ベトナム電力EPCの市場規模・シェア分析 - 成長トレンドと予測（2026年～2031年）

ベトナム電力EPC市場のトレンドと考察

急速な産業用・家庭用電力需要の増大

ベトナムの電力消費量は2025年に280TWhに増加し、2024年の257TWhから上昇した。北部省において新たな製造工場とデータセンターが稼働するなか、産業ユーザーが増分需要の58%を担った。家庭用需要は、ハノイおよびホーチミン市でエアコン普及率が70%を超えたこと、および電動二輪車による夕方ピーク充電負荷1.2GWにより、6.2%拡大した。^{[2]国際エネルギー機関、「東南アジアエネルギー見通し2025」、iea.org} 持続的な電力需要の増大は、公益事業者と独立系発電事業者（IPP）に対してベースロード増強の迅速化を迫っているが、送電制約が工業団地を自家発電へと向かわせ、ベトナム電力EPC市場を電力会社規模とオンサイト（系統裏側）セグメントに分断している。バクニンおよびハイフォンの輸出加工ゾーンでは2025年に計47件の計画外停電が発生し、多国籍企業は賃貸契約においてオンサイトバックアップ容量の設置を規定するようになった。政府は2027年までに全農村世帯の電化を計画しており、低電圧設備向けに3.5GWの配電設備強化が追加されることで、補完的なEPC需要が生まれる。

電力発電・系統設備投資（CAPEX）パイプラインを拡大する改訂PDP8

2024年に承認された最終版の電力開発計画8（PDP8）は、2030年の設備容量目標を150GWに引き上げ（草案比30GW増）、南中部沿岸から紅河デルタへ洋上風力を輸送する500kV回廊に180億米ドルを充当する。同計画は2030年までに8.6GWの亜臨界石炭を廃止し、LNG目標を15GWに設定することで、クリーンな火力資産に向けた二桁台のEPC軌跡を維持する。系統コストが社会化されると浅水域サイトの均等化発電原価（LCOE）が低下することを反映し、洋上風力の割り当ては6GWから10GWに拡大した。新設の「系統優先」ルールにより、EVNが変電所の空き容量を確認するまで発電プロジェクトはファイナンシャルクローズに至ることができず、送配電（T&D）EPC案件の前倒しと発電タイムラインの長期化がもたらされる。2025年に締結されたアジア開発銀行（ADB）の25億米ドルの譲許的融資パッケージにより、500kVプロジェクトの加重平均資本コストが7.2%に低下し、請負業者がより積極的に入札できるようになった。^{[3]アジア開発銀行、「ベトナム系統拡張融資」、adb.org}

ガスEPC積み残し案件を解消するLNG火力発電プロジェクトの急増

ティバイ、ソンミー、クアンチの3つの再ガス化端末が2024年1月から2025年9月にかけて順次稼働し、6.8GWのコンバインドサイクル案件を停滞させていた燃料ボトルネックが解消された。PetroVietnam PowerとSamsung C&Tが建設した1,624MWのニョントラック3・4号機は2025年6月に商業運転を開始し、GE9HA.02タービンを使用して正味効率64%を達成した。これは地域で最高の火力ベンチマークである。クアンチャックII号機は2025年3月に着工し、シーメンスエナジー（Siemens Energy）SGT5-8000Hタービンと空冷式復水器を採用した19億米ドルの契約の下、淡水使用を抑制する。LNGの関税をオイルベンチマークではなくヘンリーハブ（Henry Hub）価格に連動させることで買電側のリスクが低減し、2025年に4.2GWの新規コンバインドサイクル・ガスタービン（CCGT）PPAが成立した。原相手先製造業者（OEM）はライフサイクルEPC価値の40～50%を長期サービス契約（LTSA）により確保しており、GE Vernovaのニョントラック3・4号機における20年間のLTSAは稼働率95%を保証している。

商業・産業（C&I）再生可能エネルギー開発を触媒するDPPAフレームワーク

政令57/2025号は、年間30GWh超を消費する顧客に対して最長20年の相対電力購入契約（PPA）の締結を認め、ネットメタリング上限によりこれまで制約されていた屋根置き・グランドマウント太陽光発電についてEVNを迂回することを可能とした。2025年10月までに、計890MWに上る127件の契約が登録され、繊維・鉄鋼・電子産業が買電量の73%を占めた。2025年6月に導入された世界銀行の部分的リスク保証は太陽光発電の借入コストをおよそ200ベーシスポイント削減し、5MWという小規模プロジェクトのノンリコースファイナンスを可能にした。34の国内請負業者がセグメントに参入したことで屋根置き太陽光EPCのマージンは8～9%に緩和されたが、100MW未満の帯域は継続的な工業団地拡張を背景にCAGR16.5%を記録する見通しである。政令135/2024号によるネットメタリング上限20%の撤廃により、工場は昼間負荷の全量に対して太陽光発電を設計することが可能となり、分散型発電の機会を3倍に広げた。

