Analyse De LA Taille ET Des Parts Du Marché De L'énergie Du Vietnam - Tendances De Croissance ET Prévisions (2025 - 2030)

Tendances et aperçus du marché de l'énergie du Vietnam

Poussée de demande d'électricité menée par l'industrialisation rapide

La production industrielle un bondi de 8,4 % en 2024, élevant l'utilisation nationale d'électricité à 1 milliard kWh fin mai et incitant EVN à déployer des programmes de réponse à la demande.^{(1)Source : Nguyen Lan, "Manufacturing Output and Electricity Use Surge," VietnamPlus, vietnamplus.vn} Le secteur des semi-conducteurs seul est évalué à 18,23 milliards USD en 2024 et s'étend à un TCAC de 11,48 %, résultat de la politique "Silicon Delta" du Vietnam qui cible 45 % de la production de biens high-tech d'ici 2030. La Corée du Sud un repris la position de premier investisseur début 2025, avec le groupe SK allouant des budgets multimilliardaires au GNL et aux petits réacteurs modulaires. Atteindre l'objectif gouvernemental de 8 % de PIB pour 2025 nécessite des ajouts annuels de 12-16 % à la production, amplifiant la dépendance du marché de l'énergie du Vietnam aux projets de réseau accélérés. Les investisseurs étrangers citent maintenant un approvisionnement électrique stable comme précondition pour l'implantation d'usines high-tech.

Objectifs gouvernementaux d'énergie renouvelable et tarifs de rachat

Le PDP-8 révisé fixe une bande de consommation de 500,4-557,8 milliards kWh pour 2030 tout en mandatant que les renouvelables revendiquent 28-36 % du mix, signalant un pivot loin de la dominance du charbon. Les nouveaux plafonds de prix placent l'éolien terrestre à 1 959,4 VND/kWh (0,078 USD) au nord et les projets près du rivage à 1 987,4 VND/kWh (0,079 USD), restaurant la visibilité des investisseurs après des années de guidance bloquée.^{(2)Source : Nguyen Quang, "Vietnam Issues Wind FITs for 2025," Ministry of industrie and Trade, moit.gov.vn}Pourtant, les coupes tarifaires rétroactives simultanées menacent 13 milliards USD d'actifs solaires et éoliens en exploitation, déclenchant des protestations des développeurs internationaux. Le décret 57/2025 un introduit les DPPA, permettant aux producteurs privés de contourner EVN et de négocier directement avec les consommateurs qualifiés, une réforme censée réduire la tension budgétaire de l'État et accélérer le déploiement renouvelable. Ces changements alignent le Vietnam avec la vision du Réseau électrique de l'ASEAN qui prévoit que les sources propres couvrent jusqu'à 50 % de la production régionale d'ici 2030.

Flux d'IDE menés par PDP-8 dans la production et le réseau

Les dépenses totales d'infrastructure devraient grimper de 40 % à 36 milliards USD en 2025, avec plus de quatre cinquièmes étiquetés pour la production d'électricité et les améliorations de transmission. Les accords phares incluent le pôle hydrogène vert de Huadian de 2,4 milliards USD à Quang Tri et le complexe GNL de Vingroup de 5,5 milliards USD à Hai Phong. Côté réseau, la ligne 500 kV Lào Cai-Vĩnh Yên de 7 410 milliards VND (300 millions USD) déplacera 3 000 MW de production hydraulique du nord quand elle sera mise en service en septembre 2025. La localisation d'équipement prend de l'élan ; CS Wind dépense 200 millions USD sur une usine de tours éoliennes à Long An pour répondre à la demande éolienne offshore locale. Le stockage un émergé comme un jeu parallèle, avec le groupe T&T ciblant 2 GWh de production annuelle de batteries d'ici 2026.

