Taille et part du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 2.82 Milliards de dollars |
| Taille du Marché (2026) | 2.98 Milliards de dollars |
| Taille du Marché (2031) | 3.91 Milliards de dollars |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 5.57% CAGR |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont par Mordor Intelligence
La taille du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont était évaluée à 2,82 milliards USD en 2025 et devrait croître de 2,98 milliards USD en 2026 pour atteindre 3,91 milliards USD d'ici 2031, à un TCAC de 5,57 % durant la période de prévision (2026-2031).
La tendance haussière reflète le pivot délibéré du Vietnam, qui passe d'une exploration à haut risque vers le développement de projets intégrés, maximisant la récupération des réservoirs prouvés, utilisant l'imagerie numérique de sous-surface et reliant la production de gaz offshore à la demande captive en électricité. Les opérateurs concentrent leurs capitaux sur des périmètres en eaux profondes techniquement exigeants, tout en rationalisant leurs portefeuilles terrestres affectés par le déclin des réservoirs et l'expansion urbaine. La forte demande intérieure de gaz, le financement par les agences de crédit à l'exportation et des conditions fiscales favorables reconfigurent les décisions d'investissement, même si les tensions en mer de Chine méridionale et les processus d'obtention de permis prolongés élèvent le risque d'exécution. En réponse, PetroVietnam a augmenté ses dépenses en capital 2025 de 67 %, accéléré l'interprétation sismique guidée par l'intelligence artificielle et noué des partenariats avec des majors internationaux pour dérisquer les programmes de travaux sous-marins complexes.[1]Soha, "PV Drilling augmente ses dépenses en capital 2025," soha.vn
Principaux enseignements du rapport
- Par localisation, les déploiements offshore représentaient 77,25 % de la part du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont en 2025 et devraient progresser à un TCAC de 5,84 % jusqu'en 2031.
- Par type de ressource, le gaz naturel représentait 59,65 % de la taille du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont en 2025 et devrait se développer à un TCAC de 6,02 % jusqu'en 2031.
- Par type de puits, les puits conventionnels détenaient 92,35 % de la production 2025, tandis que les complétions non conventionnelles sont positionnées pour le TCAC le plus rapide, à 6,69 %, entre 2026 et 2031.
- Par service, les activités de développement et de production ont généré 64,85 % des revenus 2025, tandis que les services d'exploration ont enregistré la plus forte croissance, à un TCAC de 6,29 % jusqu'en 2031.
- PetroVietnam, ExxonMobil, TotalEnergies SE et Jadestone Energy ont collectivement représenté environ 42 % de la production nationale en 2024, indiquant un marché modérément concentré.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et perspectives du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont
Analyse de l'impact des moteurs*
| Moteur | Impact (~ %) sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Hausse des prix du pétrole brut | +1.2% | Mondial, avec un impact concentré sur les blocs offshore du Vietnam | Court terme (≤ 2 ans) |
| Hausse de la demande intérieure de gaz pour la production d'électricité | +1.8% | National, avec les principaux centres de demande dans les régions de Hô-Chi-Minh-Ville et de Hanoï | Moyen terme (2-4 ans) |
| Nouvelles rondes d'attribution de contrats de partage de production (CPP) | +0.9% | National, avec un accent sur les bassins de Song Hong et Phu Khanh, peu explorés | Long terme (≥ 4 ans) |
| Adoption de l'imagerie numérique de sous-surface | +0.6% | National, avec une adoption précoce dans les champs matures du bassin de Cuu Long | Moyen terme (2-4 ans) |
| Incitations pour les champs de gaz marginaux | +0.4% | National, ciblant les découvertes précédemment non économiques | Long terme (≥ 4 ans) |
| Financement par les agences de crédit à l'exportation pour les projets en eaux profondes | +0.7% | National, concentré sur les grands développements offshore | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Hausse des prix du pétrole brut
La stabilité du Brent au-dessus de 70 USD par baril sous-tend le redéveloppement des champs offshore matures, autrefois freinés par des coûts de levage élevés. Les opérateurs sanctionnent désormais des pilotes de récupération assistée dans des réservoirs fracturés et justifient des déviations à longue portée qui augmentent la production incrémentale sans nécessiter de nouvelles infrastructures en champ vierge. La hausse des investissements de PetroVietnam en 2025 témoigne d'une confiance renouvelée dans l'économie des projets, mais le soutien des prix seul ne peut contrebalancer l'épuisement géologique. Le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont repose donc à la fois sur la discipline des coûts et l'adoption technologique pour maintenir ses marges.
