Taille et part du marché de l'énergie en Arabie Saoudite - Analyse de la croissance et prévisions (2025 - 2030)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Arabie Saoudite

Mandat de mix renouvelable de la Vision 2030

Le Programme national des énergies renouvelables a attribué 21 projets totalisant 19 GW, et sept de ces centrales, représentant 4,1 GW, étaient en exploitation fin 2024.^{(2)Bureau de développement de projets d'énergies renouvelables, "Documents d'appel d'offres du cycle 6 du PNER," repdo.gov.sa} Les énergies renouvelables connectées au réseau ont atteint 6,5 GW en 2024 et sont programmées pour doubler à 12,7 GW en 2025. La concentration des achats au sein du Fonds public d'investissement simplifie les procédures d'autorisation, ce qui a permis au projet solaire de Sakaka de se clôturer à 2,32 centimes/kWh et au parc éolien de Dumat Al Jandal à 2,13 centimes/kWh, parmi les tarifs les plus bas au monde. Des campagnes de cartographie des ressources couvrant 850 000 km² ont confirmé une irradiation solaire annuelle supérieure à 2 200 kWh/m² dans la Province de l'Est et des vitesses de vent de classe II à travers la Province du Nord et Tabuk, orientant les développeurs vers les sites les plus bancables. Les énergies renouvelables déplacent déjà 50 000 barils par jour de consommation de brut, et chaque gigawatt supplémentaire augmente cet avantage en proportion directe de son facteur de capacité.

Les réformes tarifaires de l'électricité stimulent les dépenses d'efficacité énergétique

La restructuration tarifaire de 2018 a porté les prix résidentiels à un palier de 5 à 32 halalas/kWh et les tarifs industriels à 18 halalas/kWh, supprimant les subventions de longue date et liant les ajustements trimestriels aux indices de référence du Brent et du Henry Hub. Les grandes usines de Jubail et de Yanbu ont depuis signé des accords d'achat d'énergie solaire en autoconsommation de plus de 100 MW chacune, atteignant des coûts de livraison inférieurs à deux centimes/kWh. Les sociétés de services énergétiques rénovent désormais les tours commerciales avec des variateurs de vitesse et des systèmes de contrôle intelligents qui réduisent la consommation de climatisation de 20 %, et ces économies offrent des délais de retour sur investissement inférieurs à quatre ans aux nouveaux régimes tarifaires. Les mêmes signaux de prix ont stimulé la demande commerciale et industrielle de gestion de charge logicielle qui aplatit les courbes de pointe et réduit les pénalités de demande sur les factures de services publics. La demande commerciale et industrielle augmente donc plus vite que la croissance démographique, car l'électrification de la chaleur de process et des charges des centres de données compense largement les gains d'efficacité marginaux.

Croissance rapide de la population et de la charge de climatisation

La population est en passe de passer de 32,2 millions en 2022 à 39 millions d'ici 2030, ajoutant huit millions d'habitants en une décennie. La climatisation représente déjà 70 % des pointes estivales, et à Riyad, ce pourcentage dépasse 80 % lorsque les températures extérieures dépassent 45 °C. La demande de pointe a atteint 82 GW en 2023 et croît de 3 à 4 % par an, plus vite que la moyenne nationale. Saudi Electricity Company déploiera 3 GW de stockage sur batteries d'ici 2030 pour déplacer l'excédent de production solaire vers les rampes du soir où la climatisation reste importante. Le refroidissement urbain en cours de construction à NEOM et à la Porte de Diriyah couple des refroidisseurs à absorption avec un stockage thermique qui supprime 30 % de la charge électrique par rapport aux unités split individuelles.

Privatisation du secteur de l'énergie et pipeline des producteurs d'électricité indépendants

Saudi Electricity Company a commencé à séparer la production, le transport et la distribution, et achèvera ce processus en 2025, créant des entités distinctes pouvant comparer leurs performances avec celles des services publics mondiaux. Plus de 60 projets de producteurs d'électricité indépendants d'une valeur de plus de 80 milliards USD sont passés en phase de faisabilité ou de construction, couvrant les énergies renouvelables, le gaz à cycle combiné et les centrales de cogénération couplées au dessalement. La simplification des procédures d'agrément permet désormais de traiter les projets de moins de 500 MW en six mois, stimulant le développement de parcs solaires et éoliens de taille intermédiaire dans les villes secondaires. Le projet solaire Sudair de 1,5 GW d'ACWA Power, mis en service en 2024, a démontré que les contrats standardisés et les listes de fournisseurs préqualifiés raccourcissent l'exécution à 24 mois à compter de l'avis de démarrage. Les capitaux propres étrangers sont plafonnés à 49 % pour les actifs de production, mais sans restriction pour la construction et l'exploitation et la maintenance, une structure qui préserve la propriété nationale tout en canalisant l'expertise internationale là où les chaînes d'approvisionnement locales restent limitées.

