Malgré deux augmentations de prix de l'électricité, Vietnam Electricity Group (EVN) enregistre des pertes accumulées en continu depuis deux ans et demi. Pourquoi ?
Plus précisément, la perte cumulée sur deux années consécutives (2022-2023) s'élève à 47 500 milliards de VND, dont environ 13 000 milliards de VND sur les six premiers mois de l'année. Bien que cette perte ait diminué par rapport à la même période l'an dernier, qui s'élevait à 15 000-16 000 milliards de VND, le groupe aura encore du mal à renouer avec des bénéfices positifs, malgré les efforts déployés pour optimiser ses opérations et réduire ses coûts au maximum.
L'achat de sources d'électricité coûteuses augmente
Selon les recherches de Tuoi Tre, l'un des coûts les plus importants dans la structure actuelle des prix de l'électricité est la source d'énergie, qui représente jusqu'à 80 %. EVN Le pouvoir d'achat évolue vers des sources d'achats plus importantes et plus coûteuses, et inversement. Cela crée une pression considérable sur les coûts pour EVN, qui doit équilibrer ses finances, car de nombreux coûts auparavant fixes deviennent de nouveaux coûts.
Plus précisément, l'hydroélectricité est actuellement le seul type d'électricité dont le prix commercial moyen est bas, inférieur au prix de l'électricité vendue aux consommateurs. Cependant, la production hydroélectrique diminuera fortement en 2023 par rapport à 2022 (en baisse de 16,3 milliards de kWh, passant de 38 % à 30 % de la production totale en 2023) en raison d'une sécheresse prolongée et de la baisse du niveau des eaux dans les réservoirs hydroélectriques. Parallèlement, la production d'électricité provenant d'autres sources, telles que les centrales thermiques au charbon, les turbines à gaz et les énergies renouvelables, dont les prix sont bien supérieurs à celui de l'électricité, augmentera proportionnellement, passant de 62 % en 2022 à 70 % en 2023.
De plus, les réserves de gaz bon marché du bloc 06.1 (le prix du gaz à la mine étant de près de 3 USD/million de BTU) ont fortement diminué. Par conséquent, les centrales thermiques à turbine à gaz doivent s'approvisionner en gaz à des prix élevés en provenance de mines telles que Hai Thach-Moc Tinh, Sao Vang-Dai Nguyet et Dai Hung-Thien Ung. Cependant, la source de gaz reçue de ces mines n'est pas suffisante pour répondre aux besoins de production d'électricité des centrales à turbine à gaz, compte tenu des exigences d'exploitation du système.
Parallèlement à cela, la demande de consommation d'électricité a augmenté au fil des ans, alors que peu de nouveaux projets de sources d'énergie à faible coût sont mis en service. Les données d'EVN montrent qu'en 2023, la production totale d'électricité achetée et importée au point de livraison a augmenté de 11,8 milliards de kWh par rapport à 2022, ce qui correspond à une augmentation de 4,6 %. EVN doit également acheter de l'électricité supplémentaire auprès de sources dont les coûts de production sont bien supérieurs au prix de détail de l'électricité, notamment des sources d'énergie thermique utilisant du charbon importé et de l'énergie thermique au fioul à prix élevé.
De nombreuses pressions exercées par les coûts des intrants
De plus, la pression des taux de change représente également un lourd fardeau pour EVN. Ainsi, le taux de change moyen du dollar américain en 2023 s'élève à 23 978,4 VND/USD, soit une augmentation de 448,5 VND/USD par rapport au taux de change moyen du dollar américain en 2022 (23 529,9 VND/USD), soit une hausse de 1,9 %.
L’augmentation du taux de change a augmenté le coût d’achat de l’électricité auprès de sources d’énergie dont les prix d’achat contractuels sont en devises étrangères (USD) ou les prix d’achat du carburant en devises étrangères (USD).
Sans compter que le prix du charbon mixte (mélange de charbon national et importé) fourni aux centrales thermiques par TKV et Dong Bac Corporation en 2023 reste élevé. Plus précisément, son prix de vente est de 29 à 35 % supérieur (selon le type de charbon) à celui pratiqué en 2021 (période précédant la forte hausse du prix du charbon en 2022-2023).
De plus, en 2023, TKV a converti la plupart de ses centrales thermiques (telles que Quang Ninh 1&2, Pha Lai 1&2, Mong Duong 1, Duyen Hai 1...) utilisant du charbon x.10 au charbon x.14 avec des prix du charbon plus élevés, d'environ 170 000 à 350 000 VND/tonne selon le type de charbon.
