Le Vietnam va mettre en œuvre des accords d'achat d'électricité sur le marché des énergies renouvelables

De 2020 à ce jour, le gouvernement vietnamien a continué à travailler sur un schéma permettant des accords bilatéraux d'achat d'électricité (PPA). Ce programme pilote a été retardé à ce jour et devrait maintenant être lancé au premier trimestre 2023. Le programme officiel sera lancé en 2025.

Le ministère de l'Industrie et du Commerce (MIOT) souhaite mettre en œuvre des accords bilatéraux d'achat d'électricité (AAE) sur le marché vietnamien de l'électricité par le biais d'un projet pilote. Le programme permettra pour la première fois aux centrales d'énergie renouvelable de vendre de l'électricité directement à des acheteurs privés dans le cadre d'un accord virtuel ou intégré.

Selon les règles actuelles, le producteur d'énergie public Electricity of Vietnam (EVN) détient le monopole du transport, de la distribution, de la vente en gros et au détail d'électricité dans le pays et est le seul acheteur sur le marché de l'électricité du pays.

Moritz Sticher, consultant senior du cabinet de conseil allemand Apricum, basé à Berlin, a déclaré au magazine PV que le programme n'avait pas encore été lancé et que "le moment exact est désormais incertain". Il devait initialement être opérationnel entre 2022 et 2024, mais devrait maintenant démarrer au premier trimestre 2023. Suite au projet pilote, le plan officiel sera lancé en 2025.

Depuis 2020, le gouvernement vietnamien a rédigé plusieurs textes législatifs et plusieurs amendements ont retardé le programme jusqu'à présent. En janvier de cette année, le gouvernement a apporté des modifications à la structure tarifaire du programme, Sticher déclarant : "Les acheteurs achèteront désormais de l'électricité au prix de détail, plutôt qu'au prix du marché au comptant plus le coût du contrat d'achat d'électricité". Le service public national Genco paiera toujours EVN au prix de gros. Les acheteurs et les centrales électriques devront également conclure des contrats à terme pour la différence de prix sur le cycle de négociation à terme.

Dans le cadre de ce mécanisme, les investisseurs investiront désormais à un tarif fixe et le risque de fluctuations tarifaires est transféré à l'acheteur », a expliqué Sticher. Pour l'acheteur, le changement de prix du gros au détail signifie une part supplémentaire d'EVN d'environ 2 %. , de sorte que le rendement pour l'investisseur est légèrement réduit (en supposant que l'acheteur vise le même prix total). Et il est également légèrement moins attractif pour les acheteurs en raison du risque de changements tarifaires. »

Sticher a déclaré que les retards dans le démarrage du programme PPA avaient entravé le développement de projets à grande échelle au Vietnam et que le pays avait "peu d'intérêt à augmenter rapidement la capacité solaire à grande échelle". L'incertitude persistante concernant les objectifs en matière d'énergies renouvelables, les contraintes énergétiques et les projets bloqués qui ont bénéficié des précédentes séries de subventions tarifaires de rachat auraient également contribué à cette situation.

Les données du dernier rapport « ASEA Solar Power » d'Apricum montrent que le Vietnam dispose actuellement d'environ 18,47 GW de capacité d'énergie solaire installée. Apricum affirme que l'éolien offshore et terrestre compensera la réduction de la capacité solaire et des importations en provenance du Laos.

Le secteur commercial et industriel (C&I) du pays est en croissance. Dans son scénario de base, Apricum prévoit une capacité installée totale de 10 792 MWc d'ici la fin de 2022, la plupart des projets C&I étant financés par des producteurs d'électricité indépendants (IPP).