Objetivo de energías renovables de Arabia Saudí: el 50 % en 2030
El objetivo de energías renovables de Arabia Saudí consiste en cubrir el 50 % de la electricidad con fuentes renovables en 2030, lo que implica unos 130 GW de capacidad instalada de solar, eólica y almacenamiento frente a una base de partida de 2018 prácticamente nula. A cierre de 2025, la capacidad renovable operativa había alcanzado aproximadamente 13 GW, con una cartera contratada de más de 40 GW en fase de ingeniería, aprovisionamiento, cierre financiero o construcción. El despliegue se articula a través del Programa Nacional de Energías Renovables (NREP), ejecutado por la Oficina de Desarrollo de Proyectos de Energías Renovables (REPDO) y la Saudi Power Procurement Company (SPPC), con una trayectoria de tarifas que ha batido récords mundiales de forma reiterada desde 2021.
Esta entrada recoge el estado actual del programa, el papel del PIF y de su promotora insignia ACWA Power, la cartera de proyectos hasta 2030, el despliegue paralelo del almacenamiento en baterías y de la fabricación nacional, y los riesgos estructurales que explican por qué varios análisis independientes siguen proyectando para 2030 un resultado más próximo a 75 GW que a los 130 GW anunciados.
El NREP y el objetivo de capacidad para 2030
El Programa Nacional de Energías Renovables, puesto en marcha en 2017 bajo el Ministerio de Energía, es la columna vertebral normativa del despliegue renovable saudí. Sus dos vías de ejecución se complementan: una vía de contratación competitiva gestionada por la SPPC, en la que los productores independientes de energía (IPP) pujan por acuerdos de compra de energía (PPA) a 25 años; y una vía estratégica en la que el PIF negocia directamente la asignación de proyectos con ACWA Power, la filial de Aramco SAPCO y la promotora Badeel, propiedad del PIF. En conjunto, ambas vías persiguen alcanzar el objetivo de 130 GW fijado en la Visión 2030, que se reparte en unos 58,7 GW de solar fotovoltaica, 40 GW de eólica y el resto en energía solar de concentración, valorización energética de residuos y almacenamiento en baterías.
El ministro de Energía ha reiterado la cifra de 130 GW a lo largo de 2025 y en 2026, pero el volumen alcanzable depende de unos ritmos anuales de contratación que solo recientemente han empezado a crecer. Arabia Saudí tendría que instalar más de 23 GW anuales entre 2026 y 2030 para cerrar la brecha; las puestas en servicio efectivas de 2024 y 2025 se movieron en cifras de un solo dígito de gigavatios. GlobalData y otras firmas de previsión independientes modelan ahora un resultado para 2030 de en torno a 74 GW, lo que implica que la cuota de generación del 50 % probablemente se desplazará a principios de la década de 2030 aunque el ritmo de contratación siga acelerándose. El compromiso político, no obstante, no se ha diluido: cada nueva ronda del NREP ha sido mayor que la anterior, y las licitaciones paralelas de fabricación y almacenamiento se dimensionan ya para absorber esa cartera.
La REPDO y el ritmo de las subastas
La REPDO, integrada en el Ministerio de Energía, diseña la estructura técnica y comercial de las licitaciones del NREP. La SPPC actúa como comprador (offtaker) y firma PPA a 25 años (y a 35 años en algunos proyectos recientes). La arquitectura de las pujas ha generado de forma sistemática tarifas en mínimos mundiales o cercanas a ellos, porque combina una calidad de recurso excepcional (una DNI de 2.200-2.500 kWh/m²/año en las provincias centrales y septentrionales), suelo de bajo coste, compra respaldada por el Estado y una participación agresiva de contratistas EPC chinos y del Golfo.
Al término de la Ronda 6, en octubre de 2025, la capacidad adjudicada acumulada a través del NREP superaba los 18 GW entre solar fotovoltaica y eólica, con varias rondas en marcha de forma simultánea a medida que los proyectos avanzan por las fases de licitador preferente, cierre financiero y construcción.
