Segnati da anni di interruzioni di corrente, quali cambiamenti sono urgentemente necessari?

Nota del redattore: Le recenti carenze di energia elettrica durante la stagione calda hanno causato perdite per miliardi di dollari e rappresentano ancora una minaccia concreta per i prossimi anni. Il crescente coinvolgimento del settore privato negli investimenti nella produzione di energia elettrica solleva importanti questioni relative alle politiche di attrazione degli investimenti. Nel frattempo, il meccanismo di determinazione dei prezzi dell'energia elettrica è ancora privo di principi di mercato.

La serie di articoli "Il futuro del settore elettrico" analizza le strozzature esistenti, con l'obiettivo di promuovere ulteriormente gli investimenti in nuove fonti energetiche e le necessarie modifiche alle politiche di tariffazione dell'energia elettrica.

Rapido cambiamento nella struttura delle fonti di energia

Secondo i dati del Gruppo Elettrico Vietnamita (EVN), la ripartizione delle fonti di energia elettrica nel 2023 in base alla struttura proprietaria ha subito variazioni significative rispetto agli anni precedenti.

Di conseguenza, EVN detiene l'11% della fornitura di energia elettrica, mentre le tre società di generazione di energia (Genco) controllate da EVN ne detengono il 26%. Altre due imprese statali, il Gruppo petrolifero e del gas del Vietnam (PVN) e il Gruppo del carbone e dei minerali del Vietnam (TKV), detengono rispettivamente l'8% e il 2%. Gli investitori BOT detengono il 10% della fornitura di energia elettrica, mentre le importazioni e altre fonti rappresentano solo l'1%.

In particolare, le fonti energetiche a capitale privato rappresentavano il 42% della capacità installata totale, costituite principalmente da energie rinnovabili.

Si tratta di un cambiamento radicale! Prima del 2012, la proprietà privata delle fonti di energia elettrica era inferiore al 10%. Se consideriamo il periodo precedente al 2003, le imprese statali controllavano quasi tutte le fonti di energia elettrica.

Per soddisfare la domanda di elettricità necessaria allo sviluppo socio -economico, oltre alle centrali elettriche gestite da EVN (la cui produzione di elettricità rappresentava il 17% della produzione totale dell'intero sistema nel 2022), EVN ha dovuto acquistare ulteriore elettricità (l'83% della produzione totale del sistema) tramite contratti di acquisto di energia con altre centrali elettriche di PVN, TKV, centrali BOT, società di generazione di energia (Genco1, Genco2, Genco3), centrali a energia rinnovabile e altre centrali elettriche indipendenti.

Osservando la struttura della produzione di energia elettrica sopra descritta, il dottor Nguyen Dinh Cung, ex direttore dell'Istituto centrale per la ricerca sulla gestione economica, ritiene che il mercato della produzione di energia elettrica diventerà sempre più competitivo. Questo perché, in termini di fonti energetiche, EVN e le sue società affiliate controllano meno del 40%; PVN e TKV detengono il 10%, mentre il resto è in mano a soggetti privati.

Investire nello sviluppo del settore elettrico in generale, e della produzione di energia in particolare, richiederà certamente una maggiore partecipazione da parte di diversi settori economici, soprattutto del settore privato. Pertanto, la quota e il ruolo delle energie rinnovabili variabili nella produzione di energia diminuiranno gradualmente.

Tuttavia, il signor Cung ha anche osservato che, in questo contesto, è impossibile affidare a EVN il compito di garantire un approvvigionamento elettrico sufficiente per l'economia!

I prezzi dell'elettricità a basso costo stanno diminuendo.

L'integrazione di fonti di energia rinnovabile come l'energia eolica e solare ha rappresentato un cambiamento significativo nel sistema energetico vietnamita dal 2020 ad oggi. La quota di energia rinnovabile è aumentata, ma la disponibilità di fonti più economiche è in diminuzione.

