Énergies renouvelables en Arabie saoudite 2025

Objectif renouvelable de l’Arabie saoudite : 50 % d’ici 2030

L’objectif renouvelable de l’Arabie saoudite est de produire 50 % de son électricité à partir de renouvelables d’ici 2030, ce qui suppose environ 130 GW de capacité installée solaire, éolienne et de stockage, contre une base 2018 pratiquement nulle. À la fin de 2025, la capacité renouvelable opérationnelle atteignait environ 13 GW, avec un pipeline contractualisé de plus de 40 GW avançant entre ingénierie, achats, bouclage financier et construction. Le déploiement passe par le National Renewable Energy Program (NREP), exécuté par le Renewable Energy Project Development Office (REPDO) et la Saudi Power Procurement Company (SPPC), avec une trajectoire tarifaire qui a établi à plusieurs reprises des records mondiaux depuis 2021.

Cette entrée recense l’état actuel du programme, le rôle du PIF et de son développeur phare ACWA Power, le pipeline de projets jusqu’en 2030, le développement parallèle du stockage par batteries et de la fabrication domestique, ainsi que les risques structurels expliquant pourquoi plusieurs analyses indépendantes projettent encore un résultat 2030 plus proche de 75 GW que de l’objectif affiché de 130 GW.

NREP et l’objectif de capacité 2030

Le National Renewable Energy Program, lancé en 2017 sous l’autorité du ministère de l’Énergie, est l’ossature de la montée en puissance renouvelable saoudienne. Ses deux voies d’exécution se complètent : une voie d’achat compétitif pilotée par SPPC, dans laquelle des producteurs indépendants d’électricité (IPP) soumissionnent pour des contrats d’achat d’électricité de 25 ans ; et une voie stratégique dans laquelle le PIF négocie directement des allocations de projets avec ACWA Power, la filiale d’Aramco SAPCO et le développeur Badeel détenu par le PIF. Ensemble, ces voies visent l’objectif de 130 GW présenté dans la Vision 2030, composé d’environ 58,7 GW de solaire photovoltaïque, 40 GW d’éolien et le solde en solaire à concentration, valorisation énergétique des déchets et stockage par batteries.

Le ministre de l’Énergie a réitéré l’objectif de 130 GW en 2025 et au début de 2026, mais le chiffre atteignable dépend de volumes annuels d’achat qui ne commencent que récemment à changer d’échelle. L’Arabie saoudite devrait installer plus de 23 GW par an entre 2026 et 2030 pour combler l’écart ; les mises en service effectives en 2024 et 2025 se situaient dans le bas de la fourchette à un chiffre en gigawatts. GlobalData et d’autres prévisionnistes indépendants modélisent désormais un résultat 2030 d’environ 74 GW, ce qui implique que la part de 50 % de génération glissera probablement vers le début des années 2030 même si le rythme d’achat accélère encore. L’engagement politique, toutefois, n’a pas été dilué : chaque cycle NREP a été plus important que le précédent, et les appels d’offres parallèles de fabrication et de stockage sont désormais dimensionnés pour absorber ce pipeline.

REPDO et le rythme des enchères

REPDO, logé au ministère de l’Énergie, conçoit la structure technique et commerciale des appels d’offres NREP. SPPC agit comme acheteur, signant des PPA de 25 ans, et dans certains projets récents de 35 ans. L’architecture d’enchères a régulièrement produit des tarifs proches des plus bas mondiaux, parce qu’elle combine une qualité de ressource exceptionnelle (DNI de 2 200 à 2 500 kWh/m^2/an dans les provinces centrales et nordiques), des terrains à faible coût, un acheteur garanti par l’État et une participation agressive de contractants EPC chinois et du Golfe.

À la fin du Round 6 en octobre 2025, la capacité cumulée attribuée via le NREP dépassait 18 GW dans le solaire photovoltaïque et l’éolien, plusieurs cycles avançant en parallèle entre statut de soumissionnaire préféré, bouclage financier et construction.

PIF et ACWA Power : la voie stratégique

Le PIF est à la fois architecte de politique publique et principal fournisseur de fonds propres derrière les renouvelables saoudiennes. En avril 2025, le PIF a annoncé un engagement de 31 milliards de SAR, soit environ 8,3 milliards de dollars, avec ACWA Power, Badeel et SAPCO pour développer 15 000 MW de capacité renouvelable additionnelle, renforçant la voie d’allocation stratégique qui fonctionne à côté des enchères compétitives. L’arrangement mobilise l’expertise de développeur d’ACWA Power, le mandat PIF de Badeel et le lien de SAPCO avec la demande industrielle d’Aramco.

