Energia renovável na Arábia Saudita em 2025

Meta saudita de energia renovável: 50% até 2030

A meta de energia renovável da Arábia Saudita é obter 50% da eletricidade de fontes renováveis até 2030, o que implica aproximadamente 130 GW de capacidade instalada solar, eólica e de armazenamento, ante uma linha de base de praticamente zero em 2018. Ao fim de 2025, a capacidade renovável operacional havia alcançado aproximadamente 13 GW, com uma carteira contratada superior a 40 GW avançando por fases de engenharia, aquisição, fechamento financeiro ou construção. A expansão é executada pelo Programa Nacional de Energia Renovável (NREP), implementado pelo Escritório de Desenvolvimento de Projetos de Energia Renovável (REPDO) e pela Saudi Power Procurement Company (SPPC), com uma trajetória tarifária que repetidamente estabeleceu recordes globais desde 2021.

Este verbete descreve o estado atual do programa, o papel do PIF e de sua principal desenvolvedora, a ACWA Power, a carteira de projetos até 2030, a expansão paralela do armazenamento em baterias e da manufatura doméstica, e os riscos estruturais que explicam por que várias análises independentes ainda projetam um resultado em 2030 mais próximo de 75 GW do que da meta anunciada de 130 GW.

NREP e a meta de capacidade para 2030

O Programa Nacional de Energia Renovável, lançado em 2017 sob o Ministério da Energia, é a espinha dorsal da política de expansão renovável saudita. Suas duas frentes de execução se complementam: uma frente de contratação competitiva administrada pela SPPC, na qual produtores independentes de energia (IPPs) concorrem a contratos de compra de energia (PPAs) de 25 anos; e uma frente estratégica em que o PIF negocia diretamente a alocação de projetos com a ACWA Power, a subsidiária da Aramco SAPCO e a desenvolvedora Badeel, pertencente ao PIF. Em conjunto, essas frentes buscam entregar os 130 GW previstos na Visão 2030: aproximadamente 58,7 GW de energia solar fotovoltaica, 40 GW de eólica e o restante de energia solar concentrada, conversão de resíduos em energia e armazenamento em baterias.

O ministro da Energia reiterou a meta de 130 GW ao longo de 2025 e em 2026, mas o volume alcançável depende de uma contratação anual que só recentemente começou a ganhar escala. Para fechar a lacuna, a Arábia Saudita precisaria instalar mais de 23 GW por ano entre 2026 e 2030; as conclusões efetivas em 2024 e 2025 ficaram na faixa baixa de um dígito em gigawatts. A GlobalData e outras previsões independentes agora estimam cerca de 74 GW em 2030, o que implica que a participação de 50% na geração provavelmente será adiada para o início da década de 2030, mesmo que o ritmo de contratação acelere. O compromisso político, porém, não foi reduzido: cada rodada do NREP foi maior que a anterior, e licitações paralelas de manufatura e armazenamento agora têm escala para absorver essa carteira.

REPDO e o ritmo dos leilões

A REPDO, vinculada ao Ministério da Energia, define a estrutura técnica e comercial das licitações do NREP. A SPPC atua como compradora da energia e assina PPAs de 25 anos (e, em alguns projetos recentes, de 35 anos). A arquitetura dos leilões produziu tarifas consistentemente entre as mais baixas do mundo porque combina qualidade excepcional dos recursos (DNI de 2.200–2.500 kWh/m²/ano nas províncias centrais e do norte), terrenos de baixo custo, compra de energia respaldada pelo Estado e participação agressiva de empreiteiras EPC chinesas e do Golfo.

Ao fim da Rodada 6, em outubro de 2025, a capacidade acumulada concedida pelo NREP superava 18 GW em projetos solares fotovoltaicos e eólicos, com várias rodadas ocorrendo ao mesmo tempo enquanto os projetos avançam pelas fases de licitante preferencial, fechamento financeiro e construção.

