La estrategia de hidrógeno de Arabia Saudí para 2025 se articula en torno a tres pilares: el Proyecto de Hidrógeno Verde de NEOM, con hasta 600 toneladas diarias de hidrógeno verde; la vía de hidrógeno azul y amoniaco azul de Aramco, y los corredores de exportación hacia Europa y Asia. Para 2030, Arabia Saudí aspira a producir 2,9 millones de toneladas de hidrógeno limpio al año y a convertirse en uno de los mayores exportadores de hidrógeno y amoniaco del mundo, estableciendo un nuevo pilar de la economía energética en el marco de la Visión 2030.
El despliegue del hidrógeno es a la vez una apuesta por la descarbonización, un programa de diversificación industrial y una cobertura frente al desgaste de la demanda de petróleo a largo plazo. Se apoya en tres balances: el Fondo de Inversiones Públicas a través de ACWA Power y NEOM, Aramco mediante el reformado de gas y la CCS, y el Ministerio de Energía a través de marcos bilaterales de compra de Estado a Estado. La prueba estratégica de aquí a 2030 es la ejecución: lograr que las primeras moléculas se embarquen a precios que los compradores europeos y asiáticos puedan absorber tras las pérdidas por transporte, certificación y conversión.
La estrategia saudí del hidrógeno
La Estrategia Nacional de Hidrógeno de Arabia Saudí fija una meta de 2,9 millones de toneladas al año de producción de hidrógeno limpio para 2030, que se elevará a 4 millones de toneladas en 2035. Dentro de ese margen, las orientaciones del Ministerio de Energía apuntan a aproximadamente 1,2 millones de toneladas de hidrógeno verde y 11 millones de toneladas de amoniaco azul para finales de la década; la asimetría refleja tanto la ventaja gasística del Reino como la brecha de madurez entre el reformado de metano con vapor con CCS y la electrólisis a escala de gigavatios. La estrategia se enmarca junto a la Iniciativa Verde Saudí y al compromiso del Reino de alcanzar cero emisiones netas dentro de sus fronteras para 2060.
En términos estratégicos, el hidrógeno se sitúa en la intersección de tres objetivos de política pública. Primero, monetiza la capacidad de energía renovable que, de otro modo, competiría con el petróleo y el gas en el mix eléctrico interno: la electrólisis se convierte en una salida de alto valor para la solar y la eólica que justifica la inversión renovable sin desplazar los volúmenes de exportación de hidrocarburos. Segundo, dota a Aramco y al complejo petroquímico de una línea de productos bajos en carbono alineada con el marco de la economía circular del carbono que Arabia Saudí introdujo en el comunicado del G20 durante su presidencia de 2020. Tercero, preserva el papel del Reino como proveedor de moléculas para Asia y Europa en un mundo en el que los sectores de uso final quieren cada vez más vectores energéticos libres de carbono, y no solo barriles.
La arquitectura institucional se apoya en plataformas ya existentes en lugar de en una nueva agencia vertical. NEOM, Aramco, ACWA Power y SABIC son las principales entidades operativas. El Ministerio de Energía, bajo la dirección del príncipe Abdulaziz bin Salmán, dirige la estrategia y la diplomacia bilateral. El PIF respalda la estructura de capital a través de sus participaciones en NEOM (100 %) y ACWA Power (44,2 %). La KAUST se encarga de la investigación técnica.
La distinción entre verde y azul
La taxonomía de colores importa más para los mercados de exportación que para la economía de la producción. El hidrógeno verde procede de la electrólisis del agua con electricidad renovable, que genera hidrógeno y oxígeno sin emisiones directas de carbono. El hidrógeno azul procede del gas natural mediante reformado de metano con vapor, con el CO2 resultante capturado y secuestrado, lo que deja unas emisiones residuales de aproximadamente 1-3 kg de CO2 por kg de H2 según la tasa de captura. El hidrógeno gris —gas reformado sin captura— es el producto industrial heredado que la estrategia pretende sustituir.
Para Arabia Saudí, la distinción tiene peso comercial porque los compradores europeos, bajo la Directiva de Energías Renovables III de la UE (REDIII), exigen hidrógeno verde para cumplir sus cuotas, mientras que los compradores japoneses y coreanos se han mostrado dispuestos a contabilizar el amoniaco azul en sus metas de descarbonización. El Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM), que avanza hacia la tarificación plena en 2026, inclina la economía a medio plazo de nuevo hacia el verde. Con todo, el hidrógeno azul tiene una ventaja de coste inmediata en el Reino: el gas como materia prima, procedente de la asignación regulada de Aramco, es barato, la infraestructura ya existe y los costes de captura y almacenamiento en la geología saudí son competitivos a escala global.