Hausse de la demande intérieure de gaz pour la production d'électricité
La consommation d'électricité croît à un taux annuel de 8 %, et la politique gouvernementale mandate le retrait du charbon entre 2030 et 2040, créant un débouché assuré pour le gaz offshore. Le décret 100/2025 oblige les développeurs d'énergie à s'approvisionner en gaz domestique dans le cadre de contrats à long terme, stabilisant les flux de trésorerie pour les investisseurs en amont.[2]xaydungchinhsach.chinhphu.vn, "Décret 100/2025 sur l'électricité au gaz," chinhphu.vn Les projets intégrés, tels que Ca Voi Xanh, illustrent cette transition, associant 3 GW de capacité à un approvisionnement sous-marin dédié et réduisant l'exposition aux importations de GNL. Le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont s'aligne donc de plus en plus avec les stratégies énergétiques en aval.
Nouvelles rondes d'attribution de contrats de partage de production (CPP)
Le bloc 15-1 et d'autres périmètres nouvellement mis en appel d'offres témoignent de la volonté de Hanoï de maintenir l'élan de l'exploration dans des bassins frontières riches en jeux pré-Tertiaires. Les incitations fiscales équilibrent la participation étrangère avec le contenu local, tandis que les clauses de commercialisation accélérée réduisent les délais de remboursement. Les extensions pour les actifs matures, tels que TGT et CNV, confirment le pragmatisme réglementaire visant à maximiser la part nationale des réservoirs existants. Ces mesures soutiennent le renouvellement des réserves à long terme sur le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
Adoption de l'imagerie numérique de sous-surface
L'inversion sismique assistée par l'intelligence artificielle atteint désormais une précision de 80 % dans la prédiction du granite fracturé, réduisant considérablement les risques de puits secs. Les techniques de diagraphie sismique verticale (DSV) anticipative ramènent l'incertitude de profondeur à 7 mètres, une marge décisive dans des cibles de carbonate minces.[3]OnePetro, "Succès du forage à oscillation axiale au Vietnam," onepetro.org Les premiers adoptants font état d'économies de temps de forage à deux chiffres, positionnant la capacité numérique comme un différenciateur essentiel dans le secteur vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
Analyse de l'impact des freins*
| Frein | Impact (~ %) sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Procédures d'autorisation complexes et bureaucratie | -0.6% | National, avec un impact particulier sur les approbations de nouveaux projets | Court terme (≤ 2 ans) |
| Différends territoriaux en mer de Chine méridionale | -0.9% | Blocs offshore dans les eaux disputées, principalement les zones orientales et méridionales | Long terme (≥ 4 ans) |
| Pénuries de main-d'œuvre qualifiée en offshore | -0.4% | Opérations offshore nationales, avec un impact aigu sur le forage et la production | Moyen terme (2-4 ans) |
| Contraintes de financement liées aux critères ESG | -0.3% | Mondial, affectant l'investissement international et les décisions de financement | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Procédures d'autorisation complexes et bureaucratie
Les approbations multi-agences peuvent prolonger les délais de décision finale d'investissement de plus d'un an, alourdissant les frais généraux sur les perspectives marginales.[4]VietnamPlus, "Les goulets d'étranglement réglementaires ralentissent l'investissement," vietnamplus.vn Les coûts élevés de conformité pèsent lourdement sur les opérateurs plus modestes du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont, incitant certains à reporter des projets ou à rechercher des alliances qui partagent les charges de l'engagement réglementaire.
