Taille et part du marché vietnamien de l'EPC énergétique - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché vietnamien de l'EPC énergétique

Croissance rapide de la demande industrielle et résidentielle

La consommation d'électricité au Viêt Nam a atteint 280 TWh en 2025, contre 257 TWh en 2024, les utilisateurs industriels fournissant 58 % de la demande incrémentale à mesure que de nouvelles usines de fabrication et des centres de données sont entrés en service dans les provinces du nord. La demande résidentielle a progressé de 6,2 % sous l'effet de la pénétration de la climatisation dépassant 70 % à Hanoï et à Hô-Chi-Minh-Ville, et de 1,2 GW de charge de recharge en heure de pointe vespérale provenant des deux-roues électriques.^{[2]Agence internationale de l'énergie, "Perspectives énergétiques de l'Asie du Sud-Est 2025," iea.org} La croissance soutenue de la demande contraint les services publics et les producteurs d'électricité indépendants à accélérer les ajouts en charge de base, mais les contraintes de transmission poussent les parcs industriels vers la production captive, fragmentant le marché vietnamien de l'EPC énergétique en segments à l'échelle des services publics et derrière le compteur. Les zones de transformation à l'exportation de Bắc Ninh et Haïphong ont enregistré 47 pannes non planifiées en 2025, incitant les multinationales à stipuler une capacité de secours sur site dans les contrats de bail. Le gouvernement prévoit d'électrifier tous les ménages ruraux d'ici 2027, ajoutant 3,5 GW de mises à niveau de distribution, créant une demande d'EPC auxiliaire pour les équipements basse tension.

Révision du PDP 8 augmentant le pipeline de CAPEX de production et de réseau

Le Plan de développement énergétique 8 final, approuvé en 2024, porte l'objectif de capacité installée pour 2030 à 150 GW, soit 30 GW de plus que le projet, et affecte 18 milliards USD aux corridors 500 kV qui achemineront l'éolien en mer de la côte centro-méridionale 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 à deux chiffres pour les actifs thermiques plus propres. L'allocation d'éolien en mer passe de 6 GW à 10 GW, reflétant la baisse des coûts nivelés sur les sites en eaux peu profondes une fois les coûts de réseau mutualisés. Une nouvelle règle « réseau en premier » signifie que les projets de production ne peuvent pas atteindre la clôture financière tant qu'EVN ne confirme pas la disponibilité du poste de transformation, ce qui avance les attributions d'EPC T&D et allonge les délais de production. Un ensemble de prêts concessionnels de 2,5 milliards USD de la Banque asiatique de développement, signé en 2025, abaisse les coûts moyens pondérés du capital pour les projets 500 kV à 7,2 %, permettant aux entrepreneurs de soumissionner de manière plus agressive.^{[3]Banque asiatique de développement, "Prêt pour l'expansion du réseau vietnamien," adb.org}

Envolée des projets GNL-vers-électricité débloquant l'arriéré d'EPC gazier

Trois terminaux de regazéification, Thị Vải, Sơn Mỹ et Quảng Trị, ont commencé leur service entre janvier 2024 et septembre 2025, levant le goulot d'étranglement en carburant qui avait bloqué 6,8 GW de projets à cycle combiné. La centrale de 1 624 MW Nhơn Trạch 3 & 4, développée par PetroVietnam Power et Samsung C&T, est entrée en exploitation commerciale en juin 2025, utilisant des turbines GE 9HA.02 à 64 % d'efficacité nette, la référence thermique la plus élevée de la région. Quảng Trạch II a démarré 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 à l'air pour réduire la consommation d'eau douce. L'indexation des tarifs du GNL sur les prix Henry Hub plutôt que sur les indices pétroliers réduit le risque pour les acheteurs, permettant 4,2 GW de nouveaux contrats d'achat d'électricité de turbines à gaz à cycle combiné en 2025. Les fabricants d'équipements d'origine sécurisent 40 à 50 % de la valeur d'EPC sur le cycle de vie grâce à des accords de services à long terme, illustrés par le contrat de service à long terme de 20 ans de GE Vernova garantissant 95 % de disponibilité à Nhơn Trạch 3 & 4.

