La consommation d'électricité du Nord a augmenté de plus de 31 millions de kWh/jour
Selon l'Autorité de régulation de l'électricité ( ministère de l'Industrie et du Commerce ), au cours de la semaine du 22 au 28 avril, en raison du temps chaud dans les trois régions du pays, la consommation d'électricité a augmenté à un niveau élevé avec une production quotidienne moyenne de 946,6 millions de kWh, soit environ 65,4 millions de kWh de plus que la semaine précédente.
La consommation d'électricité augmente à l'échelle nationale en raison du temps chaud
La charge moyenne dans le Nord a augmenté de plus de 31,7 millions de kWh/jour par rapport à la semaine précédente. Au cours de la semaine, de nombreux records de capacité de pointe et de consommation électrique quotidienne ont été établis. Plus précisément, à 13h30 le 27 avril, la capacité de pointe nationale a atteint 47 670 MW ; la consommation nationale d'électricité le 26 avril a atteint 993,9 millions de kWh.
Dans le Nord, depuis le 26 avril, la chaleur généralisée a entraîné une forte augmentation de la consommation d'électricité. Le 27 avril, la consommation d'électricité dans le Nord a atteint son niveau le plus élevé, soit 457,4 millions de kWh, soit une augmentation de 43 millions de kWh par rapport au jour le plus élevé de la semaine dernière.
Face à la demande croissante d'électricité dans le Nord, pour assurer l'approvisionnement en électricité et économiser l'hydroélectricité, le Centre de contrôle du système électrique national (A0) a dû démarrer l'unité 2 de la centrale thermique d'O Mon le 27 avril ; mobiliser les usines : Phu My 4, Phu My 21 pour fonctionner au GNL ; coordonner avec le Centre de contrôle du système électrique du Nord (A1), la Northern Power Corporation (NPC) pour demander aux petites centrales hydroélectriques de générer un soutien pour la charge de pointe.
L'A0 exige également que les réservoirs hydroélectriques retiennent l'eau pendant un maximum de moins de 2 jours pendant les périodes de faible charge et se concentrent sur la production d'électricité pendant les périodes de pointe du système ; mettre à jour la limite de transmission Nho Quan - Nghi Son à 2 450 MW, soit 100 MW de plus que la semaine dernière.
Selon l'Autorité de régulation de l'électricité, depuis le début de l'année, la charge nationale a augmenté d'environ 11,2% par rapport à la même période en 2023. Parmi celles-ci, le Nord a augmenté de 11,3%, la région centrale a augmenté de 8,5%, le Sud a augmenté de 11,7%, mais l'approvisionnement en électricité la semaine dernière a continué d'être bien assuré.
Maintenir une production thermique au charbon stable et assurer l'approvisionnement en électricité
S'adressant à Thanh Nien , un responsable de l'Autorité de régulation de l'électricité, a déclaré que pour garantir l'approvisionnement en électricité la semaine prochaine, les centrales hydroélectriques sont prioritaires afin de réserver un maximum de ressources en eau pour la production d'électricité pendant les heures de pointe. Les réservoirs hydroélectriques sont exploités pour maintenir des niveaux d'eau élevés dans le Nord (au moins une colonne d'eau calculée de 1,7) afin de limiter la réduction de capacité due à la colonne d'eau et d'augmenter la capacité disponible pour le système électrique du Nord ; en acceptant le risque de débordement en cas de crues soudaines.
Pour les centrales thermiques au charbon, le plan de réparation des équipements doit être respecté ; les unités du Nord ne doivent pas être réparées pendant la haute saison chaude, d'avril à juillet. En cas d'évolution hydrologique anormale et défavorable, il est permis de reporter les plans de réparation des unités thermiques au charbon afin d'accroître la disponibilité du réseau électrique ; les unités défectueuses doivent être réparées et remises en service en urgence, comme l'unité S1 de la centrale thermique de Mong Duong 2 et l'unité S2 de la centrale thermique de Hai Duong .
De plus, les centrales électriques fonctionnant au fioul garantissent la disponibilité des sources de combustible (fioul FO/DO) pour répondre aux pics de charge et compenser la production d'électricité en cas de chevauchement des grands générateurs du réseau. Les compagnies d'électricité prévoient avec précision la capacité de pointe, annoncent clairement leur capacité à mettre en œuvre un ajustement de charge (DR) et à mobiliser les sources de diesel empruntées aux clients, afin qu'A0 puisse actualiser ses calculs et établir ses plans opérationnels.
Selon l'Autorité de régulation de l'électricité, durant les mois de pointe de la saison sèche (avril-juillet), la production totale d'énergie thermique au charbon devrait représenter 52 à 60 % de la production totale du réseau électrique national. Par conséquent, les investisseurs dans les centrales électriques (en particulier les centrales thermiques au charbon du Nord) doivent continuer à garantir la disponibilité et la fiabilité des générateurs et de l'ensemble de la centrale, prévenir les incidents durant les mois de pointe de la saison sèche et préparer suffisamment de combustible pour la production d'électricité en fonction des besoins de mobilisation du réseau.
« Il s'agit d'une tâche très importante, décisive pour la capacité à assurer un approvisionnement en électricité sûr pendant les mois de pointe de la saison sèche », a déclaré le chef de l'Autorité de régulation de l'électricité.
En outre, l'Autorité de régulation de l'électricité exige que les unités de production d'électricité signalent de manière proactive et fournissent des informations réalisables et précises sur le fonctionnement des générateurs, les causes des incidents, le temps de réparation, l'inventaire du charbon, les progrès attendus et le plan d'importation de charbon à envoyer à A0 ; en ne permettant absolument pas la situation où la centrale est prête à produire de l'électricité mais manque de combustible au charbon et ne peut pas générer suffisamment de capacité.
En outre, Vietnam Electricity Group coopère avec les localités pour promouvoir la propagande d'économie d'électricité, mettre en œuvre de manière persistante le programme de régulation de la charge pour répondre à la capacité de pointe du système électrique dans les trois régions du Nord, du Centre et du Sud.
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