El PIF y ACWA Power: la vía estratégica
El PIF es a la vez el arquitecto de la política y el principal proveedor de capital de las renovables saudíes. En abril de 2025, el PIF anunció un compromiso de 31.000 millones de riyales saudíes (SAR) (unos 8.300 millones de dólares) junto a ACWA Power, Badeel y SAPCO para desarrollar 15.000 MW de capacidad renovable adicional, lo que refuerza la vía de asignación estratégica que discurre en paralelo a las subastas competitivas. El acuerdo aprovecha la experiencia de ACWA Power como promotora, el mandato de Badeel dentro del PIF y la conexión de SAPCO con la demanda industrial de Aramco.
ACWA Power es la cotizada especializada (pure-play) que convierte esa asignación en capital invertible. Cotizada en Tadawul con el código 2082 desde octubre de 2021, ACWA Power completó en 2024 una ampliación de capital con derechos de suscripción de 7.100 millones de riyales saudíes (SAR) (unos 1.900 millones de dólares), a la que acudieron íntegramente el PIF (44,16 %) y Vision Invest (22,75 %). Los fondos captados se destinaron a financiar las aportaciones de capital en la cartera saudí, el complejo de hidrógeno verde de NEOM y determinados proyectos internacionales. En 2026, la cartera gestionada por ACWA Power entre energía, agua e hidrógeno verde supera los 100.000 millones de dólares, y Arabia Saudí concentra la mayor parte por valor de proyecto.
Entre los demás vehículos del PIF en el ámbito de las renovables figuran la Renewable Energy Localization Company (RELC), que participa en el capital de empresas conjuntas de fabricación solar nacional, y Vision Industries, que coinvierte a lo largo de la cadena de fabricación. El efecto combinado es que el PIF puede tirar de la demanda (mediante la contratación del NREP y las asignaciones directas) y, a la vez, impulsar la oferta (mediante fábricas en suelo saudí), lo que acelera las mejoras de la curva de aprendizaje que comprimen aún más las tarifas.
Cartera de proyectos: solar a gran escala
Proyectos de referencia en operación
La planta solar fotovoltaica de Sudair, de 1,5 GW, en la provincia de Riad, fue el primer proyecto de la vía de asignación estratégica y sigue siendo una de las mayores instalaciones solares del mundo en un único emplazamiento. Desarrollada por un consorcio liderado por ACWA Power junto al PIF y Aramco, Sudair entró en operación comercial en 2023 con una tarifa de 12,39 dólares/MWh (1,239 céntimos/kWh), en aquel momento la segunda más baja del mundo. La planta abastece el equivalente a unos 184.000 hogares y evita alrededor de 2,9 millones de toneladas de CO2 al año.
La planta fotovoltaica de Sakaka, de 300 MW, en Al Yauf, adjudicada en la Ronda 1 del NREP a un consorcio liderado por ACWA Power y puesta en servicio en 2019, fue el primer gran proyecto solar a escala de servicio público del Reino y se ofertó inicialmente a 23,40 dólares/MWh. Aunque hoy está superada en precio, Sakaka aportó los datos operativos que dieron confianza a los financiadores internacionales en el marco de PPA saudí.
Al Shuaibah y Ar Rass: la oleada de 2025-2026
El complejo de Al Shuaibah, en la provincia de La Meca, fue entrando en operación a lo largo de 2025. Al Shuaibah 1 (600 MW) y Al Shuaibah 2 (2.031 MW) alcanzaron el cierre financiero en agosto de 2023 con una inversión conjunta de unos 2.370 millones de dólares, y fueron desarrollados por ACWA Power, Badeel y SAPCO. Al Shuaibah 2 marcó en la adjudicación un mínimo mundial de 10,40 dólares/MWh (1,04 céntimos/kWh). El proyecto completó su puesta en servicio por fases a lo largo de 2025 y, a plena operación, constituyó uno de los mayores activos de generación solar del mundo en un único emplazamiento.
