Le Vietnam ordonne un réexamen de son plan électrique, les retards du GNL menaçant ses objectifs de croissance

La demande d’électricité met les délais des projets sous surveillance

Le Vietnam a ordonné un réexamen de certains projets électriques alors qu’il cherche à garantir un approvisionnement capable de soutenir une croissance économique annuelle d’au moins 10 % jusqu’en 2030. Les tensions sont déjà visibles : la production et les importations d’électricité ont atteint 171,54 milliards de kilowattheures au premier semestre 2026, en hausse de 9,85 % sur un an, tandis que la demande de pointe a culminé à 57 537 mégawatts.

Lors d’une réunion tenue le 12 octobre 2026 à Hanoï, le Premier ministre Le Minh Hung a demandé au ministère de l’Industrie et du Commerce de recenser les projets en retard ou irréalisables, de proposer des ajouts ou des remplacements, et de désigner les responsables des investissements, du financement et de la réalisation. La réunion a porté sur les grands projets de production et de transport d’électricité, les mesures immédiates d’approvisionnement pour les derniers mois de forte demande de 2026, ainsi que la sécurité électrique en 2027 et jusqu’en 2030.

Il s’agit de réexaminer la mise en œuvre du Plan national de développement de l’électricité VIII, dit PDP VIII, déjà révisé en avril 2025. Il ne s’agit pas d’annoncer l’approbation d’une nouvelle révision du plan ou d’une nouvelle liste de projets. Hung a déclaré que les changements devaient être réalisables et déboucher sur des projets achevés, exploités conformément à la réglementation et aux exigences de qualité.

Les centres de données ont été cités, avec d’autres projets technologiques, parmi les besoins auxquels le plan doit répondre. Hung a présenté 2026 comme le socle d’une accélération en 2027 et de la réalisation des objectifs de développement du mandat gouvernemental en cours. Il a également évoqué les directives sur la sécurité énergétique du secrétaire général du Parti et président To Lam.

Le problème central tient à l’écart entre les capacités prévues et l’électricité qui peut réellement être acheminée. Des objectifs élevés pour le gaz, les énergies renouvelables, le stockage et le nucléaire ne résolvent pas les risques immédiats d’approvisionnement si les chantiers, les contrats ou les raccordements au réseau prennent du retard.

Ce que le réexamen des projets doit permettre

Le ministère de l’Industrie et du Commerce pilotera le réexamen avec le ministère des Finances et d’autres organismes, en collaboration avec les entreprises publiques et les autorités locales. Chaque projet devra être évalué au regard de son calendrier de mise en œuvre, et non considéré comme une simple ligne du plan national.

Les responsables devront distinguer les projets en retard de ceux qui ne sont plus réalisables. Ils devront aussi recenser les projets à modifier, les nouveaux projets à ajouter et ceux qu’il conviendrait de remplacer. La liste qui en résultera devra préciser les échéances et les responsabilités des ministères, organismes, entreprises et collectivités locales.

Le choix des investisseurs et les sources de financement font explicitement partie de la mission. Les problèmes qui dépassent les prérogatives des organismes chargés du réexamen devront être soumis aux autorités compétentes. Aucun délai de publication du réexamen achevé ni d’approbation de nouvelles modifications du PDP VIII n’a été annoncé dans les comptes rendus de la réunion.

Cette priorité donnée à la réalisation s’inscrit dans la continuité du plan de mise en œuvre du ministère de l’Industrie et du Commerce, approuvé par la décision n° 1509/QD-BCT du 30 mai 2025. Ce plan attribuait déjà les responsabilités en matière de production, de réseaux, d’approvisionnement en combustible, de libération des terrains et de suivi. Les instructions d’octobre demandent de vérifier ces responsabilités au regard de l’avancement réel.

