Größe und Marktanteil des vietnamesischen Energiemarkts – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Trends und Erkenntnisse zum vietnamesischen Energiemarkt

Rasanter industrialisierungsbedingter Anstieg der Stromnachfrage

Die Industrieproduktion stieg 2024 um 8,4 %, was den landesweiten Stromverbrauch Ende Mai auf 1 Milliarde kWh anhob und EVN dazu veranlasste, Nachfragesteuerungsprogramme einzusetzen.^{(1)Nguyen Lan, „Anstieg der Industrieproduktion und des Stromverbrauchs”, VietnamPlus, vietnamplus.vn} Der Halbleitersektor allein wird im Jahr 2024 auf 18,23 Milliarden USD geschätzt und wächst mit einem CAGR von 11,48 %, ein Ergebnis von Vietnams „Silicon Delta”-Politik, die bis 2030 einen Anteil von 45 % der Produktion aus Hochtechnologiegütern anstrebt. Südkorea hat Anfang 2025 den Spitzenplatz unter den Investoren zurückerobert, wobei die SK Group Milliarden-Dollar-Budgets für LNG und kleine modulare Reaktoren bereitstellt. Um das staatliche BIP-Ziel von 8 % für 2025 zu erreichen, sind jährliche Zuwächse von 12–16 % bei der Erzeugung erforderlich, was die Abhängigkeit des vietnamesischen Energiemarkts von beschleunigten Netzprojekten verstärkt. Ausländische Investoren nennen eine stabile Stromversorgung mittlerweile als Voraussetzung für die Ansiedlung von Hochtechnologieanlagen.

Staatliche Ziele für erneuerbare Energien und Einspeisevergütungen

Der überarbeitete PDP-8 legt ein Verbrauchsband von 500,4–557,8 Milliarden kWh für 2030 fest und schreibt vor, dass erneuerbare Energien 28–36 % des Energiemixes ausmachen sollen, was eine Abkehr von der Kohledominanz signalisiert. Neue Preisobergrenzen setzen Onshore-Wind auf VND 1.959,4/kWh (USD 0,078) im Norden und Küstennah-Projekte auf VND 1.987,4/kWh (USD 0,079) fest, was die Investitionssicherheit nach Jahren stockender Leitlinien wiederherstellt.^{(2)Nguyen Quang, „Vietnam gibt Einspeisevergütungen für Wind 2025 heraus”, Ministerium für Industrie und Handel, moit.gov.vn} Gleichzeitig drohen rückwirkende Tarifkürzungen Vermögenswerte in Solar- und Windanlagen im Wert von 13 Milliarden USD zu gefährden, was Proteste internationaler Entwickler ausgelöst hat. Dekret 57/2025 führte DPPAs ein, die es privaten Erzeugern ermöglichen, EVN zu umgehen und direkt mit qualifizierten Verbrauchern zu handeln – eine Reform, die die Belastung des Staatshaushalts verringern und den Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigen soll. Diese Veränderungen bringen Vietnam mit der ASEAN-Stromnetzvision in Einklang, die vorsieht, dass saubere Quellen bis 2030 bis zu 50 % der regionalen Erzeugung abdecken.

PDP-8-gesteuerter FDI-Zufluss in Erzeugung und Netz

Die gesamten Infrastrukturausgaben sollen 2025 um 40 % auf 36 Milliarden USD steigen, wobei mehr als vier Fünftel für Stromerzeugung und Übertragungsausbauten vorgesehen sind. Zu den Vorzeigeprojekten gehören Huadians 2,4-Milliarden-USD-Grünwasserstoff-Hub in Quang Tri und Vingroups 5,5-Milliarden-USD-LNG-Komplex in Hai Phong. Auf der Netzseite wird die VND 7.410 Milliarden (USD 300 Millionen) teure 500-kV-Leitung Lào Cai–Vĩnh Yên bei ihrer Inbetriebnahme im September 2025 3.000 MW nördlicher Wasserkraftleistung übertragen. Die Lokalisierung von Ausrüstungen gewinnt an Fahrt; CS Wind investiert 200 Millionen USD in ein Windturmwerk in Long An, um die lokale Offshore-Wind-Nachfrage zu decken. Energiespeicherung hat sich als paralleles Spielfeld etabliert, wobei T&T Group bis 2026 eine jährliche Batterieproduktion von 2 GWh anstrebt.