El proyecto solar fotovoltaico IPP de Ar Rass II, de 2 GW, en Qassim, está siendo desarrollado por ACWA Power bajo un PPA a 35 años con la SPPC y es uno de los proyectos que sustentan la asignación de 31.000 millones de riyales saudíes (SAR) del PIF de 2025. Ar Rass II se complementa con el proyecto más pequeño de Ar Rass I (700 MW), de la Ronda 4. Ambos vierten a la red de transporte central a través de la creciente red troncal de 380 kV de la SEC.
Rondas 4 a 7 del NREP
La Ronda 4 (adjudicada en 2023) aportó aproximadamente 3,3 GW repartidos en seis proyectos y supuso la entrada de TotalEnergies, EDF, Marubeni y Korea Electric Power Corporation (KEPCO) junto a los consorcios de ACWA Power. La Ronda 5, adjudicada en 2024-2025, asignó 3,7 GW en cuatro proyectos solares: la planta de Al Sadawi, de 2 GW, en la Provincia Oriental (consorcio Masdar/KEPCO a 12,90 dólares/MWh); el proyecto de Al Masa’a, de 1 GW, en Hail (12,94 dólares/MWh); Al Henakiyah 2, de 400 MW; y Rabigh 2, de 300 MW.
La Ronda 6, adjudicada en octubre de 2025, sumó aproximadamente 3 GW en cuatro proyectos solares, entre ellos la planta solar de Najran, de 1,4 GW, desarrollada por Masdar a 11,00 dólares/MWh, el segundo LCOE solar más bajo del mundo registrado hasta esa fecha. La Ronda 7, lanzada a finales de 2025 y en curso durante 2026, totaliza 5,3 GW: 3,1 GW de solar en cuatro emplazamientos y 2,2 GW de eólica en dos, incluidas las asignaciones ya anunciadas de Yanbu y Al Ghat.
Cartera de proyectos: eólica
La eólica ha ido históricamente por detrás de la solar en Arabia Saudí porque el recurso es menos ubicuo, pero el Reino ha identificado emplazamientos de gran calidad a lo largo de la costa del mar Rojo, en el desierto del noroeste y en la meseta central, con capacidad para más de 20 GW.
El parque eólico de Dumat Al Jandal, de 400 MW, en Al Yauf, fue el primer proyecto eólico a escala de servicio público, propiedad de Masdar y EDF Renewables, plenamente operativo desde diciembre de 2021 con 99 aerogeneradores Vestas V150 de 4,2 MW. Abastece aproximadamente a 70.000 hogares y evita alrededor de 1 millón de toneladas de CO2 al año.
La cartera de nueva generación incluye el parque eólico de Yanbu, de 700 MW, en la provincia de Medina, cuyo PPA firmó la SPPC el 12 de julio de 2025 con un consorcio de Marubeni y Ajlan & Bros por una inversión total de unos 458 millones de dólares; el IPP eólico de Al Ghat, de 600 MW, adjudicado a un mínimo histórico de 15,66 dólares/MWh, la tarifa eólica más baja del mundo en el momento de la adjudicación; y el parque eólico de Waad Al Shamal, de 500 MW, en la provincia de las Fronteras Septentrionales, también desarrollado por Marubeni y Ajlan & Bros. En conjunto, estos proyectos elevan el parque eólico saudí operativo y contratado por encima de los 2,2 GW y demuestran que las tarifas eólicas del Reino pueden competir en términos de LCOE con la solar más cuatro horas de almacenamiento.
Almacenamiento en baterías y fabricación solar
BESS: del piloto a la escala industrial
El almacenamiento de energía en baterías pasó del piloto a la escala industrial durante 2025. En diciembre de 2025 se sincronizó con la red saudí un sistema autónomo de almacenamiento en baterías de 2 GW / 7,8 GWh, ejecutado conjuntamente por Sungrow y Algihaz, uno de los mayores despliegues de baterías del mundo en una sola instalación, con una capacidad de cuatro horas de duración para respaldar la integración solar en los picos de la tarde.