Différends territoriaux en mer de Chine méridionale
Les épisodes de coupure de câbles et de harcèlement de navires d'exploration contraignent les entreprises à intégrer le risque géopolitique dans leurs modèles d'assurance et de financement. Certains majors ont renoncé à des blocs contestés pour éviter les frictions diplomatiques, limitant l'étendue de l'exploration et laissant le potentiel en ressources inexploité.
*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.
Analyse des segments
Par localisation de déploiement : la suprématie offshore façonne l'évolution du marché
Les développements offshore ont généré 77,25 % des revenus 2025 et devraient afficher un TCAC de 5,84 % jusqu'en 2031, soulignant leur centralité dans le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont. Les profondeurs de 50 à 200 mètres de Nam Con Son et Cuu Long abritent la majorité des réserves restantes, nécessitant des appareils de forage à spécifications plus élevées, des connexions sous-marines et des unités de traitement flottantes. Des sections horizontales de 3 km, record, forées avec des outils à oscillation axiale démontrent comment l'innovation compense la dureté du substratum rocheux.
La croissance repose sur des hubs gaziers intégrés connectés à des centrales électriques à terre, qui monétisent la production grâce à des paiements de capacité à la première huile plutôt qu'à une tarification volatile des matières premières. La première huile de Dai Hung Phase 3 — produisant 6 000 barils par jour avant le calendrier prévu — illustre la maturité de la gestion de projet et valide les modèles d'infrastructure partagée qui réduisent les coûts unitaires. Néanmoins, les pénuries d'équipage et les arrêts dus aux conditions météorologiques compliquent les plannings, exigeant une planification de contingence solide dans l'ensemble du secteur vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
Le périmètre terrestre, contraint par l'expansion urbaine et le déclin des champs matures, contribue des volumes modestes et stables mais attire peu de nouveaux capitaux. Les opérateurs privilégient des travaux de reconditionnement à faible coût et des schémas d'injection alternée eau-gaz pour maintenir les plateaux de production ; cependant, le potentiel en ressources reste marginal par rapport aux perspectives offshore. Ainsi, l'excellence d'exécution offshore continuera de déterminer la création de valeur au sein du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
Par type de ressource : la transformation du gaz naturel remodèle la dynamique du secteur
Le gaz naturel représentait 59,65 % des revenus 2025 et devrait croître à un TCAC de 6,02 %, consolidant sa domination sur le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont. La production est prévue d'augmenter de 8 milliards de mètres cubes en 2025 à plus de 20 milliards de mètres cubes d'ici 2034, au fur et à mesure que Ca Voi Xanh, le Bloc B et Nam Du/U Minh montent en cadence de production. Les accords de vente de gaz comportant des clauses d'enlèvement garanti de 80 millions de pieds cubes par jour (mmcfd) assurent des flux de trésorerie prévisibles et facilitent le financement des projets.
Le pétrole brut, bien qu'encore essentiel comme charge d'alimentation pour les raffineries, fait face à un déclin progressif en raison de l'épuisement des réservoirs et du succès limité des découvertes. Les flux de condensats liés aux développements gaziers fournissent de la naphta à haute valeur ajoutée pour l'industrie pétrochimique, compensant en partie l'érosion des volumes pétroliers. Le secteur vietnamien du pétrole et du gaz en amont récompense de plus en plus les opérateurs capables d'orchestrer des chaînes de valeur gazières entières, des têtes de puits sous-marines jusqu'aux brûleurs des centrales électriques.