Finanzierung der Netzmodernisierung (ADB, JICA)

Die ADB hat 16,5 Milliarden USD für klimaresistente Infrastruktur bereitgestellt, und Premierminister Pham Minh Chinh bat bei den Treffen im April 2025 um zusätzliche Unterstützung für große Energieprojekte. Abgeschlossene Ausbauten haben im Vorfeld des Trockenzeithöchststands 2025 1.000 MW Blindleistungskompensation an 20 Umspannwerken hinzugefügt. Die JICA kofinanziert das 1.500-MW-LNG-Kraftwerk Quang Ninh, das von PetroVietnam Power, Tokyo Gas und Marubeni entwickelt wird und 2026–2027 in Betrieb gehen soll. EVN meldet eine 100-prozentige Online-Kundendienstabdeckung und KI-gestützte Überwachung, die die Ausfallzeiten im Jahresvergleich um 320 % reduziert hat. Zusätzliche 500-kV-Korridore werden auch 9.360–12.100 MW Importe aus Laos transportieren, die für Wasserkraftflüsse mit USD 0,0695/kWh bepreist sind.

Langsame Genehmigung von Stromabnahmeverträgen und regulatorische Unsicherheit

Rund 13 Milliarden USD an Wind- und Solaranlagen sind gefährdet, nachdem Prüfer falsch angewandte Einspeisevergütungsregeln festgestellt und neue Stromabnahmeverträge bis zur Überprüfung ausgesetzt haben, was trotz Vietnams erklärtem Plan, die Kapazität bis 2030 zu verdoppeln, zum Rückzug von Enel, Equinor und Ørsted geführt hat. Eine 6-GW-Offshore-Windzone wurde aus dem jüngsten PDP-8-Entwurf gestrichen, was die Wahrnehmung politischer Volatilität vertieft. Übertragungsgenehmigungen sind ebenso schleppend; Regierungsdaten zeigen, dass nur 2 von 16 vorgeschriebenen Netzprojekten die Zeitpläne für 2024 eingehalten haben. Diese Verzögerungen bremsen das Tempo des vietnamesischen Energiemarkts kurzfristig.

ESG-bedingte Einschränkung der Kohlefinanzierung

Internationale Kreditgeber verschärfen weiterhin ihr Kohleengagement und setzen Vietnams Plan unter Druck, den Brennstoff bis 2050 abzuschaffen. Das Erreichen der Netto-Null-Emissionen erfordert 650 Milliarden USD, ein Großteil davon für Biomasse- oder Ammoniakumrüstungen an bestehenden Kohlestandorten. Der JETP-Rahmen wird konzessionäre Mittel kanalisieren, aber die Lücke bleibt groß; das Nam-Dinh-Kohlekraftprojekt ist exemplarisch, da es 2023 ACWA Power verloren hat und nun eine LNG-Umrüstung ins Auge fasst. Trotz der Einschränkungen erreichte der Kohleverbrauch 2024 einen Rekordwert, was die Spannungen zwischen kurzfristiger Zuverlässigkeit und langfristiger ESG-Konformität offenbart.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Nach Energiequelle: Erneuerbare Energien überholen den thermischen Übergang

Erneuerbare Energien lieferten 2025 56,85 % der installierten Kapazität und unterstreichen damit ihren Status als Anker des vietnamesischen Energiemarkts. Das Segment soll bis 2031 jährlich um 11,46 % wachsen, da Solardächer skalieren, Onshore-Wind sich über das Zentralhochland ausbreitet und Offshore-Windturbinen beginnen, taifungefährdete Küstengewässer zu bevölkern. Solar summiert sich bereits auf 19,4 GW, doch die Abregelung übersteigt in Ninh Thuan und Binh Thuan während der Trockenzeit, wenn lokale Leitungen überlastet sind, 15 %. Die hohe Abregelung hat Entwickler dazu veranlasst, neue Projekte mit Batteriespeichern zu kombinieren, ein Trend, der durch das PDP-8-Ziel von 10–16 GW Batterien bis zum Ende des Jahrzehnts begünstigt wird. Das 6-GW-Ziel für Offshore-Wind bis 2030 entspricht 1,2 GW jährlicher Installationen ab 2026 und erfordert umgehende Hafenausbauten und lokalisierte Lieferketten. Zusammen deuten diese Trends auf eine erweiterte Marktgröße des vietnamesischen Energiemarkts auf Segmentebene hin, die thermische Zuwächse innerhalb von drei Jahren übertreffen wird.

Die thermische Kapazität bleibt relevant, verliert aber an Boden. Kohlekraftwerke liefen 2024 mit einem Kapazitätsfaktor von 68 %, da Merit-Order-Regeln günstigere Wind- und Wasserkraft bevorzugten. Neuen Kohlekraftprojekten fehlt die Finanzierung, und erschöpfende Offshore-Gasfelder behindern das Wachstum der Gaskraftwerke. Die Regierung bringt daher die Kernenergie mit vorläufigen Plänen von 4–6,4 GW für den Horizont 2030–2035 wieder auf den Tisch, obwohl Finanzierung und öffentliche Akzeptanz weiterhin Hürden darstellen. In der Zwischenzeit sollen Gas-Kombikraftwerke und großmaßstäbliche Batterien die Kapazitätslücke schließen und Regelleistung bereitstellen, was einen Technologiemix prägt, der es dem vietnamesischen Energiemarkt ermöglicht, sein rasantes Wachstum fortzusetzen und gleichzeitig die Emissionsintensität zu senken.