En paralelo, la SPPC lanzó en noviembre de 2024 la primera licitación formal de BESS del Reino, por 2 GW / 8 GWh de almacenamiento en baterías repartidos en cuatro emplazamientos: Al-Muwyah y Haden, en La Meca; Al-Khushaybi, en Qassim; y Al-Kahafa, en Hail. Cada emplazamiento se dimensiona en 500 MW con cuatro horas de duración, hasta sumar 2.000 MWh de capacidad de energía. La precalificación, anunciada en enero de 2025, atrajo a 33 licitadores, entre ellos Masdar, ACWA Power, EDF, TotalEnergies y Jinko Power. Las adjudicaciones se estructuran como contratos de servicio de almacenamiento de tipo build-own-operate (construir, poseer y operar) a 15 años con la SPPC. La cartera más amplia de Arabia Saudí asciende a unos 30 GWh de capacidad BESS contratada o en fase de prelicitación, frente a un objetivo de 48 GWh para 2030.
Fabricación solar nacional
El Reino está industrializando la cadena de suministro en paralelo al programa de despliegue. El PIF, a través de la RELC y de Vision Industries, ha firmado empresas conjuntas con fabricantes chinos que abarcan una capacidad de lingote a módulo de aproximadamente 30 GW anuales. La empresa conjunta insignia con JinkoSolar es una fábrica de células y módulos solares de tipo n de 10 GW, con una inversión de unos 1.000 millones de dólares, en la que la RELC y JinkoSolar poseen un 40 % cada una y Vision Industries un 20 %; la planta prevé su puesta en marcha a principios de 2026. Otra empresa conjunta con TCL Zhonghuan abarca una planta de lingotes y obleas de 20 GW por unos 2.080 millones de dólares. Sungrow, Trina Solar y varios integradores de inversores y BESS cuentan con instalaciones adicionales en Arabia Saudí en distintas fases de planificación.
La intención estratégica es convertir la certidumbre de demanda que incorpora la contratación del NREP en capacidad industrial permanente, capturando el valor del ensamblaje, formando una mano de obra nacional y abasteciendo tanto a los proyectos saudíes como a los regionales (Egipto, Irak, el Levante, el norte de África) desde una base con ventaja arancelaria dentro de la unión aduanera del CCG.
Integración del hidrógeno
La estrategia de hidrógeno del Reino se sustenta en la NEOM Green Hydrogen Company (NGHC), la empresa conjunta a partes iguales entre NEOM, ACWA Power y Air Products. El complejo, a veces denominado proyecto de hidrógeno verde Helios, integra aproximadamente 4 GW de capacidad solar y eólica terrestre dedicada que alimentan 2,2 GW de electrolizadores de thyssenkrupp, cuya producción se convierte en amoníaco verde mediante la tecnología de Air Products. El cierre financiero se alcanzó en mayo de 2023 con un valor de inversión total de 8.400 millones de dólares. Al inicio del primer trimestre de 2025, la NGHC declaraba un avance de construcción de en torno al 80 % del conjunto, con la generación renovable prevista para su puesta en servicio a mediados de 2026 y la primera producción de amoníaco esperada para 2027. A pleno rendimiento, la planta producirá alrededor de 600 toneladas de hidrógeno al día y hasta 1,2 millones de toneladas de amoníaco verde al año, con lo que evitará aproximadamente 5 millones de toneladas de CO2 anuales en términos de ciclo de vida.
La NGHC es relevante para el sector de las renovables porque es el primer proyecto de Arabia Saudí en el que la generación renovable actúa como materia prima y no como una mercancía de red. La estructura de PPA es interna a la empresa conjunta; el riesgo de compra recae sobre el mercado del amoníaco verde, que ha madurado a lo largo de 2024-2026 con las subastas del Banco Europeo del Hidrógeno, las licitaciones coreanas y japonesas y los acuerdos marco bilaterales con clientes finales del acero, los fertilizantes y el transporte marítimo.
Más allá de NEOM, los estudios de viabilidad preparados para el hidrógeno avanzan en Yanbu, Jubail y el Proyecto del Mar Rojo, y Aramco, SABIC y Ma’aden evalúan cada una, bien generación renovable cautiva, bien PPA procedentes de proyectos asignados por el NREP, para descarbonizar sus operaciones existentes.