Nello specifico, considerando la tipologia di fonte energetica, la percentuale di capacità idroelettrica più economica (e più costosa) fornita al sistema si sta progressivamente riducendo nel corso degli anni a causa della quasi totale assenza di nuove centrali idroelettriche di grandi dimensioni entrate in funzione (dal 36,9% della capacità nel 2019 a solo il 28,5% nel 2022).

Alla fine del 2022, la capacità totale di fonti di energia eolica e solare certificate per l'esercizio commerciale (COD) era pari a 20.165 MW, corrispondente al 25,94% della capacità totale del sistema. Questa fonte di energia rinnovabile ha registrato una crescita esponenziale tra il 2019 e il 2021.

Tuttavia, queste fonti energetiche non sono solo costose – a causa dei meccanismi di prezzo preferenziali di cui godono, che le rendono molto più elevate rispetto al prezzo medio dell'elettricità – ma anche instabili, e quindi non contribuiscono efficacemente al sistema energetico, soprattutto ora che le ore di punta si stanno spostando da mezzogiorno (in precedenza) alla sera.

Le centrali termoelettriche a carbone rappresentano 25.312 MW, pari al 32,6%; le centrali idroelettriche, comprese quelle di piccola taglia, rappresentano 22.504 MW, pari al 28,9%; e le centrali termoelettriche a gas rappresentano 7.152 MW, pari al 9,2%.

Mercato dell'energia elettrica instabile

Secondo i dati di EVN, nel 2022 sono entrate nel mercato elettrico quattro nuove centrali elettriche con una capacità totale di 2.889 MW. Ad oggi, sono 108 le centrali elettriche che partecipano direttamente al mercato elettrico con una capacità installata totale di 30.937 MW, pari al 38% della capacità installata totale di tutte le fonti di energia a livello nazionale.

Pertanto, la percentuale di centrali elettriche che partecipano al mercato dell'elettricità rimane bassa perché la maggior parte delle fonti di nuova entrata in funzione non sono idonee o non vi hanno ancora partecipato (energie rinnovabili, BOT).

In particolare, negli ultimi anni, la percentuale di fonti energetiche che partecipano direttamente al mercato dell'elettricità ha mostrato una tendenza alla diminuzione, principalmente perché la maggior parte delle nuove fonti energetiche messe in funzione sono progetti BOT (Build-Operate-Transfer) e fonti di energia rinnovabile.

Secondo il Centro nazionale di dispacciamento del sistema elettrico (A0), la bassa percentuale di fonti energetiche che partecipano direttamente al mercato dell'elettricità incide significativamente sul livello di concorrenza e sull'efficienza operativa del mercato stesso. Con il continuo calo delle quote di mercato, i prezzi dell'elettricità non rifletteranno accuratamente il costo marginale di produzione dell'energia elettrica nel sistema. Ciò ostacola l'ulteriore sviluppo del mercato dell'elettricità.

Un rappresentante di EVN ha dichiarato: "Con il meccanismo attuale, a queste centrali elettriche è "garantito" il pagamento di circa l'80-90% della loro produzione al prezzo di acquisto dell'energia elettrica concordato, mentre il restante 10-20% viene adeguato in base ai prezzi di mercato. Nel frattempo, il prezzo medio di mercato dell'energia elettrica tende ad aumentare nel corso degli anni."

In particolare, nel 2022, il prezzo di mercato dell'energia elettrica è aumentato del 53,6% rispetto al 2021, determinando un significativo incremento dei profitti per le centrali elettriche partecipanti al mercato (oltre ai profitti previsti dal contratto di acquisto di energia e al prezzo dell'energia elettrica concordato tra le parti e approvato dal Ministero dell'Industria e del Commercio ). EVN, in qualità di unico acquirente, ha dovuto sostenere questo costo aggiuntivo.

Le centrali elettriche a carbone svolgono ancora un ruolo vitale nel sistema elettrico.

Il professor associato Truong Duy Nghia, presidente dell'Associazione vietnamita di scienze termiche, ha affermato: Solo le centrali idroelettriche, le centrali termoelettriche a carbone e le centrali termoelettriche a gas possono partecipare al mercato competitivo della produzione di energia elettrica. Secondo i meccanismi di mercato, le centrali con il prezzo di vendita dell'elettricità più basso saranno mobilitate per generare più energia elettrica, mentre le centrali con prezzi di offerta più alti saranno mobilitate quando il sistema lo richiede o incluse nel programma di generazione di riserva.

