Objetivo de capacidad de energía renovable de Arabia Saudí para 2030
El objetivo de capacidad de energía renovable de Arabia Saudí para 2030 es de unos 130 gigavatios (GW), suficientes para suministrar el 50 % de la electricidad a partir de fuentes renovables en el marco de la Visión 2030. El despliegue está liderado por la solar fotovoltaica y la eólica, junto con 42 GW paralelos de nueva generación de gas para sustituir la generación de base que quema crudo. La capacidad adjudicada acumulada supera ya los 47 GW en acuerdos de compra de energía firmados, mientras que la capacidad operativa a comienzos de 2026 se sitúa más cerca de los 12 GW. La brecha entre la ambición y los megavatios en la red define el resto de la década para las empresas saudíes de energías renovables y la cadena de suministro mundial que las abastece.
La cifra de capacidad es el titular. Los impulsores son económicos. Cada kilovatio-hora que se sustrae a la generación con petróleo o con gas ineficiente libera crudo para exportarlo a precios internacionales, y el valor marginal para el Reino del consumo interno de crudo evitado se sitúa muy por encima del coste de la nueva planta solar fotovoltaica. Ese arbitraje financia el programa de contratación, el despliegue del almacenamiento y los proyectos de un solo emplazamiento a escala de gigavatios que no saldrían rentables en la mayoría de las demás jurisdicciones.
Objetivos de capacidad renovable saudí: la arquitectura de los 130 GW
El envolvente oficial de capacidad para 2030 ronda los 130 GW de capacidad renovable instalada, repartidos en unos 58,7 GW de solar fotovoltaica y 40 GW de eólica, con el resto cubierto por energía solar de concentración, valorización energética de residuos y proyectos híbridos incrementales con baterías. El objetivo se elevó desde formulaciones anteriores de 27,3 GW (2023) y 58,7 GW (intermedio), reflejo tanto de la pronunciada curva de costes a la baja de la solar como del peso político otorgado a la trayectoria de emisiones de la Iniciativa Verde Saudí. Se prevé que las renovables suministren el 50 % de la generación eléctrica en 2030, y el gas aporte el 50 % restante mediante nuevas plantas de ciclo combinado, varias de ellas diseñadas para estar preparadas para la CCS.
El Fondo de Inversiones Públicas (PIF) tiene el mandato de desarrollar el 70 % de la capacidad renovable a través de su socio estratégico ACWA Power y de su filial de plena propiedad Badeel (Saudi Power Acquisition Company). El 30 % restante se asigna al Programa Nacional de Energías Renovables (NREP), gestionado por REPDO y Saudi Power Procurement Company (SPPC), que realiza las licitaciones internacionales competitivas. El reparto importa para la financiación de proyectos, porque el canal del PIF recurre a la negociación bilateral y a la financiación con cargo a su balance, mientras que las adjudicaciones del NREP se someten a la formación de precios mediante subasta inversa, que ha producido algunas de las tarifas solares y eólicas más bajas del mundo.
Analistas independientes como GlobalData y Climate Action Tracker consideran improbable que la cifra de 130 GW se alcance íntegramente en 2030. La capacidad operativa realista a finales de 2030 se sitúa en el rango de 45 a 70 GW. Aun así, representa una transformación: de una cuota renovable inferior al 2 % de la generación en 2020 a entre el 25 % y el 35 % en 2030. El aumento del gas no convencional de Jafurah del Reino hacia los 2.000 millones de pies cúbicos al día compensa cualquier retraso de las renovables sin comprometer el objetivo de desplazamiento del crudo.