La ventaja saudí en hidrógeno verde procede de la irradiación solar. NEOM y la costa del mar Rojo registran una irradiación normal directa que supera de forma habitual los 2.400 kWh por metro cuadrado y año, de las más altas del mundo. Combinada con la eólica de bajo coste del noroeste de Arabia Saudí y con una financiación gestionada por el PIF a un coste de capital cercano al soberano, esto se traduce en electricidad renovable en la parte baja de los 20 dólares por MWh, el insumo que domina cualquier cálculo del coste nivelado del hidrógeno (LCOH) por electrólisis.
El Proyecto de Hidrógeno Verde de NEOM
NEOM Green Hydrogen Company (NGHC) es el buque insignia y el barómetro de toda la estrategia de hidrógeno del Reino. El proyecto, de 8.400 millones de dólares, cerró su financiación en marzo de 2023, con 6.100 millones de dólares en deuda sin recurso sindicada entre 23 bancos locales, regionales e internacionales, una de las mayores financiaciones de proyecto verde concluidas hasta la fecha. El capital se reparte a partes iguales entre NEOM, ACWA Power y Air Products: NEOM aporta el suelo, el régimen regulatorio y el recurso renovable; ACWA Power, la experiencia en desarrollo de proyectos, y Air Products, la integración EPC, la ingeniería de electrolizadores y la compra en exclusiva.
La configuración: 4 GW de capacidad renovable instalada (2,2 GW de fotovoltaica, 1,6 GW eólica de 257 aerogeneradores, más almacenamiento en baterías) que alimentan 2 GW de electrolizadores alcalinos de ThyssenKrupp, con una producción de hasta 600 toneladas diarias de hidrógeno. El hidrógeno se convierte in situ en amoniaco utilizando nitrógeno separado del aire, lo que arroja unos 1,2 millones de toneladas al año de amoniaco verde exportado a través de una terminal marítima específica en Oxagon. El contrato de compra a 30 años de Air Products cubre la totalidad de la producción, destinada principalmente a clientes industriales europeos y a la propia red de distribución de hidrógeno de Air Products en Asia y Norteamérica tras su reconversión.
El estado de la construcción a comienzos de 2026 sitúa el avance global en torno al 80 %. Los aerogeneradores están instalados y el campo solar está sustancialmente terminado. Los bancos de electrolizadores y el bucle de síntesis de amoniaco se encuentran en la fase final de instalación. Las orientaciones públicas apuntan a la puesta en marcha de las renovables en el tercer trimestre de 2026, seguida de una rampa progresiva de los electrolizadores hasta finales de 2026 y a lo largo de 2027. El primer cargamento comercial de amoniaco verde se espera para finales de 2026 o principios de 2027, con la producción nominal plena durante 2027. El retraso de entre seis y doce meses respecto de las orientaciones anteriores refleja el aprendizaje normal de una instalación primera de su tipo: ningún gran proyecto de hidrógeno verde en el mundo se ha puesto en marcha todavía a esta escala.
El hidrógeno verde de NEOM es el proyecto que tiene que demostrar la curva de costes. Si Air Products entrega amoniaco en Róterdam a un precio competitivo frente al hidrógeno verde de producción europea más el transporte, el argumento a favor de un hub posterior en Yanbu —y de toda la ambición de 11 Mt/año de amoniaco azul— se refuerza de forma drástica.
El hidrógeno azul de Aramco
Saudi Aramco está construyendo la pata del hidrógeno azul mediante una combinación de expansión orgánica y adquisiciones selectivas. En marzo de 2025, Aramco adquirió una participación del 50 % en el capital de Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG), una sociedad conjunta con sede en Jubail con Air Products Qudra. BHIG produce hidrógeno azul a partir de gas natural, con el CO2 canalizado hacia el hub de CCS de Jubail previsto por Aramco. La adquisición formaliza el papel de Aramco como actor dominante del hidrógeno azul en la Provincia Oriental e integra la base de clientes industriales de BHIG —refinerías, plantas petroquímicas, acero— en la contabilidad de emisiones de Aramco.
