Quelle est la conclusion de l'Inspection EVN quant à la raison de la panne d'électricité ?

Selon les conclusions de l'inspection, au cours de la période d'inspection (du 1er janvier 2021 au 1er juin 2023), EVN et les unités associées ont apporté des contributions importantes à la satisfaction de la demande d'électricité pour le développement socio-économique du pays et la vie de la population.

Cependant, dans la direction, la gestion et l'exploitation de l'approvisionnement en électricité au cours de la période 2021-2023, EVN et un certain nombre d'unités liées à l'approvisionnement en électricité ont rencontré des lacunes, des limitations, des manquements et des violations.

De nombreux réservoirs hydroélectriques s'assèchent en mai et juin

L'exploitation de l'hydroélectricité est loin d'être une réalité

Selon les conclusions de l'inspection, à partir de juillet 2022, les unités EVN continueront d'augmenter l'exploitation de l'eau pour servir la production d'électricité des grandes centrales hydroélectriques de la région du Nord. Dont 8 réservoirs hydroélectriques : Hoa Binh, Son La, Lai Chau, Ban Chat, Tuyen Quang, Thac Ba (appartenant au bassin du fleuve Rouge) ; Trung Son (dans le bassin de la rivière Ma) ; Ban Ve (dans le bassin de la rivière Ca).

Cela réduit le niveau d'eau des lacs par rapport au Plan d'exploitation du système électrique 2022, bien qu'il ait été prévu et observé que les données hydrologiques sur le débit d'eau n'atteignent que 60 à 80 % par rapport à la moyenne de plusieurs années.

La conclusion de l'inspection a déclaré que : La mobilisation des réservoirs hydroélectriques susmentionnés a réduit le niveau d'eau des réservoirs par rapport au plan annuel et était significativement inférieur au niveau d'eau normal, affectant la régulation de la préparation de l'eau pour la production d'électricité pendant la saison sèche de 2023 et conduisant à des opérations qui n'étaient pas proches de la réalité hydrologique et n'étaient pas proactives dans les scénarios de réponse, assurant l'approvisionnement en électricité.

En mars, avril et mai 2023, les centrales hydroélectriques seront encore fortement mobilisées, entraînant une baisse du niveau d’eau dans les réservoirs hydroélectriques.

En mars 2023, le débit d'eau vers les lacs a montré des signes de diminution, la production d'électricité selon l'eau vers l'ensemble du système était de 563 millions de kWh inférieure au plan annuel. Fin mars, la production totale d'énergie hydroélectrique stockée dans les réservoirs était inférieure de 462 millions de kWh au plan annuel. En avril 2023, le débit d'eau vers les réservoirs hydroélectriques a continué de diminuer fortement, la production d'eau en avril étant inférieure d'environ 765 millions de kWh au plan annuel. Fin avril, la quantité d’eau stockée dans les réservoirs hydroélectriques était inférieure de 1 632 milliards de kWh au plan annuel. Conclusion de l'inspection du ministère de l'Industrie et du Commerce

Selon les conclusions de l'inspection, la directive visant à abaisser le niveau d'eau pour la fin de 2022 a entraîné une baisse du niveau d'eau des réservoirs hydroélectriques par rapport au niveau d'eau du plan d'exploitation du système électrique approuvé, affectant la régulation de la préparation de l'eau pour la production d'électricité pendant la saison sèche de 2023. Ceci n'est pas conforme au plan approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce dans la décision n° 3063/QD-BCT du 31 décembre 2021.

À la fin du mois d'avril 2023, la production d'eau stockée dans les réservoirs hydroélectriques de l'ensemble du système était inférieure de 1,632 milliard de kWh (dont 576 millions de kWh pour le Nord) par rapport au Plan national d'approvisionnement et d'exploitation de l'électricité pour 2023, réduisant ainsi la capacité de réserve et l'électricité du système électrique, en particulier du système électrique du Nord. Cela conduit également certains réservoirs hydroélectriques à violer le niveau d’eau de fonctionnement pendant la saison sèche, comme prescrit dans la procédure d’exploitation inter-réservoirs.

La région du Nord manque d'électricité en raison de réservoirs hydroélectriques secs

Certaines usines connaissent des pénuries locales de charbon.

Selon les conclusions de l'inspection, la production totale des sources d'énergie thermique au charbon en 2021-2022 était inférieure au Plan national d'approvisionnement en électricité et d'exploitation du système approuvé par le ministère de l'Industrie et du Commerce.