Capacidad operativa actual: de 0,4 GW a 12 GW
La capacidad renovable operativa conectada a la red saudí era de aproximadamente 0,4 GW en el lanzamiento de la Visión 2030 en 2016, casi en su totalidad procedente de la temprana planta solar fotovoltaica de Sakaka y de despliegues en tejados a pequeña escala. A finales de 2025, la capacidad conectada a la red alcanzó los 12,3 GW según los informes del Ministerio de Energía, lo que representa un aumento de treinta veces en la década. Entre los proyectos operativos figuran:
- Sudair Solar PV (1,5 GW): proyecto ancla de PIF/ACWA, COD en 2023
- Al Shuaibah 2 Solar PV (2,06 GW): puesta en marcha parcial a lo largo de 2025
- Sakaka Solar (300 MW): primer IPP renovable a escala de servicio público de Arabia Saudí, en operación desde 2020
- Dumat Al Jandal Wind (400 MW): primer IPP eólico de Arabia Saudí, en operación desde 2021
- Proyectos solares del NREP de las Rondas 2 y 3, entre ellos Rabigh, Yeda, Qurayyat, Medina, Wadi Ad-Dawasir y Layla
- Generación distribuida en tejados y de autoconsumo que suma varios cientos de megavatios en el marco del programa de solar fotovoltaica a pequeña escala
Saudi Power Procurement Company ha firmado PPA que cubren más de 47 GW de capacidad renovable acumulada, de los cuales unos 20 GW están en construcción activa o en desarrollo avanzado. El año 2025 registró 20,6 GW en lanzamientos de proyectos y cierres contractuales, la mayor cifra anual de la historia renovable del Reino. La cartera de 2026 apunta a 14 GW de nuevas adjudicaciones a través de la Ronda 7 del Programa Nacional de Energías Renovables. Véase el análisis de la carrera de las energías renovables para conocer la velocidad de construcción necesaria para convertir esa cartera en megavatios puestos en servicio.
La capacidad operativa está concentrada geográficamente: las provincias de Riad y Oriental albergan el grueso de la solar fotovoltaica conectada a la red, mientras que la capacidad eólica se localiza en Al Jouf, Hail y las Fronteras del Norte. El retraso en la puesta en marcha respecto a la COD anunciada ha promediado entre 9 y 15 meses en las Rondas 2 a 4, por los cuellos de botella en la interconexión de red y los plazos de suministro de módulos.
Cartera solar: escala de gigavatios en un solo emplazamiento
Arabia Saudí posee unos recursos solares excepcionales, con una irradiancia horizontal global media de 5,5 a 6,5 kilovatios-hora por metro cuadrado al día en la meseta central y el norte. Combinado con vastas extensiones de terreno abierto y un marco de contratación optimizado para la compra por un comprador único, el Reino es el destino dominante para la solar fotovoltaica a escala de gigavatios en un solo emplazamiento. Véase la referencia sobre proyectos solares saudíes para consultar el registro de proyectos.
La planta solar de Sudair, desarrollada por ACWA Power con Badeel, filial del PIF, aporta 1,5 GW desde un solo emplazamiento al norte de Riad. El proyecto alcanzó una tarifa de 1,239 céntimos de dólar por kilovatio-hora en el cierre financiero, la segunda más baja del mundo en el momento de la adjudicación. Al Shuaibah 1 y Al Shuaibah 2 Solar PV, en la costa del mar Rojo, suman 2,6 GW de capacidad combinada mediante dos configuraciones gemelas de 1,3 GW, siendo Al Shuaibah 2 el componente mayor, de 2,06 GW. El complejo de Shuaibah alcanzó el cierre financiero en agosto de 2023 con un paquete de deuda y capital de 2.400 millones de dólares, con ACWA Power, Badeel y Aramco Power Company (SAPCO) como consorcio.