Nach Endverbraucher: Dominanz von Gewerbe und Industrie hält an

Gewerbe- und Industriekäufer verbrauchten 2025 51,35 % des Stroms und wachsen jährlich um 11,08 %, was sie zum mit Abstand wichtigsten Nachfragezentrum für den vietnamesischen Energiemarkt macht. Halbleiterfabriken betreiben kontinuierliche Prozesse und sind für steigende Spotpreise während industrieller Spitzenstunden verantwortlich. Direkte Stromabnahmeverträge ermöglichen es multinationalen Unternehmen nun, erneuerbare Energie zu Festpreisen über 15–20 Jahre zu sichern, was Beschaffungspipelines beschleunigt, die bis 2028 4 GW erreichen könnten. Hersteller installieren auch Dachanlagen, um sich gegen Tariferhöhungen abzusichern, was die Produktionswettbewerbsfähigkeit weiter mit der Energiestrategie verknüpft.

Versorgungsunternehmen und Privathaushalte nehmen den Rest der Nachfrage ein, wachsen aber mit einem langsameren CAGR von 7,95 %. Der Pro-Kopf-Haushaltsverbrauch erreichte 2024 2.400 kWh, ein Niveau, das nun durch quersubventionierte Tarife und anhaltende Verteilungsverluste von 6,8 % begrenzt wird. Die Tarifform wird auf Ministeriumsebene überprüft, und jede Aufwärtsanpassung würde die Erschwinglichkeitslücke zwischen Industrie- und Privatkunden verringern. Programme zur Reduzierung von Verteilungsverlusten, einschließlich intelligenter Zähler und automatisierter Umspannwerke, sollen die technischen Verluste auf eine regionale Benchmark von 5,5 % senken und so Kapazitäten freisetzen, die den vietnamesischen Energiemarkt ohne neue Erzeugung unterstützen können.

Geografische Analyse

Südvietnam, angeführt von Ho-Chi-Minh-Stadt, Binh Duong und Dong Nai, machte 2025 47,85 % des nationalen Stromverbrauchs aus und verzeichnete das schnellste Spitzenlastwachstum. Die lokale Erzeugung liegt etwa 2 GW hinter der Nachfrage zurück, sodass die Region stark auf 500-kV-Leitungen aus nördlichen Wasserkraftwerken angewiesen ist. Diese Korridore laufen während der Abendspitzen mit 92 % Auslastung, was EVN zwingt, erneuerbare Energien in der Zentralregion abzuregeln, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Bevorstehende, von der ADB finanzierte Übertragungsausbauten sollen den Engpass beseitigen und latente erneuerbare Kapazitäten für den vietnamesischen Energiemarkt erschließen.

Das nördliche Netz versorgt Hanoi, Hai Phong und Quang Ninh. Kohlekraftwerke deckten 2025 57,35 % der nördlichen Nachfrage, aber Finanzierungsbeschränkungen und strengere Emissionsvorschriften beschleunigen einen Schwenk zu Gas und grenzüberschreitenden Importen. Eine im Juni 2024 in Betrieb genommene 500-kV-Verbindung mit Laos ermöglicht nun jährlich bis zu 5.000 GWh Wasserkraftimporte. Der grenzüberschreitende Handel stabilisiert die Versorgung in Trockenzeiten, wenn die heimische Wasserkraft zurückgeht, und verdeutlicht die Vorteile der regionalen Marktintegration für die vietnamesische Energiebranche.

Die Zentralregion beherbergt den Großteil der Solar- und Windprojekte des Landes, leidet aber unter den höchsten Abregelungsraten. Der Übertragungsausbau wird daher mit dem Offshore-Wind-Rollout synchronisiert, um sicherzustellen, dass der entlang der Küste erzeugte Strom die Lastzentren im Landesinneren und im Süden erreichen kann. PDP-8 erwägt auch Unterwasser-HGÜ-Verbindungen, die überschüssigen sauberen Strom im Rahmen der ASEAN-Stromnetzvision nach Malaysia und Thailand leiten könnten. Eine solche Infrastruktur würde den vietnamesischen Energiemarkt zu unterschiedlichen Jahreszeiten sowohl als Nettoimporteur als auch als Nettoexporteur positionieren und so die Energiesicherheit stärken und gleichzeitig erneuerbare Überschüsse monetarisieren.