Défis de la mise en œuvre des projets énergétiques dans le Plan énergétique VIII ajusté

Le plus grand défi est que les projets d’énergie terrestre doivent sélectionner les investisseurs par le biais d’appels d’offres.

Autour de la paperasse

Près de deux ans après la publication de la décision 262/QD-TTg approuvant le VIIIe Plan énergétique, le gouvernement a ajusté le VIIIe Plan énergétique dans 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 l'ajustement du VIIIe Plan énergétique.

On pensait que tout pourrait être « mieux coordonné », mais en réalité, les autorités locales et les investisseurs ont exprimé de nombreuses inquiétudes quant à des travaux spécifiques.

Selon les investisseurs et les consultants, le principal défi pour les projets d'énergie terrestre réside dans la nécessité de sélectionner les investisseurs par appel d'offres. De ce fait, de nombreux investisseurs adoptent une mentalité de « l'œuf et la poule », craignant que, même s'ils remportent l'appel d'offres, le projet ne leur appartienne pas au final. Ils hésitent alors et ne souhaitent pas s'engager davantage.

Quang Tri et Ha Tinh sont deux localités qui ont émis des documents demandant aux agences de gestion de l'État de proposer rapidement au gouvernement de compléter des réglementations spécifiques pour assurer le respect des caractéristiques techniques des projets d'énergie renouvelable, en particulier des projets éoliens, avant l'obligation d'avoir une planification détaillée ou un zonage de 1/2 000 pour les projets éoliens, au cas où il faudrait organiser des appels d'offres pour sélectionner les investisseurs.

Selon le Comité populaire de la province de Quang Tri , la réalité des dizaines de projets éoliens investis dans la région montre que les projets éoliens ont la caractéristique de ne pas déterminer spécifiquement l'emplacement des turbines, les directions du tracé, ainsi que les travaux connexes, il est donc difficile de préparer une planification détaillée ou un plan de zonage à l'échelle de 1/2 000 à soumettre aux autorités compétentes pour approbation, comme base pour l'approbation des appels d'intérêt et des documents d'appel d'offres.

« L'élaboration de plans de zonage de 1/2 000 pour toutes les zones à potentiel éolien coûte non seulement de l'argent, mais comporte également de grands risques, car il est très possible qu'une fois les plans terminés et que personne ne soit intéressé à investir, la planification soit « suspendue » - le terrain restera vide, l'argent sera perdu et le vent soufflera toujours », 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'un zonage (comme base pour l'appel d'offres et la sélection des investisseurs utilisant des terres comme prescrit dans l'article 126 de la loi foncière de 2024) pour les zones qui devraient mettre en œuvre des projets de sources d'énergie situées dans les zones rurales, mais pas dans les zones résidentielles rurales, ou qui devraient développer des zones résidentielles rurales, et non dans les zones fonctionnelles (zones qui devraient mettre en œuvre le projet).

En réponse à la proposition ci-dessus, le ministère de la Construction a demandé aux localités de demander aux autorités compétentes d'organiser la préparation d'une planification détaillée pour la zone où le projet devrait être mis en œuvre conformément à la réglementation en vigueur de la loi sur la construction.

Confronté également à des difficultés dans le processus de préparation du projet, un consultant a déclaré qu'auparavant, la décision 262/QD-TTg ou la décision 768/QD-TTg ne comportait pas de colonne sur les plans de connexion pour chaque projet, mais la décision 1509/QD-BCT a ajouté une colonne sur la connexion que tous les projets n'ont pas.

Un investisseur a choisi un projet déjà inclus dans le Plan d'Électricité VIII et son Plan de Mise en Œuvre, mais aucun plan de raccordement n'a été attribué par le Ministère de l'Industrie et du Commerce, ce qui complique sa mise en œuvre. Plus précisément, le Groupe Électricité du Vietnam (EVN) et la compagnie régionale d'électricité exigent un plan de raccordement dans la Décision 1509/QD-BCT et n'osent pas déroger à la réglementation et aux formalités administratives de l'autorité compétente, de peur d'être interrogés ultérieurement sur les fondements de ce plan.

Entre-temps, la localité a envoyé deux documents demandant au ministère de l'Industrie et du Commerce de compléter le plan de raccordement au réseau 110 kV, mais la réponse a été d'attendre la finalisation de la fusion des unités administratives pour procéder aux ajustements globaux. À ce jour, il est impossible de finaliser le rapport d'étude de faisabilité, car il faut attendre le plan de raccordement, dont la date de finalisation n'est pas connue.

Les investisseurs sont soucieux de l’efficacité.

Le projet de centrale GNL de Nghi Son a lancé un appel d'offres, mais aucun investisseur n'a soumis de documents. Le projet de centrale GNL de Ca Na n'a également enregistré qu'un seul investisseur lors de l'ouverture des offres, alors que la liste des candidats présélectionnés pour ces projets comportait auparavant au moins cinq noms. Il s'agit d'un élément à prendre en compte pour évaluer l'attrait des grands projets énergétiques.

La province de Thanh Hoa, en collaboration avec le ministère de l'Industrie et du Commerce, a également déclaré que le processus d'appel d'offres prendrait beaucoup de temps et n'avait pas encore confirmé les résultats de la sélection d'un investisseur doté de capacités et d'expérience suffisantes.

Il est à noter que les projets d'énergie GNL de Nghi Son et de Ca Na sont situés dans les localités de Thanh Hoa, Nghe An, Khanh Hoa et Ca Mau, où SK Group (Corée) propose d'être nommé investisseur.

L'expert indépendant en énergie Phan Xuan Duong a déclaré que les projets d'énergie au GNL sont tous de grande envergure, les négociations sont donc plus difficiles, en particulier pour se qualifier pour les prêts étrangers tout en garantissant que les prix de l'électricité restent dans le cadre prescrit.

Partageant les défis des nouveaux projets d'énergie au GNL, l'expert en énergie Dao Nhat Dinh a analysé la réalité de la mobilisation de l'électricité au cours de la saison sèche de 6 mois de 2025, lorsqu'il y a beaucoup de pluie et des températures plus fraîches, ce qui fait que certaines centrales électriques au charbon ont une faible mobilisation.

En raison de la faible production trimestrielle des contrats, même si le prix de l'offre est de 0 VND, l'offre n'est pas émise, ce qui réduit l'efficacité des investissements et entraîne un déséquilibre financier. De plus, certaines centrales thermiques présentent encore des différences de taux de change entre 2019 et 2024, avec des sommes de plusieurs centaines de milliards de VND impayées et des intérêts impayés.

Il convient de mentionner que, malgré les difficultés financières, l'usine a dû emprunter auprès des banques pour acheter des matières premières et du carburant afin de produire de l'électricité conformément aux exigences de l'Opérateur national du système et du marché de l'électricité (NSMO).

« La situation de trésorerie des producteurs d'électricité indépendants peut influencer la décision d'investir dans de nouveaux projets énergétiques, notamment ceux à fort investissement comme le GNL et l'éolien offshore. C'est d'ailleurs l'une des principales raisons pour lesquelles, depuis près de trois ans, aucun projet majeur de production d'électricité n'a été lancé dans le pays, ce qui risque de ne pas permettre la mise en œuvre du Plan Énergie VIII ajusté », a expliqué l'expert Dao Nhat Dinh.

Source : https://baodautu.vn/thach-thuc-trong-trien-khai-du-an-dien-trong-quy-hoach-dien-viii-dieu-chinh-d340196.html