Más allá de Sudair y Shuaibah, la cartera solar del Reino incluye:
- Al Henakiyah 1 Solar PV (1,1 GW): cierre financiero alcanzado en 2023, COD en 2025
- Ar Rass 2 (2,0 GW): adjudicación de la Ronda 4
- Saad 1 (1,1 GW): adjudicación de la Ronda 4
- Al Masaa (1,0 GW): Ronda 5, adjudicado a 1,31 céntimos de dólar/kWh al consorcio SPIC-EDF
- Al Henakiyah 2 (400 MW): Ronda 5, adjudicado a 1,40 céntimos de dólar/kWh
- Múltiples emplazamientos de las Rondas 6 y 7 que suman más de 12 GW en licitación o adjudicados recientemente
La cartera anclada por el PIF, en el marco del anuncio de agosto de 2025 de un compromiso conjunto de 8.300 millones de dólares por parte de ACWA Power, Badeel y SAPCO, abarca 15 GW de capacidad renovable adicional en múltiples emplazamientos. Solo ese programa, si se cumple el calendario, duplica el parque solar operativo en la segunda mitad de la década.
Cartera eólica: de un proyecto a dieciséis gigavatios
La energía eólica en Arabia Saudí ha crecido más despacio que la solar, reflejo de una dotación de recursos más débil fuera de los corredores septentrionales y costeros y de la ausencia de una base manufacturera eólica nacional consolidada. Hasta 2024, el Reino operaba un único parque eólico a escala de servicio público: el proyecto de Dumat Al Jandal, de 400 MW, en Al Jouf, desarrollado por Masdar y EDF Renewables y en operación desde agosto de 2021. Véase la referencia sobre el parque eólico de Dumat Al Jandal para conocer la economía del proyecto.
La cartera eólica se amplió de forma notable en 2024 y 2025. El IPP eólico de Al Ghat, de 600 MW, adjudicado a un consorcio liderado por Marubeni y Nesma, fijó un mínimo mundial en el coste nivelado de la energía eólica de 1,566 céntimos de dólar por kilovatio-hora. El parque eólico de Waad Al Shamal, de 500 MW, se adjudicó a una tarifa igual de agresiva. El IPP eólico de Yanbu, de 700 MW, completó su licitación en la Ronda 4. En la Ronda 6, adjudicada en octubre de 2025, el proyecto eólico de Dawadmi, de 1,5 GW, marcó un nuevo récord mundial de 1,33 céntimos de dólar por kilovatio-hora, rompiendo un suelo de precios que varios analistas consideraban estructural.
La capacidad eólica acumulada bajo contrato o en operación supera ya los 4 GW frente al objetivo de 40 GW para 2030, lo que deja 36 GW por licitar, financiar y poner en marcha en menos de cinco años. Incluso con un ritmo de despliegue agresivo, la eólica se perfila como el segmento con más probabilidades de no cumplir la ambición de 2030. El Ministerio de Energía ha señalado su disposición a estudiar la eólica marina en el mar Rojo y el golfo Arábigo como posible vía adicional, aunque no se ha lanzado ninguna licitación marina a escala comercial.
REPDO y licitaciones: la arquitectura de las subastas
La Oficina de Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (REPDO), integrada en el Ministerio de Energía, gestiona el Programa Nacional de Energías Renovables en nombre del Gobierno. REPDO diseña los pliegos, gestiona la precalificación y supervisa la evaluación técnica y comercial en coordinación con Saudi Power Procurement Company, que firma los PPA definitivos como comprador único.
La secuencia de subastas hasta la fecha:
- Ronda 1 (2017): Sakaka, 300 MW; primer IPP solar a escala de servicio público, adjudicado a 2,34 céntimos de dólar/kWh
- Ronda 2 (2019): 1,47 GW en siete emplazamientos; oferta ganadora de 1,61 céntimos de dólar/kWh
- Ronda 3 (2021): 1,47 GW en cuatro emplazamientos; mínimo histórico de 1,04 céntimos de dólar/kWh en Shuaa Energy 3
- Ronda 4 (2023): 3,3 GW en cuatro proyectos solares; adjudicaciones en múltiples emplazamientos
- Ronda 5 (2024): 3,7 GW de solar más eólica; suelo solar de 1,297 céntimos de dólar/kWh
- Ronda 6 (octubre de 2025): 4,5 GW de solar y eólica; récord mundial eólico de 1,33 céntimos de dólar/kWh en Dawadmi
- Ronda 7 (2026): objetivo de 14 GW en adjudicaciones de solar y eólica
Las tarifas se comprimieron en cada ronda sucesiva, en parte por la caída de los precios de los módulos y en parte porque el conjunto de licitadores se consolidó en torno a un pequeño grupo de promotores bien capitalizados que aceptan retornos de capital ajustados a cambio de escala de cartera. El resultado eólico de la Ronda 6, de 1,33 céntimos/kWh, implica un coste nivelado inferior al coste marginal de combustible de la capacidad de gas desplazada, un cambio estructural que sostiene la economía del programa. Véanse la cobertura de subastas de Reuters y la información sobre contratación de MEED para más detalle.