Par type de puits : dominance conventionnelle et émergence non conventionnelle
Les complétions conventionnelles représentaient 92,35 % de la production 2025, reflétant la géologie à pièges structuraux du Vietnam. Néanmoins, les projets non conventionnels et de récupération assistée croissent à un TCAC de 6,69 % grâce au forage horizontal, à la fracturation multi-étages et à l'injection de polymères qui libèrent les carbonates serrés et le pétrole de grenier. Des re-fracturation pilotes dans d'anciens puits de Cuu Long ont augmenté les facteurs de récupération de 3 à 5 points de pourcentage, signalant un flux additif significatif pour le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
La généralisation du succès non conventionnel dépendra des réductions de coûts, de l'analyse de données pour identifier les meilleurs candidats et de la clarté réglementaire sur les produits chimiques de fracturation hydraulique. À mesure que les prestataires de services accumulent de l'expérience, les bénéfices de la courbe d'apprentissage pourraient accélérer l'adoption, diversifiant la base de production au-delà des structures traditionnelles.
Par service : priorité au développement avec croissance de l'exploration
Les offres de développement et de production ont généré 64,85 % des revenus du marché en 2025, reflétant la priorité des opérateurs à maximiser la production des champs sanctionnés grâce à la surveillance numérique des puits, à l'optimisation de la remontée artificielle et à la suppression des goulots d'étranglement des installations. Des contrats de services intégrés sur dix ans offrent aux prestataires une visibilité pour investir dans des équipements spécialisés adaptés aux conditions météo-océaniques du Vietnam.
Les dépenses en services d'exploration progressent à un TCAC de 6,29 % à mesure que les levés sismiques en zone frontière et les puits d'évaluation à faible diamètre ciblent des jeux pré-Tertiaires dans Phu Khanh et le Song Hong profond. Les opérateurs déploient des workflows d'intelligence artificielle multi-attributs pour affiner le classement des prospects et réduire l'exposition aux puits secs. Le déclassement, bien que naissant, est positionné pour s'accroître après 2030, lorsque les plateformes de première génération atteindront leur fin de vie économique, ouvrant potentiellement un nouveau flux de revenus au sein du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
Analyse géographique
Le bassin de Nam Con Son représentait 37,65 % de la production nationale d'hydrocarbures en 2025, principalement grâce à Dai Hung, au Bloc B et aux gazoducs associés qui approvisionnent les centrales électriques près de Hô-Chi-Minh-Ville. Cuu Long suivait avec 27,15 %, où l'optimisation par injection d'eau et le forage de dérivations atténuent le déclin naturel. Song Hong et Phu Khanh se classent comme des zones frontières à haut risque et à forte récompense — les premières campagnes de sismique 3D révèlent des édifices carbonatés prometteurs mais aussi des défis en eaux profondes.
Les opérateurs préfèrent les zones fermement situées dans la zone économique exclusive du Vietnam pour minimiser les frictions diplomatiques. Les blocs chevauchant la ligne des neuf tirets de la Chine restent sous-explorés malgré de forts indices de gaz car les assureurs et les prêteurs exigent des primes punitives. Les dialogues sur le développement conjoint avec la Thaïlande dans le golfe de Thaïlande suggèrent des voies pragmatiques de partage des ressources qui pourraient reproduire les succès du milieu des années 2020 entre la Malaisie et la Thaïlande. L'infrastructure dicte le calendrier des projets : les développeurs privilégient les raccordements à la conduite principale de Nam Con Son pour réduire les dépenses d'investissement et accélérer la première fourniture de gaz. Les autorisations environnementales pour de nouveaux accostages à terre sont plus strictes à proximité des corridors touristiques, tels que Nha Trang, orientant les atterrissages de pipelines vers les pôles industriels. Les cyclones au nord de Da Nang nécessitent des amarrages de FPSO plus lourds et des protocoles d'évacuation, ce qui augmente les coûts d'exploitation. À mesure que les périmètres se déplacent vers des eaux plus profondes, les lacunes en matière de logistique héliportée et de capacités d'intervention d'urgence devront être comblées pour maintenir les dossiers de sécurité dans l'ensemble du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont.
