En febrero de 2026, el primer petrolero de crudo ultraligero —condensado extraído del yacimiento de gas de Jafurah, en la Provincia Oriental de Arabia Saudí— cargó en el puerto de Yanbu con destino a Chevron. Dos cargamentos más siguieron en marzo: uno a ExxonMobil y otro a Indian Oil Corporation. El precio: una prima de 2-3 dólares por barril por encima de las cotizaciones de Dubái, en condiciones franco a bordo (FOB). La capacidad de exportación: entre cuatro y seis cargamentos al mes, de unos 500.000 barriles cada uno, embarcados por el puerto del mar Rojo que ahora gestiona entre el 80 % y el 85 % de las exportaciones petroleras saudíes mientras el estrecho de Ormuz sigue en disputa.
El condensado es el primer producto físico de un programa de inversión de más de 100.000 millones de dólares que transformará la infraestructura energética de Arabia Saudí de forma más fundamental que cualquier proyecto renovable, cualquier centro de datos o cualquier ciudad lineal. Jafurah no es una apuesta tecnológica. Es una apuesta gasista: el mayor desarrollo de gas no convencional del Reino y el mayor proyecto de gas de esquisto (shale) fuera de Estados Unidos. Su relevancia para la Visión 2030 es estructural: el gas desplaza al crudo que hoy se quema para la generación eléctrica interna, liberando ese crudo para la exportación y eliminando el absurdo de un petroestado que consume su exportación más valiosa para mantener las luces encendidas.
Y en el centro de la estructura financiera se sitúa BlackRock —o, más exactamente, Global Infrastructure Partners, la plataforma de 170.000 millones de dólares en activos gestionados (AUM) que BlackRock adquirió en una operación de 12.500 millones de dólares cerrada en octubre de 2024 y que aumentó los AUM de mercados privados de BlackRock en torno a un 40 %—. La operación de Jafurah se inscribe en el giro más amplio de Aramco, del crecimiento liderado por el petróleo al liderado por el gas. El consorcio liderado por GIP posee una participación del 49 % en la sociedad midstream que opera las instalaciones de procesamiento y fraccionamiento de gas de Jafurah. La estructura del acuerdo es el modelo de cómo fluirá el capital internacional hacia Arabia Saudí bajo la estrategia 2026-2030 del PIF.
El yacimiento de Jafurah
Jafurah se encuentra en la Provincia Oriental, a unos 100 kilómetros al sur del yacimiento petrolero de Ghawar, el mayor yacimiento de petróleo convencional del mundo. La comparación con Ghawar no es accidental: Aramco descubrió el potencial de gas no convencional de Jafurah mientras exploraba las formaciones geológicas adyacentes a sus provincias de hidrocarburos consolidadas. Las reservas del yacimiento se revisaron al alza en 2023 hasta 229 billones de pies cúbicos de gas bruto y 75.000 millones de barriles en tanque de condensado, un incremento respecto de la estimación original de 200 Tcf que situó a Jafurah entre las mayores acumulaciones de gas descubiertas en cualquier parte del mundo en las dos últimas décadas.
Se espera que la inversión total del ciclo de vida supere los 100.000 millones de dólares. La infraestructura incluye una red de gasoductos de 1.500 kilómetros (líneas principales de transferencia, líneas de flujo y líneas de recogida), la planta de gas de Jafurah y la planta de fraccionamiento de LGN de Riyas, en la ciudad industrial de Jubail. Solo en 2024, Aramco adjudicó 25.000 millones de dólares en contratos estratégicos de expansión gasista, reflejo de la aceleración de un programa que el consejero delegado Amin Nasser ha descrito como central para la transición energética del Reino —no de los hidrocarburos a las renovables, sino del crudo como combustible interno al gas natural como combustible interno, con el crudo redirigido a los mercados de exportación donde alcanza una prima—.
La Fase 1 arrancó el 2 de diciembre de 2025, un hito que Aramco destacó por alcanzar una capacidad de producción de 450 millones de pies cúbicos al día, unas 2,5 veces las proyecciones originales para la fase inicial. La Fase 2 está prevista para 2027. Los objetivos de producción para 2030 son ambiciosos: 2.000 millones de pies cúbicos al día de gas comercial, 420 millones de pies cúbicos estándar al día de etano como materia prima petroquímica y unos 630.000 barriles al día de líquidos de gas natural y condensado.