プロジェクトIRRを押し上げる系統混雑と出力抑制リスク

2025年上半期において、南部省では太陽光・風力の出力抑制が平均18%に達し、500kVの送電線が定格容量を超えて運用されたことにより1,240GWhの出力損失が生じた。タウアンナム―フォックロン区間の設備増強の遅延により、オペレーターは87日間にわたって2.1GWの太陽光発電を抑制することを余儀なくされ、発電事業者の収入から3,100万米ドルが失われた。開発事業者はPPA価格設定において12～15%の抑制率を織り込んでおり、均等化発電原価（LCOE）がMWh当たり6～8米ドル上昇し、株式内部収益率（IRR）が地域ベンチマークを下回っている。空き容量のある変電所付近の土地は混雑地域の区画より40～60%高値で取引され、パイプラインが小規模案件に分断されている。EVNの62億米ドルの南部送電計画は2028年から2029年まで混雑を解消できず、その間の年間EPC案件を抑制する。

投資家の信頼を損なう遡及的固定買取価格（FIT）改定

通達02/2024号は、2019年から2020年にかけての太陽光発電プロジェクト1,247MWの電力買取価格をMWh当たり93.5米ドルから71.2米ドルに引き下げ、23件の仲裁申し立てと新規案件の借入スプレッドの80～120ベーシスポイント上昇をもたらした。ムーディーズ（Moody's）は2025年にベトナムの規制安定性スコアをBa1に格下げし、貸し手は現在20年間の収益保証または世界銀行のリスクカバレッジを要求しており、開発タイムラインに6ヶ月から9ヶ月が追加される。^{[4]ムーディーズ・インベスターズ・サービス、「EVNクレジット見解」、moodys.com} 署名済みPPAを持つプロジェクトでさえもクローズに苦労しており、2025年に完成した340MWの太陽光発電は電力買取価格改定への懸念から未資金調達のまま残っている。

*当社の予測では、推進要因および抑制要因の影響を加算的ではなく方向性のあるものとして扱います。影響予測は、ベースライン成長、構成効果、および変数間の相互作用を反映しています。

セグメント分析

技術別：洋上風力が再生可能エネルギーの優位を牽引

再生可能エネルギーは2025年のベトナム電力発電EPC市場シェアの68.5%を占め、洋上風力が調査段階から実行段階へと移行するにつれてCAGR15.3%で拡大する見込みである。具体的には136億米ドルと評価される3.5GWのラーガン（La Gan）および2.1GWのハイロン（Hai Long）ブロックが主導する。火力容量（主にLNG火力コンバインドサイクル・ガスタービン）は残りの31.5%を占めるが、ニョントラック3・4号機において9HA.02タービンが64%効率を達成することでベースロードを担保している。

洋上風力のエンジニアリング複雑性、すなわち水深25～40メートルにおけるモノパイル基礎と80～120キロメートルの220kV海底ケーブルにより、EPC費用はkW当たり3,200～3,800米ドルと、電力会社規模の太陽光発電のkW当たり650～750米ドルを大きく上回る水準を維持している。資金調達者が石炭から撤退するにつれて火力EPC比率は低下しており、2024年から2025年にかけて17の国際銀行が石炭除外方針を採用したことで、600MWのクアンチャックI号機の設備増強は設計途中で石炭からLNGへの転換を余儀なくされた。それでも、PDP8は系統安定性のために2030年までの再生可能エネルギー浸透率を47%に上限設定しており、2031年までにベトナム電力発電EPC市場価値の少なくとも4分の1が火力EPCで占められることを確保している。

注記: 個別セグメントのシェアは、レポート購入後に入手可能

容量帯別：DPPAの勢いを背景に分散型エネルギーリソースセグメントが急増

100～499MWの規模のプロジェクトが2025年のベトナム電力発電EPC市場規模の61.9%を獲得した。これは、規模と系統接続実現可能性のバランスをとる地方オークションの最適帯域である。DPPAおよびネットメタリング改革に支えられた100MW未満の分散型リソースはCAGR16.5%で成長し、将来の電力買取価格引き上げに対するヘッジとしての屋根置き太陽光発電およびバッテリーエネルギー貯蔵システム（BESS）に対する工場の需要を反映している。

洋上風力およびLNGコンバインドサイクル・ガスタービン（CCGT）を含む500MW超の案件は2025年のEPC価値の23%を占めたが、複雑な環境・保証手続きにより実現可能性調査から商業運転まで平均54ヶ月を要する。政府による2025年の30MW未満プロジェクトへの義務的蓄電設備免除により資本集約度が18～22%低下し、分散型発電の内部収益率（IRR）が13～15%に上昇したことで、2025年下半期に屋根置き融資の波が押し寄せた。