Paysage réglementaire
La gouvernance amont du Vietnam repose sur la loi de 2022 sur le pétrole et le gaz. Dans ce cadre, le ministère de l'Industrie et du Commerce (MOIT) supervise les investigations pétrolières de base et les activités pétrolières, y compris les étapes de vérification et d'évaluation, tandis que les contrats de partage de production (PSC) restent le principal instrument contractuel entre le Vietnam National Oil and Gas Group (PetroVietnam/PVN) et les investisseurs, soumis aux procédures du MOIT et à des approbations au niveau du Premier ministre pour les termes clés. Les investissements offshore des entreprises publiques sont également encadrés par le décret 132/2024/ND-CP, entré en vigueur le 5 décembre 2024, qui précise les procédures et exige des avis du MOIT sur les questions relevant de son périmètre de gestion étatique, renforçant l'enchaînement multi-agences depuis les programmes d'exploration jusqu'aux décisions d'évaluation des réserves et de commercialisation.
Les exigences de conformité technique se sont renforcées avec la circulaire 57/2025/TT-BCT, entrée en vigueur le 20 janvier 2026. La circulaire fixe des exigences techniques applicables aux activités d'exploration, de développement et de production, et accroît la dépendance à des normes documentées pour l'exécution des travaux sur le terrain et la qualification des contractants. Les travaux réglementaires se sont poursuivis en 2026, le département du Pétrole, du Gaz et du Charbon du MOIT ayant été chargé en mai 2026 de piloter la rédaction des révisions de la loi sur le pétrole, ce qui indique une volonté d'aligner les procédures d'investissement amont sur des règles plus larges de gestion des investissements et des capitaux publics, alors même que la complexité des autorisations continue de limiter les délais des cycles de projet.
Paysage concurrentiel
PetroVietnam sécurise des intérêts portés dans chaque CPP et fournit les infrastructures existantes, ancrant le secteur vietnamien du pétrole et du gaz en amont. Les majors internationaux — ExxonMobil Corp., TotalEnergies SE et Eni SpA — apportent le savoir-faire en eaux profondes, des capitaux à long terme et des pilotes de captage du carbone. Les indépendants tels que Jadestone Energy plc et EnQuest exploitent les champs marginaux grâce à des chaînes décisionnelles agiles et des campagnes d'autoélévatrice rentables.
La numérisation marque la frontière de l'avantage concurrentiel. Les premiers adoptants de l'analytique de forage en temps réel ont réduit le temps improductif jusqu'à 20 %, tandis que la maintenance prédictive a réduit les arrêts non planifiés sur les plateformes de production. La consolidation du secteur des services est évidente, car le futur appareil PVD 9 de PV Drilling augmentera la capacité nationale en autoélévatrices et s'alignera sur la volonté de PetroVietnam d'accroître le contenu local.
Sur le plan stratégique, les entreprises se diversifient dans le gaz vers l'électricité pour garantir l'enlèvement et couvrir les cycles de prix. L'accord de coopération d'Aramco de 2024 envisage des voies de transfert de technologie et de co-investissement dans des carburants à moindre teneur en carbone. Le financement par les agences de crédit à l'exportation, illustré par le prêt de 415 millions USD de la JBIC pour le Bloc B, favorise les entrepreneurs japonais et cultive des chaînes d'approvisionnement multi-niveaux qui renforcent le positionnement concurrentiel sans enfreindre les plafonds de propriété étrangère du Vietnam. Par conséquent, le marché pétrolier vietnamien, en tant que marché en amont, récompense les entreprises capables d'intégrer l'excellence en sous-surface, l'efficacité du capital et la dextérité géopolitique.