La genèse du plan actuel

Le réexamen actuel fait suite à une série de changements en matière de planification et d’organisation. Les principales dates montrent comment le gouvernement est passé d’objectifs plus ambitieux à l’examen de la capacité des projets à les atteindre :

• 15 avril 2025 : la décision n° 768/QD-TTg approuve la version révisée du PDP VIII.
• 30 mai 2025 : le ministère de l’Industrie et du Commerce approuve son plan de mise en œuvre par la décision n° 1509/QD-BCT.
• 15 septembre 2026 : des propositions distinctes visant à restructurer le secteur électrique et Vietnam Electricity, ou EVN, sont soumises au gouvernement.
• 12 octobre 2026 : Hung préside la réunion sur l’approvisionnement et ordonne un réexamen des projets, des calendriers, des investisseurs et du financement.
• Octobre 2026 : le ministère indique que des modifications de la loi sur l’électricité devraient être soumises à l’Assemblée nationale.

La révision de 2025 reste donc la référence des dernières instructions. Ses objectifs chiffrés ne doivent pas être présentés comme de nouveaux engagements convenus lors de la réunion d’octobre, et les projets de remplacement proposés ne doivent pas être considérés comme approuvés.

Des objectifs de capacité élevés, mais des chiffres divergents

Le plan de mise en œuvre du ministère fixe pour 2030 des objectifs de 22 524 MW pour l’électricité produite à partir de gaz naturel liquéfié (GNL), de 14 930 MW à partir de gaz domestique et de 31 055 MW à partir du charbon. Les objectifs sont de 33 294 à 34 667 MW pour l’hydroélectricité, de 46 459 à 73 416 MW pour le solaire et de 26 066 à 38 029 MW pour l’éolien terrestre.

L’évaluation du plan révisé de l’Administration du commerce international des États-Unis donne la même fourchette pour l’éolien terrestre et côtier, contre un objectif initial de 21 880 MW. D’après ces chiffres, la hausse calculée est d’environ 19 % dans le bas de la fourchette et de 74 % dans le haut.

Certains totaux publiés ne concordent pas. L’analyse du plan du cabinet A&O Shearman fait état d’une capacité totale de 89,655 à 99,934 gigawatts d’ici à 2030, soit 89 655 à 99 934 MW. Une autre source avance une fourchette de 183 291 à 236 363 MW. La première fourchette s’accorde elle aussi difficilement avec les objectifs par filière énumérés par le ministère. Ces totaux ne doivent pas être considérés comme interchangeables ni rapprochés sans vérifier les définitions sur lesquelles ils reposent.

Le calendrier de l’éolien en mer doit également être précisé. Le ministère fixe un objectif de 6 000 MW pour la demande intérieure d’ici à 2030 et de 17 032 MW d’ici à 2035. Dans son résumé, l’évaluation américaine évoque une hausse de 6 000 à 17 032 MW sans distinguer ces échéances. A&O Shearman situe les projets, d’une capacité totale de 6 000 à 17 032 MW, dans une période de mise en service allant de 2030 à 2035. Les dates explicites du ministère constituent la base la plus claire pour distinguer les deux jalons.

Les retards du GNL révèlent les difficultés de réalisation

Le GNL est du gaz naturel refroidi jusqu’à l’état liquide pour être transporté par navire. Pour que le Vietnam en développe l’utilisation, il ne suffit pas de construire des centrales : terminaux, contrats d’approvisionnement en combustible, accords de vente d’électricité et financements doivent être coordonnés.

Selon plusieurs informations, presque tous les projets de développement du GNL envisagés sont en retard. Le ministre de l’Industrie et du Commerce, Le Manh Hung, a déclaré que seul le projet GNL de Hiep Phuoc respectait le calendrier parmi les 18 projets proposés, d’une capacité cumulée supérieure à 20 GW. Le vice-ministre Truong Thanh Hoai a indiqué que seuls deux avaient commencé à être construits.