La escala de estos objetivos se entiende mejor en su contexto. La producción total de gas de Arabia Saudí en 2023 fue de unos 11.300 millones de pies cúbicos al día. El pleno desarrollo de Jafurah añadiría en torno a un 18 % a la capacidad de producción de gas del Reino, el mayor incremento individual desde que se desarrolló el sistema de gas de Ghawar en la década de 1970.
El carácter no convencional del desarrollo añade una complejidad técnica que distingue a Jafurah de la producción de gas convencional de Arabia Saudí. La extracción de gas no convencional requiere perforación horizontal y fracturación hidráulica, tecnologías que Arabia Saudí importó de la industria estadounidense del shale, pero con las que Aramco tiene una experiencia operativa limitada a escala. El sobrerrendimiento de la Fase 1 —450 millones de pies cúbicos al día frente a las proyecciones originales de unos 180 millones— sugiere que el yacimiento está respondiendo mejor de lo que predecían los modelos geológicos, lo que podría indicar que las reservas de Jafurah pueden superar incluso la estimación revisada al alza de 229 Tcf.
La inversión del ciclo de vida de más de 100.000 millones de dólares sitúa a Jafurah como el proyecto energético más intensivo en capital de la historia del Reino, al margen de las operaciones de crudo upstream de Aramco. Solo la red de gasoductos de 1.500 kilómetros representa una inversión en infraestructura comparable a la del oleoducto Este-Oeste, que actualmente gestiona 7 millones de barriles al día de exportaciones de crudo por Yanbu. La planta de fraccionamiento de LGN de Riyas, en Jubail —uno de los dos activos en los que el consorcio de BlackRock ha adquirido una participación del 49 %—, procesará los líquidos de gas natural de Jafurah en propano, butano y gasolina natural para la exportación y el uso petroquímico interno.
El contexto bélico: Jafurah durante Ormuz
El calendario de desarrollo de Jafurah colisionó con el conflicto de Irán de una forma que a la vez elevó la importancia estratégica del yacimiento y complicó su logística de exportación.
La producción de gas del yacimiento —consumida internamente para la generación eléctrica y como materia prima petroquímica— está aislada del cierre de Ormuz. El gas fluye por gasoductos hasta las centrales eléctricas saudíes y hasta el complejo petroquímico de Jubail. No requiere acceso portuario. La utilidad interna del gas de Jafurah se ve, en todo caso, potenciada por la guerra: cada pie cúbico de gas que desplaza al crudo en la generación eléctrica interna libera ese crudo para la exportación por el oleoducto Este-Oeste hasta Yanbu, el puerto del mar Rojo que ahora gestiona entre el 80 % y el 85 % de las exportaciones petroleras saudíes tras el cierre de Ormuz.
Las exportaciones de condensado son otra historia. Los primeros cargamentos —cargados en Yanbu en febrero y marzo de 2026— transitan el mar Rojo, que fue a su vez objetivo de los ataques hutíes en 2024-2025. La ruta del mar Rojo añade unas 3.500 millas náuticas a los cargamentos con destino a Europa frente a la ruta del Golfo (que usaría el estrecho de Ormuz, actualmente cerrado). El enrutamiento por Yanbu incrementa los costes de transporte y los tiempos de tránsito, pero proporciona la única vía de exportación viable para el crudo y el condensado saudíes durante la disrupción de Ormuz.
El precio del condensado de Jafurah —una prima de 2-3 dólares por barril por encima de las cotizaciones de Dubái— refleja la calidad del producto (ultraligero, bajo en azufre) más que una prima de guerra. El condensado es apreciado por las refinerías para mezclarlo con crudos más pesados y como materia prima petroquímica. Los compradores —Chevron, ExxonMobil, Indian Oil Corporation— son lo bastante sofisticados como para gestionar el riesgo logístico. Su disposición a comprar durante el conflicto valida la propuesta comercial.