Il convient de noter que dans la structure actuelle des sources d'énergie, EVN et ses sociétés membres ne représentent que 37 % de la capacité des sources d'énergie. Si l'on ne compte que les centrales d'EVN, cette proportion n'est que de 20 %, les 80 % restants étant achetés auprès de centrales indépendantes. Cela signifie que les coûts des intrants des sources d'énergie achetées par EVN sont déficitaires, ce qui signifie qu'EVN « supporte la perte » pour le compte des centrales indépendantes, car EVN doit acheter l'électricité au prix du marché, mais la revend à un prix inférieur au prix de revient.
Récemment, lors de la réunion du Comité de gestion du capital de l'État, les dirigeants d'EVN ont déclaré que 82 % du coût de revient d'EVN provenait de l'électricité. Bien que le groupe ait économisé 2 000 milliards de dongs, les 18 % restants proviennent d'autres sources. Par conséquent, malgré les efforts d'optimisation du système, le ratio des autres coûts, qui ne représente que 18 %, ne suffit pas à compenser le coût d'achat de l'électricité.
Les paramètres d'entrée du processus de production d'électricité (taux de change, charbon, gaz et pétrole) fluctuent fondamentalement en fonction du marché, ce qui affecte directement le coût d'achat de l'électricité auprès des centrales, conformément aux dispositions des contrats d'achat d'électricité entre EVN et ces dernières. Cependant, EVN doit mettre en œuvre la politique gouvernementale de gestion des prix de l'électricité, qui vise à garantir une variation constante des prix, à établir une feuille de route, à maintenir la stabilité politique , l'ordre social et la sécurité, et à harmoniser les intérêts des entreprises et des citoyens.
Par conséquent, bien que les prix de l'électricité aient été ajustés à la hausse à deux reprises en 2023, les coûts des intrants augmentant continuellement tandis que les prix de détail de l'électricité ne sont pas ajustés en fonction des fluctuations du marché, EVN continue de subir des pertes.
S'inquiéter du capital d'investissement pour l'avenir
Compte tenu de ces difficultés, il est facile de comprendre l'ampleur des défis financiers liés au développement de l'énergie. Selon le Plan directeur énergétique 8, cette demande atteindra 119,8 milliards de dollars d'ici 2030, soit un besoin annuel de 11 à 12 milliards de dollars. Selon M. Le Minh, expert du secteur pétrolier et gazier, dans la situation actuelle, la capacité d'EVN à mobiliser des capitaux sera très limitée, faute de mécanisme de garantie gouvernementale. Par ailleurs, l'accès aux capitaux d'APD requiert des engagements de base, tandis que les prêts commerciaux nécessitent la preuve de l'efficacité du projet. La mobilisation de capitaux sera donc complexe.
« Si la mobilisation des capitaux est difficile, les politiques mises en place pour attirer les investisseurs dans le secteur de l'électricité sont encore incomplètes. Si la situation perdure, EVN aura du mal à se redresser, car elle devra acheter de l'électricité à des prix élevés et la revendre à bas prix. La situation est encore plus difficile lorsque les investisseurs ne sont pas intéressés par les projets de sources et de réseaux, car la marge bénéficiaire du secteur est très faible, de seulement 5 à 8 %. À ce moment-là, si la pleine capacité de production n'est pas mobilisée, le bénéfice sera nul ou la perte sera très importante. À long terme, ces problèmes doivent être résolus », a analysé M. Minh.
Le Dr Nguyen Huy Hoach, expert en énergie, a abondé dans le même sens. Pour mobiliser des capitaux importants, il est indispensable de mettre en place un mécanisme permettant d'attirer les institutions financières et les investisseurs étrangers. Cependant, la politique actuelle de prix de l'électricité et les contrats d'achat d'électricité ne sont pas suffisamment attractifs pour les investisseurs. Il sera donc très difficile de construire et de mettre en service le double de la capacité des sources d'énergie d'ici 2030, conformément à l'objectif fixé.
Il a donc recommandé que le mécanisme soit mis en œuvre prochainement. prix de l'électricité Ces deux volets, qui seront testés dès cette année, devraient constituer une solution pour les investisseurs en énergie électrique et en sources d'énergie, garantissant un paiement correct et intégral des factures d'électricité, en adéquation avec la consommation réelle. À long terme, il est nécessaire de perfectionner les politiques en élaborant une loi complète sur l'électricité, assortie d'un mécanisme pérenne pour attirer les investisseurs.
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