Le projet Hiep Phuoc, à Hô Chi Minh-Ville, vise une mise en service commerciale au quatrième trimestre 2028. Environ cinq des 17 autres projets devraient être achevés avant la fin de la décennie. Ces calendriers laissent peu de marge pour considérer l’ensemble de l’objectif GNL comme une réponse immédiate à la hausse de la demande.

Les chiffres concernant le nombre de projets divergent eux aussi. Une source évoque 15 projets à l’appui d’un objectif d’environ 22,5 GW d’ici à 2030, tandis que l’évaluation du ministre porte sur 18 projets envisagés. Lors d’une conférence de presse du ministère, Bui Quoc Hung, directeur adjoint du département de l’Électricité, a présenté le projet GNL de Hai Phong comme l’un des 12 projets GNL du plan révisé. Les sources ne permettent pas de déterminer si ces chiffres concernent des groupes de projets ou des étapes de planification différents.

Les difficultés mentionnées sont les mêmes d’une source à l’autre : libération des terrains et des sites, choix des investisseurs, financement, contrats de construction, contrats d’approvisionnement en combustible et contrats d’achat d’électricité. Un contrat d’achat d’électricité fixe les conditions dans lesquelles un acheteur acquiert l’électricité d’une centrale. Les prêteurs ont généralement besoin de cet accord sur les recettes avant de financer la construction, tandis que le prix de l’électricité dépend en partie des coûts du combustible, que les promoteurs doivent négocier.

Une source situe les cours du GNL en Asie à environ 25 dollars par million d’unités thermiques britanniques, une unité de mesure de l’énergie du combustible, et estime que l’exploitation de 22,5 GW à un taux d’utilisation élevé pourrait nécessiter de 200 à 300 cargaisons par an. Il s’agit d’estimations rapportées sur le marché et l’exploitation, et non d’engagements d’approvisionnement. L’offre supplémentaire de GNL attendue à l’échelle mondiale après 2028 pourrait améliorer les conditions d’achat, mais attendre une baisse des prix ne répond pas aux besoins d’approvisionnement plus immédiats du Vietnam.

Le projet de Hai Phong montre l’importance des décisions de remplacement

Le projet GNL de Hai Phong illustre concrètement les choix auxquels le réexamen est confronté. Bui Quoc Hung a déclaré que le projet avait obtenu l’approbation des investissements, sélectionné ses investisseurs et conclu un accord portant sur des turbines à gaz de GE. Le début des travaux était prévu en septembre 2025, mais ce calendrier ne suffit pas à établir qu’ils ont effectivement commencé.

Le ministère a également reçu une proposition de complexe d’énergies renouvelables associé à des batteries de stockage, destiné à remplacer le projet GNL. Il a recommandé de poursuivre le projet GNL de Hai Phong conformément au plan approuvé et demandé au Premier ministre de se prononcer sur la proposition de remplacement. Aucune décision définitive sur le complexe renouvelable n’a été annoncée.

Ailleurs, les remplacements envisagés comprennent un recours accru à la production d’électricité au charbon. Duong Dinh, directeur associé chez Vietcap Securities, a décrit les difficultés de réalisation et une réponse proposée :

« Ces retards sont désormais largement reconnus »,

Dinh a déclaré que le ministère du Commerce avait proposé d’ajouter 5 300 MW de capacité au charbon équipés de dispositifs de captage du carbone pour compenser les retards des projets GNL. Vietcap prévoit un risque de pénurie d’électricité entre 2028 et 2030. Il s’agit de l’analyse d’une entreprise nommément citée, et non d’une pénurie confirmée ; dans cette source, les capacités supplémentaires au charbon restent une proposition.

Les solutions de remplacement diffèrent par leurs coûts, leurs besoins en combustible et leurs calendriers de construction. Remplacer un projet GNL par des énergies renouvelables et des batteries, ou ajouter des capacités au charbon, ne revient donc pas à comparer simplement leurs puissances nominales. Le réexamen doit établir à quelle date chaque option pourrait fournir de l’électricité et comment elle serait raccordée au système.