Cadre DPPA catalysant les projets d'énergies renouvelables C&I

Le Décret 57/2025 permet aux clients utilisant plus de 30 GWh par an de signer des contrats d'achat d'électricité bilatéraux d'une durée maximale de 20 ans, contournant EVN et débloquant le solaire en toiture et au sol précédemment limité par les plafonds de comptage net. En octobre 2025, 127 contrats totalisant 890 MW avaient été enregistrés, les secteurs du textile, de l'acier et de l'électronique représentant 73 % de la puissance souscrite. Les garanties partielles contre le risque de la Banque mondiale lancées en juin 2025 ont réduit les coûts 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 à 8-9 % à mesure que 34 entrepreneurs nationaux entraient dans le segment, mais la tranche de moins de 100 MW affichera un TCAC de 16,5 % grâce à la poursuite de l'expansion des parcs industriels. La suppression du plafond de comptage net de 20 % par le Décret 135/2024 permet aux usines de dimensionner le solaire à la pleine charge diurne, triplant le gisement d'opportunités de production décentralisée.

Congestion du réseau et risque d'écrêtement gonflant les TRI des projets

L'écrêtement solaire et éolien a atteint en moyenne 18 % dans les provinces du sud au cours du premier semestre 2025, équivalant à 1 240 GWh de production perdue, car les lignes 500 kV fonctionnaient au-delà de leur capacité nominale. Les retards dans la mise à niveau Thuận Nam-Phước Long ont contraint les opérateurs à réduire 2,1 GW de solaire pendant 87 jours, effaçant 31 millions USD des recettes des producteurs. Les développeurs modélisent désormais un écrêtement de 12 à 15 % lors de la fixation des prix des contrats d'achat d'électricité, poussant le coût nivelé de l'énergie à la hausse de 6 à 8 USD par MWh et comprimant les TRI sur fonds propres en dessous des références régionales. Les terrains situés à proximité de postes de transformation à capacité disponible se négocient 40 à 60 % plus cher que les parcelles dans des zones congestionnées, fragmentant le pipeline en opérations 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.

Révisions rétroactives des tarifs d'injection fragilisant la confiance des investisseurs

La Circulaire 02/2024 a réduit les tarifs de 1 247 MW de projets solaires de 2019-2020 de 93,5 à 71,2 USD par MWh, entraînant 23 demandes d'arbitrage et une hausse des spreads d'emprunt de 80 à 120 points de base pour les nouvelles opérations. Moody's a abaissé le score de stabilité réglementaire du Viêt Nam à Ba1 en 2025, tandis que les prêteurs exigent désormais des planchers de revenus sur 20 ans ou une couverture du risque par la Banque mondiale, ajoutant six à neuf mois aux délais de développement.^{[4]Moody's Investors Service, "Opinion de crédit d'EVN," moodys.com} Même les projets disposant de contrats d'achat d'électricité signés peinent à se clôturer ; 340 MW de solaire mis en service en 2025 restent non financés en raison des craintes de révision tarifaire.

*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 technologie : L'éolien en mer propulse la domination des énergies renouvelables

Les énergies renouvelables représentaient 68,5 % de la part du marché vietnamien de l'EPC de production d'énergie en 2025 et devraient progresser à un TCAC de 15,3 % jusqu'en 2031, à mesure que l'éolien en mer passe des études à l'exécution, porté par les blocs La Gàn de 3,5 GW et Hải Long de 2,1 GW évalués à 13,6 milliards USD. La capacité thermique, principalement les turbines à gaz à cycle combiné alimentées au GNL, occupait les 31,5 % restants mais ancre toujours la charge de base avec des turbines 9HA.02 offrant 64 % d'efficacité à Nhơn Trạch 3 & 4.