Novedades recientes 2024-2026
El ritmo de anuncios durante este periodo ilustra la velocidad del despliegue:
- Octubre de 2024: la Ronda 5 (3,7 GW) atrajo una puja solar en mínimo histórico de 12,90 dólares/MWh de Masdar/KEPCO para el proyecto de Al Sadawi, de 2 GW.
- Noviembre de 2024: la SPPC lanzó la mayor licitación de almacenamiento en baterías del mundo en una sola convocatoria, de 2 GW / 8 GWh, repartida en cuatro emplazamientos.
- Junio de 2024: el consejo de ACWA Power recomendó una ampliación de capital con derechos de 7.125 millones de riyales saudíes (SAR), plenamente asegurada por el PIF y Vision Invest.
- De julio de 2024 a mediados de 2025: el PIF cerró las empresas conjuntas de fabricación con JinkoSolar y TCL Zhonghuan, que suman aproximadamente 30 GW anuales de capacidad de células, módulos y obleas.
- Abril de 2025: el PIF anunció la asignación renovable de 15 GW de ACWA Power-Badeel-SAPCO por 31.000 millones de riyales saudíes (SAR) (8.300 millones de dólares).
- Julio de 2025: se firmó el PPA eólico de Yanbu, de 700 MW, con el consorcio Marubeni-Ajlan.
- Septiembre de 2025: se lanzó la Ronda 7 con 5,3 GW (3,1 GW de solar más 2,2 GW de eólica).
- Octubre de 2025: la Ronda 6 adjudicó 3 GW de solar, incluido el proyecto de Najran, de 1,4 GW, a 11,00 dólares/MWh.
- Diciembre de 2025: el BESS de Sungrow-Algihaz, de 2 GW / 7,8 GWh, se sincronizó con la red saudí.
- Primer trimestre de 2026: la NGHC alcanza en torno al 80 % de avance de construcción en todos sus emplazamientos; la puesta en marcha de la fábrica saudí de JinkoSolar está en curso.
Riesgos y desafíos
El despliegue afronta riesgos estructurales y operativos que explican por qué varias firmas de previsión independientes modelan para 2030 un resultado de capacidad muy por debajo de los 130 GW.
Ritmo de instalación. La brecha matemática entre la ejecución real (unos pocos gigavatios al año) y el ritmo necesario (más de 23 GW anuales) es el mayor riesgo aislado. La capacidad EPC, las colas de interconexión al transporte y las mejoras de subestaciones han sido cuellos de botella, pese al bajo capex a nivel de proyecto.
Integración en la red y vertidos. La SEC y la Autoridad Reguladora de Electricidad y Cogeneración deben ampliar la capacidad troncal de 380 kV y 500 kV en paralelo a la generación. Sin ella, los vertidos solares diurnos aumentarán a medida que la penetración supere el 30 % de la generación. La licitación BESS de 8 GWh es una respuesta estructural temprana, pero el despliegue del almacenamiento también debe acelerarse hasta 5-8 GWh anuales de aquí a 2027-2028.
Sostenibilidad de las tarifas. Las pujas en la horquilla de 10-13 dólares/MWh se sitúan por debajo de la mayoría de los PPA solares internacionales y apenas cubren los costes de financiación a gran escala. Si los tipos de interés se mantienen altos, la rentabilidad de los financiadores se comprime y los promotores de capital pueden exigir asignación de cartera en lugar de victorias en pujas competitivas, lo que frenaría las ventajas de orden de mérito de las subastas puras.
Cuestiones de recurso y operativas. La deposición de arena y polvo puede reducir el rendimiento de los módulos entre un 10 % y un 25 % si no hay limpieza activa; los sistemas robóticos de limpieza en seco son ya un estándar, pero añaden opex. Las temperaturas ambientales estivales por encima de los 45 grados Celsius reducen la eficiencia de inversores y baterías y aceleran su degradación.