Financement de modernisation du réseau (BAD, JICA)

La BAD un réservé 16,5 milliards USD pour l'infrastructure résiliente au climat, et le Premier ministre Pham Minh Chinh un demandé un soutien supplémentaire pour les grands schémas énergétiques lors des réunions d'avril 2025. Les améliorations terminées ont ajouté 1 000 MW de compensation réactive dans 20 sous-stations avant le pic de saison sèche 2025. La JICA cofinance la station GNL de Quang Ninh de 1 500 MW développée par PetroVietnam Power, Tokyo Gas et Marubeni, prévue en ligne en 2026-2027. EVN rapporte une couverture de service client en ligne à 100 % et la surveillance améliorée par IA un réduit les temps de panne de 320 % d'une année sur l'autre. Les corridors 500 kV supplémentaires transporteront aussi 9 360-12 100 MW d'importations du Laos, tarifées à 0,0695 USD/kWh pour les flux hydroélectriques

Approbation PPA lente et incertitude réglementaire

Environ 13 milliards USD d'actifs éoliens et solaires sont à risque après que les auditeurs ont trouvé des règles FIT mal appliquées et suspendu les nouveaux PPA en attente de révision, provoquant les sorties d'Enel, Equinor et Ørsted malgré le plan phare du Vietnam de doubler la capacité d'ici 2030. Une zone éolienne offshore de 6 GW un été retirée du dernier projet PDP-8, approfondissant les perceptions de volatilité politique. Les approbations de transmission sont également lentes ; les données gouvernementales montrent que seulement 2 des 16 projets de réseau mandatés ont respecté les calendriers 2024. Ces retards freinent le tempo du marché de l'énergie du Vietnam à court terme.

Étranglement du financement charbon motivé par l'ESG

Les prêteurs internationaux continuent de resserrer l'exposition au charbon, pressant le plan du Vietnam de retirer le combustible d'ici 2050. Atteindre le net-zéro nécessite 650 milliards USD, en grande partie pour les conversions biomasse ou ammoniac sur les sites charbon existants. Le cadre JETP canalisera les fonds concessionnels, mais l'écart reste large ; le projet charbon Nam Dinh est emblématique, perdant ACWA Power en 2023 et visant maintenant la reconversion GNL. Malgré les contraintes, la consommation de charbon un établi un record en 2024, révélant les tensions entre fiabilité à court terme et conformité ESG à long terme.

Analyse de segment

Par source de production : La dominance thermique fait face à la perturbation éolienne

Les centrales thermiques contrôlaient 45 % des parts du marché de l'énergie du Vietnam en 2024, ancrées par les unités charbon qui ont stabilisé le réseau pendant les pannes hydrauliques déclenchées par la sécheresse qui ont retiré 5 000 MW du service. Dans le même temps, les projets éoliens sont sur une trajectoire TCAC de 16,5 % jusqu'en 2030, positionnant le segment pour grignoter la primauté thermique alors que 3,4 GW de complexes offshore entrent en ligne. Le GNL est le pont de transition intermédiaire ; 15 nouvelles centrales totalisant 22 GW sont programmées d'ici 2035, commençant par l'unité Nhon Trach 3 de PetroVietnam de 812 MW lancée en janvier 2025^{(3)Thierry Bros, "Vietnam Launches First LNG Plant," Enerdata, enerdata.net}. La taille du marché de l'énergie du Vietnam pour la production éolienne pourrait dépasser 20 GW d'ici la fin de décennie si les enchères se règlent selon le calendrier.

L'hydroélectricité reste le pivot de fiabilité, mais la saisonnalité mine la cohérence, incitant les essais de batterie et le premier schéma de stockage par pompage de 1 200 MW du pays à Ninh Thuan, approuvé en février 2025. Le déploiement solaire un rebondi après les réinitialisations tarifaires, tandis que la biomasse un gagné en traction avec une centrale de coques de riz de 20 MW qui élimine 36 800 tonnes de CO₂ annuellement. Les options nucléaires émergentes, longtemps ajournées, sont rentrées dans le débat via des discussions de faisabilité avec la Russie, le Japon et les États-Unis, redimensionnant potentiellement le marché de l'énergie du Vietnam dans les années 2030.

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Par niveau de tension T&D : L'expansion haute tension stimule la modernisation du réseau

Le réseau supérieur à 500 kV croît rapidement, reflétant l'intention d'expédier l'électricité en vrac des zones riches en hydraulique du nord et côtes riches en éolien vers les pôles de consommation. Cette couche sous-tend la taille du marché de l'énergie du Vietnam pour la capacité de transmission, soulignée par le circuit Lào Cai-Vĩnh Yên de 300 millions USD qui ajoutera 3 000 MW de capacité de transfert nord-sud. Le niveau 220-330 kV intègre les grandes stations thermiques comme Hai Duong, tandis que le réseau 110 kV fournit la portée de dernier kilomètre aux parcs industriels en croissance rapide.