Au cours des cinq premiers mois de l'année, TKV et Dong Bac Corporation ont fourni la quasi-totalité du montant de charbon engagé dans le contrat d'achat et de vente de charbon signé en 2023, et il est prévu qu'en 2023, l'approvisionnement en charbon atteindra et dépassera le montant engagé dans le contrat de 2023. Cependant, une pénurie locale de charbon s'est produite dans certaines centrales thermiques au début de l'année et a duré jusqu'en mai.

EVN a publié le communiqué officiel n° 5188/EVN-KTSX daté du 31 juillet 2020 sur les normes d'inventaire du charbon pour les centrales thermiques. Cependant, les statistiques mensuelles sur les stocks de charbon montrent que les stocks de charbon en 2022 et au cours des premiers mois de 2023 de nombreuses centrales thermiques (y compris les centrales thermiques EVN et les GENCO) sont inférieurs à la norme. En particulier, certaines centrales électriques maintiennent des niveaux de stocks bas pendant une longue période ou si bas qu’elles doivent arrêter le générateur.

L'équipe d'inspection du ministère de l'Industrie et du Commerce a conclu : « Ainsi, les investisseurs des centrales thermiques n'ont pas strictement respecté la réglementation d'EVN sur les niveaux de stocks de charbon, affectant la fourniture de réserves pour un fonctionnement stable et sûr de la centrale, comme le montre le manque de charbon suffisant pour la production d'électricité à certains moments en 2022 et certains premiers mois de 2023. »

L'alimentation électrique est lente à démarrer

Le retard dans l’investissement et la construction de sources d’énergie est l’une des principales raisons pour lesquelles le Nord a récemment connu des pénuries d’électricité.

La conclusion de l'inspection a déclaré que : La mise en œuvre des projets de sources d'énergie et de réseau n'a pas assuré de progrès conformément au Plan énergétique VII ajusté approuvé, qui relève de la responsabilité d'EVN, des conseils de gestion des projets énergétiques 1, 2, 3, d'EVNNPT, de GENCO3 et des 5 sociétés d'énergie sous EVN.

Toutefois, les conclusions de l’inspection ont également souligné que de nombreux projets de sources d’énergie sont en retard pour des raisons objectives.

Du 1er janvier 2021 au 1er juin 2023, EVN et ses unités membres investiront dans 13 projets de sources d'énergie d'une capacité totale de 8 973 MW.

Au moment de l'inspection, l'investissement d'EVN dans le projet de centrale thermique de Quang Trach I avait 3 ans de retard.

Le projet O Mon III, selon le Plan énergétique VII ajusté, devrait être mis en service en 2020. EVN a achevé un certain nombre de procédures de préparation des investissements. Cependant, le projet O Mon III est en retard par rapport au Plan VII ajusté. L'équipe d'inspection a souligné que la raison était indépendante de la volonté d'EVN, à savoir que l'avancement de l'approvisionnement en gaz des projets de centrales thermiques du centre électrique d'O Mon était en retard par rapport au plan approuvé par le Premier ministre.

De même, avec le projet O Mon IV, EVN a achevé les procédures de préparation des investissements pour mettre en œuvre le projet. Cependant, en raison de la lenteur de l'approvisionnement en gaz du champ gazier du bloc B, le projet est en retard par rapport au Plan VII ajusté et à la décision du Premier ministre approuvant le plan d'exploitation du champ gazier du bloc B (récemment, Vietnam Oil and Gas Group a reçu des investissements dans les projets de centrales thermiques O Mon III et O Mon IV de la part d'EVN - PV).

Avec les projets Dung Quat I et Dung Quat III, EVN a achevé les procédures de préparation des investissements pour mettre en œuvre le projet. Toutefois, la conclusion de l'inspection indique que : Étant donné que l'avancement du champ gazier Blue Whale n'a pas été déterminé, EVN ne peut pas approuver le projet d'investissement et mettre en œuvre les prochaines étapes.

Le projet d'extension de la centrale hydroélectrique de Tri An n'avait pas été approuvé au moment de l'inspection par le Comité de gestion du capital de l'État dans les entreprises (SCMC), de sorte qu'EVN n'avait aucune base pour mettre en œuvre l'investissement conformément à la réglementation. Le projet a environ un an de retard par rapport au Plan Power VII ajusté.

Conclusion de l'inspection d'EVN : Violations dans la direction et l'exploitation de l'approvisionnement en électricité La conclusion de l'inspection annoncée ce matin tient EVN responsable des interruptions généralisées de l'approvisionnement en électricité, en particulier dans la région du Nord de la deuxième quinzaine de mai à la mi-juin 2023.

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