ACWA Power est le pure player coté qui transforme cette allocation en capital investissable. Cotée sur Tadawul sous le ticker 2082 depuis octobre 2021, ACWA Power a réalisé en 2024 une augmentation de capital avec droits préférentiels de 7,1 milliards de SAR, environ 1,9 milliard de dollars, souscrite intégralement par le PIF (44,16 %) et Vision Invest (22,75 %). La levée était destinée à financer les apports en fonds propres dans le pipeline saoudien, le complexe d’hydrogène vert de NEOM et certains projets internationaux. En 2026, le portefeuille géré d’ACWA Power dans l’électricité, l’eau et l’hydrogène vert dépasse 100 milliards de dollars, l’Arabie saoudite représentant la plus grande part en valeur de projets.

Les autres véhicules du PIF dans la chaîne renouvelable incluent Renewable Energy Localization Company (RELC), qui détient des participations dans des coentreprises domestiques de fabrication solaire, et Vision Industries, qui co-investit dans la chaîne industrielle. L’effet combiné est que le PIF peut à la fois tirer la demande, via les achats NREP et les allocations directes, et pousser l’offre, via des usines sur le sol saoudien, accélérant les effets de courbe d’apprentissage qui compriment davantage les tarifs.

Pipeline de projets : solaire d’utilité publique

Projets opérationnels d’ancrage

La centrale solaire photovoltaïque de Sudair, 1,5 GW dans la province de Riyad, a été le premier projet de la voie d’allocation stratégique et reste l’une des plus grandes installations solaires au monde sur un seul site. Développée par un consortium mené par ACWA Power avec le PIF et Aramco, Sudair a atteint l’exploitation commerciale en 2023 à un tarif de 12,39 dollars/MWh, soit 1,239 cent/kWh, alors le deuxième plus bas au monde. La centrale alimente l’équivalent d’environ 184 000 foyers et évite environ 2,9 millions de tonnes de CO2 par an.

La centrale Sakaka PV de 300 MW à Al Jouf, attribuée au Round 1 du NREP à un consortium mené par ACWA Power et mise en service en 2019, a été le premier grand projet solaire d’utilité publique du royaume et avait initialement soumissionné à 23,40 dollars/MWh. Même si son prix est désormais dépassé, Sakaka a fourni les données opérationnelles qui ont rassuré les prêteurs internationaux sur le cadre saoudien des PPA.

Al Shuaibah et Ar Rass : la vague 2025-2026

Le complexe Al Shuaibah, dans la province de La Mecque, est entré en exploitation au cours de 2025. Al Shuaibah 1 (600 MW) et Al Shuaibah 2 (2 031 MW) ont atteint leur bouclage financier en août 2023, avec un investissement combiné d’environ 2,37 milliards de dollars, développés par ACWA Power, Badeel et SAPCO. Al Shuaibah 2 a établi un plus bas mondial à 10,40 dollars/MWh, soit 1,04 cent/kWh, lors de l’attribution. Le projet a achevé sa mise en service par phases en 2025 et représentait, à pleine exploitation, l’un des plus grands actifs de génération solaire sur un seul site au monde.

L’IPP solaire Ar Rass II de 2 GW, dans la région de Qassim, est développé par ACWA Power dans le cadre d’un PPA de 35 ans avec SPPC et fait partie des projets soutenant l’allocation PIF de 31 milliards de SAR annoncée en 2025. Ar Rass II est associé au projet plus petit Ar Rass I (700 MW) du Round 4. Les deux alimentent le réseau central via l’épine dorsale 380 kV en expansion de SEC.

Rounds NREP 4 à 7

Le Round 4, attribué en 2023, a livré environ 3,3 GW répartis sur six projets et a vu l’entrée de TotalEnergies, EDF, Marubeni et Korea Electric Power Corporation (KEPCO) aux côtés de consortiums ACWA Power. Le Round 5, attribué en 2024-2025, a alloué 3,7 GW sur quatre projets solaires : la centrale Al Sadawi de 2 GW dans la province orientale, consortium Masdar/KEPCO à 12,90 dollars/MWh ; le projet Al Masa’a de 1 GW à Hail, à 12,94 dollars/MWh ; Al Henakiyah 2 à 400 MW ; et Rabigh 2 à 300 MW.

Le Round 6, attribué en octobre 2025, a ajouté environ 3 GW sur quatre projets solaires, dont la centrale de Najran de 1,4 GW développée par Masdar à 11,00 dollars/MWh, deuxième LCOE solaire le plus bas enregistré mondialement à cette date. Le Round 7, lancé fin 2025 et avançant en 2026, totalise 5,3 GW : 3,1 GW de solaire sur quatre sites et 2,2 GW d’éolien sur deux sites, incluant les allocations Yanbu et Al Ghat précédemment annoncées.