Goulets d'étranglement du réseau et redondance interrégionale limitée

Le réseau de transport de 90 000 km repose sur un réseau dorsal à 380 kV qui ne peut transférer que 15 GW entre les grandes régions, exposant les clusters d'énergies renouvelables de Tabuk et de la Province du Nord au risque d'écrêtement jusqu'à l'entrée en service de nouveaux corridors CCHT après 2027. Une défaillance de transformateur dans la Province de l'Est en 2024 a coupé 2 GW de charge industrielle pendant six heures et a mis en évidence la vulnérabilité aux pannes en point unique, en particulier pendant les périodes de haute température où la demande de climatisation est la plus élevée. Le déploiement de compteurs intelligents couvrant 10 millions de clients d'ici 2026 permettra la réponse à la demande, mais l'adoption dans les districts ruraux est à la traîne et repose encore sur la facturation manuelle.

Dépendance aux hydrocarbures et risque d'actifs échoués

Les centrales thermiques installées représentent plus de 100 milliards USD de capital immobilisé et représentent encore 93,2 % de la capacité, de sorte que porter les énergies renouvelables à 50 % d'ici 2030 laissera 40 à 50 GW de capacité gaz et pétrole sous-utilisée. Les producteurs d'électricité indépendants privés qui ont financé ces centrales sur des contrats d'achat d'énergie de 25 ans pourraient faire face à des dépréciations, car il n'existe pas de mécanisme formel de compensation pour les actifs échoués. Les turbines à gaz conservent une certaine valeur en tant que réserve flexible, mais les centrales à vapeur alimentées au fuel situées près des sites de dessalement côtiers risquent d'être purement et simplement mis hors service à moins que les modernisations à l'hydrogène ou au captage du carbone ne deviennent commerciales. Saudi Electricity Company peut absorber les pertes grâce à son bilan, mais les promoteurs plus modestes pourraient renégocier les tarifs, ralentissant ainsi les clôtures financières des projets à venir.

*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par source d'énergie : Les énergies renouvelables progressent rapidement depuis une base modeste

Les énergies renouvelables détenaient 6,5 GW, soit 6,8 %, de la capacité installée en 2024, mais devraient ajouter 12,7 GW d'ici 2025 et dépasser 40 GW d'ici 2030, portant leur part de la taille du marché de l'énergie en Arabie Saoudite à plus d'un quart dans la période de prévision. Le photovoltaïque solaire domine le pipeline, bénéficiant d'une irradiation annuelle supérieure à 2 200 kWh/m² dans la Province de l'Est et la Province du Nord, tandis que la croissance éolienne se concentre sur Dumat Al Jandal et les projets à venir à Yanbu et Al Ghat, où les vitesses au sommet du moyeu atteignent en moyenne sept mètres par seconde. L'hydroélectricité, la géothermie et la biomasse restent négligeables en raison de la géographie et de la rareté des matières premières, limitant la diversification au-delà du solaire et de l'éolien.

Le gaz naturel ancre 60 % de la production thermique et restera essentiel pour la stabilité du réseau même à mesure que les énergies renouvelables progressent. Le terminal de gaz naturel liquéfié de Ras Al Khair, ouvert en 2024, a amélioré la disponibilité du gaz pour les centrales occidentales et peut être étendu pour alimenter des turbines prêtes à l'hydrogène à Médine et à La Mecque.^{(3)Saudi Aramco, "Mise à jour de l'expansion du système gazier principal," aramco.com} Le Programme de déplacement des combustibles liquides vise à ramener la capacité alimentée au fuel en dessous de 10 % d'ici 2030, mais les centrales de dessalement isolées auront besoin de diesel de transition jusqu'à l'arrivée des pipelines ou du stockage. L'énergie nucléaire, prévue pour une première phase de 2,8 GW d'ici 2030, offre une option à long terme pour une capacité ferme zéro carbone une fois que la sélection du site et les accords avec les fournisseurs seront finalisés.