El marco de contratación incluye PPA a 25 años denominados en dólares estadounidenses a precios reales fijos, con el riesgo de compra de la producción a cargo de SPPC bajo un crédito de calidad soberana. La asignación del riesgo de divisa, inflación y recorte de generación se ha ido refinando progresivamente a lo largo de las rondas. Los requisitos de contenido local aumentaron del 17 % en las primeras rondas a un suelo del 30 % al 35 % en la Ronda 5 y posteriores, lo que respalda el desarrollo de la manufactura nacional en el Parque Energético Rey Salman y otras zonas industriales.
El papel de ACWA Power: de licitador principal a socio estratégico
ACWA Power, con sede en Riad y participada mayoritariamente por el PIF, es el promotor más determinante del programa renovable saudí y uno de los mayores del mundo. Su cartera saudí abarca Sakaka, Sudair, Al Shuaibah 1 y 2, Al Henakiyah 1, múltiples proyectos solares de las Rondas 4 y 5, los activos de energía renovable de NEOM Green Hydrogen y las microrredes aisladas del Proyecto del Mar Rojo. La capacidad renovable operativa y en construcción en la cartera saudí de la compañía supera los 12 GW.
La posición competitiva de ACWA Power descansa en tres ventajas estructurales. Primera, el respaldo del PIF aporta un ancla de crédito soberano que reduce los márgenes de deuda en la financiación de proyectos, sobre todo en sindicaciones con bancos asiáticos y europeos. Segunda, la compañía ha desarrollado una capacidad propia de ingeniería, aprovisionamiento y operaciones que le permite competir por la ejecución de la construcción y no solo por la tarifa. Tercera, el compromiso conjunto de 8.300 millones de dólares anclado por el PIF en agosto de 2025 con Badeel y SAPCO le asegura un flujo de proyectos plurianual que pocos competidores pueden igualar.
El elenco de promotores internacionales incluye a Masdar (soberano de los EAU), EDF Renewables (Francia), TotalEnergies (Francia, a menudo en consorcio con Al Jomaih Energy), Marubeni y Sumitomo (Japón), KEPCO (Corea) y SPIC Huanghe Hydropower Development (China). La dinámica competitiva es sana: entre las Rondas 5 y 6, ningún promotor individual captó más del 30 % de la capacidad adjudicada, y la formación de precios de los consorcios internacionales ha sido un motor principal de la compresión de tarifas. Véase el listado oficial de proyectos de ACWA Power para el registro operativo y de cartera.
Coinversión del PIF: el canal del 70 %
El mandato del Fondo de Inversiones Públicas de desarrollar el 70 % de la capacidad renovable de 2030 se materializa a través de tres vehículos: participaciones directas en ACWA Power (44 %), la filial de plena propiedad Badeel y la coinversión a nivel de proyecto junto al brazo renovable de Aramco, SAPCO. El canal bilateral evita el proceso de subasta de REPDO para los proyectos que el PIF opta por desarrollar de forma negociada, lo que permite plazos más rápidos hasta la COD allí donde la urgencia estratégica pesa más que la formación de precios.