Leaders du secteur vietnamien du pétrole et du gaz en amont
Vietnam Oil & Gas Group (PetroVietnam)
PTTEP
Jadestone Energy
ExxonMobil (y compris la contribution pré-première production de Ca Voi Xanh)
Rosneft
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
Les opportunités à court terme se concentrent sur les développements offshore axés sur le gaz pouvant être commercialisés via des accords d'enlèvement domestique contractuels, les jalons amont étant associés à des ajouts d'installations et à des accords de vente de gaz. Des exemples précis incluent la trajectoire de la phase 2B de Su Tu Trang sur le bloc 15-1, où un GSPA a été signé et où le plan de développement prévoit une nouvelle plateforme Central Gas Facility (CGF), ainsi que les découvertes de gaz de Nam Du et U Minh, pour lesquelles le gouvernement vietnamien a approuvé le plan de développement des champs en mars 2026. Cette approbation a permis le lancement d'appels d'offres pour les infrastructures et a fait passer les projets de la phase d'évaluation à celle de l'exécution. Ces évolutions s'inscrivent dans le pivot décrit par le rapport, qui délaisse l'exploration frontalière à plus haut risque au profit d'un développement de projets intégrés reliant l'offre de gaz offshore à la demande d'énergie captive.
Des opportunités découlent également (i) de l'évaluation et de la confirmation du potentiel de ressources, qui renouvelle l'inventaire forable dans les bassins matures, comme l'illustre le résultat d'évaluation de Hai Su Vang-2X de Murphy sur le bloc 15-2/17, et (ii) des incitations fiscales et contractuelles prévues par la loi de 2022 sur le pétrole et le gaz pour les blocs en eaux profondes, offshore et non conventionnels. Ces dispositions, notamment des durées de contrat plus longues et des périodes de prospection étendues, améliorent l'attractivité d'investissement des zones techniquement difficiles. Parallèlement, les entités amont nationales élargissent des capacités connexes susceptibles de valoriser les avantages liés au sous-sol et aux infrastructures, notamment l'expansion annoncée de PVEP vers un périmètre lié au CSC (captage, stockage et valorisation du carbone), tel que le transport de CO2, ce qui ouvre des voies de collaboration pour les prestataires de services parallèlement aux travaux de développement conventionnels.
Développements récents du secteur
- Juin 2026 : PVEP et Petrovietnam ont mis en service le puits ST-9P sur le champ gazier de Su Tu Trang (bloc 15-1), ajoutant une nouvelle production d'environ 30,72 millions de pieds cubes de gaz par jour et 6 096 barils de condensat par jour. Cette mise en service renforce l'économie du développement des champs proches dans la zone de Cuu Long et soutient les efforts de commercialisation intégrée du gaz centrés sur la demande domestique.
- Mai 2026 : Petrovietnam a lancé un appel d'offres international ouvert pour les droits d'exploration et de production sur le bloc offshore 17 dans le bassin de Cuu Long. Cet appel d'offres élargit le pipeline de licences à court terme et confirme le recours continu à des cycles concurrentiels pour attirer des partenaires dans des provinces offshore déjà établies.
- Décembre 2024 : Pharos Energy a annoncé la prolongation jusqu'en 2031 et 2032 des licences de deux champs pétroliers et gaziers vietnamiens. Ces prolongations assurent la continuité des opérations amont et de la planification des investissements sur les actifs existants, un aspect déterminant dans un bassin où les opérateurs doivent concilier déplétion et redéveloppement progressif.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Ce marché couvre la valeur générée par les activités amont pétrolières et gazières au Vietnam. Il englobe l'exploration, le développement des champs, la production et les travaux de fin de vie des actifs pétroliers et gaziers, tant sur terre qu'en mer.
Exclusions du périmètre : ce dimensionnement n'inclut pas le transport et le stockage intermédiaires, le raffinage et la vente de carburants au détail en aval, ni la production d'électricité à partir de gaz.
Aperçu de la segmentation
- Par localisation de déploiement
- Terrestre
- Offshore
- Par type de ressource
- Pétrole brut
- Gaz naturel
- Par type de puits
- Conventionnel
- Non conventionnel
- Par service
- Exploration
- Développement et production
- Déclassement
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a permis de constituer la base factuelle sur l'activité amont au Vietnam et de fixer des fourchettes réalistes pour la production, les réserves et le calendrier des projets. Nous nous sommes appuyés sur des sources publiques telles que l'Office général des statistiques du Vietnam pour le contexte macroéconomique et sectoriel, ainsi que sur des statistiques énergétiques internationales, comme les publications de l'AIE et de l'EIA, pour des vérifications croisées des équilibres de production et de consommation.