La capacidad de exportación de entre 4 y 6 cargamentos al mes de unos 500.000 barriles cada uno implica de 2 a 3 millones de barriles de exportaciones mensuales de condensado, modesto en el contexto del rendimiento de 7 millones de b/d del oleoducto de crudo de Arabia Saudí, pero significativo como nueva fuente de ingresos que no existía antes de diciembre de 2025. A 80-90 dólares por barril (el condensado suele cotizar con descuento respecto del crudo, pero la calidad ultraligera de Jafurah alcanza una prima), los ingresos anualizados de exportación de condensado se acercan a los 2.000-3.000 millones de dólares, una contribución significativa a los ingresos de hidrocarburos no procedentes del crudo.
El acuerdo de 11.000 millones de dólares
La operación midstream de Jafurah entre BlackRock y Aramco se anunció en agosto de 2025 y se cerró en octubre de 2025: un acuerdo de venta con posterior arrendamiento (lease-and-leaseback) de 11.000 millones de dólares que atiende las necesidades específicas de ambas partes.
La estructura: Aramco creó una nueva filial, Jafurah Midstream Gas Company (JMGC), para albergar la planta de gas del yacimiento de Jafurah y la planta de fraccionamiento de LGN de Riyas. Un consorcio liderado por Global Infrastructure Partners —ahora parte de BlackRock— adquirió una participación del 49 % en JMGC. Aramco conserva el 51 % y arrienda de vuelta las instalaciones bajo un acuerdo de ingresos por tarifas a 20 años.
La economía: el consorcio de BlackRock paga 11.000 millones de dólares por una participación del 49 % en activos que generan ingresos mediante los pagos de arrendamiento de Aramco, un flujo de caja contractual que es independiente de los precios del gas, de los precios del petróleo o de los volúmenes de producción. Aramco recibe 11.000 millones de dólares en efectivo (aproximadamente una décima parte de su obligación de dividendos de 2025) a la vez que conserva el control operativo y la propiedad mayoritaria. La estructura no transfiere el riesgo de materia prima al inversor. No exige al inversor entender el procesamiento del gas. Le exige evaluar la calidad crediticia de Aramco, lo que, tratándose de la empresa más rentable del mundo, no es una evaluación difícil.
El acuerdo se inscribe en una secuencia deliberada. En junio de 2021, un consorcio liderado por EIG adquirió una participación del 49 % en Aramco Oil Pipelines Company en una operación de 12.400 millones de dólares con derechos de tarifa a 25 años, el modelo original, pero sin BlackRock. En diciembre de 2021, un consorcio de BlackRock Real Assets y Hassana Investment Company acordó una operación de 15.500 millones de dólares por una participación del 49 % en Aramco Gas Pipelines Company; la operación se cerró en febrero de 2022. El acuerdo de Jafurah de 2025 es el tercero de la secuencia, el segundo en el que participa BlackRock y el primero estructurado en torno a un yacimiento de gas no convencional en lugar de una infraestructura de gasoductos heredada. Las tres operaciones en conjunto —los oleoductos de EIG, los gasoductos de BlackRock, el midstream de Jafurah de BlackRock— definen el modelo de venta con posterior arrendamiento que el capital internacional utiliza ahora para participar en la infraestructura energética saudí.
La huella de 35.000 millones de dólares
Las inversiones totales de BlackRock en Arabia Saudí superan ya los 35.000 millones de dólares entre renta variable, renta fija e infraestructura, según confirmó Kashif Riaz, de BlackRock. La huella incluye:
Posiciones en bonos que superan los 10.000 millones de dólares entre emisiones de deuda del Ministerio de Finanzas, del PIF y de Aramco, posiciones que se benefician de las calificaciones crediticias de grado de inversión de Arabia Saudí (Aa3 de Moody’s, A+ de Fitch) y que generan ingresos corrientes gracias al acelerado programa de emisión de deuda del Reino (se proyecta que el mercado de capitales de deuda saudí alcance los 600.000 millones de dólares en saldo vivo a finales de 2026).
Las dos participaciones del 49 % en infraestructura: Aramco Gas Pipelines Company (2022) y JMGC/Jafurah (2025). En conjunto, estas posiciones representan la mayor inversión en infraestructura de una sola entidad en Arabia Saudí por parte de un inversor financiero extranjero.
