Capacité d'énergie renouvelable en Arabie saoudite

Objectif 2030 de capacité renouvelable de l’Arabie saoudite

L’objectif de capacité renouvelable de l’Arabie saoudite pour 2030 est d’environ 130 gigawatts (GW), soit un niveau suffisant pour fournir 50 % de l’électricité à partir de sources renouvelables dans le cadre de Vision 2030. Le déploiement est porté par le solaire photovoltaïque et l’éolien, parallèlement à 42 GW de nouvelles centrales au gaz destinées à remplacer la production de base brûlant du brut. La capacité cumulée attribuée dépasse désormais 47 GW dans le cadre de contrats d’achat d’électricité signés, tandis que la capacité opérationnelle au début de 2026 se situe plus près de 12 GW. L’écart entre l’ambition et les mégawatts effectivement raccordés au réseau définit le reste de la décennie pour les entreprises saoudiennes des énergies renouvelables et pour la chaîne d’approvisionnement mondiale qui les sert.

Le chiffre de capacité est le titre. Les moteurs sont économiques. Chaque kilowattheure substitué à une production au fioul ou à une production gazière inefficiente libère du brut pour l’exportation aux prix mondiaux, et la valeur marginale saoudienne de la consommation domestique de brut évitée reste nettement supérieure au coût d’un nouveau solaire photovoltaïque. Cet arbitrage finance le programme d’achats, le déploiement du stockage et les projets monosites à l’échelle du gigawatt qui ne seraient pas bancables dans la plupart des autres juridictions.

Objectifs saoudiens de capacité renouvelable : l’architecture des 130 GW

L’enveloppe officielle de capacité pour 2030 est d’environ 130 GW de renouvelables installés, répartis entre environ 58,7 GW de solaire photovoltaïque, 40 GW d’éolien, le solde étant couvert par le solaire thermique à concentration, la valorisation énergétique des déchets et des projets hybrides incrémentaux associés à des batteries. La cible a été relevée par rapport aux formulations antérieures de 27,3 GW pour 2023 et 58,7 GW comme objectif intermédiaire, reflétant à la fois la baisse accélérée des coûts du solaire et le poids politique donné à la trajectoire d’émissions de la Saudi Green Initiative. Les renouvelables doivent fournir 50 % de la production électrique en 2030, le gaz assurant les 50 % restants à travers de nouvelles centrales à cycle combiné, dont plusieurs sont conçues pour être compatibles avec la capture et le stockage du carbone.

Le Fonds d’investissement public (PIF) a pour mandat de développer 70 % de la capacité renouvelable à travers son partenaire stratégique ACWA Power et sa filiale à 100 % Badeel, Saudi Power Acquisition Company. Les 30 % restants relèvent du National Renewable Energy Programme (NREP), opéré par REPDO et la Saudi Power Procurement Company (SPPC), qui conduisent les appels d’offres internationaux concurrentiels. Cette répartition compte pour le financement de projet : le canal PIF repose sur la négociation bilatérale et le soutien du bilan, tandis que les attributions NREP passent par des enchères inversées qui ont produit certains des tarifs solaires et éoliens les plus bas du monde.

Des analystes indépendants, dont GlobalData et le Climate Action Tracker, jugent peu probable que l’objectif de 130 GW soit atteint intégralement en 2030. La capacité opérationnelle réaliste à la fin de 2030 se situe plutôt entre 45 et 70 GW. Cela représenterait néanmoins une transformation : d’une part renouvelable inférieure à 2 % de la production en 2020 à une fourchette de 25 à 35 % en 2030. La montée en puissance du gaz non conventionnel de Jafurah vers 2 milliards de pieds cubes par jour compense tout retard des renouvelables sans compromettre l’objectif de substitution au brut.

