Dans un récent rapport envoyé au ministère de l'Industrie et du Commerce, Vietnam Electricity Group (EVN) a souligné les difficultés que rencontreront de nombreuses usines nationales de turbines à gaz qui devront utiliser du carburant GNL importé supplémentaire dans un avenir proche.

EVN a déclaré que les projets de centrales électriques BOT Phu My 2.2 et Phu My 3, après avoir été remis en 2024-2025, devront utiliser du GNL importé car le gaz national a été entièrement alloué à d'autres centrales dans le cadre de contrats à long terme. De même, les centrales Nhon Trach 3 et 4, lorsqu’elles sont en exploitation, doivent également compléter le GNL importé pour la production d’électricité.

Selon les calculs d'EVN, le prix du gaz GNL arrivant au Vietnam est 1,5 fois plus élevé que le prix du gaz national, ce qui entraîne une augmentation des coûts de production d'électricité pour les usines et les achats d'électricité d'EVN dans un contexte d'équilibre financier difficile.

Dans le Plan énergétique VIII, le prix du gaz GNL est prévu par le ministère de l'Industrie et du Commerce à environ 10,6 USD par million de BTU au cours de la période 2021-2045, le prix moyen à l'usine est de 11,8 USD par million de BTU.

Avec ce prix du carburant, le prix de production d'électricité correspondant est d'environ 9,2 cents/kWh, soit environ 1,3 cents de plus que la production d'EVN - le prix de détail moyen est actuellement d'environ 1 920,37 VND/kWh.

De plus, si les centrales électriques d'EVN ou de Phu My utilisent du GNL supplémentaire, d'autres utiliseront du gaz national, ce qui affectera également considérablement leur compétitivité sur le marché, car les prix du GNL sont trop élevés et ne pourront pas fonctionner sur le marché de l'électricité.

Le Plan énergétique VIII a été approuvé par le Premier ministre en vertu de la décision n° 500/QD-TTg du 15 mai 2023, déterminant que d'ici 2030, la structure de l'énergie thermique domestique au gaz et au GNL atteindra 37 330 MW, soit l'équivalent de 25,7 % de la capacité énergétique totale, représentant la plus grande proportion dans la structure des sources d'énergie.

Dont 14 930 MW d'énergie thermique au gaz domestique, soit 9,9 %, et 22 400 MW d'énergie thermique au GNL, soit 14,9 %.

Selon les données du Vietnam Oil and Gas Group (PVN), au cours de la récente période de tension du système électrique, si les centrales thermiques alimentées au diesel (DO) complétaient l'approvisionnement en gaz national, le coût du carburant (environ 23 USD/mmbtu) pour la production d'électricité serait presque le double de celui de l'utilisation du GNL aux prix du marché mondial (11-13 USD/mmbtu).

Du point de vue de PVN, le groupe estime que l'ajout de GNL pour compléter les sources de gaz nationales contribue à réduire considérablement le coût de production d'électricité des centrales à turbine à gaz par rapport au fonctionnement au pétrole DO et FO, sans tenir compte de l'aspect environnemental, du taux de conversion d'énergie inférieur du pétrole et du coût de maintenance accru du fonctionnement des turbines à gaz au pétrole.

L'énergie thermique au charbon représente près de 50 % de la production d'électricité, mais le niveau d'eau dans les réservoirs hydroélectriques est encore faible. Vietnam Electricity Group (EVN) a déclaré qu'au cours des 7 premiers mois de 2023, la quantité d'électricité mobilisée à partir de centrales thermiques au charbon représentait près de 50 % de la production totale du système. Pendant ce temps, l’eau dans les réservoirs hydroélectriques du Nord est toujours très pauvre.