Défis liés à la mise en œuvre des projets énergétiques dans le cadre du Plan énergétique VIII ajusté

Le principal défi réside dans le fait que les projets de centrales électriques terrestres doivent sélectionner les investisseurs par le biais d'appels d'offres.

Procédure détournée

Près de deux ans après la publication de la décision 262/QD-TTg approuvant le VIIIe Plan énergétique, le gouvernement a ajusté ce plan par la décision 768/QD-TTg du 15 avril 2025. Par la suite, le ministère de l'Industrie et du Commerce a publié la décision 1509/QD-BCT du 30 mai 2025 approuvant le plan de mise en œuvre de cet ajustement.

On pensait que tout pourrait être « mieux coordonné », mais en réalité, de nombreuses inquiétudes subsistaient de la part des autorités locales et des investisseurs concernant certains travaux spécifiques.

D'après les investisseurs et les consultants, le principal obstacle réside dans le fait que les projets de centrales électriques terrestres doivent sélectionner les investisseurs par appel d'offres. Cette procédure engendre chez de nombreux investisseurs une certaine hésitation, un dilemme de la poule et de l'œuf : même s'ils remportent l'appel d'offres, le projet ne leur appartiendra peut-être pas au final. Ils hésitent donc à s'engager davantage.

Quang Tri et Ha Tinh sont deux localités qui ont rapidement publié des documents demandant aux agences de gestion de l'État de proposer rapidement au gouvernement un complément de réglementation spécifique afin d'assurer la conformité aux caractéristiques techniques des projets d'énergie renouvelable, en particulier les projets éoliens, avant l'obligation d'avoir une planification détaillée ou un plan de zonage 1/2 000 pour les projets éoliens, dans le cas où il faudrait organiser un appel d'offres pour sélectionner les investisseurs.

Selon le Comité populaire de la province de Quang Tri , la réalité des dizaines de projets éoliens réalisés dans la région montre que ces projets ont la particularité de ne pas déterminer précisément l'emplacement des turbines, le tracé des éoliennes, ni les travaux connexes. Il est donc difficile d'établir des plans détaillés ou des plans de zonage à l'échelle 1/2 000 à soumettre aux autorités compétentes pour approbation, comme base pour l'approbation des appels à manifestation d'intérêt et des dossiers d'appel d'offres.

« L’élaboration de plans de zonage à l’échelle de 2 000 zones à potentiel éolien coûte cher et comporte des risques importants, car il est fort possible qu’une fois les plans finalisés et sans investisseur, la planification soit « suspendue », que les terrains restent inexploités, que l’argent soit perdu et que le vent continue de souffler », a commenté un représentant de la province de Quang Tri.

En outre, Quang Tri a également proposé des orientations sur la préparation d'une planification détaillée ou d'une planification de zonage (comme base pour les appels d'offres et la sélection des investisseurs utilisant des terres comme prescrit à l'article 126 de la loi foncière de 2024) pour les zones où il est prévu de mettre en œuvre des projets de sources d'énergie situés dans des zones rurales, mais pas dans des zones résidentielles rurales, ou pour les zones où il est prévu de développer des zones résidentielles rurales, et pas dans des zones fonctionnelles (zones où il est prévu de mettre en œuvre des projets).

En réponse à la proposition ci-dessus, le ministère de la Construction a demandé aux collectivités locales de charger les autorités compétentes d'organiser l'élaboration d'un plan détaillé pour la zone où le projet devrait être mis en œuvre, conformément à la réglementation en vigueur du droit de la construction.

Un consultant a également déclaré qu'il rencontrait des difficultés dans le processus de préparation du projet que, auparavant, la décision 262/QD-TTg ou la décision 768/QD-TTg ne comportaient pas de colonne sur les plans de raccordement pour chaque projet, mais que la décision 1509/QD-BCT avait ajouté une colonne sur le raccordement que tous les projets ne possèdent pas.

Un investisseur a sélectionné un projet déjà inscrit au Plan énergétique VIII et à son plan de mise en œuvre, mais aucun plan de raccordement n'a été délivré par le ministère de l'Industrie et du Commerce, ce qui engendre des difficultés de mise en œuvre. Plus précisément, le groupe électrique vietnamien EVN et la société régionale d'électricité exigent un plan de raccordement conformément à la décision 1509/QD-BCT et n'osent déroger à la réglementation en vigueur, craignant d'être ultérieurement mis en cause.

Entre-temps, la collectivité locale a adressé deux documents au ministère de l'Industrie et du Commerce afin de solliciter un complément au plan de raccordement au réseau de 110 kV. Or, la réponse est qu'il faut attendre la finalisation de la fusion des unités administratives avant de procéder à des ajustements généraux. À ce jour, l'étude de faisabilité est impossible à finaliser, faute de quoi le plan de raccordement, dont la date de complément reste inconnue, doit être complété.

Les investisseurs sont préoccupés par l'efficacité.

Le projet de centrale électrique au GNL de Nghi Son a fait l'objet d'un appel d'offres, mais aucun investisseur n'a déposé de dossier. De même, le projet de centrale électrique au GNL de Ca Na n'a attiré qu'un seul investisseur lors de l'ouverture des plis, alors que la liste restreinte pour ces projets comptait auparavant au moins cinq noms. Ces éléments soulèvent des questions quant à l'attractivité des grands projets de centrales électriques.

La province de Thanh Hoa, en collaboration avec le ministère de l'Industrie et du Commerce, a également indiqué que le processus d'appel d'offres serait long et que les résultats de la sélection d'un investisseur possédant les capacités et l'expérience suffisantes n'étaient pas encore confirmés.

Il convient de noter que les projets de centrales électriques au GNL de Nghi Son et Ca Na sont situés dans les localités de Thanh Hoa, Nghe An, Khanh Hoa et Ca Mau, et que le groupe SK (Corée) se propose d'être désigné comme investisseur.

L'expert indépendant en énergie Phan Xuan Duong a déclaré que les projets de centrales électriques au GNL étant tous de grande envergure, les négociations sont plus difficiles, notamment pour obtenir des prêts étrangers tout en veillant à ce que les prix de l'électricité restent dans le cadre prescrit.

Partageant les défis des nouveaux projets de centrales électriques au GNL, l'expert en énergie Dao Nhat Dinh a analysé la réalité de la mobilisation de l'électricité pendant la saison sèche de 6 mois de 2025, caractérisée par de fortes pluies et des températures plus fraîches, ce qui entraîne une faible mobilisation de certaines centrales au charbon.

En raison de la faible production trimestrielle des contrats, même si le prix d'offre est de 0 VND, le contrat n'est pas émis, ce qui réduit l'efficacité des investissements et engendre un déséquilibre financier. De plus, certaines centrales thermiques accusent encore des écarts de change entre 2019 et 2024, représentant des centaines de milliards de VND de dettes et d'intérêts impayés.

Il convient de mentionner que, malgré ses difficultés financières, l'usine a dû emprunter auprès des banques pour acheter les matières premières et le carburant nécessaires à la production d'électricité, conformément aux exigences de l'opérateur national du système et du marché de l'électricité (NSMO).

« La situation de trésorerie des entreprises indépendantes de production d'électricité peut influencer leur décision d'investir dans de nouveaux projets énergétiques, notamment ceux nécessitant des investissements importants comme le GNL et l'éolien offshore. C'est aussi l'une des principales raisons pour lesquelles, depuis près de trois ans, aucun grand projet de centrale électrique n'a été lancé dans le pays, ce qui compromet la mise en œuvre du Plan énergétique VIII révisé », a déclaré l'expert Dao Nhat Dinh.

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