PIF e ACWA Power: a frente estratégica

O PIF é tanto o arquiteto da política como o principal provedor de capital próprio por trás das renováveis sauditas. Em abril de 2025, o PIF anunciou um compromisso de SAR 31 bilhões (aproximadamente US$ 8,3 bilhões) com a ACWA Power, a Badeel e a SAPCO para desenvolver 15.000 MW de capacidade renovável adicional, reforçando a frente de alocação estratégica paralela aos leilões competitivos. O arranjo combina a experiência de desenvolvimento da ACWA Power, o mandato da Badeel no PIF e a ligação da SAPCO à demanda industrial da Aramco.

A ACWA Power é a empresa de capital aberto especializada que converte essa alocação em investimento de capital próprio. Listada na Tadawul sob o código 2082 desde outubro de 2021, a ACWA Power concluiu em 2024 uma emissão de direitos de SAR 7,1 bilhões (aproximadamente US$ 1,9 bilhão), subscrita integralmente pelo PIF (44,16%) e pela Vision Invest (22,75%). A captação foi destinada a financiar aportes de capital na carteira saudita, no complexo de hidrogênio verde da NEOM e em projetos internacionais selecionados. Em 2026, a carteira administrada pela ACWA Power em energia, água e hidrogênio verde supera US$ 100 bilhões; a Arábia Saudita representa a maior parcela por valor de projeto.

Outros veículos do PIF na cadeia de renováveis incluem a Renewable Energy Localization Company (RELC), que detém participação em joint ventures de manufatura solar doméstica, e a Vision Industries, que coinveste ao longo da cadeia de manufatura. O efeito combinado permite ao PIF estimular tanto a demanda (por meio de licitações do NREP e alocações diretas) como a oferta (por meio de fábricas em solo saudita), acelerando ganhos de aprendizagem que comprimem ainda mais as tarifas.

Carteira de projetos: energia solar em escala de serviços públicos

Projetos operacionais de referência

A usina fotovoltaica de Sudair, de 1,5 GW, na província de Riade, foi o primeiro projeto da frente de alocação estratégica e continua entre as maiores instalações solares em um único local do mundo. Desenvolvida por um consórcio liderado pela ACWA Power com o PIF e a Aramco, Sudair entrou em operação comercial em 2023 com tarifa de US$ 12,39/MWh (1,239 centavo/kWh), então a segunda mais baixa do mundo. A usina fornece energia equivalente ao consumo de aproximadamente 184.000 residências e evita cerca de 2,9 milhões de toneladas de CO₂ por ano.

A usina fotovoltaica de Sakaka, de 300 MW, em Al Jouf, foi concedida na Rodada 1 do NREP a um consórcio liderado pela ACWA Power e entrou em operação em 2019. Foi o primeiro grande projeto solar de escala de serviços públicos do Reino e recebeu proposta inicial de US$ 23,40/MWh. Embora tenha sido superada em preço, Sakaka forneceu dados operacionais que deram segurança a financiadores internacionais quanto à estrutura saudita de PPAs.

Al Shuaibah e Ar Rass: a onda de 2025–2026

O complexo Al Shuaibah, na Província de Meca, entrou em operação ao longo de 2025. Al Shuaibah 1 (600 MW) e Al Shuaibah 2 (2.031 MW) alcançaram fechamento financeiro em agosto de 2023, com investimento combinado de aproximadamente US$ 2,37 bilhões, e foram desenvolvidas pela ACWA Power, Badeel e SAPCO. Al Shuaibah 2 estabeleceu um recorde global de baixa de US$ 10,40/MWh (1,04 centavo/kWh) quando foi concedida. O projeto concluiu o comissionamento em etapas ao longo de 2025 e, quando plenamente operacional, tornou-se um dos maiores ativos de geração solar em um único local do mundo.

