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Le secteur énergétique vietnamien vient de franchir une étape importante. Le 30 septembre, Doosan Enerbility, entreprise de la République de Corée, et PTSC, filiale du groupe vietnamien PetroVietnam, ont signé le contrat d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction (EPC) de la centrale électrique au gaz à cycle combiné Ô Môn III.
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| Petrovietnam et Doosan Enerbility signent le contrat EPC. |
| Photo : Doosan Enerbility/CVN |
Ce projet constitue un maillon essentiel de la chaîne gazière et électrique Lot B - Ô Môn, un complexe représentant près de 12 milliards de dollars d’investissements et destiné à relier les gisements de gaz offshore du Sud-Ouest du pays aux centrales électriques d’Ô Môn. Il s’agit, à ce jour, du plus grand projet de l’histoire de l’industrie pétrolière et gazière vietnamienne.
Lorsque le gaz extrait en mer sera acheminé à terre, à partir de 2027 selon les prévisions, les centrales de la région, dont Ô Môn III, pourront le transformer en électricité pour répondre aux besoins du pays.
Une centrale à haut rendement
Selon un communiqué publié le 1er octobre par Doosan Enerbility, le contrat, d’une valeur de 840 milliards de wons, soit environ 16.300 milliards de dôngs, porte sur la réalisation de la centrale. Associé à PTSC, le groupe sud-coréen prendra en charge l’ensemble des travaux d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction. Il fournira également la turbine à vapeur de l’installation, un équipement essentiel au fonctionnement du cycle combiné.
Cette fourniture marque une première pour Doosan Enerbility : sa turbine à vapeur sera installée pour la première fois dans une centrale électrique à cycle combiné au Vietnam.
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| Les trois composantes de la chaîne gazière et électrique Lot B - Ô Môn. Photo : CVN |
Ô Môn III sera construite au sein du même complexe de production électrique qu’Ô Môn IV, dont Doosan Enerbility a remporté le contrat en 2025. Situé à environ 180 km au sud-ouest de Hô Chi Minh-Ville, le site accueillera une centrale d’une puissance de 1.155 MW, dont l’achèvement est prévu en 2030. Une fois mise en service, elle contribuera à renforcer la stabilité de l’approvisionnement en électricité du Sud du pays.
La performance attendue repose notamment sur la technologie du cycle combiné au gaz. Le gaz naturel est d’abord brûlé pour entraîner une turbine à gaz, qui produit de l’électricité. Les gaz d’échappement, encore très chauds, sont ensuite dirigés vers une chaudière de récupération, où leur chaleur sert à produire de la vapeur. Celle-ci entraîne à son tour une turbine à vapeur, qui génère une quantité supplémentaire d’électricité.
Ce procédé permet ainsi de produire de l’électricité en deux étapes à partir d’un même combustible, en récupérant une partie de la chaleur qui serait autrement perdue.
La technologie présente également des avantages environnementaux. Selon les estimations généralement admises dans le secteur, les centrales modernes à cycle combiné affichent un rendement d’environ 55 à 60%, contre 35 à 40% pour les centrales à cycle simple. À production électrique équivalente, cette efficacité réduit la consommation de gaz et, par conséquent, les émissions de CO₂.
Les centrales au gaz à cycle combiné émettent généralement environ deux fois moins de CO₂ par kilowattheure que les centrales au charbon. Elles produisent également beaucoup moins de particules et de composés soufrés. Elles restent néanmoins des installations utilisant une énergie fossile, dont l’empreinte climatique dépend aussi des émissions de méthane tout au long de la chaîne d’approvisionnement.
Pour le Vietnam, qui s’est engagé à atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050, cette technologie représente une source d’électricité pilotable, susceptible de compléter les énergies renouvelables lorsque la production solaire ou éolienne est insuffisante. Elle peut ainsi contribuer à la sécurité énergétique pendant la transition vers un système électrique moins carboné.
2027, une échéance décisive pour la chaîne Lot B - Ô Môn
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| Principe de fonctionnement d’une centrale à cycle combiné. |
| Source : Wattdirection |
L’arrivée du premier gaz du gisement Lô B, prévue au plus tard au troisième trimestre 2027, constitue une échéance déterminante pour l’ensemble de la chaîne gazière et électrique Lot B - Ô Môn. Elle doit permettre d’engager l’approvisionnement des centrales à partir des ressources offshore et de consolider la sécurité énergétique du Sud du pays.
Selon Petrovietnam, cette chaîne comprend trois composantes : l’exploitation des gisements de gaz en mer, le transport par gazoduc et la production d’électricité au sein du complexe de centrales d’Ô Môn.
Le volet amont porte sur le développement du gisement de gaz Lô B, qui englobe les blocs 48/95 et 52/97. Situé dans la dépression du bassin de Malay - Thổ Chu, au large du Sud-Ouest du Vietnam, il se trouve à environ 300 km des côtes de Cà Mau. Ses réserves sont estimées à 107 milliards de mètres cubes de gaz, dans une zone où la profondeur de l’eau atteint environ 77 m.
La phase 1A prévoit notamment une plateforme centrale de traitement (CPP), une plateforme d’habitation, une plateforme de torchage, des plateformes de tête de puits, trois plateformes de collecte ainsi qu’un navire de stockage et d’exportation des condensats.
Le transport repose sur le gazoduc Lot B - Ô Môn, long de 431 km et représentant un investissement total de 1,277 milliard de dollars. Il comprend 329 km de conduites offshore et 102 km de conduites terrestres. Une fois achevé, il acheminera le gaz naturel du gisement Lô B vers le complexe électrique d’Ô Môn, qui regroupera quatre centrales : Ô Môn I, II, III et IV.
Le volet aval prévoit une capacité totale de production de 3.810 MW. Ô Môn III est la dernière des quatre centrales dont le contrat EPC a été attribué. La centrale Ô Môn I doit être convertie pour fonctionner au gaz du gisement Lô B, tandis que les trois autres seront construites à neuf.
Selon le calendrier présenté à la fin de 2025, la conversion d’Ô Môn I au gaz est prévue en 2027, la mise en service d’Ô Môn IV en décembre 2028, celle d’Ô Môn II en 2029 et le début de l’exploitation commerciale d’Ô Môn III en mai 2030.
Ô Môn III sera donc la dernière centrale de ce complexe à entrer en service. La signature de son contrat EPC marque son passage à la phase de construction et constitue une nouvelle avancée pour le volet aval du projet. La réalisation coordonnée de l’ensemble de la chaîne sera déterminante pour acheminer le gaz dans les délais prévus et le convertir en électricité au bénéfice de l’économie vietnamienne.
Quê Anh/CVN
