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Tendances et perspectives du march茅 vietnamien de l'EPC 茅nerg茅tique

Croissance rapide de la demande industrielle et r茅sidentielle

La consommation d'茅lectricit茅 au Vi锚t Nam a atteint 280 TWh en 2025, contre 257 TWh en 2024, les utilisateurs industriels fournissant 58 % de la demande incr茅mentale 脿 mesure que de nouvelles usines de fabrication et des centres de donn茅es sont entr茅s en service dans les provinces du nord. La demande r茅sidentielle a progress茅 de 6,2 % sous l'effet de la p茅n茅tration de la climatisation d茅passant 70 % 脿 Hano茂 et 脿 H么-Chi-Minh-Ville, et de 1,2 GW de charge de recharge en heure de pointe vesp茅rale provenant des deux-roues 茅lectriques.^{[2]Agence internationale de l'茅nergie, "Perspectives 茅nerg茅tiques de l'Asie du Sud-Est 2025," iea.org} La croissance soutenue de la demande contraint les services publics et les producteurs d'茅lectricit茅 ind茅pendants 脿 acc茅l茅rer les ajouts en charge de base, mais les contraintes de transmission poussent les parcs industriels vers la production captive, fragmentant le march茅 vietnamien de l'EPC 茅nerg茅tique en segments 脿 l'茅chelle des services publics et derri猫re le compteur. Les zones de transformation 脿 l'exportation de B岷痗 Ninh et Ha茂phong ont enregistr茅 47 pannes non planifi茅es en 2025, incitant les multinationales 脿 stipuler une capacit茅 de secours sur site dans les contrats de bail. Le gouvernement pr茅voit d'茅lectrifier tous les m茅nages ruraux d'ici 2027, ajoutant 3,5 GW de mises 脿 niveau de distribution, cr茅ant une demande d'EPC auxiliaire pour les 茅quipements basse tension.

R茅vision du PDP 8 augmentant le pipeline de CAPEX de production et de r茅seau

Le Plan de d茅veloppement 茅nerg茅tique 8 final, approuv茅 en 2024, porte l'objectif de capacit茅 install茅e pour 2030 脿 150 GW, soit 30 GW de plus que le projet, et affecte 18 milliards USD aux corridors 500 kV qui achemineront l'茅olien en mer de la c么te centro-m茅ridionale vers le delta du Fleuve Rouge. La politique retire 8,6 GW de charbon souscritique d'ici 2030 et fixe un objectif de 15 GW de GNL, maintenant une trajectoire d'EPC 脿 deux chiffres pour les actifs thermiques plus propres. L'allocation d'茅olien en mer passe de 6 GW 脿 10 GW, refl茅tant la baisse des co没ts nivel茅s sur les sites en eaux peu profondes une fois les co没ts de r茅seau mutualis茅s. Une nouvelle r猫gle 芦 r茅seau en premier 禄 signifie que les projets de production ne peuvent pas atteindre la cl么ture financi猫re tant qu'EVN ne confirme pas la disponibilit茅 du poste de transformation, ce qui avance les attributions d'EPC T&D et allonge les d茅lais de production. Un ensemble de pr锚ts concessionnels de 2,5 milliards USD de la Banque asiatique de d茅veloppement, sign茅 en 2025, abaisse les co没ts moyens pond茅r茅s du capital pour les projets 500 kV 脿 7,2 %, permettant aux entrepreneurs de soumissionner de mani猫re plus agressive.^{[3]Banque asiatique de d茅veloppement, "Pr锚t pour l'expansion du r茅seau vietnamien," adb.org}