El anuncio de agosto de 2025 del desarrollo conjunto de aproximadamente 15 GW de capacidad renovable por 8.300 millones de dólares es el mayor compromiso renovable individual del PIF hasta la fecha. La estructura empareja a ACWA Power como promotor-operador con Badeel como copatrocinador financiero y SAPCO como ancla estratégica de Aramco. La deuda del proyecto se está levantando a través de bancos saudíes e internacionales, con sukuk verdes y líneas de deuda convencional en la combinación de financiación. La página del programa de servicios públicos y renovables del PIF enumera los entregables previstos.
El papel del PIF va más allá de la capacidad. El fondo ha adquirido participaciones en la manufactura de equipos aguas arriba, incluidas posiciones en Lucid Motors, en el fabricante solar Saudi Solar Industries y en alianzas de suministro de baterías y electrolizadores. La estrategia industrial integrada busca capturar valor a lo largo de toda la cadena de valor renovable, en lugar de limitarse a importar módulos y aerogeneradores.
FID de proyectos recientes 2024-2026: el salto en la construcción
La ventana 2024-2026 se define por un ritmo acelerado de decisiones finales de inversión e hitos de cierre financiero. Entre los FID y cierres contractuales destacados figuran:
- Agosto de 2023: Al Shuaibah 1 y 2 (2,6 GW combinados); cierre financiero de 2.400 millones de dólares
- 2024: adjudicaciones de la Ronda 4 en Ar Rass 2, Saad 1, Al Kahfah y Al Muwayh, que cubren 3,3 GW
- Octubre de 2024: lanzamiento de la Ronda 5, 3,7 GW de solar con suelo de 1,297 céntimos de dólar/kWh
- Mayo de 2025: firma de los PPA eólicos de Al Ghat (600 MW) y Waad Al Shamal (500 MW); récords de tarifa eólica
- Agosto de 2025: anuncio de 15 GW de PIF/ACWA/Badeel/SAPCO, compromiso total de 8.300 millones de dólares
- Octubre de 2025: adjudicación de la Ronda 6 por 4,5 GW, incluidos 1,5 GW eólicos de Dawadmi a 1,33 céntimos de dólar/kWh
- Diciembre de 2025: conexión a la red del BESS de Bisha (7,8 GWh), la mayor batería individual del mundo
- 2026: lanzamiento de la Ronda 7 con objetivo de 14 GW en adjudicaciones renovables
Al agregar las rondas de subasta, el programa anclado por el PIF, los activos renovables de NEOM y los tejados, la capacidad total contratada se sitúa entre 47 y 50 GW. El reto es la conversión: los plazos de interconexión a la red se han estirado hasta los 24 a 30 meses para los proyectos superiores a 1 GW, y los plazos de suministro de módulos siguen limitados por la evolución del comercio mundial. Véase el panorama del sector de las energías renovables para consultar los datos de inversión a escala sectorial.
Almacenamiento e integración en la red: el despliegue de 30 GWh
El almacenamiento en baterías se ha convertido en la restricción vinculante para una penetración solar superior al 30 %-35 % de la generación. El programa de almacenamiento saudí se ha acelerado de forma drástica:
- Enero de 2025: puesta en marcha del BESS de Bisha 1 (2 GWh)
- 2025: lanzamiento del programa BESS de la Fase 2 de Saudi Electricity Company con 2,5 GW / 10 GWh y una inversión de 1.800 millones de dólares
- Diciembre de 2025: BESS de Bisha ampliado a 7,8 GWh, la mayor batería a escala de red del mundo en un solo emplazamiento, conectada por Sungrow
- Objetivos de puesta en marcha para 2026: 22 GWh de almacenamiento operativo acumulados
- Contrato de 4 GWh con HiTHIUM para las provincias septentrionales de Tabuk y Hail, COD en 2026
La capacidad total de almacenamiento en desarrollo alcanza los 30 GWh, anclada en alianzas con fabricantes chinos (BYD, Sungrow, HiTHIUM, CATL) y contratos de integración con Saudi Electricity Company y SPPC. El despliegue de almacenamiento del Reino por habitante figura ya entre los más altos del mundo y supera la base operativa de Estados Unidos, Europa y Australia en términos de capacidad absoluta.