Capacité opérationnelle actuelle : de 0,4 GW à 12 GW

La capacité renouvelable opérationnelle connectée au réseau saoudien s’élevait à environ 0,4 GW au lancement de Vision 2030 en 2016, presque entièrement issue de la première centrale solaire photovoltaïque de Sakaka et de petites installations de toiture. À la fin de 2025, la capacité raccordée au réseau atteignait 12,3 GW selon les données du ministère de l’Énergie, soit une multiplication par trente sur la décennie. Les projets opérationnels comprennent :

• Sudair Solar PV (1,5 GW) : projet d’ancrage PIF/ACWA, mise en service commerciale en 2023
• Al Shuaibah 2 Solar PV (2,06 GW) : mise en service partielle en 2025
• Sakaka Solar (300 MW) : premier IPP renouvelable de taille industrielle du Royaume, en ligne depuis 2020
• Dumat Al Jandal Wind (400 MW) : premier IPP éolien d’Arabie saoudite, en ligne depuis 2021
• Projets solaires NREP des cycles 2 et 3, dont Rabigh, Djeddah, Qurayyat, Médine, Wadi Ad-Dawasir et Layla
• Production décentralisée sur toiture et en autoconsommation totalisant plusieurs centaines de mégawatts au titre du Small-Scale Solar PV programme

La Saudi Power Procurement Company a signé des contrats d’achat couvrant plus de 47 GW de capacité renouvelable cumulée, dont environ 20 GW sont en construction active ou en développement avancé. L’année 2025 a vu 20,6 GW de lancements de projets et de clôtures contractuelles, le niveau annuel le plus élevé de l’histoire saoudienne des renouvelables. Le pipeline 2026 vise 14 GW de nouvelles attributions via le cycle 7 du National Renewable Energy Programme. Voir l’analyse de l’accélération des renouvelables pour la vitesse de construction nécessaire afin de transformer ce pipeline en mégawatts mis en service.

La capacité opérationnelle est concentrée géographiquement : les provinces de Riyad et de l’Est accueillent l’essentiel du solaire photovoltaïque raccordé au réseau, tandis que l’éolien se situe à Al Jouf, Hail et dans les Northern Borders. Les retards de mise en service par rapport aux dates annoncées de COD ont en moyenne atteint 9 à 15 mois sur les cycles 2 à 4, sous l’effet des goulets d’étranglement d’interconnexion réseau et du calendrier d’approvisionnement en modules.

Pipeline solaire : des sites uniques à l’échelle du gigawatt

L’Arabie saoudite dispose de ressources solaires exceptionnelles, avec une irradiation horizontale globale moyenne de 5,5 à 6,5 kilowattheures par mètre carré et par jour sur le plateau central et le nord. Combinés à de vastes surfaces ouvertes et à un cadre d’achat optimisé pour un acheteur unique, ces atouts font du Royaume le principal marché des projets solaires photovoltaïques monosites à l’échelle du gigawatt. Voir la référence sur les projets solaires saoudiens pour le registre des projets.

La centrale solaire de Sudair, développée par ACWA Power avec la filiale du PIF Badeel, fournit 1,5 GW depuis un site unique au nord de Riyad. Le projet a atteint un tarif de 1,239 centime de dollar par kilowattheure lors de la clôture financière, le deuxième plus bas au monde au moment de l’attribution. Al Shuaibah 1 et Al Shuaibah 2 Solar PV, sur la côte de la mer Rouge, totalisent 2,6 GW de capacité combinée au moyen de configurations jumelles de 1,3 GW, Al Shuaibah 2 représentant le composant le plus important avec 2,06 GW. Le complexe de Shuaibah a atteint sa clôture financière en août 2023 avec un montage dette et fonds propres de 2,4 milliards de dollars, porté par ACWA Power, Badeel et Aramco Power Company (SAPCO).