Crecimiento de la demanda interna. La demanda eléctrica saudí creció aproximadamente entre un 4 % y un 6 % anual hasta 2025, impulsada por el aire acondicionado, la desalación de agua y la expansión industrial (NEOM, Qiddiya, Diriyah, el mar Rojo, el metro de Riad, los centros de datos de IA). Aunque hubiera 130 GW de renovables en servicio en 2030, la generación residual con gas seguiría siendo relevante si el almacenamiento y la respuesta de la demanda no crecen en paralelo.
Geopolítica y cadena de suministro. La fuerte dependencia de células, módulos, obleas e inversores chinos expone al programa a dinámicas comerciales y arancelarias fuera del control del Reino. Las empresas conjuntas de fabricación nacional son la respuesta, pero requieren que la producción saudí de células entre en funcionamiento antes de que comience cualquier sustitución de importaciones significativa.
Magnitud de la financiación. La necesidad agregada de capex para alcanzar el objetivo de 130 GW, incluidos red y almacenamiento, ronda los 200.000 millones de dólares hasta 2030. El PIF, ACWA Power, los promotores internacionales de IPP y los bancos saudíes aportan el capital y la deuda, pero la parte de capital extranjero depende de la estabilidad cambiaria, la sostenibilidad de las tarifas y la integridad del marco de arbitraje.
Perspectivas hasta 2030
El programa de renovables es ya un pilar estructural de la Visión 2030, de la Iniciativa Verde Saudí y de la estrategia de transición energética más amplia. El resultado más plausible para 2030, a partir de la cartera contratada más una velocidad de contratación realista, se sitúa en la horquilla de 75-95 GW de renovables operativas, con un almacenamiento en baterías de aproximadamente 25-35 GWh y 4 GW de eólica. Eso aportaría en torno al 30-40 % de la generación a partir de fuentes no fósiles en 2030, con el objetivo residual del 50 % desplazándose hacia 2032-2034.
La lógica económica para el Reino sigue siendo convincente con independencia del año exacto en que se alcance el objetivo: cada GWh de generación solar desplaza aproximadamente 1,7 barriles de crudo o de gas equivalente, lo que libera hidrocarburos para su exportación de mayor valor o para su conversión petroquímica. A los precios de referencia de 2025-2026, el programa de 130 GW implica una reasignación estructural de aproximadamente 1 millón de barriles diarios de equivalente de hidrocarburos, desde el consumo interno hacia la exportación o la captura de valor en el downstream, para principios de la década de 2030, con el correspondiente beneficio fiscal fluyendo hacia el Gobierno saudí.
La tesis de inversión de la capacidad de energía renovable en Arabia Saudí descansa, por tanto, en tres pilares: una compresión de tarifas que ya ha producido cuatro récords mundiales de mínimos desde 2021; un mecanismo de compra respaldado por el Estado que ofrece a financiadores e IPP una seguridad contractual inusual; y una estrategia de localización industrial que convierte el volumen de despliegue en capacidad de fabricación permanente. Los riesgos son reales, pero están acotados por la misma voluntad fiscal y política que ha llevado al programa desde un único proyecto de 300 MW en Sakaka en 2018 hasta más de 18 GW de contratos NREP adjudicados y una cartera BESS de 2 GW a cierre de 2025.
Para los inversores y analistas que siguen el sector, los datos más determinantes a vigilar durante 2026-2027 son las adjudicaciones de la Ronda 7 del NREP, la adjudicación y el precio de la Ronda 1 de BESS, la puesta en marcha de la planta saudí de JinkoSolar, la puesta en servicio de la NEOM Green Hydrogen Company y la información de la SEC sobre su capex de transporte. Cada uno de ellos ofrece un termómetro casi en tiempo real de si la brecha entre el objetivo anunciado de 130 GW de Arabia Saudí y el resultado realista de 75-95 GW se está cerrando o ampliando.
Consulte nuestras entradas de Cómo invertir en energías renovables, ACWA Power, NREP, REPDO e Iniciativa Verde Saudí para una cobertura más detallada. Fuentes externas: REPDO, relación con inversores de ACWA Power, AIE Arabia Saudí, sección de energía de Reuters y MEED.