La plataforma BlackRock Riyadh Investment Management, creada con el PIF, que proporciona el marco institucional para un crecimiento estratégico continuado. BlackRock ha señalado planes para duplicar o triplicar sus asignaciones saudíes hasta los 70.000-105.000 millones de dólares, con expansión hacia la infraestructura digital, los centros de datos, el transporte, la logística, los puertos y los aeropuertos.
La trayectoria —de 10.000 millones de dólares en bonos a 35.000 millones entre clases de activos y a unos potenciales 70.000-105.000 millones— describe a un inversor que ha pasado de observador a participante y a socio de infraestructura en un periodo de tres años. La aceleración refleja la valoración de BlackRock de que el universo invertible de Arabia Saudí se está ampliando (a través de la reforma QFI, la cartera de OPV y el programa de privatización de infraestructuras) a un ritmo que justifica aumentar la asignación.
Del gas a la electricidad: la estrategia detrás de la estrategia
La relevancia de Jafurah para la Visión 2030 va más allá de las reservas del yacimiento y de la estructura financiera del acuerdo. Aborda el elemento más ineficiente de la economía energética de Arabia Saudí: la quema interna de crudo para la generación eléctrica.
Arabia Saudí consume unos 3,5-4 millones de barriles al día de equivalente de petróleo para energía interna: generación eléctrica, desalación y uso industrial. Una parte significativa de este consumo utiliza crudo o fuelóleo pesado en las centrales eléctricas, con un coste de oportunidad equivalente a los ingresos de exportación que ese mismo crudo generaría en los mercados internacionales. A 100 dólares por barril —aproximadamente el precio actual del Brent durante la disrupción de Ormuz—, cada barril de crudo quemado internamente para generar electricidad representa 100 dólares en ingresos de exportación no percibidos.
La estrategia de gas para generación eléctrica (gas-to-power) sustituye el crudo consumido internamente por gas natural de Jafurah y otros yacimientos, liberando el crudo para la exportación. El objetivo publicado de Arabia Saudí es convertir 23 GW de capacidad eléctrica de petróleo a gas para 2030, con 42 GW de capacidad total preparada para CCS a medio plazo. Se prevé que la conversión desplace hasta 350.000 barriles al día de crudo de la quema interna, liberando ese crudo para la exportación. A 80-100 dólares por barril, el impacto anual en los ingresos alcanza los 10.000-13.000 millones de dólares, una contribución significativa a la aritmética fiscal de la que depende la estrategia 2026-2030 del PIF.
La estrategia de gas para generación eléctrica también produce materia prima para la industria petroquímica: el etano de Jafurah alimenta los complejos petroquímicos de SABIC y de Aramco en Jubail, produciendo los plásticos, químicos y fertilizantes que constituyen la mayor categoría de exportación no petrolera de Arabia Saudí. El objetivo para 2030 de 420 millones de pies cúbicos estándar al día de etano solo de Jafurah incrementaría significativamente la disponibilidad de materia prima petroquímica de Arabia Saudí, reduciendo la dependencia del Reino del etano y la nafta importados que actualmente complementan la producción interna de gas.
El objetivo de Aramco de un crecimiento del 80 % de la capacidad de gas para 2030 está impulsado tanto por la demanda petroquímica como por la sustitución en la generación eléctrica. Los 25.000 millones de dólares en contratos estratégicos de expansión gasista adjudicados en 2024 —que abarcan el desarrollo upstream, la infraestructura de gasoductos y las instalaciones de procesamiento— representan la mayor inversión gasista de un solo año en la historia de Aramco. La inversión se concentra en tres yacimientos: Jafurah (gas no convencional), los programas de compresión de gas de Haradh y Hawiyah (que prolongan la producción de yacimientos maduros) y el desarrollo de gas de South Ghawar. En conjunto, estos programas elevarán la capacidad total de procesamiento de gas de Arabia Saudí de unos 11.300 millones de pies cúbicos al día a más de 18.000 millones para 2030, un aumento del 60 % que altera de forma fundamental el balance energético interno del Reino.