Pour étayer le pipeline d'activité amont, nous avons également examiné les informations publiques sur les projets et les licences disponibles via les communications gouvernementales et réglementaires, ainsi que les communiqués de presse des opérateurs, les rapports annuels audités et les présentations aux investisseurs. Les brevets et articles techniques (lorsqu'ils concernaient le développement offshore et les travaux de puits) ont aidé à identifier les types d'activité les plus susceptibles de monter en puissance. En complément, nous avons utilisé des abonnements payants pour les données financières et le renseignement d'entreprise, les actualités et données financières, ainsi que des bases de brevets pour accélérer la validation des calendriers, des changements de propriété d'actifs et des tendances de dépenses déclarées. Les sources documentaires mentionnées sont illustratives et non exhaustives, et de nombreuses autres sources publiques et payantes ont été utilisées pour la collecte de données, la validation et la clarification de la recherche.
Entretiens et enquêtes primaires
Les travaux primaires ont porté sur la validation de la manière dont les revenus amont sont reconnus entre l'exploration, le développement et la production, et la mise hors service, puis sur les tests de robustesse des hypothèses sous-jacentes aux niveaux d'activité par type d'actif. Nous avons échangé avec un ensemble d'opérateurs, de spécialistes des services amont et de conseillers du secteur, et nous avons équilibré les apports entre points de vue onshore et offshore afin de combler les lacunes des divulgations publiques par des vérifications pratiques.
Répartition des répondants aux travaux de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier rang : 33 % | Cadres dirigeants : 15 % | |
| Rang intermédiaire : 45 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 40 % | |
| Acteurs plus petits : 22 % | Managers : 45 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
Le dimensionnement débute par une approche descendante où les perspectives de production et les calendriers de développement des champs sont traduits en un bassin de demande réaliste pour l'activité amont. La valeur est ensuite cartographiée à partir du mix de services et de l'intensité de coût typique par étape. En pratique, l'activité d'exploration, le rythme de forage de développement, la sanction des projets offshore et le calendrier de mise hors service constituent les principaux signaux qui façonnent les totaux annuels.
Ces totaux ont ensuite été vérifiés à l'aide d'approximations ascendantes sélectives. Cela comprenait des indices de revenus échantillonnés auprès d'opérateurs et de contractants, des indicateurs de dépenses au niveau des projets issus d'annonces publiques, et des contrôles de cohérence sur les dépenses implicites par puits ou par phase de développement. Lorsque la piste ascendante était incomplète, comme pour les petits contrats ou les périmètres de travaux regroupés, nous avons comblé les lacunes à l'aide de ratios dérivés de projets comparables, puis les avons revérifiés lors d'entretiens.
Pour les prévisions, une analyse de scénarios a été utilisée afin que le modèle puisse refléter les changements d'approbations de projets, la sensibilité aux prix des matières premières pour l'exploration discrétionnaire, et les délais de développement offshore. La vision prospective finale n'a été ajustée qu'après que les apports primaires se sont alignés sur le calendrier d'activité attendu et une progression raisonnable de l'intensité de service et de la tarification.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats ont été validés au moyen de plusieurs passages de vérification par rapport à des signaux indépendants. Cela comprenait les dépenses implicites par rapport aux jalons de projets annoncés, la cohérence des parts de mix de services dans le temps, et les variations d'une année à l'autre nécessitant une justification opérationnelle claire. Lorsque des valeurs aberrantes apparaissaient, nous en avons retracé l'origine à des éléments tels que des dates de démarrage de projet retardées, des hypothèses de forage inhabituellement élevées, ou des paliers de tarification ne correspondant pas aux retours des contacts du marché.