O projeto solar fotovoltaico Ar Rass II, de 2 GW, em Qassim, está sendo desenvolvido pela ACWA Power sob um PPA de 35 anos com a SPPC e é um dos projetos da alocação de SAR 31 bilhões do PIF em 2025. Ar Rass II é acompanhado pelo projeto menor Ar Rass I (700 MW), da Rodada 4. Ambos se conectam à rede central de transmissão por meio da expansão da rede de 380 kV da SEC.

Rodadas 4 a 7 do NREP

A Rodada 4, concedida em 2023, entregou aproximadamente 3,3 GW em seis projetos e marcou a entrada da TotalEnergies, EDF, Marubeni e Korea Electric Power Corporation (KEPCO), ao lado de consórcios da ACWA Power. A Rodada 5, concedida em 2024–2025, alocou 3,7 GW em quatro projetos solares: a usina Al Sadawi, de 2 GW, na Província Oriental (consórcio Masdar/KEPCO, a US$ 12,90/MWh); o projeto Al Masa’a, de 1 GW, em Hail (US$ 12,94/MWh); Al Henakiyah 2, de 400 MW; e Rabigh 2, de 300 MW.

A Rodada 6, concedida em outubro de 2025, acrescentou aproximadamente 3 GW em quatro projetos solares, incluindo a usina solar de Najran, de 1,4 GW, desenvolvida pela Masdar a US$ 11,00/MWh, o segundo menor custo nivelado de energia solar registrado globalmente naquela data. A Rodada 7, lançada no fim de 2025 e em andamento em 2026, totaliza 5,3 GW: 3,1 GW solares em quatro locais e 2,2 GW eólicos em dois locais, incluindo as alocações anteriormente anunciadas de Yanbu e Al Ghat.

Carteira de projetos: energia eólica

Historicamente, a energia eólica ficou atrás da solar na Arábia Saudita porque o recurso é menos disseminado, mas o Reino identificou locais de alta qualidade na costa do Mar Vermelho, no deserto do noroeste e no planalto central que podem sustentar mais de 20 GW.

O parque eólico de Dumat Al Jandal, com 400 MW em Al Jouf, foi o primeiro projeto eólico de escala de serviços públicos. Pertence à Masdar e à EDF Renewables e está plenamente operacional desde dezembro de 2021, com 99 turbinas Vestas V150-4.2 MW. Fornece energia equivalente ao consumo de aproximadamente 70.000 residências e evita cerca de 1 milhão de toneladas de CO₂ por ano.

A carteira da próxima geração inclui o parque eólico de Yanbu, de 700 MW, na província de Medina, para o qual a SPPC assinou o PPA em 12 de julho de 2025 com um consórcio Marubeni-Ajlan & Bros, com investimento total de aproximadamente US$ 458 milhões; o projeto eólico independente Al Ghat, de 600 MW, concedido com tarifa recorde de baixa de US$ 15,66/MWh, a menor tarifa eólica global no momento da concessão; e o parque eólico Waad Al Shamal, de 500 MW, na Província das Fronteiras do Norte, também desenvolvido pela Marubeni e pela Ajlan & Bros. Juntos, esses projetos elevam a frota eólica operacional e contratada saudita para mais de 2,2 GW e demonstram que as tarifas eólicas no Reino podem competir, em custo nivelado de energia, com energia solar combinada a quatro horas de armazenamento.

Armazenamento em baterias e manufatura solar

Sistemas de armazenamento: do projeto-piloto à escala industrial

O armazenamento de energia em baterias passou de projetos-piloto à escala industrial durante 2025. Em dezembro de 2025, um sistema independente de armazenamento de 2 GW / 7,8 GWh, entregue conjuntamente pela Sungrow e pela Algihaz, foi sincronizado com a rede saudita. Ficou entre as maiores instalações individuais de baterias do mundo e oferece capacidade de quatro horas para apoiar a integração solar nos picos noturnos.

