Công ty Nhiệt điện Phú Mỹ

1. Modèle économique

L’entité est la branche thermique de GENCO3 chargée des turbines à gaz du complexe de Phú Mỹ, dans la province de Bà Rịa–Vũng Tàu : elle en piloterait quatre blocs pour environ 2 540 MW et compte 309 salariés, dont une majorité de profils supérieurs au diplôme de licence, selon la presse sectorielle vietnamienne (Tạp chí Công Thương). Les revenus propres de cette filiale ne sont pas consolidés dans la fiche publique de manière isolée de manière aisément vérifiable ici ; en revanche, la dynamique de revenus et de coûts se lit avant tout au niveau de EVNGENCO3, dont le rapport annuel intégré 2024 (publié en 2025) décrit un environnement de coût des combustibles élevé, de pression sur le gaz national et de volatilité du change. Opérationnellement, l’activité est classique pour un producteur d’électricité à cycle combiné gaz : revenus indexés sur la production livrée au réseau, marge sensible au prix du gaz et à la disponibilité des turbines, besoins récurrents d’entretien majeur et de refinancement des actifs pilotés en partenariat historique avec l’écosystème EVN.

2. Impact réel

Le complexe de Phú Mỹ restele grand hub gaz–électricité du Sud du Vietnam ; GENCO3 en fait le récit d’un « centre énergétique » pour la région méridionale depuis près de trente ans (GENCO3). Techniquement, c’est de l’électricité fossile à fortes émissions spécifiques comparée au mix bas-carbone : selon les éléments disponibles dans la presse d’entreprise, la production 2025 atteint 7,61 milliards de kWh avec un taux de disponibilité de 99,04 % (GENCO3) — le lien exact peut varier selon la réédition de l’article ; la version décrivant ces chiffres est accessible sous le fil d’actualité « production 2025 » du site GENCO3 (actualité production 2025). Sans inventaire carbone publié et ventilé pour la filiale dans les sources consultées, il serait malhonnête d’attribuer un total de tonnes de CO₂ ; l’impact climat est structurellement aligné sur la combustion de gaz (et le fioul de secours, selon les fiches techniques usuelles de ce type d’actifs). Les trajectoires européennes (PPE, cadre CSRD) n’imposent rien directement à cet opérateur ; elles fixent néanmoins un contraste croissant entre électricité fossile compétitive à court terme et exposition réputationnelle/ commerciale vis-à-vis des importateurs sensibles à l’empreinte scope 3.

3. Innovations / partenariats

Sur 2025, la communication groupe met en avant trois campagnes de maintenance lourde, dont deux bouclées en avance sur planning, 21 initiatives d’optimisation thermique et une base de données couvrant 33 600 systèmes d’équipement, avec usage renommé d’outils numériques (y compris IA) (GENCO3). Côté gouvernance d’actif, l’unité Phú Mỹ 2.2 (715 MW) sort d’une logique BOT pour être transférée à EVN le 4 février 2025, après vingt ans d’exploitation (Năng lượng Việt Nam) — un basculement patrimonial majeur qui redessine responsabilités et sujets de transition. Sur le volet « Net Zero », les médias sectoriels vietnamiens connectent ces évolutions à la trajectoire nationale ; la matière prometteuse reste le démontrable : co‑incinération ou mélanges (hydrogène / ammoniac) peuvent servir de récit de transition, mais la charge de la preuve repose sur des projets chiffrés et suivis.

4. Greenwashing / zones grises

Le risque n’est pas le sloganeering isolé, mais l’écart entre discours de transition et dépendance gaz/LNG croissante. Le bilan intégré de GENCO3 mentionne une perte de change de l’ordre de 1 293 milliards de VND, parmi les facteurs qui tordent le résultat financier (rapport annuel EVNGENCO3). Dans le même courant macro, la presse économique décrivait déjà Phú Mỹ 3 comme contraint de s’appuyer sur un LNG importé plus coûteux que le gaz domestique (Vietnam Investment Review). Les planifications groupe 2025 évoquent un effort massif de désendettement — 5 300 milliards de VND budgétés au remboursement — et un renforcement du LNG assorti de projets gaziers longs horizons (Doanh nhân / Pháp luật). Enfin, la comptabilité de la maison mère peine : la même liasse/rapport met en lumière des coûts financiers et une perte nette consolidée dans une fourchette communiquée autour de 786–878 milliards de VND selon les synthèses de presse (Báo Giáo dục và Thời đại) — signal d’actif critique utile mais structure financière tendue. Aucun document CSRD européen ni fiche ADEME dédiée à cette entité n’a été repéré dans la veille menée pour cette fiche.

5. Positionnement stratégique

Pour 2026, l’objectif annoncé bondit à 11,137 milliards de kWh, soit environ +46 % par rapport aux 7,61 milliards réalisés en 2025 (VOV) — une courbe d’ambition électrique vertigineuse qui suppose disponibilité machines et approvisionnements gaz stables. Les indicateurs gaziers début 2026 croisent une consommation domestique journalière citée à 3,7 millions de m³/j pour les centrales de Phú Mỹ et un prix moyen rapporté à 8,64 $/mmBTU en janvier 2026 (ASEM Connect Vietnam). Sur les huit premiers mois de 2025, la presse énergétique vietnamienne isolait aussi 245,14 millions de kWh produits « via LNG » (Năng lượng Việt Nam), marqueur d’un mix combustible en mutation. À l’échelle du pays, l’enjeu est double : sécurité d’approvisionnement et prix, avec une filiale techniquement rigoureuse prise dans les aléas monétaires du groupe.

Verdict WattsElse

Phú Mỹ excelle sur la fiabilité turbine ; le dossier qui fera tiquer les observateurs, c’est la transformation forcée du gaz national en équation LNG–dollar, étanche à court terme, coûteuse et difficile à concilier avec un récit net‑zéro sans calendrier de sortie du fossile.

Sources : tapchicongthuong.vn · bctn.genco3.com · genco3.com · genco3.com · genco3.com · nangluongvietnam.vn · vir.com.vn · doanhnhan.baophapluat.vn · giaoducthoidai.vn · vov.vn · asemconnectvietnam.gov.vn · nangluongvietnam.vn