Envol茅e des projets GNL-vers-茅lectricit茅 d茅bloquant l'arri茅r茅 d'EPC gazier

Trois terminaux de regaz茅ification, Th峄� V岷�i, S啤n M峄� et Qu岷�ng Tr峄�, ont commenc茅 leur service entre janvier 2024 et septembre 2025, levant le goulot d'茅tranglement en carburant qui avait bloqu茅 6,8 GW de projets 脿 cycle combin茅. La centrale de 1 624 MW Nh啤n Tr岷�ch 3 & 4, d茅velopp茅e par PetroVietnam Power et Samsung C&T, est entr茅e en exploitation commerciale en juin 2025, utilisant des turbines GE 9HA.02 脿 64 % d'efficacit茅 nette, la r茅f茅rence thermique la plus 茅lev茅e de la r茅gion. Qu岷�ng Tr岷�ch II a d茅marr茅 la construction en mars 2025 dans le cadre d'un contrat d'1,9 milliard USD comprenant des turbines Siemens Energy SGT5-8000H et des condenseurs refroidis 脿 l'air pour r茅duire la consommation d'eau douce. L'indexation des tarifs du GNL sur les prix Henry Hub plut么t que sur les indices p茅troliers r茅duit le risque pour les acheteurs, permettant 4,2 GW de nouveaux contrats d'achat d'茅lectricit茅 de turbines 脿 gaz 脿 cycle combin茅 en 2025. Les fabricants d'茅quipements d'origine s茅curisent 40 脿 50 % de la valeur d'EPC sur le cycle de vie gr芒ce 脿 des accords de services 脿 long terme, illustr茅s par le contrat de service 脿 long terme de 20 ans de GE Vernova garantissant 95 % de disponibilit茅 脿 Nh啤n Tr岷�ch 3 & 4.

Cadre DPPA catalysant les projets d'茅nergies renouvelables C&I

Le D茅cret 57/2025 permet aux clients utilisant plus de 30 GWh par an de signer des contrats d'achat d'茅lectricit茅 bilat茅raux d'une dur茅e maximale de 20 ans, contournant EVN et d茅bloquant le solaire en toiture et au sol pr茅c茅demment limit茅 par les plafonds de comptage net. En octobre 2025, 127 contrats totalisant 890 MW avaient 茅t茅 enregistr茅s, les secteurs du textile, de l'acier et de l'茅lectronique repr茅sentant 73 % de la puissance souscrite. Les garanties partielles contre le risque de la Banque mondiale lanc茅es en juin 2025 ont r茅duit les co没ts d'emprunt pour le solaire d'environ 200 points de base, permettant un financement sans recours pour des projets aussi petits que 5 MW. Les marges d'EPC de solaire en toiture se sont assouplies 脿 8-9 % 脿 mesure que 34 entrepreneurs nationaux entraient dans le segment, mais la tranche de moins de 100 MW affichera un TCAC de 16,5 % gr芒ce 脿 la poursuite de l'expansion des parcs industriels. La suppression du plafond de comptage net de 20 % par le D茅cret 135/2024 permet aux usines de dimensionner le solaire 脿 la pleine charge diurne, triplant le gisement d'opportunit茅s de production d茅centralis茅e.

Congestion du r茅seau et risque d'茅cr锚tement gonflant les TRI des projets

L'茅cr锚tement solaire et 茅olien a atteint en moyenne 18 % dans les provinces du sud au cours du premier semestre 2025, 茅quivalant 脿 1 240 GWh de production perdue, car les lignes 500 kV fonctionnaient au-del脿 de leur capacit茅 nominale. Les retards dans la mise 脿 niveau Thu岷璶 Nam-Ph瓢峄沜 Long ont contraint les op茅rateurs 脿 r茅duire 2,1 GW de solaire pendant 87 jours, effa莽ant 31 millions USD des recettes des producteurs. Les d茅veloppeurs mod茅lisent d茅sormais un 茅cr锚tement de 12 脿 15 % lors de la fixation des prix des contrats d'achat d'茅lectricit茅, poussant le co没t nivel茅 de l'茅nergie 脿 la hausse de 6 脿 8 USD par MWh et comprimant les TRI sur fonds propres en dessous des r茅f茅rences r茅gionales. Les terrains situ茅s 脿 proximit茅 de postes de transformation 脿 capacit茅 disponible se n茅gocient 40 脿 60 % plus cher que les parcelles dans des zones congestionn茅es, fragmentant le pipeline en op茅rations de plus petite taille. Le plan de transmission sud de 6,2 milliards USD d'EVN ne soulagera pas la congestion avant 2028-2029, ce qui supprimera les attributions annuelles d'EPC dans l'intervalle.