El proyecto que hace creíble el hidrógeno azul a escala es el hub de CCS de Jubail. En febrero de 2025, Aramco adjudicó a Larsen & Toubro un contrato EPC de 1.500 millones de dólares para la fase inaugural, con las operaciones previstas para 2027. Una vez en funcionamiento, Jubail capturará y almacenará unos 9 millones de toneladas de CO2 al año: aproximadamente 6 Mt/año de las propias plantas de gas de Aramco y 3 Mt/año de terceros emisores. El CO2 se canalizará hasta un acuífero salino para su almacenamiento permanente. Linde y SLB son socios de la sociedad conjunta. El objetivo declarado de secuestro de Arabia Saudí para 2035 es de 44 Mt/año, del cual Jubail es el ancla; sin él, el etiquetado del hidrógeno azul se vuelve insostenible para los compradores europeos.
La infraestructura de captura existente incluye la planta de recuperación de NGL de Hawiyah, que captura CO2 desde 2015 —actualmente 45 millones de pies cúbicos estándar al día— canalizado 85 kilómetros para su inyección en el yacimiento de Uthmaniyah con fines de recuperación mejorada de petróleo. Hawiyah es más EOR que almacenamiento dedicado, pero dio a Aramco una experiencia operativa que reduce el riesgo de Jubail.
El historial comercial de amoniaco azul de Aramco es el más consolidado del Reino. La compañía embarcó el primer cargamento mundial de amoniaco azul con destino a Japón en septiembre de 2020: una demostración de 40 toneladas para JERA, Idemitsu y otros. Cargamentos posteriores se han enviado a Japón y Corea, y la primera entrega de amoniaco azul a escala comercial a Corea se menciona en la declaración conjunta de Riad de octubre de 2023, en el marco de la Iniciativa de Cooperación del Oasis de Hidrógeno entre Corea y Arabia Saudí.
El papel de ACWA Power
ACWA Power es la segunda plataforma central junto a Aramco, pero con un enfoque distinto: hidrógeno verde, renovables a escala de servicio público y disciplina de financiación de proyectos, más que integración de gas upstream. El PIF posee el 44,2 % de ACWA Power, y el papel de la compañía en el hidrógeno verde de NEOM, el previsto hub de Yanbu y una cartera creciente de proyectos internacionales de hidrógeno verde la posicionan como la plataforma operativa de referencia para la producción saudí de moléculas verdes.
El Hub de Hidrógeno Verde de Yanbu es el proyecto posterior más relevante. ACWA Power lo codesarrolla con la eléctrica alemana EnBW, con la finalización de la ingeniería de detalle inicial (FEED) prevista para mediados de 2026 y las operaciones comerciales para 2030. El planteamiento público de ACWA Power sugiere que Yanbu podría tener aproximadamente el doble de capacidad que NGHC, lo que implicaría una generación renovable del orden de 8 GW y una capacidad de electrólisis de unos 4 GW. Yanbu está en la costa del mar Rojo, más cerca de la infraestructura portuaria saudí existente, y orientado principalmente a los compradores europeos. La implicación de EnBW da al proyecto una línea directa con la demanda de compra alemana, impulsada por la regulación a través del mecanismo H2Global y del cumplimiento de la REDIII de la UE.
Más allá de los proyectos insignia, ACWA Power tiene 25 proyectos en fase avanzada de desarrollo por valor de 26.000 millones de dólares en renovables, hidrógeno y agua. La compañía también ha firmado un acuerdo de electrolizadores con el desarrollador australiano Hysata, cuya electrólisis alcalina de alimentación capilar afirma alcanzar eficiencias superiores al 95 % PCI. Si Hysata cumple a escala, ACWA Power podría dar un salto en la curva de costes asumida para los bancos de electrolizadores de ThyssenKrupp de NGHC, una ventaja significativa de segundo entrante en Yanbu.
Mercados de exportación
La estrategia de exportación de Arabia Saudí está bifurcada entre la demanda asiática y la europea, con estructuras comerciales, regímenes de certificación y lógicas de precios diferentes en cada mercado.