Pipeline de projets : éolien

L’éolien a historiquement pris du retard sur le solaire en Arabie saoudite, car la ressource est moins omniprésente, mais le royaume a identifié des sites de haute qualité le long de la côte de la mer Rouge, dans le désert nord-occidental et sur le plateau central, capables de soutenir plus de 20 GW.

Le parc éolien de Dumat Al Jandal de 400 MW à Al Jouf a été le premier projet éolien d’utilité publique, détenu par Masdar et EDF Renewables, pleinement opérationnel depuis décembre 2021 avec 99 turbines Vestas V150-4.2 MW. Il alimente environ 70 000 foyers et évite environ 1 million de tonnes de CO2 par an.

Le pipeline de nouvelle génération inclut le parc éolien de Yanbu, 700 MW dans la province de Médine, pour lequel SPPC a signé le PPA le 12 juillet 2025 avec un consortium Marubeni-Ajlan & Bros pour un investissement total d’environ 458 millions de dollars ; l’IPP éolien Al Ghat de 600 MW, attribué à un tarif record de 15,66 dollars/MWh et plus bas tarif éolien mondial au moment de l’attribution ; et le parc éolien Waad Al Shamal de 500 MW dans la province des Frontières du Nord, également développé par Marubeni et Ajlan & Bros. Ensemble, ces projets portent la flotte éolienne opérationnelle et contractualisée saoudienne au-dessus de 2,2 GW et démontrent que les tarifs éoliens du royaume peuvent concurrencer le solaire plus quatre heures de stockage au niveau du LCOE.

Stockage par batteries et fabrication solaire

BESS : du pilote à l’échelle industrielle

Le stockage par batteries est passé du stade pilote à l’échelle industrielle en 2025. En décembre 2025, un système autonome de stockage de 2 GW / 7,8 GWh livré conjointement par Sungrow et Algihaz a été synchronisé avec le réseau saoudien, se classant parmi les plus grands déploiements de batteries uniques au monde et fournissant quatre heures de capacité pour soutenir l’intégration solaire lors des pointes du soir.

En parallèle, SPPC a lancé en novembre 2024 le premier appel d’offres formel BESS du royaume pour 2 GW / 8 GWh de stockage par batteries sur quatre sites : Al-Muwyah et Haden à La Mecque, Al-Khushaybi à Qassim et Al-Kahafa à Hail. Chaque site est dimensionné à 500 MW avec quatre heures de durée, soit 2 000 MWh de capacité énergétique. La préqualification annoncée en janvier 2025 a généré 33 soumissionnaires, dont Masdar, ACWA Power, EDF, TotalEnergies et Jinko Power. Les attributions sont structurées comme des accords de service de stockage build-own-operate de 15 ans avec SPPC. Le pipeline saoudien plus large atteint environ 30 GWh de capacité BESS contractualisée ou pré-appel d’offres, contre un objectif 2030 de 48 GWh.

Fabrication solaire domestique

Le royaume industrialise la chaîne d’approvisionnement en parallèle du programme de déploiement. Le PIF, via RELC et Vision Industries, a signé des coentreprises avec des fabricants chinois couvrant une capacité ingot-to-module d’environ 30 GW par an. La coentreprise phare avec JinkoSolar est une usine de cellules et modules solaires n-type de 10 GW, représentant environ 1 milliard de dollars d’investissement, RELC et JinkoSolar détenant chacun 40 % et Vision Industries 20 % ; l’usine vise une mise en service début 2026. Une coentreprise distincte avec TCL Zhonghuan couvre une usine lingots et wafers de 20 GW pour environ 2,08 milliards de dollars. Sungrow, Trina Solar et plusieurs intégrateurs d’onduleurs et de BESS ont d’autres installations saoudiennes à différents stades de planification.

L’intention stratégique est de convertir la certitude de demande intégrée aux achats NREP en capacité industrielle permanente, en capturant la valeur d’assemblage, en formant une main-d’oeuvre domestique et en alimentant à partir d’une base tarifaire avantageuse dans l’union douanière du CCG les projets saoudiens et régionaux, de l’Égypte à l’Irak, au Levant et à l’Afrique du Nord.