Au-delà de Sudair et Shuaibah, le pipeline solaire du Royaume comprend :

• Al Henakiyah 1 Solar PV (1,1 GW) : clôture financière obtenue en 2023, COD 2025
• Ar Rass 2 (2,0 GW) : attribution du cycle 4
• Saad 1 (1,1 GW) : attribution du cycle 4
• Al Masaa (1,0 GW) : cycle 5, attribué au consortium SPIC-EDF à 1,31 centime de dollar/kWh
• Al Henakiyah 2 (400 MW) : cycle 5, attribué à 1,40 centime de dollar/kWh
• Plusieurs sites des cycles 6 et 7 totalisant plus de 12 GW, en appel d’offres ou récemment attribués

Le portefeuille adossé au PIF, annoncé en août 2025 dans le cadre d’un engagement conjoint de 8,3 milliards de dollars entre ACWA Power, Badeel et SAPCO, couvre 15 GW de capacité renouvelable supplémentaire sur plusieurs sites. Ce programme, s’il est livré selon le calendrier prévu, double à lui seul le parc solaire opérationnel dans la seconde moitié de la décennie.

Pipeline éolien : d’un projet à seize gigawatts

L’énergie éolienne a progressé plus lentement que le solaire en Arabie saoudite, en raison de ressources moins fortes hors des corridors du nord et des zones côtières, et de l’absence d’une base manufacturière éolienne domestique établie. Jusqu’en 2024, le Royaume exploitait un seul parc éolien de taille industrielle : le projet Dumat Al Jandal de 400 MW à Al Jouf, développé par Masdar et EDF Renewables et en ligne depuis août 2021. Voir la référence sur le parc éolien de Dumat Al Jandal pour ses paramètres économiques.

Le pipeline éolien s’est fortement élargi en 2024 et 2025. L’IPP éolien Al Ghat de 600 MW, attribué à un consortium mené par Marubeni et Nesma, a établi un record mondial de coût actualisé de l’électricité éolienne à 1,566 centime de dollar par kilowattheure. Le parc éolien Waad Al Shamal de 500 MW a été attribué à un tarif également agressif. L’IPP éolien Yanbu de 700 MW a achevé son processus d’appel d’offres dans le cycle 4. Dans le cycle 6, attribué en octobre 2025, le projet éolien Dawadmi de 1,5 GW a établi un nouveau record mondial à 1,33 centime de dollar par kilowattheure, franchissant un plancher de prix que plusieurs analystes jugeaient structurel.

La capacité éolienne cumulée sous contrat ou en exploitation dépasse désormais 4 GW face à l’objectif 2030 de 40 GW, laissant 36 GW à attribuer, financer et mettre en service en moins de cinq ans. Même avec une cadence de construction agressive, l’éolien apparaît comme le segment le plus susceptible de sous-performer l’ambition 2030. Le ministère de l’Énergie a signalé sa disposition à étudier l’éolien offshore en mer Rouge et dans le Golfe arabique comme voie additionnelle, mais aucun appel d’offres commercial à grande échelle en mer n’a encore été lancé.

REPDO et appels d’offres : l’architecture des enchères

Le Renewable Energy Project Development Office (REPDO), logé au sein du ministère de l’Énergie, exécute le National Renewable Energy Programme pour le compte du gouvernement. REPDO conçoit les documents d’appel d’offres, gère la préqualification et supervise l’évaluation technique et commerciale en coordination avec la Saudi Power Procurement Company, qui signe les contrats d’achat d’électricité finaux comme acheteur unique.

La séquence des enchères à ce jour :

• Cycle 1 (2017) : Sakaka 300 MW, premier IPP solaire de taille industrielle, attribué à 2,34 centimes de dollar/kWh
• Cycle 2 (2019) : 1,47 GW sur sept sites, offre gagnante à 1,61 centime de dollar/kWh
• Cycle 3 (2021) : 1,47 GW sur quatre sites, record bas de 1,04 centime de dollar/kWh à Shuaa Energy 3
• Cycle 4 (2023) : 3,3 GW sur quatre projets solaires, attributions multisites
• Cycle 5 (2024) : 3,7 GW solaire plus éolien, plancher solaire à 1,297 centime de dollar/kWh
• Cycle 6 (octobre 2025) : 4,5 GW solaire et éolien, record mondial éolien de 1,33 centime de dollar/kWh à Dawadmi
• Cycle 7 (2026) : objectif de 14 GW d’attributions solaires et éoliennes