Em paralelo, a SPPC lançou, em novembro de 2024, a primeira licitação formal do Reino para armazenamento em baterias: 2 GW / 8 GWh em quatro locais — Al-Muwyah e Haden, em Meca; Al-Khushaybi, em Qassim; e Al-Kahafa, em Hail. Cada local tem 500 MW e duração de quatro horas, totalizando 2.000 MWh de capacidade energética. A pré-qualificação anunciada em janeiro de 2025 atraiu 33 participantes, entre eles Masdar, ACWA Power, EDF, TotalEnergies e Jinko Power. As concessões são estruturadas como contratos de serviços de armazenamento de 15 anos, no modelo construir, possuir e operar, com a SPPC. A carteira mais ampla da Arábia Saudita chega a aproximadamente 30 GWh de capacidade de armazenamento contratada ou em fase pré-licitação, ante meta de 48 GWh para 2030.

Manufatura solar doméstica

O Reino está industrializando a cadeia de suprimentos paralelamente ao programa de implantação. O PIF, por meio da RELC e da Vision Industries, firmou joint ventures com fabricantes chineses que abrangem capacidade de aproximadamente 30 GW por ano, do lingote ao módulo. A principal joint venture com a JinkoSolar prevê uma fábrica de células solares e módulos do tipo n com 10 GW e investimento de aproximadamente US$ 1 bilhão. RELC e JinkoSolar detêm 40% cada, e a Vision Industries, 20%; a fábrica prevê iniciar o comissionamento no começo de 2026. Uma joint venture separada com a TCL Zhonghuan abrange uma fábrica de lingotes e wafers de 20 GW, com investimento de aproximadamente US$ 2,08 bilhões. Sungrow, Trina Solar e vários integradores de inversores e sistemas de armazenamento têm instalações sauditas adicionais em diferentes etapas de planejamento.

A intenção estratégica é converter a previsibilidade da demanda embutida nas licitações do NREP em capacidade industrial permanente, capturar valor na montagem, formar uma força de trabalho doméstica e abastecer projetos sauditas e regionais (Egito, Iraque, Levante e Norte da África) a partir de uma base com vantagem tarifária dentro da união aduaneira do Conselho de Cooperação do Golfo.

Integração do hidrogênio

A estratégia de hidrogênio do Reino tem como eixo a NEOM Green Hydrogen Company (NGHC), joint venture em partes iguais entre NEOM, ACWA Power e Air Products. O complexo, às vezes chamado de projeto de hidrogênio verde Helios, integra aproximadamente 4 GW de capacidade solar e eólica terrestre dedicada, que alimenta eletrolisadores thyssenkrupp de 2,2 GW; a produção é convertida em amônia verde com tecnologia da Air Products. O fechamento financeiro ocorreu em maio de 2023, com valor total de investimento de US$ 8,4 bilhões. No início do primeiro trimestre de 2025, a NGHC informou que a construção geral estava aproximadamente 80% concluída; a geração renovável deveria entrar em operação até meados de 2026, e a primeira produção de amônia era esperada em 2027. Quando alcançar plena capacidade, a usina produzirá cerca de 600 toneladas de hidrogênio por dia e até 1,2 milhão de toneladas de amônia verde por ano, evitando aproximadamente 5 milhões de toneladas de CO₂ anuais em uma avaliação de ciclo de vida.

A NGHC é relevante para o setor renovável porque é o primeiro projeto na Arábia Saudita em que a geração renovável serve de insumo, e não de mercadoria para a rede. A estrutura do PPA é interna à joint venture; o risco de compra da produção recai sobre o mercado de amônia verde, que amadureceu entre 2024 e 2026 com leilões do Banco Europeu do Hidrogênio, licitações coreanas e japonesas e cartas de intenção bilaterais com usuários finais dos setores de aço, fertilizantes e transporte marítimo.