Intégration de l’hydrogène

La stratégie hydrogène du royaume est ancrée par NEOM Green Hydrogen Company (NGHC), coentreprise à parts égales entre NEOM, ACWA Power et Air Products. Le complexe, parfois appelé projet Helios d’hydrogène vert, intègre environ 4 GW de solaire et d’éolien terrestre dédiés alimentant 2,2 GW d’électrolyseurs thyssenkrupp, avec une production convertie en ammoniac vert grâce à la technologie d’Air Products. Le bouclage financier a été atteint en mai 2023 pour une valeur totale d’investissement de 8,4 milliards de dollars. Au début du premier trimestre 2025, NGHC rapportait environ 80 % d’achèvement global de la construction, la génération renouvelable devant être mise en service d’ici mi-2026 et les premières sorties d’ammoniac attendues en 2027. À pleine montée en régime, l’usine produira environ 600 tonnes d’hydrogène par jour et jusqu’à 1,2 million de tonnes d’ammoniac vert par an, évitant environ 5 millions de tonnes de CO2 par an sur base cycle de vie.

NGHC est significatif pour le secteur renouvelable parce qu’il s’agit du premier projet en Arabie saoudite où la génération renouvelable est une matière première plutôt qu’une commodité réseau. La structure PPA est interne à la coentreprise ; le risque d’acheteur porte sur le marché de l’ammoniac vert, qui a mûri en 2024-2026 avec les enchères de la Banque européenne de l’hydrogène, les appels d’offres coréens et japonais, et des feuilles de conditions bilatérales avec des utilisateurs finaux dans l’acier, les engrais et le transport maritime.

Au-delà de NEOM, les études de faisabilité compatibles hydrogène avancent à Yanbu, Jubail et au Red Sea Project, Aramco, SABIC et Ma’aden évaluant chacun soit une génération renouvelable captive, soit des PPA issus de projets alloués par le NREP pour décarboner leurs opérations existantes.

Développements récents 2024-2026

Le rythme des annonces sur cette période illustre l’accélération du déploiement :

• Octobre 2024 : le Round 5 (3,7 GW) attire une offre solaire record de 12,90 dollars/MWh du consortium Masdar/KEPCO pour le projet Al Sadawi de 2 GW.
• Novembre 2024 : SPPC lance le plus grand appel d’offres unique de stockage par batteries au monde, 2 GW / 8 GWh répartis sur quatre sites.
• Juin 2024 : le conseil d’ACWA Power recommande une augmentation de capital avec droits de 7,125 milliards de SAR, entièrement soutenue par le PIF et Vision Invest.
• Juillet 2024-mi-2025 : le PIF conclut les coentreprises JinkoSolar et TCL Zhonghuan, totalisant environ 30 GW par an de capacité cellules-modules et wafers.
• Avril 2025 : le PIF annonce l’allocation renouvelable ACWA Power-Badeel-SAPCO de 15 GW, pour 31 milliards de SAR (8,3 milliards de dollars).
• Juillet 2025 : PPA du parc éolien Yanbu de 700 MW signé avec le consortium Marubeni-Ajlan.
• Septembre 2025 : lancement du Round 7 à 5,3 GW, dont 3,1 GW de solaire et 2,2 GW d’éolien.
• Octobre 2025 : attribution du Round 6, 3 GW de solaire, dont le projet Najran de 1,4 GW à 11,00 dollars/MWh.
• Décembre 2025 : synchronisation au réseau saoudien du BESS Sungrow-Algihaz de 2 GW / 7,8 GWh.
• T1 2026 : NGHC atteint environ 80 % d’avancement de construction sur tous les sites ; mise en service de l’usine saoudienne JinkoSolar en cours.

Risques et défis

Le déploiement fait face à des risques structurels et opérationnels qui expliquent pourquoi plusieurs prévisionnistes indépendants modélisent une capacité 2030 bien inférieure à 130 GW.

Rythme d’installation. L’écart mathématique entre la livraison effective, dans le bas de la fourchette à un chiffre en GW par an, et le rythme requis, plus de 23 GW par an, est le principal risque. Les capacités EPC, les files d’attente de raccordement et les mises à niveau de postes ont toutes constitué des goulets d’étranglement malgré le faible capex au niveau des projets.

Intégration réseau et écrêtement. SEC et l’Electricity & Cogeneration Regulatory Authority doivent développer les capacités dorsales 380 kV et 500 kV parallèlement à la génération. Faute de quoi, l’écrêtement solaire en journée augmentera lorsque la pénétration dépassera 30 % de la génération. L’appel d’offres BESS de 8 GWh est une première réponse structurelle, mais le stockage doit aussi accélérer vers 5 à 8 GWh par an en 2027-2028.