エンドユーザー別：産業用自家発電がリード、独立系発電事業者が加速

輸出ゾーンがサイトあたり47件の系統停電に直面し、稼働率99.99%のためのオンサイト発電が義務付けられるなか、産業用自家発電スキームが2025年のベトナム電力発電EPC市場規模の53.1%を占めた。独立系発電事業者（IPP）は、2026年に予定されている8GWの再生可能エネルギーオークションとDPPAの下での商業・産業（C&I）需要家への直接販売能力を追い風に、CAGR16.1%で成長する見通しである。

規制公益事業者（主にEVN子会社）は2025年のEPC価値の28%を支配しており、現在は送配電（T&D）資産を優先しているが、PetroVietnam Powerなどの国有企業（SOE）は政府支援を要する戦略的なLNGおよび洋上風力プロジェクトに注力している。自家発電は依然として異質な構成を持ち、2025年の支出の62%はガスコジェネレーション、28%は屋根置き太陽光発電とBESSの組み合わせ、10%は排出規制遵守のためにデュアルフューエルに転換されたディーゼル発電機であった。

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地理的分析

ベトナム南部は、工業団地の密集度とティバイおよびブンタウのLNG端末への近接性を背景に、2025年のEPC価値の48%を占めた。南中部沿岸の太陽光・風力クラスターは31%を獲得したが、タウアンナム―フォックロン500kV送電線が2026年中頃まで完成しないことから抑制率は18%に達した。北部省は21%を占め、屋根置き太陽光への傾斜と2026年に北部から南部へのガスパイプライン工事が始まれば実現する石炭からガスへの転換が待ち受けている。

ビントゥアンおよびチャービンの洋上風力優先ゾーンは海底利用の許認可を迅速に受けており、国家目標10GWのうち4.8GWが集中し、モノパイル・ケーブル・船舶サービスのサプライチェーンクラスターを惹きつけている。北部の屋根置き太陽光発電は南部と比べてMWh当たり95米ドル対82米ドルと産業用電力料金が高く、日射量が12%低いにもかかわらず回収期間が5.2年に短縮される。メコンデルタは地盤沈下により基礎コストが30～40%増加するため、投資比率が3%未満と低水準にとどまっている。

規制環境

ベトナムの電力EPC活動は、産業貿易省(MOIT)およびそのベトナム電力庁(EAV)の管轄下で運営されており、電力許認可、計画策定、市場・価格メカニズム、および部門の安全要件を監督している。法的基盤は電力法No.61/2024/QH15(2025年2月1日施行)によって刷新され、電力開発計画、事業投資、再生可能エネルギーおよび新エネルギー、競争市場運営を体系化し、EPC入札者および事業主にとってより明確なコンプライアンスの基準を生み出している。

実施および事業採択プロセスは、政令56/2025/ND-CPでさらに詳細化され、国家および地方の電力計画と、大規模発電パッケージの入札・契約方法を規定する投資入札規則との整合性を強化している。2026年から2030年については、決議253/2025/QH15が、洋上風力および直接電力購買契約(DPPA)の経路を含む国家エネルギー開発の優先メカニズムを枠組みとして定めている。統合文書07/VBHN-VPQH(2026年2月)は、2025年に成立した関連法の改正後の電力法的枠組みを統合し、許認可、調達、および建設実施における一貫した解釈を支援している。

市場機会と将来展望

コンソーシアムによる施工管理、複雑な調達、再ガス化・パイプライン・コンバインドサイクルブロック間のインターフェースを扱える能力を持つEPC企業にとって、国家関連の大規模LNG発電パッケージの実施は近い将来のホワイトスペースとなる。具体的な兆候として、EVNは2026年2月、1,612.8MWのクアンチャック2 LNG火力発電所についてPowerChinaおよびLILAMAとEPC契約を締結した(9.62億米ドル超と報じられている)。これは、ガス火力ベースロード増強を見据えた請負業者にとって、高額なバランスオブプラント、電気設備、および試運転業務のパイプラインを強化するものである。

ビハインド・ザ・メーターおよび産業・商業用(C&I)再生可能エネルギー建設の拡大は、開発事業者や産業用電力購買者がより速い建設サイクルと融資可能な契約形態を求める中で、対象となるEPC市場の規模を拡大している。政令57/2025はDPPA枠組みを確立し、2025年10月までに127件、合計890MWのDPPA契約が登録され、特に工業団地における100MW未満の太陽光発電・蓄電池システムおよび関連する系統接続工事に対する需要が活発に維持されている。並行して、首相により承認された修正版電力開発計画8(PDP8)の経路(決定768/QD-TTg、2025年4月)、およびMOITの決定618/QD-BCT(2025年3月)などの更新は、統合発電と系統準備に向けた実施を導いており、系統接続エンジニアリング、変電所パッケージ、蓄電対応設計を組み合わせて出力抑制リスクを低減できるEPCプロバイダーにとって機会を生み出している。