EVN un livré 50 nouveaux projets 110 kV en 2024, célébrant le 50e anniversaire de libération et étendant l'électrification rurale. Les compteurs numériques et capteurs pilotés par IA sont standard dans l'empreinte de Southern Power Corporation, réduisant les pertes techniques et améliorant les tableaux de bord clients. Les créanciers internationaux financent une grande partie du déploiement ; la dernière tranche climatique de la BAD réserve l'automatisation des sous-stations, et la JICA soutient les travaux d'interconnexion GNL. Ces étapes élèvent le marché de l'énergie du Vietnam à un nœud de commerce régional d'ici 2030, prêt à acheminer les importations du Laos à 0,0695 USD/kWh.

Par utilisateur final : Les centres de données accélèrent la croissance de la demande commerciale

Les clients commerciaux et industriels ont capturé 52 % de la consommation en 2024 alors que les clusters électroniques et de machines ont étendu la production sur l'accès commercial préférentiel et explosent à un TCAC de 17 %, se dirigeant vers un pool de revenus de 1,1 milliard USD d'ici 2030, avec Viettel IDC contrôlant déjà 49 % de ce sous-segment. La taille du marché de l'énergie du Vietnam pour les parcs high-tech s'étend en parallèle, attirant SK Hynix, les fournisseurs Apple et les majors du cloud qui exigent 99,9 % de temps de fonctionnement et des options d'approvisionnement renouvelable.

Les besoins résidentiels croissent parallèlement à la migration urbaine, tandis que la consommation du secteur public augmente avec la numérisation e-gouvernementale. Le solaire sur toit gagne le soutien réglementaire, avec un objectif de couverture de bâtiment de 50 % d'ici 2030 et des fournisseurs de stockage comme Sigenergy déployant des batteries derrière le compteur pour le décalage de charge. Les fabs énergivores négocient des contrats DPPA sur mesure pour couvrir les prix de réseau volatils, élargissant le mix de revenus de l'industrie de l'énergie du Vietnam. Les investisseurs étrangers classent systématiquement la fiabilité électrique comme un facteur de sélection de site parmi les trois premiers, soulignant la centralité de la confiance des utilisateurs finaux dans la trajectoire du marché de l'énergie du Vietnam.

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Analyse géographique

Les provinces du nord ont fait face à des déficits de 1 200-2 500 MW pendant la saison chaude 2024, forçant 2,56 milliards kWh d'importations d'urgence de Chine et stimulant les constructions 500 kV accélérées comme la liaison Lào Cai-Vĩnh Yên de 3 000 MW. Les pôles du sud autour de Ho Chi Minh-Ville ont enregistré une croissance de demande de 12,4 % d'une année sur l'autre en 2025, propulsée par l'activité des centres de données et de logistique qui remodelera la courbe de distribution du marché de l'énergie du Vietnam d'ici la fin de décennie. Les provinces côtières centrales émergent comme géants renouvelables ; le réseau offshore de Corio-Fecon de 500 MW et l'hybride éolien-solaire-hydrogène de Huadian de 2,4 milliards USD à Quang Tri soulignent le changement.

Les investisseurs manufacturiers dans les parcs industriels du sud ont enduré des pannes coûteuses en 2023, incitant les promesses gouvernementales de "pas de répétition des pannes", et accélérant l'investissement GNL, incluant le projet Hai Phong de Vingroup de 5,5 milliards USD. Le delta du Mékong exploite les nouveaux pipelines de gaz alimentant la centrale à cycle combiné Ô Môn IV de 1 155 MW prévue pour la mise en service 2028, raffermissant l'approvisionnement pour les exportations agricoles. Les techniciens éolien offshore s'entraîneront au centre soutenu par l'Allemagne de 50 millions USD à Binh Dinh, une initiative censée certifier des milliers annuellement et renforcer les compétences régionales. Le commerce transfrontalier cimente le rôle du Vietnam comme pôle énergétique de l'ASEAN ; les importations hydrauliques du Laos jusqu'à 12 100 MW sont contractées à des prix plafond qui améliorent la compétitivité coût dans le marché de l'énergie du Vietnam.