Além da NEOM, estudos de viabilidade para hidrogênio avançam em Yanbu, Jubail e no Red Sea Project. Aramco, SABIC e Ma’aden avaliam geração renovável cativa ou PPAs de projetos alocados pelo NREP para descarbonizar operações existentes.

Desenvolvimentos recentes de 2024 a 2026

A sequência de anúncios nesse período ilustra o ritmo da expansão:

• Outubro de 2024: a Rodada 5 (3,7 GW) atraiu uma proposta solar recorde de baixa, de US$ 12,90/MWh, da Masdar/KEPCO para o projeto Al Sadawi, de 2 GW.
• Novembro de 2024: a SPPC lançou a maior licitação individual de armazenamento em baterias do mundo, de 2 GW / 8 GWh em quatro locais.
• Junho de 2024: o conselho da ACWA Power recomendou uma emissão de direitos de SAR 7,125 bilhões, integralmente garantida pelo PIF e pela Vision Invest.
• Julho de 2024 a meados de 2025: o PIF concluiu joint ventures de manufatura com JinkoSolar e TCL Zhonghuan, totalizando aproximadamente 30 GW anuais de capacidade de células, módulos e wafers.
• Abril de 2025: o PIF anunciou a alocação de SAR 31 bilhões (US$ 8,3 bilhões) para 15 GW renováveis da ACWA Power, Badeel e SAPCO.
• Julho de 2025: assinado o PPA para o parque eólico de Yanbu, de 700 MW, com o consórcio Marubeni-Ajlan.
• Setembro de 2025: lançada a Rodada 7, com 5,3 GW (3,1 GW solares e 2,2 GW eólicos).
• Outubro de 2025: concedidos 3 GW solares na Rodada 6, incluindo o projeto de Najran, de 1,4 GW, a US$ 11,00/MWh.
• Dezembro de 2025: o sistema de armazenamento Sungrow-Algihaz, de 2 GW / 7,8 GWh, foi sincronizado à rede saudita.
• Primeiro trimestre de 2026: a NGHC estava com aproximadamente 80% da construção concluída em todos os locais; começava o comissionamento da fábrica saudita da JinkoSolar.

Riscos e desafios

A expansão enfrenta riscos estruturais e operacionais que explicam por que várias previsões independentes projetam capacidade em 2030 bem inferior a 130 GW.

Ritmo de instalação. A diferença matemática entre a entrega efetiva (poucos gigawatts por ano) e o ritmo necessário (mais de 23 GW por ano) é o maior risco. Capacidade de empreiteiras EPC, filas de conexão à transmissão e atualizações de subestações foram gargalos, apesar do baixo investimento de capital no nível dos projetos.

Integração à rede e cortes de geração. A SEC e a Autoridade Reguladora de Eletricidade e Cogeração precisam expandir a capacidade das redes de 380 kV e 500 kV em paralelo à geração. Sem isso, os cortes da geração solar diurna aumentarão quando a participação ultrapassar 30% da geração. A licitação de armazenamento de 8 GWh é uma resposta estrutural inicial, mas a implantação de armazenamento também precisa acelerar para 5–8 GWh por ano em 2027–2028.

Sustentabilidade das tarifas. Propostas na faixa de US$ 10–13/MWh estão abaixo da maioria dos PPAs solares internacionais e cobrem os custos de financiamento em escala por margem estreita. Se as taxas de juros permanecerem elevadas, os retornos dos financiadores diminuirão e os patrocinadores de capital próprio poderão preferir alocação de projetos a vitórias em leilões competitivos, reduzindo os benefícios de ordenação por mérito dos leilões puros.

Recursos e operação. O acúmulo de areia e poeira pode reduzir o rendimento dos módulos em 10–25% sem limpeza ativa; sistemas robóticos de limpeza a seco agora são padrão, mas acrescentam despesas operacionais. Temperaturas ambientes de verão acima de 45 °C reduzem a eficiência de inversores e baterias e aceleram a degradação.