Japón es el ancla histórica. A través del Fondo de Innovación Verde del METI, Japón se ha comprometido a importar unos 3 millones de toneladas de amoniaco equivalente a hidrógeno para 2030. JERA, la mayor generadora eléctrica del país, está realizando cocombustión de amoniaco en la central de carbón de Hekinan, la demostración que convierte la demanda teórica en volúmenes reales. Aramco ha sido la principal contraparte saudí, con Mitsubishi Corp como puente comercial y de transporte. Los compradores japoneses se han mostrado más flexibles que los europeos en la distinción entre verde y azul, y se centran en las emisiones de ciclo de vida más que en el color estricto.
Corea del Sur ha seguido un enfoque paralelo al de Japón. La Hoja de Ruta de la Economía del Hidrógeno de Corea fija una meta de 27,9 millones de toneladas de demanda de hidrógeno para 2050, con las importaciones cubriendo la mayor parte. La cumbre de Riad de octubre de 2023 entre MBS y el presidente Yoon Suk-yeol elevó la asociación de hidrógeno entre Corea y Arabia Saudí a la categoría de prioridad de Estado, con compras concretas a Aramco, cooperación en infraestructuras y un marco de coinversión para los compradores industriales coreanos en la capacidad de producción saudí.
Alemania y el conjunto de la UE representan el mercado de mayor valor, pero más constreñido por la regulación. El instrumento H2Global de Alemania realiza subastas inversas para adquirir hidrógeno y amoniaco verdes a precios fijos, y los revende a precios de mercado con la diferencia cubierta por la subvención federal. El amoniaco verde saudí de NGHC y del previsto hub de Yanbu está bien posicionado para estas subastas, pero solo si las moléculas superan las reglas de adicionalidad y correlación temporal de la REDIII de la UE, el listón técnico-regulatorio que varios productores de la región MENA han tenido dificultades para satisfacer.
La lógica geográfica favorece a Arabia Saudí: prácticamente equidistante entre Yokohama y Róterdam, con capacidad de buques cisterna ya existente en Yanbu, Jubail y Ras Al-Khair, configurada para la exportación de amoniaco. Las pérdidas por conversión de ida y vuelta a través del amoniaco son reales (una penalización energética del 25-30 %), pero para los clientes industriales que utilizan el amoniaco directamente —fertilizantes, combustible marino, cocombustión eléctrica— la conversión es irrelevante.
Curva de costes y economía
Los costes del hidrógeno verde saudí se sitúan en el extremo favorable de la distribución global, pero aún no están a la par con el hidrógeno gris. Estimaciones recientes cifran el hidrógeno de solar y eólica de la zona de NEOM en unos 3,27 dólares por kg con una configuración híbrida al 50/50, el LCOH más bajo calculado para cualquier ciudad saudí en un estudio sistemático de 2024. El hidrógeno de solar fotovoltaica pura ronda los 4,23 dólares por kg, y el de CSP, los 4,95 dólares por kg. Los estudios que proyectan hasta 2030, con una mayor reducción del coste de los electrolizadores, sugieren un LCOH de entre 1,57 y 3,08 dólares por kg, con 1,80 dólares por kg como escenario central habitualmente citado.
Tres factores determinan dónde acaba situándose el LCOH saudí. El capex de los electrolizadores ha resultado más rígido de lo que los desarrolladores proyectaban en 2021-2022 —inflación, cuellos de botella en la cadena de suministro de componentes de las pilas alcalinas y curvas de aprendizaje más lentas que el 18-20 % por cada duplicación asumido en los primeros escenarios de la AIE—. El coste de capital es favorable dado el perfil de riesgo cercano al soberano: el respaldo del PIF implica un WACC muy por debajo del 9-12 % aplicado a proyectos nuevos en África o Latinoamérica. El coste de la electricidad renovable es la variable de oscilación: los PPA saudíes en la parte baja de los 20 dólares por MWh dejan margen para un hidrógeno en el rango de 2 a 3 dólares por kg.
Para el hidrógeno azul, el cálculo es distinto. El coste de la asignación de gas de Aramco es el precio interno regulado, muy por debajo del gas de mercado en Europa o Asia. El SMR es una tecnología madura, con un capex de aproximadamente la mitad que una capacidad de electrólisis comparable. Añadir la CCS suma entre 0,50 y 1,00 dólares por kg según la tasa de captura. El hidrógeno azul FOB Jubail probablemente se sitúe entre 1,50 y 2,00 dólares por kg, sustancialmente por debajo del verde de NEOM a corto plazo, pero expuesto al endurecimiento de la tarificación del carbono.