Durabilité des tarifs. Les offres entre 10 et 13 dollars/MWh sont inférieures à la plupart des PPA solaires internationaux et ne couvrent que de justesse les coûts de financement à grande échelle. Si les taux d’intérêt restent élevés, les rendements des prêteurs se compriment et les sponsors en fonds propres peuvent préférer des allocations de pipeline à des victoires en enchères compétitives, ralentissant les bénéfices de merit order d’enchères pures.

Ressource et opérations. Les dépôts de sable et de poussière peuvent réduire le rendement des modules de 10 à 25 % sans nettoyage actif ; les systèmes robotisés de nettoyage à sec sont désormais standards mais ajoutent de l’opex. Les températures estivales au-dessus de 45 degrés Celsius réduisent l’efficacité des onduleurs et des batteries et accélèrent leur dégradation.

Croissance de la demande domestique. La demande électrique saoudienne a crû d’environ 4 à 6 % par an jusqu’en 2025, portée par la climatisation, le dessalement et l’expansion industrielle (NEOM, Qiddiya, Diriyah, Red Sea, métro de Riyad, centres de données IA). Même si 130 GW de renouvelables étaient en ligne en 2030, la génération résiduelle au gaz resterait significative sauf si le stockage et la réponse côté demande changent d’échelle en parallèle.

Géopolitique et chaîne d’approvisionnement. La forte dépendance aux cellules, modules, wafers et onduleurs chinois expose le programme à des dynamiques commerciales et tarifaires hors du contrôle du royaume. Les coentreprises de fabrication domestique sont la réponse, mais elles exigent que la production cellulaire saoudienne entre en service avant qu’une substitution significative aux importations ne commence.

Échelle de financement. Le capex agrégé requis pour atteindre l’objectif de 130 GW, en incluant réseau et stockage, est de l’ordre de 200 milliards de dollars jusqu’en 2030. Le PIF, ACWA Power, les sponsors IPP internationaux et les banques saoudiennes fournissent fonds propres et dette, mais la part de capital étranger dépend de la stabilité du change, de la durabilité tarifaire et de l’intégrité du cadre d’arbitrage.

Perspectives à l’horizon 2030

Le programme renouvelable est désormais un pilier porteur de la Vision 2030, de la Saudi Green Initiative et de la stratégie plus large de transition énergétique. Le résultat 2030 le plus plausible, sur la base du pipeline contractualisé et d’une vitesse d’achat réaliste, se situe entre 75 et 95 GW de renouvelables opérationnelles, avec environ 25 à 35 GWh de stockage par batteries et 4 GW d’éolien. Cela livrerait environ 30 à 40 % de génération hors hydrocarbures en 2030, l’objectif résiduel de 50 % glissant vers 2032-2034.

La logique économique du royaume reste convaincante quelle que soit l’année exacte d’atteinte de la cible : chaque GWh de production solaire remplace environ 1,7 baril de brut ou d’équivalent gaz, libérant des hydrocarbures pour une exportation à plus forte valeur ou une conversion pétrochimique. Aux prix de référence 2025-2026, le programme de 130 GW implique une réallocation structurelle d’environ 1 million de barils par jour d’équivalent hydrocarbures de la consommation domestique vers l’exportation ou la valorisation aval au début des années 2030, avec un avantage fiscal correspondant pour l’État saoudien.

Le cas d’investissement pour la capacité renouvelable en Arabie saoudite repose donc sur trois piliers : une compression tarifaire qui a déjà produit quatre records mondiaux depuis 2021 ; un mécanisme d’achat soutenu par l’État donnant aux prêteurs et IPP une sécurité contractuelle inhabituelle ; et une stratégie de localisation industrielle qui transforme le volume de déploiement en capacité manufacturière permanente. Les risques sont réels mais bornés par la même volonté budgétaire et politique qui a porté le programme d’un seul projet de 300 MW à Sakaka en 2018 à plus de 18 GW de contrats NREP attribués et un pipeline BESS de 2 GW à la fin de 2025.

Pour les investisseurs et analystes qui suivent le secteur, les indicateurs les plus décisifs à surveiller en 2026-2027 sont les attributions du Round 7 NREP, l’attribution et les prix du Round 1 BESS, la montée en régime de l’usine saoudienne JinkoSolar, la mise en service de NEOM Green Hydrogen Company et les communications de capex réseau de SEC. Chacun fournit un indicateur quasi temps réel de l’écart entre l’objectif affiché de 130 GW et un résultat réaliste de 75 à 95 GW.

Voir aussi nos entrées Comment investir dans les énergies renouvelables, ACWA Power, NREP, REPDO et Saudi Green Initiative pour une couverture plus détaillée. Sources externes : REPDO, relations investisseurs ACWA Power, AIE Arabie saoudite, Reuters énergie et MEED.