Note: Les parts de segments de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par utilisateur final : La croissance du segment commercial et industriel dépasse celle des services publics

Les services publics représentaient 59,5 % de la part du marché de l'énergie en Arabie Saoudite en 2024, grâce au monopole de Saudi Electricity Company sur l'approvisionnement résidentiel et petit-commercial, mais ce segment se réduira à mesure que les réformes tarifaires encourageront l'autoproduction chez les grands consommateurs. La demande commerciale et industrielle augmente à un TCAC de 11,5 %, plus vite que le marché global, car les pétrochimistes, les centres de données et les hubs logistiques contractent directement pour du solaire avec stockage ou de la cogénération qui réduit les coûts de livraison.

Les opérateurs de centres de données liés à NEOM et aux projets de ville intelligente de Riyad ont signé des contrats d'approvisionnement en énergies renouvelables 24h/24 et 7j/7 combinant du stockage sur site avec des contrats d'achat d'énergie connectés au réseau, une structure déjà répandue en Europe mais encore nouvelle dans le Golfe. La consommation résidentielle croît plus lentement en termes de per capita à mesure que les nouveaux codes du bâtiment imposent des normes d'isolation plus élevées et que l'étiquetage des appareils électroménagers oriente les acheteurs vers la climatisation efficace et l'éclairage à LED. Les règles de net-métering qui entrent en vigueur en 2025 permettront aux foyers et aux petites entreprises d'exporter l'excédent solaire de toiture à 75 % des tarifs de détail, libérant un gigawatt de production distribuée d'ici 2028.

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Analyse géographique

La Province de l'Est représente environ 35 % de la demande nationale d'électricité, car les complexes pétrochimiques de Jubail et de Ras Tanura exploitent des procédés à forte intensité énergétique et des unités de dessalement près de la côte. L'accès direct au Système gazier principal permet aux turbines à cycle combiné de la province de fonctionner à des facteurs de charge élevés, renforçant son rôle d'ancre pour la production de charge de base. La Province centrale, centrée sur Riyad, consomme 30 % de l'électricité nationale et enregistre des pointes estivales supérieures à 25 GW, tirées par la climatisation d'une population métropolitaine qui dépasse désormais 7,5 millions d'habitants.

La Province de l'Ouest, incluant Djeddah, La Mecque et Médine, représente 25 % de la demande et connaît des augmentations temporaires de 3 à 4 GW pendant les saisons du Hajj et de l'Umrah qui nécessitent une capacité à démarrage rapide.^{(4)Ministère du Hajj et de l'Umrah, "Rapport sur les services de pèlerinage 2024," hajj.gov.sa} La Province du Nord et Tabuk accueillent la plupart des projets d'énergies renouvelables en champ vierge, car les ressources solaires et éoliennes y figurent parmi les meilleures du pays, mais leur faible connexion de transport vers Riyad et Djeddah augmente le risque d'écrêtement jusqu'à la mise en service des corridors CCHT après 2027. La Province du Sud concentre 10 % de la demande dans un terrain montagneux qui met à l'épreuve la fiabilité du réseau ; des mini-réseaux alimentés par du solaire avec stockage sont en cours d'expérimentation pour réduire les coupures.

NEOM couvre 26 500 km² dans le nord-ouest et fonctionnera à 100 % aux énergies renouvelables, dont 4 GW dédiés à l'hydrogène vert pour l'exportation, faisant du projet un banc d'essai pour les réseaux îlotés à haute pénétration. Les interconnexions transfrontalières restent limitées à une liaison de 1,8 GW du Conseil de coopération du Golfe qui est rarement utilisée parce que les États voisins connaissent également des pointes en été, bien qu'une ligne de 3 GW avec l'Égypte à l'étude pourrait permettre des exportations solaires diurnes et des importations hydroélectriques nocturnes une fois les conditions commerciales réglées. Les règles libéralisées pour la production distribuée jusqu'à 2 MW permettent désormais aux usines de Riyad et de Djeddah d'installer des toitures sans longues études d'impact sur le réseau, accélérant l'adoption dans les poches de charge urbaines.