La complexité d'ingénierie de l'éolien en mer, avec des fondations monopieux dans des profondeurs de 25 à 40 mètres et des liaisons sous-marines 220 kV de 80 à 120 kilomètres, maintient les coûts d'EPC à 3 200-3 800 USD par kW, bien au-dessus du solaire à l'échelle des services publics à 650-750 USD par kW. La part d'EPC thermique diminue à mesure que les financeurs se retirent du charbon ; 17 banques mondiales ont adopté des politiques d'exclusion du charbon durant 2024-2025, contraignant la mise à niveau de 600 MW de Quảng Trạch I à passer du charbon au GNL en cours de conception. Néanmoins, le PDP 8 plafonne la pénétration des énergies renouvelables à 47 % d'ici 2030 pour la stabilité du réseau, garantissant que l'EPC thermique détient au moins un quart de la valeur du marché vietnamien de l'EPC de production d'énergie jusqu'en 2031.

Par tranche de capacité : Le segment des ressources énergétiques distribuées s'envole grâce à la dynamique DPPA

Les projets de 100-499 MW ont sécurisé 61,9 % de la taille du marché vietnamien de l'EPC de production d'énergie en 2025, le point idéal pour les appels d'offres provinciaux qui équilibrent l'échelle et la faisabilité de raccordement au réseau. Les ressources distribuées de moins de 100 MW, soutenues par les DPPA et les réformes du comptage net, progresseront à un TCAC de 16,5 %, reflétant la demande des usines en solaire en toiture et en systèmes de stockage par batteries comme couverture contre les futures hausses tarifaires.

Les projets de plus de 500 MW, à savoir l'éolien en mer et les turbines à gaz à cycle combiné alimentées au GNL, représentaient 23 % de la valeur d'EPC de 2025 mais nécessitent en moyenne 54 mois de la faisabilité à la mise en exploitation commerciale en raison de la complexité des procédures environnementales et de garantie. L'exemption accordée par le gouvernement en 2025 aux projets de moins de 30 MW de l'obligation de stockage a réduit l'intensité capitalistique de 18 à 22 %, portant les TRI de production décentralisée à 13-15 % et déclenchant une vague de financements de solaire en toiture au second semestre 2025.

Par utilisateur final : La production captive industrielle en tête, les producteurs d'électricité indépendants accélèrent

Les schémas d'autoproduction industrielle détenaient 53,1 % de la taille du marché vietnamien de l'EPC de production d'énergie en 2025, les zones d'exportation ayant subi 47 pannes de réseau par site et imposé la production sur site pour garantir 99,99 % de disponibilité. Les producteurs d'électricité indépendants progresseront à un TCAC de 16,1 %, portés par un appel d'offres d'énergies renouvelables de 8 GW prévu pour 2026 et par la capacité nouvellement acquise de vendre directement aux acheteurs commerciaux et industriels dans le cadre des DPPA.

Les services publics réglementés, principalement les filiales d'EVN, contrôlaient 28 % de la valeur d'EPC en 2025 et priorisent désormais les actifs T&D, tandis que les entreprises d'État telles que PetroVietnam Power se concentrent sur les projets stratégiques de GNL et d'éolien en mer nécessitant un soutien souverain. La production captive reste hétérogène : 62 % des dépenses de 2025 concernaient la cogénération au gaz, 28 % le solaire en toiture combiné à des systèmes de stockage par batteries, et 10 % les groupes électrogènes diesel convertis en bicombustible pour la conformité environnementale.

Analyse géographique

Le sud du Viêt Nam a capté 48 % de la valeur d'EPC de 2025 grâce à la densité des parcs industriels et à la proximité des terminaux GNL de Thị Vải et Vũng Tàu. La grappe solaire-éolienne de la côte centro-méridionale a représenté 31 %, bien que l'écrêtement ait atteint 18 % en raison du retard de la ligne 500 kV Thuận Nam-Phước Long, qui ne sera pas terminée avant mi-2026. Les provinces du nord ont représenté 21 %, avec une orientation vers le solaire en toiture et des conversions charbon-gaz prévues une fois que les travaux du gazoduc nord-sud commenceront en 2026.