Les tarifs se sont comprimés à chaque cycle, en partie grâce à la baisse des prix des modules et en partie parce que le bassin de soumissionnaires s’est concentré autour d’un petit groupe de développeurs bien capitalisés acceptant des rendements de fonds propres étroits en échange d’une échelle de portefeuille. Le résultat éolien du cycle 6 à 1,33 centime de dollar/kWh implique un coût actualisé inférieur au coût marginal du combustible gazier déplacé, un changement structurel qui soutient l’économie du programme. Voir la couverture de Reuters sur les enchères et le suivi des achats de MEED pour le détail.

Le cadre d’achat comprend des contrats d’achat d’électricité de 25 ans, libellés en dollars américains à prix réels fixes, avec un risque d’achat porté par SPPC et un crédit de qualité quasi souveraine. La répartition des risques de change, d’inflation et d’écrêtement a été progressivement affinée d’un cycle à l’autre. Les exigences de contenu local sont passées de 17 % dans les premiers cycles à un plancher de 30 à 35 % à partir du cycle 5, soutenant la montée en puissance manufacturière à King Salman Energy Park et dans d’autres zones industrielles.

Le rôle d’ACWA Power : du principal soumissionnaire au partenaire stratégique

ACWA Power, basée à Riyad et détenue majoritairement par le PIF, est le développeur le plus déterminant du programme renouvelable saoudien et l’un des plus importants au monde. Son portefeuille saoudien couvre Sakaka, Sudair, Al Shuaibah 1 et 2, Al Henakiyah 1, plusieurs projets solaires des cycles 4 et 5, les actifs renouvelables de NEOM Green Hydrogen et les micro-réseaux hors réseau du Red Sea Project. La capacité renouvelable opérationnelle et en construction inscrite au portefeuille saoudien de l’entreprise dépasse 12 GW.

La position concurrentielle d’ACWA Power repose sur trois avantages structurels. Premièrement, le soutien du PIF fournit un ancrage de crédit souverain qui réduit les marges de dette dans les financements de projet, en particulier dans les syndications associant des banques asiatiques et européennes. Deuxièmement, l’entreprise a constitué des capacités internes d’ingénierie, d’approvisionnement et d’exploitation qui lui permettent de rivaliser sur l’exécution de la construction, et pas seulement sur le tarif. Troisièmement, l’engagement conjoint de 8,3 milliards de dollars annoncé en août 2025 avec Badeel et SAPCO, adossé au PIF, sécurise un flux pluriannuel de projets que peu de concurrents peuvent égaler.

La liste des développeurs internationaux comprend Masdar, acteur souverain des Émirats arabes unis, EDF Renewables en France, TotalEnergies en France, souvent en consortium avec Al Jomaih Energy, Marubeni et Sumitomo au Japon, KEPCO en Corée et SPIC Huanghe Hydropower Development en Chine. La dynamique concurrentielle reste saine : sur les cycles 5 et 6, aucun développeur unique n’a capté plus de 30 % de la capacité attribuée, et la découverte des prix par les consortiums internationaux a été un facteur majeur de compression tarifaire. Voir la liste officielle des projets d’ACWA Power pour le registre opérationnel et le pipeline.

Co-investissement du PIF : le canal des 70 %

Le mandat du Public Investment Fund visant à développer 70 % de la capacité renouvelable 2030 est opérationnalisé par trois véhicules : sa participation directe de 44 % dans ACWA Power, sa filiale à 100 % Badeel et des co-investissements au niveau des projets aux côtés de SAPCO, branche renouvelable d’Aramco. Le canal bilatéral contourne le processus d’enchères REPDO pour les projets que le PIF choisit de développer par négociation, ce qui permet de raccourcir le délai jusqu’à la mise en service commerciale lorsque l’urgence stratégique prime sur la découverte de prix.