Le stockage et les réseaux doivent se développer ensemble

Le stockage par batteries constitue l’un des changements les plus importants par rapport à la première version du PDP VIII. L’objectif révisé pour 2030 est de 10 000 à 16 300 MW, contre 300 MW auparavant. D’après les chiffres publiés, il est multiplié par environ 33 à 54.

Le ministère exige que les projets de centrales solaires concentrées intègrent des batteries dont la puissance représente au moins 10 % de celle de l’installation solaire et qui peuvent fournir de l’électricité pendant deux heures. Par exemple, un projet solaire de 100 MW nécessiterait au moins 10 MW de batteries capables de fournir cette puissance pendant deux heures, soit une capacité de stockage de 20 mégawattheures.

Le stockage permet de transférer l’électricité des périodes de forte production solaire vers celles où elle est nécessaire. Il ne supprime pas le besoin d’infrastructures de transport. Un programme d’investissement mentionné prévoit 12 944 kilomètres de lignes de 500 kilovolts et 15 307 kilomètres de lignes de 220 kilovolts entre 2025 et 2030.

Selon les informations publiées, EVN et ses entités ont lancé les travaux de 98 projets de réseau et mis sous tension 100 projets fonctionnant entre 110 et 500 kilovolts au cours des sept premiers mois de 2026. Ces chiffres témoignent d’une activité, mais ne démontrent pas que tous les raccordements nécessaires au plan de production sont prêts. L’Administration du commerce international des États-Unis cite la capacité du réseau, la réglementation, les garanties accordées aux investisseurs et le financement des projets parmi les difficultés persistantes.

Le nucléaire se situe lui aussi en grande partie au-delà de la période d’approvisionnement immédiat. Les centrales de Ninh Thuan 1 et 2 doivent entrer en service entre 2030 et 2035, pour une capacité cumulée de 4 000 à 6 400 MW. Leur contribution ne peut être prise en compte pour les derniers mois de 2026 ni pour 2027.

Le financement et la réglementation de l’électricité à l’étude

Les besoins d’investissement sont considérables, même si les estimations publiées divergent. L’Administration du commerce international des États-Unis avance 134,7 milliards de dollars d’ici à 2030 et jusqu’à 523 milliards de dollars d’ici à 2050. A&O Shearman chiffre à 118,2 milliards de dollars les investissements dans la production et à 18,1 milliards ceux dans le transport entre 2025 et 2030, soit 136,3 milliards au total. Une autre source retient ce même total de 136,3 milliards de dollars.

L’écart entre les deux estimations à court terme est de 1,6 milliard de dollars. Leurs résumés n’expliquent pas cette différence : aucune ne doit donc être présentée comme le chiffre incontestable. Toutes deux illustrent pourquoi le Premier ministre a placé les sources de financement et la responsabilité des investisseurs au cœur du réexamen des projets.

Le plan de mise en œuvre du ministère confie au ministère des Finances un rôle dans l’élaboration de la tarification de l’électricité et des mécanismes financiers. Les autorités locales doivent actualiser les plans, organiser la mise à disposition des terrains, libérer les sites et suivre l’avancement. EVN doit réaliser les projets de production et de transport qui lui sont confiés, évaluer l’offre et la demande et contribuer à résoudre les problèmes de raccordement et de foncier.

La chronologie législative doit également être clarifiée. Les comptes rendus de la réunion d’octobre font état de la soumission au gouvernement de la loi sur l’électricité et de la résolution 253/2025/QH15, portant sur les mécanismes et politiques de développement énergétique national pour la période 2026-2030. A&O Shearman indique que la nouvelle loi sur l’électricité a été adoptée le 30 novembre 2024. De son côté, Bui Quoc Hung a évoqué des modifications proposées, qui devraient être soumises à l’Assemblée nationale en octobre 2026 et viseraient à mettre en œuvre la résolution n° 70-NQ/TW sur la sécurité énergétique jusqu’en 2030, avec une vision à l’horizon 2045.