R茅visions r茅troactives des tarifs d'injection fragilisant la confiance des investisseurs

La Circulaire 02/2024 a r茅duit les tarifs de 1 247 MW de projets solaires de 2019-2020 de 93,5 脿 71,2 USD par MWh, entra卯nant 23 demandes d'arbitrage et une hausse des spreads d'emprunt de 80 脿 120 points de base pour les nouvelles op茅rations. Moody's a abaiss茅 le score de stabilit茅 r茅glementaire du Vi锚t Nam 脿 Ba1 en 2025, tandis que les pr锚teurs exigent d茅sormais des planchers de revenus sur 20 ans ou une couverture du risque par la Banque mondiale, ajoutant six 脿 neuf mois aux d茅lais de d茅veloppement.^{[4]Moody's Investors Service, "Opinion de cr茅dit d'EVN," moodys.com} M锚me les projets disposant de contrats d'achat d'茅lectricit茅 sign茅s peinent 脿 se cl么turer ; 340 MW de solaire mis en service en 2025 restent non financ茅s en raison des craintes de r茅vision tarifaire.

*Nos pr茅visions consid猫rent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les pr茅visions d'impact refl猫tent la croissance de r茅f茅rence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par technologie : L'茅olien en mer propulse la domination des 茅nergies renouvelables

Les 茅nergies renouvelables repr茅sentaient 68,5 % de la part du march茅 vietnamien de l'EPC de production d'茅nergie en 2025 et devraient progresser 脿 un TCAC de 15,3 % jusqu'en 2031, 脿 mesure que l'茅olien en mer passe des 茅tudes 脿 l'ex茅cution, port茅 par les blocs La G脿n de 3,5 GW et H岷�i Long de 2,1 GW 茅valu茅s 脿 13,6 milliards USD. La capacit茅 thermique, principalement les turbines 脿 gaz 脿 cycle combin茅 aliment茅es au GNL, occupait les 31,5 % restants mais ancre toujours la charge de base avec des turbines 9HA.02 offrant 64 % d'efficacit茅 脿 Nh啤n Tr岷�ch 3 & 4.

La complexit茅 d'ing茅nierie de l'茅olien en mer, avec des fondations monopieux dans des profondeurs de 25 脿 40 m猫tres et des liaisons sous-marines 220 kV de 80 脿 120 kilom猫tres, maintient les co没ts d'EPC 脿 3 200-3 800 USD par kW, bien au-dessus du solaire 脿 l'茅chelle des services publics 脿 650-750 USD par kW. La part d'EPC thermique diminue 脿 mesure que les financeurs se retirent du charbon ; 17 banques mondiales ont adopt茅 des politiques d'exclusion du charbon durant 2024-2025, contraignant la mise 脿 niveau de 600 MW de Qu岷�ng Tr岷�ch I 脿 passer du charbon au GNL en cours de conception. N茅anmoins, le PDP 8 plafonne la p茅n茅tration des 茅nergies renouvelables 脿 47 % d'ici 2030 pour la stabilit茅 du r茅seau, garantissant que l'EPC thermique d茅tient au moins un quart de la valeur du march茅 vietnamien de l'EPC de production d'茅nergie jusqu'en 2031.

Par tranche de capacit茅 : Le segment des ressources 茅nerg茅tiques distribu茅es s'envole gr芒ce 脿 la dynamique DPPA

Les projets de 100-499 MW ont s茅curis茅 61,9 % de la taille du march茅 vietnamien de l'EPC de production d'茅nergie en 2025, le point id茅al pour les appels d'offres provinciaux qui 茅quilibrent l'茅chelle et la faisabilit茅 de raccordement au r茅seau. Les ressources distribu茅es de moins de 100 MW, soutenues par les DPPA et les r茅formes du comptage net, progresseront 脿 un TCAC de 16,5 %, refl茅tant la demande des usines en solaire en toiture et en syst猫mes de stockage par batteries comme couverture contre les futures hausses tarifaires.

