Taille et part du marché de l'énergie solaire au Vietnam - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie solaire au Vietnam

Le Plan de développement de l'énergie VIII portant l'objectif solaire à 34 GW d'ici 2030

La décision 768, publiée en avril 2025, a révisé le PDP8, portant le plafond solaire 2030 à 46,5-73,4 GW et imposant un stockage d'énergie par batterie équivalant à au moins 10 % de la puissance nominale avec une durée de 2 heures.^{(1)Ministère de l'Industrie et du Commerce, "Décision 768/QD-TTg portant révision du PDP8," moit.gov.vn} Les promoteurs financent désormais des installations lithium-ion coûtant entre 200 et 250 USD par kWh, ajoutant entre 40 et 50 millions USD à une centrale de 100 MW, tout en débloquant des tarifs de pointe vespérale supérieurs de 30 à 40 % aux tarifs de mi-journée. Ninh Thuan et Binh Thuan ont rationalisé les procédures d'autorisation pour les projets dépassant le seuil de stockage, tandis que les provinces du nord sont en retard en raison d'une infrastructure de réseau plus faible. Électricité Vietnam estime que 15 milliards USD de nouvelles lignes de transport sont nécessaires pour absorber les volumes du PDP8, mais les dépenses annuelles s'élèvent en moyenne à seulement 1,2 milliard USD, ce qui implique que le déploiement suivra probablement la borne inférieure du plan. La politique ancre néanmoins la visibilité à long terme pour le marché de l'énergie solaire au Vietnam, en orientant les appels d'offres fonciers provinciaux et les structures de financement du secteur privé.

Les contrats d'achat d'électricité d'entreprise et les lignes de financement vert accélérant la demande commerciale et industrielle

Le décret 80/2024 a débloqué les DPPA pour les consommateurs dépassant 200 000 kWh par mois, et dans les six mois suivants, 24 projets totalisant 1,77 GW sont entrés dans la file d'approbation. Les fabricants de textiles, d'électronique et de produits alimentaires cherchent à se couvrir contre les tarifs et à obtenir des certifications ESG, privilégiant les contrats d'achat d'électricité virtuels qui évitent les coûts de construction de lignes privées de 0,5 à 2 millions USD par kilomètre. La Banque mondiale a engagé 500 millions USD en 2024 pour l'intégration des énergies renouvelables, tandis que la Banque asiatique de développement a déboursé 1,7 milliard USD au cours de la période 2023-24 pour le solaire en toiture et les microréseaux.^{(2)Banque asiatique de développement, "Financement climatique en Asie du Sud-Est 2024," adb.org} Des hyperscalers tels que Google et Microsoft prévoient de contracter près de 300 MW de solaire dédié d'ici 2027 pour atteindre leurs objectifs de zéro carbone 24h/24 et 7j/7. Bien que le seuil de 200 000 kWh limite la participation des PME, le décret accélère le pivot commercial au sein du marché de l'énergie solaire au Vietnam.

Essor des constructions de centres de données avec achats d'énergies renouvelables 24h/24 et 7j/7

Le parc de centres de données au Vietnam est en voie d'ajouter entre 500 et 700 MW de charge informatique d'ici 2028, nécessitant une alimentation renouvelable ferme pour satisfaire aux engagements zéro carbone des entreprises. Les promoteurs structurent des contrats d'achat d'électricité à suivi de charge de 15 à 20 ans associant solaire, éolien et batteries de 4 à 6 heures pour atteindre une disponibilité de 99,99 %. L'installation prévue par Google à Hô-Chi-Minh-Ville négocie un contrat d'achat d'électricité virtuel de 150 MW combinant 60 % de solaire, 30 % d'éolien et 10 % de biomasse à un prix d'exercice de 0,055 USD par kWh, soit 15 % en dessous du tarif industriel en vigueur. AWS vise une fraction renouvelable de 85 % sur son site de Hanoï grâce à une installation de 50 MW combinant toitures et sol, ainsi qu'une batterie de 20 MW. Ces structures d'achat sur mesure renforcent le sous-segment commercial et industriel haut de gamme et diversifient les sources de revenus au sein du marché de l'énergie solaire au Vietnam.

Baisse des dépenses d'investissement des modules photovoltaïques de premier rang (-36 % 2020-24)

Les prix des modules en polysilicium de premier rang ont diminué à 0,10 USD par watt en 2024 contre 0,16 USD en 2020, sous l'effet de l'adoption de la technologie TOPCon et des réductions d'épaisseur des tranches. Les dépenses d'investissement pour les projets à l'échelle des services publics dans le sud du Vietnam s'échelonnent désormais de 0,55 à 0,65 USD par watt, ramenant les coûts nivelés en dessous de 0,04 USD par kWh à Ninh Thuan et Binh Thuan. Les modules bifaciaux offrent des gains de rendement de 10 à 15 %, comme en témoigne la centrale de 450 MW du groupe Trung Nam atteignant un taux de performance de 82 % en 2024. Les installations en toiture affichent des délais de récupération de 5 à 6 ans malgré l'expiration du tarif de rachat, catalysant l'autoconsommation dans le cadre du décret 135/2024. Toutefois, la dépendance aux importations expose le marché de l'énergie solaire au Vietnam à des chocs de politique commerciale susceptibles d'inverser la courbe des coûts.