In realtà, esistono delle lacune che impediscono l'attuazione della regolamentazione attraverso i meccanismi di mercato.

Nello specifico, secondo il professore associato Truong Duy Nghia, sebbene le centrali idroelettriche abbiano i costi di produzione di energia elettrica più bassi, possono generare la massima potenza solo quando il bacino è pieno o quando è necessario rilasciare acqua (tramite turbine). In molti casi, devono rilasciare acqua dal fondo (senza utilizzare turbine) per smaltire le piene. In altri casi, devono generare elettricità in modo intermittente per risparmiare acqua. Il tempo massimo di funzionamento (valore Tmax) delle centrali idroelettriche in Vietnam è di sole 4.000 ore all'anno circa.

Nelle centrali elettriche costruite secondo il modello BOT (Build-Operate-Transfer) (incluse quelle a carbone e a gas), i prezzi e la produzione di energia elettrica sono garantiti, il che le colloca di fatto al di fuori del mercato competitivo della generazione di elettricità. Anche le centrali a energia rinnovabile e a biomassa non sono soggette ai meccanismi di mercato. Idealmente, le centrali elettriche ad alto costo, come quelle a gas, non dovrebbero essere attivate secondo i principi del mercato, ma per garantire la sicurezza dell'approvvigionamento elettrico e soddisfare i requisiti di carico di picco e di medio ciclo, vengono comunque utilizzate. Attualmente, secondo l'VIII Piano di Sviluppo Energetico, le centrali a gas vengono addirittura utilizzate per il funzionamento a carico di base.

"Pertanto, il mercato competitivo della produzione di energia elettrica è dominato dalle centrali a carbone. Queste carenze fanno sì che la produzione di energia elettrica in regime di concorrenza non segua affatto i meccanismi di mercato", ha commentato il signor Nghia.

I cambiamenti nella struttura della produzione di energia, nella proprietà dei progetti di generazione di energia e l'attuale stato incompleto del mercato elettrico rendono necessari cambiamenti politici fondamentali per il settore elettrico.

Si tratta di un'esigenza urgente per ridurre al minimo il rischio di interruzioni di corrente nel 2024 e negli anni successivi, a seguito dei blackout verificatisi nel Nord dalla fine di maggio al 22 giugno 2023.

Secondo il responsabile del dipartimento commerciale di EVN: la domanda di elettricità continua ad aumentare significativamente, con una crescita media prevista del 9% all'anno, corrispondente a un incremento di capacità di 4.000-4.500 MW all'anno. Nel frattempo, la capacità di generazione di energia che si prevede entrerà in funzione nel 2024 è di soli 1.950 MW e nel 2025 di 3.770 MW, concentrata principalmente nelle regioni centrali e meridionali.

La capacità di riserva del sistema elettrico settentrionale è bassa, ma la domanda di elettricità cresce del 10% all'anno; pertanto, è probabile che il Nord subisca picchi di carenza di energia elettrica durante la stagione calda di giugno-luglio 2024 (una carenza di 420-1.770 MW).

Ciò solleva la questione di trovare il modo di accelerare gli investimenti in progetti di generazione di energia per sopperire alla carenza di elettricità nel Nord.

Lezione 2: Chi ha la responsabilità di investire nella produzione di energia: il settore privato o le imprese statali?

Il governo chiede chiarimenti in merito alle responsabilità e al trattamento riservato ai responsabili della carenza di energia elettrica . Il Comitato permanente del governo ha richiesto al Ministero dell'Industria e del Commercio e al Comitato per la gestione della capitale statale di chiarire le responsabilità delle organizzazioni e dei singoli individui coinvolti nella recente carenza di energia elettrica per la produzione, le attività commerciali e la vita quotidiana, al fine di adottare i provvedimenti disciplinari del caso, conformemente alle normative vigenti.

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