Avant validation finale, un autre analyste examine la logique du modèle, les conversions d'unités et les hypothèses clés afin de détecter rapidement les erreurs de calcul et les dérives de périmètre. Les rapports sont actualisés annuellement, avec des mises à jour intermédiaires lorsque des événements significatifs surviennent, notamment de nouvelles sanctions de projets, des retards importants ou des changements de politique modifiant l'activité amont. Juste avant la livraison, nous effectuons une dernière analyse des annonces récentes afin que les clients reçoivent la vision la plus actuelle disponible.
Taille du marché amont pétrolier et gazier du Vietnam selon Mordor Intelligence comparée à d'autres estimations publiées
Les chiffres publiés pour l'amont vietnamien ne correspondent souvent pas, car les sources ne considèrent pas les mêmes flux financiers comme faisant partie du marché, et elles ancrent également leurs prévisions sur des calendriers d'activité différents. L'écart provient généralement du fait que l'estimation se rapproche davantage d'une vision des dépenses, d'une vision plus large de l'activité amont, ou d'un mélange des deux, ainsi que de la manière dont la tarification et le calendrier des devises sont traités.
Certains chiffres publiés penchent vers une vision par poste de dépenses d'investissement liée aux budgets annoncés, ce qui tend à exclure les services liés à la production en cours et les travaux de fin de vie. D'autres utilisent une définition amont plus large pouvant mélanger des systèmes offshore supplémentaires au-delà de ce qui est clairement attribuable à l'exploration-production vietnamienne au cours de l'année. Mordor Intelligence comptabilise l'exploration, le développement et la production, ainsi que la mise hors service au Vietnam, tout en excluant des totaux la valeur intermédiaire et en aval.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 2,82 milliards USD (2025) | |
| Cabinet de conseil mondial A | 3,13 milliards USD (2026) | Utilise une année de base différente et un horizon plus long, et la description du périmètre semble également intégrer un ensemble plus large d'infrastructures et de lignes de services amont, ce qui peut relever la valeur de départ. |
| Revue professionnelle B | 1,30 milliard USD (2025) | Ne suit que les dépenses d'investissement en exploration-production au Vietnam, et exclut explicitement certains projets, manquant ainsi les services liés à la production et la mise hors service qui génèrent pourtant encore de la valeur sur le marché amont. |
Pris ensemble, le tableau montre qu'une vision limitée aux seules dépenses peut sous-estimer le marché, tandis qu'une vision amont large peut le surestimer lorsque des éléments connexes sont intégrés. En maintenant le périmètre centré sur les activités du cycle de vie amont et en effectuant des vérifications croisées avec le calendrier des projets et l'intensité de l'activité, le chiffre final reste traçable à des facteurs qui peuvent se reproduire d'année en année.
Questions clés traitées dans le rapport
Quelle est la valeur actuelle du marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont ?
Le marché vietnamien du pétrole et du gaz en amont est évalué à 2,98 milliards USD en 2026 et devrait atteindre 3,91 milliards USD d'ici 2031.
Quel segment détient la plus grande part des revenus en amont du Vietnam ?
Les projets offshore dominent avec 77,25 % des revenus 2025 et restent le principal moteur de croissance jusqu'en 2031.
À quelle vitesse la production de gaz naturel du Vietnam devrait-elle croître ?
Les revenus du gaz naturel devraient se développer à un TCAC de 6,02 %, portant la part de marché à plus de 59 % d'ici 2031.
Quels sont les principaux obstacles à l'investissement en amont au Vietnam ?
Les cycles d'obtention de permis prolongés et les risques géopolitiques en mer de Chine méridionale constituent les obstacles les plus significatifs.
Quelles entreprises mènent le développement intégré du gaz vers l'électricité ?
PetroVietnam s'associe à ExxonMobil Corp. et TotalEnergies SE sur des projets tels que Ca Voi Xanh et le Bloc B, qui relient l'approvisionnement offshore à la production d'électricité à terre.
Quel sera l'impact du déclassement sur la demande de services après 2031 ?
Un nombre croissant de plateformes de première génération atteindront leur fin de vie, créant une nouvelle demande pour des services spécialisés de démantèlement et de remise en état des sites.
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