La integración en la red discurre a través de Saudi Power Procurement Company (compra de la producción), Saudi Electricity Company (transporte y distribución) y la Autoridad Reguladora de Electricidad y Cogeneración (regulación). La expansión del transporte es el cuello de botella. La red troncal de interconexión este-oeste, el corredor de corriente continua de alta tensión (HVDC) entre Egipto y Arabia Saudí y los enlaces de la Autoridad de Interconexión del CCG con Baréin, Kuwait y los EAU definen la opcionalidad de exportación y equilibrado. La inversión de SEC en transporte se cifra en más de 30.000 millones de dólares hasta 2030, con componentes de HVDC y de alta tensión en corriente alterna en ejecución simultánea.
Mix energético de la Visión 2030: 50/50 por diseño
El mix energético oficial de 2030 reparte la generación eléctrica aproximadamente en un 50 % renovable y un 50 % de gas natural, y elimina por completo el petróleo crudo y el fuelóleo pesado del parque de generación. El valor del desplazamiento es significativo: la base de consumo eléctrico de Arabia Saudí se sitúa por encima de los 350 teravatios-hora anuales y crece a un ritmo compuesto del 4 %-5 %. Cada GW de capacidad renovable desplaza aproximadamente entre 50.000 y 60.000 barriles diarios de fuelóleo equivalente a crudo en el pico de demanda estival.
El pilar del gas se construye en paralelo. Arabia Saudí prevé 42 GW de nueva generación de gas de ciclo combinado para 2030, de los cuales unos 9 GW estaban en construcción a finales de 2025 y 21 GW se habían licitado o adjudicado. Varias plantas están diseñadas para estar preparadas para la CCS, con vistas a futuras reconversiones de captura de carbono alineadas con la hoja de ruta de gestión del carbono de Saudi Aramco. La columna vertebral de gas se alimenta de la ampliación del Sistema Maestro de Gas y del proyecto de gas no convencional de Jafurah, que avanza hacia los 2.000 millones de pies cúbicos al día en 2030.
El pilar del hidrógeno añade una tercera pata. El Proyecto de Hidrógeno Verde de NEOM integra 4 GW de generación solar y eólica dedicada (2,2 GW de solar y 1,6 GW de eólica) que alimentan una flota de electrolizadores alcalinos de 2,2 GW para producir 600 toneladas diarias de hidrógeno libre de carbono, exportado como 1,2 millones de toneladas anuales de amoníaco verde. Los activos renovables están previstos para su finalización a mediados de 2026, con la puesta en marcha del electrolizador y el primer producto esperados para 2027. Más allá de NEOM, la estrategia saudí del hidrógeno contempla hidrógeno azul procedente de los complejos de gas a hidrógeno de Aramco y un clúster previsto en Yanbu.
La imagen integrada es la de un sistema eléctrico en el que las renovables aportan la generación de energía masiva al menor coste, el gas aporta flexibilidad y capacidad, las baterías aportan rampas y arbitraje, y el hidrógeno crea un canal de exportación para el excedente del recurso solar. Esa arquitectura es más sofisticada que el relato solo solar que suele emplearse en los materiales de márketing y sustenta el escenario realista en el que Arabia Saudí genera entre el 25 % y el 35 % a partir de renovables en 2030, en lugar del 50 % titular.
Riesgos: retrasos, recortes de generación y fricciones comerciales
Tres vectores de riesgo definen el resultado realista de 2030. Primero, el retraso en la puesta en marcha. La cohorte de proyectos de las Rondas 2 a 4 ha promediado entre 9 y 15 meses de retraso respecto a la COD anunciada, y las adjudicaciones de las Rondas 5 y 6 afrontan restricciones similares. Los 14 GW de adjudicaciones de 2026, sumados a los 8 GW arrastrados de 2024-2025, implican un año pico de puesta en marcha de 18 a 22 GW en torno a 2028-2029, que supera el máximo histórico por un factor de tres. El conjunto de mano de obra de construcción, la capacidad de los contratistas EPC y la cola de interconexión a la red están todos tensionados.
