbines à gaz affecteraient leur durabilité et leur disponibilité. Compte tenu des contraintes techniques susmentionnées, le maintien de ce mode de fonctionnement sur le long terme n'est pas envisageable, car il réduit non seulement la durée de vie des équipements, mais risque aussi de provoquer des problèmes, compromettant la sécurité et la stabilité de l'ensemble du réseau électrique.

Selon la NSMO, malgré la mise en œuvre de nombreuses mesures opérationnelles, le système est toujours en situation de surpuissance pendant les périodes creuses de nuit et de midi.

NSMO a été contrainte de procéder à des ajustements pour mobiliser les centrales électriques, en réduisant de manière égale la production entre les sources d'énergie renouvelables et les sources hydroélectriques qui se déchargent lorsqu'il existe une importante capacité excédentaire.

« La réduction de la mobilisation des capacités est une solution technique indispensable pour garantir le fonctionnement sûr, stable et continu du réseau électrique, le maintien de la fréquence et de la tension dans les limites autorisées, ainsi que la sécurité des unités mobilisées. Les ordres de réduction de la production et de la mobilisation sont exécutés sur la base de calculs techniques, dans le respect des principes d’équité, de transparence et de non-discrimination entre les unités », indique le communiqué de la NSMO.

En outre, le NSMO a également estimé que cette situation de surplus était due à l'influence de nombreux facteurs qui se chevauchent, notamment des tempêtes majeures consécutives accompagnées de conditions météorologiques extrêmes, qui ont un effet cumulatif sur une période donnée et ne dureront pas longtemps (en fonction de la situation des tempêtes et des inondations au cours du reste de l'année 2025).

La situation devrait s'améliorer prochainement lorsque la circulation orageuse prendra fin et que les conditions hydrologiques reviendront à la normale ; d'autres sources d'énergie seront mobilisées pour assurer le fonctionnement sûr du système et stocker et retenir l'eau dans les réservoirs hydroélectriques, en prévision de la saison sèche de 2026.

La stimulation est la clé

Lors de la réunion du ministère de l'Industrie et du Commerce sur le Plan du système électrique et du marché de l'électricité à l'horizon 2026, qui s'est tenue le 10 novembre, les prévisions de consommation d'électricité pour 2025 ont été mises à jour par l'Agence nationale de gestion de l'énergie (NSMO). Ces prévisions tablent sur une consommation totale d'électricité de 322,6 milliards de kWh pour l'ensemble du réseau électrique national en 2025, soit une croissance de seulement 4,5 % par rapport à 2024.

Ce chiffre est également bien loin des prévisions établies fin 2024, selon lesquelles la demande d'électricité en 2025 augmenterait à un taux élevé de 12 % pour répondre à la croissance attendue du PIB d'environ 8 %.

La production d'électricité à partir de charbon représente encore une part importante de l'approvisionnement, de l'ordre de 40 à 50 % selon la période.

Conformément à la décision n° 3047/QD-BCT du 15 novembre 2024 approuvant le plan d'approvisionnement et d'exploitation du réseau électrique national pour 2025, ce dernier fonctionnera avec un taux de croissance prévu de la production et des importations d'électricité de 11,3 %, compte tenu des prévisions hydrologiques défavorables et de la probabilité d'incidents estimée à 10 %.

La consommation réelle d'électricité au cours des 10 derniers mois montre également que la croissance de la consommation d'électricité à l'échelle nationale n'est que d'environ 4 %.

Bien entendu, lorsque la demande est faible, les centrales électriques ne peuvent pas produire l'électricité escomptée. C'est d'autant plus vrai que l'électricité est un bien particulier dont la production et la consommation sont simultanées ; sans consommateurs, personne n'achète d'électricité et les centrales ne peuvent donc pas être mobilisées.

Bien que le stockage par batteries (BESS) soit considéré comme une solution optimale pour stocker l'électricité en cas de surplus de production prolongé, son coût d'investissement reste élevé. De plus, le prix d'achat de l'électricité produite par BESS n'a pas encore été fixé par le ministère de l'Industrie et du Commerce. Même si ce prix était publié et que le tarif de vente au réseau était supérieur au prix de détail moyen de l'électricité, la commercialisation de cette électricité s'avérerait difficile, par crainte d'aggraver les pertes du seul acheteur en gros actuel, le Groupement électrique du Vietnam (EVN).

Par conséquent, l'enjeu urgent est désormais de stimuler la consommation d'électricité dans l'économie afin de contribuer à la réalisation de l'objectif de croissance du PIB de plus de 8 % en 2025 et de plus de 10 % les années suivantes.

plaintes concernant l'énergie éolienne
Selon les plaintes des entreprises éoliennes de Quang Tri, au cours des 18 derniers jours (du 19 octobre au 5 novembre), le système électrique national a enregistré une différence significative dans la répartition entre les sources d'énergie.
D'après les statistiques du site web de la Société nationale d'exploitation du système et du marché de l'électricité (NSMO), la production d'électricité des centrales thermiques (charbon, gaz, fioul) a atteint 6 598,9 GWh, soit 43,33 % de la production totale du réseau. Avec une capacité installée de 39 746 MW, le taux de capacité mobilisée moyen s'est établi à 38,43 %.
En revanche, l'énergie éolienne n'a produit que 582,9 GWh, soit 3,83 % de la production totale. Bien que la capacité installée totale ait atteint 7 102 MW, la capacité mobilisée moyenne de l'énergie éolienne n'a représenté que 19 %, soit moins de la moitié de celle de l'énergie thermique, alors même que le vent est dans sa saison la plus stable.
Face à cette situation, les entreprises éoliennes de Quang Tri ont adressé une pétition au ministère de l'Industrie et du Commerce, au Comité populaire provincial de Quang Tri, à EVN et à NSMO, demandant qu'on envisage de limiter la réduction de la capacité de production d'électricité disponible.
Plus précisément, depuis fin septembre 2025, le parc éolien de Quang Tri a subi des réductions de capacité continues, atteignant parfois 99 %. En moyenne, la capacité a été réduite de 20 % à 90 %, ce qui a entraîné une baisse des recettes d'octobre d'environ 5 % par rapport aux prévisions annuelles.
Si cette situation perdure jusqu'à la fin de l'année, le chiffre d'affaires de 2025 pourrait chuter de 10 à 20 %, tandis que le bénéfice cible ne serait que de 5 à 10 % après déduction des coûts d'exploitation, du remboursement de la dette et de la maintenance. Pour les projets aux performances moyennes, le bénéfice réel serait inférieur à 5 %.
« Avec les restrictions budgétaires actuelles, le manque à gagner est supérieur aux bénéfices escomptés. Si la situation perdure, l'entreprise ne pourra plus rembourser ses emprunts bancaires, assurer la continuité de ses activités et le bien-être de ses employés. Le risque de faillite est tout à fait réel », s'inquiète un représentant d'une entreprise éolienne.

(Source : Journal d'investissement)

Lien : https://baodautu.vn/nsmo-ly-giai-chuyen-huy-dong-thap-cac-nguon-dien-gio-tren-facebook-d433498.html

Source : https://vtcnews.vn/ly-do-dien-gio-bi-cat-giam-cong-suat-khien-doanh-nghiep-lo-lang-ar986922.html