Il s’agit de différentes étapes législatives. Le ministère préparait également un rapport au gouvernement sur l’approvisionnement en électricité de 2027 à 2030, comprenant des ajustements de la production et des réseaux. Aucune date d’approbation définitive de ce rapport n’a été communiquée.

Importations, accès rural et réforme du marché élargissent le chantier

Le plan du ministère prévoit que les importations d’électricité en provenance du Laos atteignent 9 360 à 12 100 MW d’ici à 2030. Il prévoit d’envisager des importations plus importantes ou plus précoces vers le nord du Vietnam si les interconnexions, les conditions et les prix sont adaptés. Les importations font donc partie du bouquet d’approvisionnement prévu et ne constituent pas seulement une solution de secours en cas de retard des centrales nationales.

Des exportations sont également prévues : environ 400 MW vers le Cambodge d’ici à 2030 et 5 000 à 10 000 MW vers des marchés régionaux comme Singapour et la Malaisie d’ici à 2035. Le ministère subordonne des ambitions d’exportation plus élevées aux résultats économiques, à la sécurité énergétique intérieure et aux impératifs de défense.

Le plan couvre aussi les besoins fondamentaux d’accès à l’électricité et ceux de l’agriculture. Son programme concerne environ 911 400 foyers répartis dans 3 099 communes, dont près de 160 000 sans électricité et 751 400 nécessitant des améliorations. Il vise à alimenter 2 478 stations de pompage d’irrigation dans le delta du Mékong ainsi que les communautés insulaires encore non raccordées.

Deux centres industriels et de services consacrés aux énergies renouvelables sont proposés, l’un dans le nord et l’autre dans le sud. Ils réuniraient fabrication d’équipements, ports, logistique, recherche et formation. Ils doivent contribuer à soutenir les infrastructures nécessaires à la construction et à l’entretien des projets énergétiques.

La restructuration du marché se poursuit parallèlement aux chantiers. Bui Quoc Hung a déclaré qu’EVN détenait moins de 40 % des projets et des installations de production d’électricité. Le ministère envisage de séparer la Compagnie nationale de transport d’électricité d’EVN et de distinguer les activités de distribution et de vente au détail dans les cinq sociétés d’électricité d’EVN. Ces propositions ne doivent pas être présentées comme des restructurations déjà réalisées.

La révision des tarifs constitue un autre processus distinct. La décision n° 963/QD-BCT définit les heures de pointe comme la plage allant de 17 h 30 à 22 h 30, du lundi au samedi. La proposition correspondante concerne d’abord les grands consommateurs et les industriels, et non les ménages. Le ministère a demandé des données à 34 provinces et villes relevant directement de l’administration centrale en vue d’une révision des tarifs domestiques, mais ces sources n’établissent aucune modification définitive des tarifs des ménages.

À retenir

• Le Premier ministre Le Minh Hung a ordonné le 12 octobre 2026 un réexamen des projets afin de soutenir l’approvisionnement en électricité et les ambitions de croissance jusqu’en 2030.
• Le réexamen doit recenser les retards, les projets irréalisables, les remplacements éventuels, les investisseurs, les sources de financement et les responsabilités en matière de réalisation.
• Seul le projet Hiep Phuoc respectait le calendrier parmi les 18 projets GNL envisagés ; sa mise en service est visée au quatrième trimestre 2028.
• Les objectifs de stockage par batteries sont passés de 300 MW à 10 000-16 300 MW d’ici à 2030.
• Les estimations d’investissement publiées divergent, entre 134,7 et 136,3 milliards de dollars d’ici à 2030.
• Les centrales nucléaires sont prévues pour la période 2030-2035, tandis que les mesures d’approvisionnement immédiates concernent 2026 et 2027.
• Aucune nouvelle liste définitive de projets, aucune décision finale de remplacement ni aucune date d’approbation de nouvelles révisions du PDP VIII n’a été annoncée.