Les projets de plus de 500 MW, 脿 savoir l'茅olien en mer et les turbines 脿 gaz 脿 cycle combin茅 aliment茅es au GNL, repr茅sentaient 23 % de la valeur d'EPC de 2025 mais n茅cessitent en moyenne 54 mois de la faisabilit茅 脿 la mise en exploitation commerciale en raison de la complexit茅 des proc茅dures environnementales et de garantie. L'exemption accord茅e par le gouvernement en 2025 aux projets de moins de 30 MW de l'obligation de stockage a r茅duit l'intensit茅 capitalistique de 18 脿 22 %, portant les TRI de production d茅centralis茅e 脿 13-15 % et d茅clenchant une vague de financements de solaire en toiture au second semestre 2025.

Par utilisateur final : La production captive industrielle en t锚te, les producteurs d'茅lectricit茅 ind茅pendants acc茅l猫rent

Les sch茅mas d'autoproduction industrielle d茅tenaient 53,1 % de la taille du march茅 vietnamien de l'EPC de production d'茅nergie en 2025, les zones d'exportation ayant subi 47 pannes de r茅seau par site et impos茅 la production sur site pour garantir 99,99 % de disponibilit茅. Les producteurs d'茅lectricit茅 ind茅pendants progresseront 脿 un TCAC de 16,1 %, port茅s par un appel d'offres d'茅nergies renouvelables de 8 GW pr茅vu pour 2026 et par la capacit茅 nouvellement acquise de vendre directement aux acheteurs commerciaux et industriels dans le cadre des DPPA.

Les services publics r茅glement茅s, principalement les filiales d'EVN, contr么laient 28 % de la valeur d'EPC en 2025 et priorisent d茅sormais les actifs T&D, tandis que les entreprises d'脡tat telles que PetroVietnam Power se concentrent sur les projets strat茅giques de GNL et d'茅olien en mer n茅cessitant un soutien souverain. La production captive reste h茅t茅rog猫ne : 62 % des d茅penses de 2025 concernaient la cog茅n茅ration au gaz, 28 % le solaire en toiture combin茅 脿 des syst猫mes de stockage par batteries, et 10 % les groupes 茅lectrog猫nes diesel convertis en bicombustible pour la conformit茅 environnementale.

Analyse g茅ographique

Le sud du Vi锚t Nam a capt茅 48 % de la valeur d'EPC de 2025 gr芒ce 脿 la densit茅 des parcs industriels et 脿 la proximit茅 des terminaux GNL de Th峄� V岷�i et V农ng T脿u. La grappe solaire-茅olienne de la c么te centro-m茅ridionale a repr茅sent茅 31 %, bien que l'茅cr锚tement ait atteint 18 % en raison du retard de la ligne 500 kV Thu岷璶 Nam-Ph瓢峄沜 Long, qui ne sera pas termin茅e avant mi-2026. Les provinces du nord ont repr茅sent茅 21 %, avec une orientation vers le solaire en toiture et des conversions charbon-gaz pr茅vues une fois que les travaux du gazoduc nord-sud commenceront en 2026.

Les zones prioritaires d'茅olien en mer 脿 B矛nh Thu岷璶 et Tr脿 Vinh b茅n茅ficient de baux de fond marin acc茅l茅r茅s, concentrant 4,8 GW de l'objectif national de 10 GW et attirant des grappes de cha卯ne d'approvisionnement pour les monopieux, les c芒bles et les services de navires. Le solaire en toiture dans le nord b茅n茅ficie de tarifs industriels plus 茅lev茅s, 95 USD contre 82 USD par MWh dans le sud, r茅duisant le d茅lai de r茅cup茅ration 脿 5,2 ans malgr茅 une irradiation inf茅rieure de 12 %. Le delta du M茅kong reste sous-repr茅sent茅 (moins de 3 % de l'investissement) en raison de l'affaissement des sols, ce qui augmente les co没ts de fondation de 30 脿 40 %.