Congestion du réseau et écrêtement dans le sud du Vietnam

La production solaire à Ninh Thuan et Binh Thuan dépasse déjà la demande locale, et le réseau principal 500 kV fonctionne à la limite de sa capacité thermique, obligeant Électricité Vietnam à écrêter jusqu'à 60 % de la production excédentaire en 2020.^{(3)Électricité Vietnam, "Rapport sur l'écrêtement du réseau 2024," evn.com.vn} L'écrêtement atteint en moyenne 15 à 25 % durant les pics de saison sèche, compromettant les rendements des projets. Le renforcement haute tension en courant continu prévu, d'une valeur de 15 milliards USD, ne sera pas pleinement opérationnel avant 2027, laissant les nouvelles capacités exposées au risque de répartition. Les prêteurs exigent désormais une assurance contre l'écrêtement, ajoutant des marges de 50 à 75 points de base sur la dette. Le stockage obligatoire de 10 % en batterie contribue au décalage temporel de l'énergie, mais ne peut compenser les événements de surproduction sur plusieurs jours, faisant de cette contrainte un frein majeur au marché de l'énergie solaire au Vietnam.

Incertitude sur la réduction progressive des tarifs de rachat et le régime de plafonnement des prix

L'expiration du tarif de rachat en décembre 2020 a laissé 85 projets, totalisant plusieurs gigawatts, dans l'incertitude, les promoteurs attendant des lignes directrices sur les appels d'offres qui ont été à plusieurs reprises retardées, plus récemment jusqu'en octobre 2024. Les niveaux de tarifs de rachat hérités font l'objet d'une possible révision rétroactive, susceptible de compromettre 13 milliards USD de valeur pour les investisseurs. Les prix plafonds proposés de 1 500 à 1 700 VND par kWh (0,061 à 0,069 USD) sont insuffisants pour les sites du nord à moindre ensoleillement, orientant les nouvelles capacités vers le sud. Électricité Vietnam a retenu 110 millions USD de paiements en raison de litiges sur la mise en service, ébranlant la confiance. Dans l'attente de l'opérationnalisation des appels d'offres, le marché de l'énergie solaire au Vietnam s'appuie sur les contrats d'achat d'électricité d'entreprise et les niches d'autoconsommation, ce qui contraint les pipelines à l'échelle des services publics.

*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 : la domination du photovoltaïque exclut l'entrée de l'énergie solaire à concentration

Les systèmes photovoltaïques solaires contrôlaient l'intégralité de la base de 19,5 GW en 2025, et la poursuite de la baisse des dépenses d'investissement soutient un TCAC de 11,58 % jusqu'en 2031. L'énergie solaire à concentration reste commercialement non viable au Vietnam, car le pays ne dispose pas de l'irradiance normale directe requise pour l'efficacité thermodynamique. Les installations au sol à l'échelle des services publics à Ninh Thuan utilisent des suiveurs à axe unique pour obtenir des gains de rendement de 12 à 18 %, tandis que les toitures urbaines s'appuient sur l'électronique de puissance au niveau des modules pour minimiser les pertes par ombrage. Le photovoltaïque flottant sur les réservoirs hydroélectriques élargit les possibilités d'implantation et tire parti des réseaux de transport existants. L'adoption rapide des modules TOPCon et à jonction hétérogène, représentant déjà 35 % des expéditions de 2024, réduit les coûts du système hors modules. L'intensité capitalistique plus élevée de l'énergie solaire à concentration, de 3 000 à 4 000 USD par kW, contre 550 à 650 USD pour le photovoltaïque, combinée aux pertes optiques liées à l'humidité, annule ses perspectives jusqu'en 2031, cimentant la primauté du photovoltaïque sur le marché de l'énergie solaire au Vietnam.

L'innovation s'accélère à mesure que les promoteurs déploient des modules bifaciaux et des batteries couplées en courant continu via des onduleurs hybrides offrant des rendements aller-retour de 92 à 94 %. Les architectures à onduleurs de chaîne remplacent les unités centrales dans les centrales dépassant 50 MW, améliorant la tolérance aux pannes et facilitant les ajouts de capacité progressifs. Les obligations de stockage par batterie reconfigurent les achats : des empilements de 45 MW/90 MWh associés à des parcs solaires de 450 MW surmontent désormais les obstacles à l'investissement grâce aux écarts de tarifs de pointe, signalant une feuille de route hybridée pour le marché de l'énergie solaire au Vietnam.