La guerra ha acelerado la lógica estratégica. Cada barril de crudo que Jafurah desplaza de la generación eléctrica interna es un barril que puede fluir por el oleoducto Este-Oeste hasta Yanbu y salir al mar Rojo. En un entorno restringido por Ormuz, el valor marginal de un barril liberado no es el precio de exportación de tiempos de paz (60-65 dólares por barril), sino el precio de exportación de tiempos de guerra (95-120 dólares por barril). El conflicto ha duplicado el incentivo económico de la transición del gas a la electricidad, convirtiendo el calendario de desarrollo de Jafurah —Fase 2 en 2027, plena producción para 2030— en una cuestión de urgencia fiscal soberana más que de planificación energética a largo plazo.
La dimensión del hidrógeno añade una capa que Aramco no ha subrayado públicamente, pero que los analistas del sector han señalado. La producción de gas de Jafurah podría alimentar plantas de hidrógeno azul (reformado de gas con captura de carbono) que complementarían la producción de la planta de hidrógeno verde de NEOM, alimentada por renovables. La Estrategia Nacional de Hidrógeno de Arabia Saudí fija como objetivo 4 millones de toneladas de hidrógeno limpio al año para 2035, con una doble vía: verde (alimentada por renovables) y azul (alimentada por gas con CCS). Jafurah proporciona la materia prima para la vía azul, un método de producción que aprovecha la experiencia existente de Aramco en procesamiento de gas mientras la vía verde escala a través de las inversiones en energía renovable próximas a HUMAIN.
El modelo para el capital extranjero
La relevancia del acuerdo de Jafurah para la estrategia 2026-2030 del PIF es la de un modelo: una estructura replicable que puede aplicarse a toda la cartera de infraestructura del Reino, complementando el tramo de crédito corporativo que servirá el fondo de crédito privado de King Street.
Los elementos del modelo: una entidad estatal saudí (Aramco, el PIF, un ministerio) crea una filial de propósito especial para albergar activos de infraestructura. Un consorcio inversor internacional adquiere una participación minoritaria (normalmente el 49 %) en la filial. La entidad estatal arrienda de vuelta los activos bajo un acuerdo a largo plazo que genera flujos de caja contractuales para el inversor. El Estado conserva el control operativo y la propiedad mayoritaria. El inversor aporta capital sin asumir riesgo operativo ni de materia prima.
El modelo puede aplicarse a: puertos (Saudi Global Ports, destinado a salir a bolsa), aeropuertos (ampliaciones en Yeda, Riad y NEOM), plantas de desalación (donde el modelo existente de ACWA Power es similar), infraestructura de transmisión eléctrica y —lo más pertinente para la estrategia 2026-2030— centros de datos. El programa de infraestructura de 77.000 millones de dólares de HUMAIN podría financiarse parcialmente mediante estructuras de venta con posterior arrendamiento que monetizan instalaciones ya terminadas a la vez que conservan el control operativo.
BlackRock ha identificado explícitamente los centros de datos, el transporte, la logística, los puertos y los aeropuertos como objetivos de expansión para su cartera saudí. Cada uno de estos sectores podría acomodar operaciones al estilo de Jafurah: larga duración, respaldo en activos, ingresos contractuales, participaciones minoritarias y ningún riesgo operativo para el inversor. El capital internacional que el modelo catalítico del PIF está diseñado para atraer fluiría a través de estas estructuras en lugar de a través del despliegue directo de capital que caracterizó el periodo 2021-2025.
Los riesgos
Los riesgos del modelo Jafurah se concentran en tres áreas.
Primero, la ejecución geológica. Jafurah es un yacimiento de gas no convencional que requiere tecnología de fracturación hidráulica en una región donde Arabia Saudí tiene una experiencia operativa limitada. El sobrerrendimiento de la Fase 1 (2,5 veces las proyecciones originales) es alentador, pero no garantiza el rendimiento de la Fase 2 ni del yacimiento completo. El desarrollo de gas no convencional en Estados Unidos ha demostrado que la productividad inicial de los pozos puede declinar rápidamente, exigiendo una perforación continua para mantener la producción, un programa intensivo en capital que refleja el coste del ciclo de vida de 100.000 millones de dólares de Jafurah.