L’annonce d’août 2025 portant sur le développement conjoint de près de 15 GW de capacité renouvelable pour 8,3 milliards de dollars constitue le plus grand engagement renouvelable du PIF à ce jour. La structure associe ACWA Power comme développeur-opérateur, Badeel comme co-sponsor financier et SAPCO comme ancrage stratégique d’Aramco. La dette des projets est levée auprès de banques saoudiennes et internationales, avec un mix de sukuk verts et de facilités de dette conventionnelles. La page du PIF sur les utilities et les renouvelables présente les livrables cibles.

Le rôle du PIF dépasse la capacité installée. Le fonds a acquis des participations dans la fabrication d’équipements en amont, notamment dans Lucid Motors, le fabricant solaire Saudi Solar Industries et des partenariats de batteries et d’électrolyseurs. La stratégie industrielle intégrée vise à capter la valeur sur l’ensemble de la chaîne renouvelable plutôt qu’à importer simplement modules et turbines.

Décisions finales d’investissement 2024-2026 : l’accélération de la construction

La période 2024-2026 est caractérisée par une cadence accélérée de décisions finales d’investissement et de clôtures financières. Les jalons notables comprennent :

• Août 2023 : Al Shuaibah 1 et 2 (2,6 GW combinés), clôture financière de 2,4 milliards de dollars
• 2024 : attributions du cycle 4 sur Ar Rass 2, Saad 1, Al Kahfah et Al Muwayh, couvrant 3,3 GW
• Octobre 2024 : lancement du cycle 5, 3,7 GW solaires à un plancher de 1,297 centime de dollar/kWh
• Mai 2025 : signature des PPA éoliens Al Ghat (600 MW) et Waad Al Shamal (500 MW), avec records tarifaires éoliens
• Août 2025 : annonce PIF/ACWA/Badeel/SAPCO de 15 GW, engagement total de 8,3 milliards de dollars
• Octobre 2025 : attribution du cycle 6 couvrant 4,5 GW, dont Dawadmi wind à 1,5 GW et 1,33 centime de dollar/kWh
• Décembre 2025 : raccordement au réseau de Bisha BESS, 7,8 GWh, plus grande batterie unique au monde
• 2026 : lancement du cycle 7 visant 14 GW d’attributions renouvelables

En agrégeant les cycles d’enchères, le programme adossé au PIF, les actifs renouvelables de NEOM et les installations de toiture, la capacité totale sous contrat se situe entre 47 et 50 GW. Le défi est la conversion : les délais d’interconnexion au réseau atteignent 24 à 30 mois pour les projets de plus de 1 GW, et le calendrier d’approvisionnement en modules reste contraint par les évolutions du commerce mondial. Voir la vue d’ensemble sectorielle des énergies renouvelables pour les données d’investissement au niveau du secteur.

Stockage et intégration réseau : le déploiement de 30 GWh

Le stockage par batteries est devenu la contrainte principale au-delà d’une part solaire de 30 à 35 % dans la production. Le programme saoudien de stockage a fortement accéléré :

• Janvier 2025 : mise en service de Bisha 1 BESS (2 GWh)
• 2025 : lancement par Saudi Electricity Company du programme BESS Phase 2 à 2,5 GW / 10 GWh, pour 1,8 milliard de dollars d’investissement
• Décembre 2025 : extension de Bisha BESS à 7,8 GWh, plus grande batterie réseau unique au monde, raccordée par Sungrow
• Objectifs de mise en service 2026 : 22 GWh de stockage opérationnel cumulés
• Contrat HiTHIUM de 4 GWh pour les provinces septentrionales de Tabuk et Hail, COD 2026

La capacité totale de stockage en développement atteint 30 GWh, portée par des partenariats avec des équipementiers chinois, dont BYD, Sungrow, HiTHIUM et CATL, et par des contrats d’intégration avec Saudi Electricity Company et SPPC. Le déploiement saoudien de stockage par habitant figure désormais parmi les plus élevés au monde et dépasse, en capacité absolue, la base opérationnelle des États-Unis, de l’Europe et de l’Australie.