Crescimento da demanda doméstica. A demanda de eletricidade saudita cresceu aproximadamente 4–6% ao ano até 2025, impulsionada por ar-condicionado, dessalinização de água e expansão industrial (NEOM, Qiddiya, Diriyah, Red Sea, metrô de Riade e centros de dados de IA). Mesmo que 130 GW de renováveis estivessem operacionais em 2030, a geração a gás residual continuaria relevante, a menos que o armazenamento e a resposta da demanda também ganhassem escala.

Geopolítica e cadeia de suprimentos. A forte dependência de células, módulos, wafers e inversores chineses expõe o programa a dinâmicas comerciais e tarifárias fora do controle do Reino. As joint ventures de manufatura doméstica são a resposta, mas exigem que a produção saudita de células comece antes que haja substituição relevante de importações.

Escala do financiamento. A necessidade agregada de investimento de capital para atingir a meta de 130 GW, incluindo rede e armazenamento, é da ordem de US$ 200 bilhões até 2030. PIF, ACWA Power, patrocinadores internacionais de IPPs e bancos sauditas fornecem capital próprio e dívida, mas a parcela de capital estrangeiro depende da estabilidade cambial, da sustentabilidade tarifária e da integridade da estrutura de arbitragem.

Perspectivas até 2030

O programa renovável tornou-se um pilar essencial da Visão 2030, da Iniciativa Verde Saudita e da estratégia mais ampla de transição energética. Considerando a carteira contratada e um ritmo realista de contratação, o resultado mais plausível para 2030 é de 75–95 GW de capacidade renovável operacional, com aproximadamente 25–35 GWh de armazenamento em baterias e 4 GW de energia eólica. Isso forneceria aproximadamente 30–40% da geração a partir de fontes não hidrocarbonadas até 2030, adiando a meta residual de 50% para 2032–2034.

A lógica econômica para o Reino continua convincente, independentemente do ano exato em que a meta será atingida: cada GWh de geração solar substitui aproximadamente 1,7 barril de petróleo bruto ou quantidade equivalente de gás, liberando hidrocarbonetos para exportação de maior valor ou conversão petroquímica. Aos preços de referência de 2025–2026, o programa de 130 GW implica uma realocação estrutural de aproximadamente 1 milhão de barris diários equivalentes de hidrocarbonetos, do consumo doméstico para exportações ou captura de valor em etapas posteriores da cadeia, até o início da década de 2030, com o correspondente ganho fiscal destinado ao governo saudita.

O argumento de investimento em capacidade de energia renovável na Arábia Saudita apoia-se, portanto, em três pilares: compressão tarifária que já produziu quatro recordes globais de baixa desde 2021; mecanismo de compra respaldado pelo Estado, que oferece segurança contratual incomum a financiadores e IPPs; e estratégia de localização industrial que converte o volume implantado em capacidade manufatureira permanente. Os riscos são reais, mas limitados pela mesma vontade fiscal e política que levou o programa de um único projeto de 300 MW em Sakaka, em 2018, a mais de 18 GW em contratos concedidos pelo NREP e a uma carteira de armazenamento de 2 GW ao fim de 2025.

Para investidores e analistas que acompanham o setor, os dados mais importantes a observar em 2026–2027 são as concessões da Rodada 7 do NREP, a concessão e os preços da Rodada 1 de armazenamento, a expansão da fábrica saudita da JinkoSolar, o comissionamento da NEOM Green Hydrogen Company e as divulgações de investimento em transmissão da SEC. Cada um oferece um indicador quase em tempo real de que a diferença entre a meta anunciada de 130 GW e o resultado realista de 75–95 GW está diminuindo ou aumentando.

Consulte também os verbetes Como investir em energia renovável, ACWA Power, NREP, REPDO e Iniciativa Verde Saudita para mais informações. Fontes externas: REPDO, Relações com investidores da ACWA Power, Arábia Saudita — AIE, editoria de energia da Reuters e MEED.