Segundo, el riesgo de recorte de generación (curtailment). Con 130 GW de capacidad renovable sobre una demanda pico de 80 a 90 GW, incluso con 22 a 30 GWh de almacenamiento, el sistema afrontará recortes estructurales durante los periodos de baja demanda de primavera y otoño. El interconector eléctrico entre Arabia Saudí y Egipto aporta 3 GW de capacidad de exportación bidireccional, y la Interconexión del CCG opera en una magnitud similar, pero los canales de exportación no están dimensionados para un excedente de dos dígitos en GW. Las exportaciones de hidrógeno a través de NEOM y Yanbu aportan un sumidero adicional, pero con pérdidas de conversión del electrolizador del 30 %.
Tercero, las fricciones comerciales en la cadena de suministro de solar y baterías. Arabia Saudí depende en gran medida del suministro chino de módulos y células (Trina, Longi, JA Solar, Jinko) y de equipos chinos de baterías e inversores (BYD, CATL, Sungrow, HiTHIUM). El precio de los módulos ha sido volátil a lo largo de 2025, y la escalada arancelaria de la Sección 301 de EE. UU. ha reorientado parte del suministro chino a través de Arabia Saudí para su reexportación, lo que complica la documentación de origen. El Reino está financiando capacidad manufacturera nacional a través del Parque Energético Rey Salman y corredores industriales similares, pero un contenido local por encima del 35 % en un solo emplazamiento aún tardará años en llegar.
Un cuarto riesgo, de menor probabilidad, es la demanda soberana. Si las exportaciones de crudo de Saudi Aramco se mantienen elevadas y los precios del petróleo acompañan, el valor marginal del desplazamiento de crudo se debilita. A la inversa, si los precios del petróleo caen hacia los 50 dólares por barril, la aritmética del desplazamiento sigue funcionando, pero se estrecha la capacidad fiscal para financiar la columna vertebral de gas y la expansión de la red.
Perspectivas: 2026-2030 y el cuello de botella de la velocidad de construcción
El resultado realista de 2030 se sitúa entre 45 GW (escenario lento, retrasos persistentes, límites de recorte de generación) y 70 GW (escenario rápido, ejecución completa de las Rondas 6 y 7 y del programa PIF/ACWA). Ambos escenarios entregan una transformación: el Reino pasa de una cuota renovable inferior al 2 % en 2020 a entre el 25 % y el 35 % en 2030, desplazando entre 800.000 y 1,2 millones de barriles diarios de combustible equivalente a crudo del parque de generación.
El calendario 2026-2027 es el punto de inflexión. Las adjudicaciones de las Rondas 6 y 7, el BESS de Bisha de 7,8 GWh, los activos renovables de NEOM Green Hydrogen y la segunda oleada de proyectos a escala de gigavatios anclados por el PIF alcanzan todos sus ventanas de puesta en marcha en este periodo. La velocidad de construcción, la movilización de los contratistas EPC y los plazos de suministro de módulos e inversores determinarán si la cohorte cumple el calendario.
Para promotores, fabricantes de equipos, contratistas EPC e inversores en energía limpia, el mercado saudí es la mayor oportunidad nacional individual del despliegue renovable mundial fuera de China e India. Las tarifas son las más bajas del mundo. Los tamaños de proyecto son los mayores del mundo. El crédito de compra soberano es de grado de inversión. La senda hacia 2030 es lo bastante corta como para que los participantes o bien tienen un punto de apoyo en 2026 o bien no captan el grueso del programa. Véanse cómo invertir en energías renovables en Arabia Saudí para el marco de entrada y las mayores empresas de Arabia Saudí para el elenco de promotores.
El objetivo titular de 130 GW probablemente no se alcance. La transformación que hay debajo, sí.