Segundo, el acceso al mercado. Las exportaciones de condensado de Jafurah se enrutan actualmente por Yanbu, el puerto del mar Rojo que sirve de vía alternativa a Ormuz para Arabia Saudí. Si el conflicto de Irán escala hasta interrumpir el tráfico marítimo del mar Rojo (los ataques hutíes demostraron esta vulnerabilidad en 2024-2025), la ruta de exportación de Jafurah quedaría comprometida. La producción interna de gas del yacimiento está aislada del riesgo de exportación (el consumo interno no requiere acceso portuario), pero las exportaciones de condensado que generan los ingresos de mayor margen están geográficamente expuestas.
Tercero, la estructura de arrendamiento a 20 años. La participación del 49 % de BlackRock queda bloqueada en un acuerdo de dos décadas que se extiende hasta aproximadamente 2045. Si el entorno fiscal o regulatorio de Arabia Saudí cambia de forma adversa, si Aramco reestructura sus operaciones o si la transición energética se acelera más rápido de lo previsto (reduciendo el valor de la infraestructura gasista), la posición de BlackRock no puede ajustarse con facilidad. La estructura de arrendamiento aporta certeza de ingresos, pero también iliquidez de salida, una disyuntiva que BlackRock ha aceptado, pero que inversores menos pacientes podrían no aceptar.
Cuarto, la concentración de contraparte. Toda la cartera de infraestructura saudí de BlackRock depende de Aramco, una única contraparte. La calidad crediticia de Aramco es excepcional hoy, pero el horizonte de 20 años abarca escenarios que podrían alterar su perfil de crédito. El riesgo de contraparte se mitiga con la propiedad mayoritaria del Gobierno saudí y con la garantía soberana que respalda de hecho las obligaciones de Aramco, pero la concentración es un rasgo estructural que los inversores en infraestructura diversificados suelen tratar de evitar.
El veredicto
El acuerdo de Jafurah es la operación energética más importante que Arabia Saudí ha cerrado desde la salida a bolsa de Aramco. No por su tamaño —11.000 millones de dólares es significativo, pero no transformador para un yacimiento de 100.000 millones—, sino por su estructura: una estructura que demuestra cómo el capital internacional puede participar en la transición energética de Arabia Saudí sin asumir los riesgos que crea el entorno geopolítico, geológico y fiscal del Reino.
La huella saudí de 35.000 millones de dólares de BlackRock no es una apuesta por la visión de Arabia Saudí. Es una apuesta por los activos de Arabia Saudí: la infraestructura física (gasoductos, plantas de gas, plantas de fraccionamiento) y los flujos de caja contractuales (arrendamientos a 20 años, contraparte de grado de inversión) que generan rentabilidad con independencia de que se construya The Line, se erija el Mukaab o el Año de la IA produzca los resultados que sus promotores prometen.
Las implicaciones estratégicas van más allá de Jafurah. Si BlackRock duplica su asignación saudí hasta los 70.000 millones de dólares, los 35.000 millones adicionales deberán desplegarse en clases de activos que generen los flujos de caja contratados que exige el modelo de infraestructura de BlackRock. Los candidatos: los centros de datos de HUMAIN (que necesitarán capital de construcción y pueden generar ingresos por servicios de nube bajo contratos a largo plazo), la infraestructura de la Expo 2030 (que puede monetizarse tras el evento mediante operaciones inmobiliarias comerciales), los estadios de la FIFA 2034 (que pueden generar derechos de denominación, hostelería e ingresos por eventos bajo acuerdos operativos de varias décadas) y la capacidad portuaria de 15 millones de TEU que se desarrolla en Yanbu y Oxagon (que genera ingresos por manejo de contenedores bajo acuerdos de concesión portuaria).
Cada uno de ellos representa una oportunidad al estilo de Jafurah: un activo físico con ingresos contractuales, una contraparte soberana y una estructura que separa la rentabilidad del inversor en infraestructura del riesgo operativo o de materia prima del proyecto. La expansión de 35.000 millones de dólares no es un objetivo con el que BlackRock se haya comprometido formalmente: es una indicación, publicada por Bloomberg, de la escala que la firma considera alcanzable. Pero la viabilidad depende de la capacidad de Arabia Saudí de producir infraestructura invertible al ritmo y con la calidad que exige la diligencia debida de BlackRock. Jafurah superó esa prueba. Que los centros de datos, los estadios y los puertos la superen está por demostrar.