L’intégration réseau passe par la Saudi Power Procurement Company pour l’achat, Saudi Electricity Company pour le transport et la distribution, et l’Electricity and Cogeneration Regulatory Authority pour la régulation. Le transport est le goulet d’étranglement. L’ossature d’interconnexion est-ouest, le corridor en courant continu haute tension entre l’Égypte et l’Arabie saoudite, ainsi que les liaisons de la GCC Interconnection Authority vers Bahreïn, le Koweït et les Émirats arabes unis définissent les options d’exportation et d’équilibrage. Les dépenses d’investissement de SEC dans le transport dépassent 30 milliards de dollars jusqu’en 2030, avec des composantes HVDC et courant alternatif haute tension menées en parallèle.

Mix énergétique de Vision 2030 : une architecture 50/50

Le mix électrique officiel de 2030 répartit la production approximativement entre 50 % de renouvelables et 50 % de gaz naturel, avec élimination complète du pétrole brut et du fioul lourd dans le parc de production. La valeur de substitution est importante : la base de consommation électrique de l’Arabie saoudite dépasse 350 térawattheures par an et progresse de 4 à 5 % en rythme composé. Chaque GW de capacité renouvelable déplace environ 50 000 à 60 000 barils par jour de fioul équivalent pétrole lors de la demande estivale de pointe.

Le pilier gazier est construit en parallèle. L’Arabie saoudite prévoit 42 GW de nouvelles centrales à gaz à cycle combiné d’ici 2030, dont environ 9 GW étaient en construction fin 2025 et 21 GW avaient été mis en appel d’offres ou attribués. Plusieurs centrales sont conçues pour être compatibles CCS afin de permettre d’éventuelles rétrofits de capture du carbone alignés sur la feuille de route de gestion du carbone de Saudi Aramco. L’ossature gazière est alimentée par l’expansion du Master Gas System et par la montée en puissance du projet de gaz non conventionnel de Jafurah vers 2 milliards de pieds cubes par jour d’ici 2030.

Le pilier hydrogène ajoute une troisième jambe. Le NEOM Green Hydrogen Project intègre 4 GW de production solaire et éolienne dédiée, soit 2,2 GW solaire et 1,6 GW éolien, alimentant un parc de 2,2 GW d’électrolyseurs alcalins pour produire 600 tonnes par jour d’hydrogène sans carbone, exporté sous forme de 1,2 million de tonnes par an d’ammoniac vert. Les actifs renouvelables doivent être achevés mi-2026, avec mise en service des électrolyseurs et premier produit attendus en 2027. Au-delà de NEOM, la stratégie saoudienne de l’hydrogène couvre l’hydrogène bleu issu des complexes gaz-hydrogène d’Aramco et un cluster prévu à Yanbu.

L’image intégrée est celle d’un système électrique où les renouvelables fournissent l’énergie de base au coût le plus bas, le gaz apporte flexibilité et capacité, les batteries assurent la rampe et l’arbitrage, et l’hydrogène ouvre un canal d’exportation pour le surplus solaire. Cette architecture est plus sophistiquée que le récit strictement solaire souvent utilisé dans les supports promotionnels et soutient le scénario réaliste dans lequel l’Arabie saoudite livre 25 à 35 % de sa production électrique à partir de renouvelables en 2030, plutôt que l’objectif nominal de 50 %.

Risques : retards, écrêtement et frictions commerciales

Trois vecteurs de risque déterminent le résultat réaliste de 2030. Le premier est le retard de mise en service. La cohorte des projets des cycles 2 à 4 a accumulé en moyenne 9 à 15 mois de retard par rapport aux dates de COD annoncées, et les cycles 5 et 6 font face à des contraintes comparables. Les 14 GW d’attributions 2026, combinés au report de 8 GW de 2024-2025, impliquent une année de mise en service de pointe de 18 à 22 GW autour de 2028-2029, soit plus de trois fois le maximum historique. Le bassin de main-d’œuvre de construction, les capacités des contractants EPC et la file d’attente d’interconnexion réseau sont tous sous tension.