Les zones prioritaires d'éolien en mer à Bình Thuận et Trà Vinh bénéficient de baux de fond marin accélérés, concentrant 4,8 GW de l'objectif national de 10 GW et attirant des grappes de chaîne d'approvisionnement pour les monopieux, les câbles et les services de navires. Le solaire en toiture dans le nord bénéficie de tarifs industriels plus élevés, 95 USD contre 82 USD par MWh dans le sud, réduisant le délai de récupération à 5,2 ans malgré une irradiation inférieure de 12 %. Le delta du Mékong reste sous-représenté (moins de 3 % de l'investissement) en raison de l'affaissement des sols, ce qui augmente les coûts de fondation de 30 à 40 %.

Paysage réglementaire

L'activité EPC dans le secteur de l'électricité au Vietnam relève du ministère de l'Industrie et du Commerce (MOIT) et de son Autorité de l'électricité du Vietnam (EAV), qui supervisent l'octroi des licences électriques, la planification, les mécanismes de marché et de tarification, ainsi que les exigences de sécurité sectorielles. Le cadre juridique a été renouvelé par la loi sur l'électricité n° 61/2024/QH15 (en vigueur depuis le 1er février 2025), qui codifie la planification du développement de l'électricité, l'investissement dans les projets, les énergies renouvelables et nouvelles, ainsi que les opérations de marché concurrentiel, créant ainsi une base de conformité plus claire pour les soumissionnaires EPC et les propriétaires de projets.

Les processus de mise en œuvre et d'attribution des projets ont été précisés davantage par le décret 56/2025/ND-CP, renforçant l'alignement entre les plans électriques nationaux et provinciaux et les règles d'appel d'offres qui déterminent la manière dont les lots de production à grande échelle sont mis en adjudication et contractés. Pour la période 2026-2030, la résolution 253/2025/QH15 encadre les mécanismes prioritaires pour le développement énergétique national, y compris l'éolien offshore et la voie des contrats d'achat direct d'électricité (DPPA). Le document consolidé 07/VBHN-VPQH (février 2026) rassemble le cadre juridique de l'électricité après les modifications issues des lois connexes adoptées en 2025, favorisant une interprétation plus cohérente lors des phases de permis, d'achat et d'exécution de la construction.

Opportunités de marché et perspectives d'avenir

L'exécution de grands lots GNL-vers-électricité liés à l'État constitue un espace blanc à court terme pour les entreprises EPC capables de gérer la livraison en consortium, des achats complexes et les interfaces entre la regazéification, les pipelines et les blocs à cycle combiné. Un signal concret est la signature du contrat EPC d'EVN pour la centrale thermique au GNL de Quang Trach II de 1 612,8 MW avec PowerChina et LILAMA en février 2026 (rapportée à plus de 962 millions USD), ce qui renforce un pipeline de périmètres à forte valeur ajoutée en balance-of-plant, électricité et mise en service pour les entrepreneurs positionnés autour des ajouts de charge de base au gaz.

Les déploiements de renouvelables en aval du compteur et pour le C&I élargissent le vivier EPC adressable, où les développeurs et les acheteurs industriels recherchent des cycles de construction plus rapides et des structures contractuelles finançables. Le décret 57/2025 a établi le cadre DPPA, et en octobre 2025, 127 contrats DPPA totalisant 890 MW avaient été enregistrés, maintenant une demande active pour le solaire de moins de 100 MW avec stockage et les travaux d'interconnexion associés, en particulier dans les parcs industriels. Parallèlement, la trajectoire ajustée du PDP 8 approuvée par le Premier ministre (décision 768/QD-TTg, avril 2025) et les mises à jour du MOIT telles que la décision 618/QD-BCT (mars 2025) orientent la mise en œuvre vers une production intégrée et une préparation du réseau, créant une opportunité pour les prestataires EPC capables de regrouper l'ingénierie de raccordement au réseau, les lots de postes de transformation et les conceptions prêtes pour le stockage afin de réduire l'exposition à l'écrêtement.