El modelo Jafurah separa lo invertible de lo aspiracional. El gas del yacimiento es invertible: es físico, medible y está comprometido contractualmente. La transformación del Reino es aspiracional: depende de una ejecución, unos precios del petróleo y una estabilidad geopolítica que ninguna estructura de venta con posterior arrendamiento puede garantizar. BlackRock invierte en lo primero. El PIF es responsable de lo segundo. El acuerdo de 11.000 millones de dólares es el punto donde se encuentran ambos mandatos, y donde se vuelve nítida la distinción entre invertir en Arabia Saudí e invertir en la Visión 2030.
La distinción no es académica. Determina cómo se desplegarán los 70.000-105.000 millones de dólares de la potencial asignación de BlackRock. Las operaciones de infraestructura contra el crédito de Aramco —gasoductos, plantas de gas, plantas de fraccionamiento— son inversiones en Arabia Saudí. Generan rentabilidad a partir de activos físicos con flujos de caja contractuales. Las inversiones en centros de datos contra las proyecciones de HUMAIN —clústeres de GPU, sistemas de refrigeración, redes de fibra— son inversiones en la Visión 2030. Generan rentabilidad a partir de un modelo de negocio que tiene once meses de vida, en una empresa que aún no ha declarado ingresos, en un mercado que una firma de investigación proyecta que alcanzará los 16.900 millones de dólares para 2032.
La huella de 35.000 millones de dólares del acuerdo de Jafurah establece la comodidad de BlackRock con Arabia Saudí como jurisdicción. Si esa comodidad se extiende a las ambiciones de IA de Arabia Saudí —donde los activos son más nuevos, los ingresos son proyectados y no contratados, y los ciclos de renovación tecnológica hacen problemáticos los arrendamientos a 20 años— es la prueba a la que se enfrentará la expansión de BlackRock. El gas de Jafurah fluirá durante décadas. Las GPU GB300 de NVIDIA quedarán obsoletas en tres años. Los modelos de infraestructura no son los mismos. La cuestión es si el equipo saudí de BlackRock, habiendo dominado el primero, puede adaptarse al segundo, o si el objetivo de 70.000-105.000 millones de dólares se alcanzará mediante la replicación del modelo Jafurah en activos próximos al petróleo, en lugar de mediante la extensión hacia los activos tecnológicos que prioriza la estrategia 2026-2030 del PIF.
Este análisis se basa en las especificaciones del yacimiento de Jafurah y en la actualización de la estrategia gasista de Aramco de 2026; en la documentación de la operación de Jafurah Midstream Gas Company (anunciada en agosto de 2025, cerrada en octubre de 2025); en la operación de Aramco Oil Pipelines liderada por EIG por 12.400 millones de dólares (junio de 2021), según EIG; en la operación de Aramco Gas Pipelines de BlackRock Real Assets / Hassana por 15.500 millones de dólares (anunciada en diciembre de 2021, cerrada en febrero de 2022), según Aramco; en la información sobre las primeras exportaciones de condensado de Jafurah de PGJ Online (febrero de 2026 —compradores Chevron, ExxonMobil, Indian Oil—); en el cierre de la adquisición de GIP por BlackRock por 12.500 millones de dólares (octubre de 2024), según BlackRock Investor Relations; en el capex de 8.800 millones de dólares de la Fase 3 del Master Gas System de Aramco (15 contratos, inicio en el 2T de 2024, finalización en el 4T de 2028); en la información de Zawya sobre el objetivo saudí de conversión de 23 GW de gas para generación eléctrica y el desplazamiento de 350.000 b/d de crudo para 2030; en el dimensionamiento del mercado interno de gas saudí de IMARC (10.900 millones de dólares en 2025, con crecimiento hasta 20.800 millones para 2034); y en la información de CNBC sobre la operación de ADNOC Oil Pipelines de 2019 por 4.000 millones de dólares (BlackRock + KKR), de la que BlackRock y KKR salieron en 2024. Vision2030.AI es editorialmente independiente y no está afiliada a BlackRock, Aramco, el PIF ni a ninguna entidad oficial de la Visión 2030.