Le deuxième est le risque d’écrêtement. Avec 130 GW de capacité renouvelable face à une demande de pointe de 80 à 90 GW, même avec 22 à 30 GWh de stockage, le système sera confronté à un écrêtement structurel pendant les périodes de faible demande au printemps et à l’automne. L’interconnecteur électrique Arabie saoudite-Égypte fournit 3 GW de capacité bidirectionnelle d’exportation, et l’interconnexion GCC fonctionne à une magnitude similaire, mais les canaux d’exportation ne sont pas dimensionnés pour un surplus à deux chiffres en GW. Les exportations d’hydrogène via NEOM et Yanbu offrent un exutoire additionnel, mais avec des pertes de conversion de l’électrolyseur de 30 %.

Le troisième tient aux frictions commerciales dans la chaîne d’approvisionnement solaire et batterie. L’Arabie saoudite dépend fortement des modules et cellules chinois, dont Trina, Longi, JA Solar et Jinko, ainsi que des batteries et onduleurs chinois, dont BYD, CATL, Sungrow et HiTHIUM. Les prix des modules ont été volatils en 2025, et l’escalade des droits américains au titre de la Section 301 a redirigé une partie de l’offre chinoise via l’Arabie saoudite pour réexportation, compliquant la documentation d’origine. Le Royaume finance des capacités manufacturières domestiques via King Salman Energy Park et des corridors industriels similaires, mais un contenu local supérieur à 35 % sur une base monosites reste à plusieurs années de distance.

Un quatrième risque, de probabilité plus faible, concerne la demande souveraine. Si les exportations de brut de Saudi Aramco restent élevées et que les prix du pétrole sont favorables, la valeur marginale de la substitution au brut diminue. À l’inverse, si les prix du pétrole reculent vers 50 dollars le baril, l’arbitrage de substitution continue de fonctionner, mais la capacité budgétaire de financer l’ossature gazière et l’expansion réseau se resserre.

Perspectives 2026-2030 : le goulet de vitesse de construction

Le résultat réaliste de 2030 se situe entre 45 GW dans un scénario lent, marqué par des retards persistants et des limites d’écrêtement, et 70 GW dans un scénario rapide, supposant l’exécution complète des cycles 6 et 7 et du programme PIF/ACWA. Les deux scénarios livrent une transformation : le Royaume passe d’une part renouvelable inférieure à 2 % en 2020 à 25-35 % en 2030, déplaçant 800 000 à 1,2 million de barils par jour de combustible équivalent brut dans le système électrique.

Le calendrier 2026-2027 est le point d’inflexion. Les attributions des cycles 6 et 7, le Bisha BESS de 7,8 GWh, les actifs renouvelables de NEOM Green Hydrogen et la deuxième vague de projets à l’échelle du gigawatt adossés au PIF entrent tous dans des fenêtres de mise en service sur cette période. La vitesse de construction, la mobilisation des contractants EPC et le calendrier d’approvisionnement en modules et onduleurs détermineront si cette cohorte est livrée dans les délais.

Pour les développeurs, fabricants d’équipements, contractants EPC et investisseurs dans les énergies propres, le marché saoudien est la plus grande opportunité nationale du déploiement renouvelable mondial hors Chine et Inde. Les tarifs sont les plus bas du monde. Les tailles de projet sont les plus importantes du monde. Le crédit d’achat souverain est investment grade. La fenêtre jusqu’en 2030 est suffisamment courte pour que les acteurs disposent d’un ancrage dès 2026, ou ne captent pas l’essentiel du programme. Voir comment investir dans les énergies renouvelables en Arabie saoudite pour le cadre d’entrée et les plus grandes entreprises d’Arabie saoudite pour le registre des développeurs.

L’objectif nominal de 130 GW sera probablement manqué. La transformation qui se trouve sous cet objectif, elle, ne le sera pas.