Par type de réseau : accélération du hors-réseau à partir d'une base faible

En 2025, portés par un taux d'électrification de 99,5 % et des conditions économiques favorables liées aux anciens tarifs de rachat, les systèmes connectés au réseau au Vietnam ont atteint une remarquable livraison de capacité de 99,88 %. Ces installations se raccordent aux nœuds 22 kV ou 110 kV et respectent les règles de tenue en tension et en fréquence de la norme QCVN 52:2016. La capacité hors réseau, bien que modeste, devrait augmenter à un TCAC de 15,12 % car les provinces montagneuses privilégient les microréseaux aux extensions de réseau coûtant plus de 50 000 USD par kilomètre. Les tours de télécommunication et les bassins d'aquaculture remplacent les groupes électrogènes diesel par des kits solaire-batterie, réduisant considérablement les coûts d'exploitation. Le décret 135/2024 renforce l'autoconsommation et stimule indirectement l'autonomie derrière le compteur pour les utilisateurs industriels recherchant une résistance aux coupures. La baisse des prix des batteries, actuellement de 120 à 140 USD par kWh en 2024 et tendant vers 80 à 100 USD d'ici 2028, rendra le solaire hors réseau moins cher que les nouveaux kilomètres de réseau au-delà de 15 km, élargissant ainsi la niche distribuée au sein du marché de l'énergie solaire au Vietnam.

Par utilisateur final : le commercial et industriel gagne du terrain sur les acteurs établis à l'échelle des services publics

Les projets à l'échelle des services publics ont conservé 79,65 % du volume installé en 2025, dans le sillage de la ruée vers les tarifs de rachat ; cependant, les systèmes commerciaux et industriels devraient afficher un TCAC plus rapide de 14,26 % jusqu'en 2031. Les installations en toiture entre 500 kW et 10 MW dominent l'adoption commercial et industrielle (C&I), assurant une autoconsommation de 70 à 90 % et vendant au maximum 20 % du surplus au réseau, conformément au décret 135/2024. Les tarifs industriels de détail ont augmenté de 8 % en mars 2024 et devraient connaître des hausses annuelles de 5 à 7 %, renforçant l'intérêt économique de la production sur site. Les centres de données représentent le sous-segment haut de gamme, contractant des offres groupées solaire-plus-stockage sur mesure à des tarifs mixtes environ 10 à 15 % supérieurs aux tarifs commerciaux et industriels (C&I) standard en raison des primes de fiabilité. Le solaire résidentiel, limité par les coûts initiaux et un plafond de comptage net de 20 %, reste en dessous de 1 % de la capacité totale. Le risque d'exécution lié à la charge des toitures persiste pour les bâtiments antérieurs à 2010, car le renforcement peut ajouter 15 à 25 % au coût en capital, bien que les modèles de propriété par des tiers allègent les pressions sur les bilans. Dans leur ensemble, ces tendances diversifient les canaux de demande et renforcent le marché de l'énergie solaire au Vietnam face à la volatilité des politiques.

Analyse géographique

Les provinces du sud de Ninh Thuan, Binh Thuan et Tay Ninh ont fourni environ 64,50 % de la capacité totale en 2025, grâce à un ensoleillement de 5,5 à 6,0 kWh/m²/jour et à de vastes parcelles de terrain. Cependant, la congestion du réseau de transport écrête 15 à 25 % de la production en milieu de journée, érodant les rendements. La liaison haute tension en courant continu de 2 000 MW prévue, programmée pour 2027, débloquera partiellement la production bloquée ; cependant, dans l'intervalle, l'assurance contre l'écrêtement alourdit les coûts de financement. Le delta du Mékong émerge comme un pôle de photovoltaïque flottant ; An Giang, Dong Thap et Kien Giang mettent aux enchères des surfaces de réservoir, offrant un potentiel de 10 à 12 GW et contournant les conflits d'utilisation des terres. Ici, le refroidissement par l'eau améliore les taux de performance et réduit l'évaporation, procurant des co-bénéfices agricoles qui accélèrent les approbations provinciales.

Les provinces du nord, notamment Hanoï et Haï Phong, sont en retard en termes de capacité absolue mais sont positionnées pour un TCAC de 12,98 % jusqu'en 2031, portées par les achats des centres de données des hyperscalers et les clusters de fabrication d'électronique adoptant les DPPA. Un ensoleillement plus faible et des prix fonciers plus élevés élèvent les coûts nivelés à 0,055-0,065 USD par kWh, soit environ 30 à 40 % au-dessus des références du sud, rendant la tarification premium des contrats d'achat d'électricité critique. Les Hauts Plateaux du Centre poursuivent des programmes hybrides solaire-hydro co-localisés avec des réservoirs, permettant des synergies de stockage par pompage et l'arbitrage des pointes vespérales. Les procédures d'autorisation provinciales varient : Ninh Thuan accélère les projets dépassant le quota de stockage du PDP8, tandis que les juridictions du nord imposent de longues évaluations environnementales, pouvant allonger les délais de 6 à 12 mois. Ces divergences influencent le calcul du risque des promoteurs et façonnent l'évolution spatiale du marché de l'énergie solaire au Vietnam.