El Global Hydrogen Review 2025 de la AIE sitúa a Arabia Saudí entre el reducido grupo de países —junto a Emiratos Árabes Unidos, Omán, Marruecos y China— en los que la combinación de bajo coste de capital, sólido recurso renovable y compromiso político hace viable un hidrógeno verde orientado a la exportación. La AIE también advierte del riesgo de fondo: la brecha de coste con el hidrógeno fósil sin mitigar se ha ampliado, en lugar de estrecharse, desde 2022, a medida que los precios del gas retrocedían y persistía la inflación de los electrolizadores. La paridad competitiva de costes en Europa o Japón aún depende de la tarificación del carbono, de los mandatos regulatorios o de programas de subvención directa.
El mix energético de la Visión 2030
El hidrógeno encaja dentro de una transformación más amplia del mix energético de la Visión 2030 que aspira a desplazar aproximadamente el 50 % de la generación eléctrica interna saudí hacia las renovables para 2030, con el resto repartido entre el gas (que desplaza a la generación con petróleo) y un pequeño componente nuclear. El giro hacia renovables y gas libera crudo para la exportación y crea el excedente de electricidad renovable que hace económicamente racional la electrólisis.
La meta principal de renovables es de 130 GW de capacidad instalada para 2030, de los cuales unos 58 GW son fotovoltaica, 40 GW eólica y el resto solar térmica y geotérmica. Arabia Saudí terminó 2024 con unos 5 GW instalados; la diferencia implica un ritmo de construcción superior a 20 GW al año, buena parte de él subastado a través del Programa Nacional de Energías Renovables. Incluso si la construcción real se queda en 80-100 GW para 2030, el excedente de capacidad renovable disponible para la producción de hidrógeno será significativo.
La expansión del gas doméstico de Aramco, en particular el desarrollo de gas no convencional de Jafurah, de 110.000 millones de dólares, aporta la base de moléculas para el hidrógeno azul y libera crudo para la exportación. Jafurah tiene como objetivo producir 2.000 millones de pies cúbicos al día para 2030. Parte del gas desplaza a la generación con petróleo; parte va a la petroquímica, y la porción asignada al reformado para hidrógeno alimenta a BHIG y a la capacidad de hidrógeno azul sucesora en Jubail y Yanbu.
La estrategia baja en carbono de Aramco reserva unos 11 Mt/año de capacidad de amoniaco azul para 2030 dentro de un margen de gasto en transición energética más amplio de 50.000 millones de dólares hasta 2050. Sustancial, pero no transformador en relación con el capex anual upstream de Aramco, de 50.000-55.000 millones de dólares. El hidrógeno es una posición de flanqueo que protege la cuota de mercado si la demanda de petróleo se atenúa más rápido que en el escenario central, no la asignación de capital dominante.
Evolución reciente 2024-2026
Los últimos 18 meses han hecho pasar la estrategia de hidrógeno del Reino del anuncio a la ejecución. El hidrógeno verde de NEOM alcanzó el 80 % de finalización física a comienzos de 2026 y sigue en camino de su primer cargamento comercial a finales de 2026 o principios de 2027; el retraso respecto de la orientación de primer cargamento en 2025 es real, pero modesto según los estándares de los megaproyectos. La adjudicación de 1.500 millones de dólares de Aramco a Larsen & Toubro para el hub de CCS de Jubail, en febrero de 2025, fue el compromiso más concreto con la infraestructura de hidrógeno azul hasta la fecha; sin el hub, las exportaciones de amoniaco azul siguen siendo técnicamente grises con compensaciones.
La adquisición por parte de Aramco del 50 % de BHIG, en marzo de 2025, señaló la consolidación del mercado mercantil de hidrógeno azul en Jubail bajo el paraguas de Aramco. ACWA Power y EnBW formalizaron el desarrollo conjunto del Hub de Hidrógeno Verde de Yanbu en 2024-2025, con el FEED previsto para completarse a mediados de 2026. La Iniciativa de Cooperación del Oasis de Hidrógeno entre Corea y Arabia Saudí, formalizada en la cumbre de Riad de octubre de 2023, se prolongó durante 2024-2025 con compras comerciales concretas de Aramco a las eléctricas coreanas. A mediados de 2025, Arabia Saudí señaló que exploraba una planta adicional de hidrógeno verde multimillonaria más allá de NGHC y Yanbu, con la selección del emplazamiento sin resolver a comienzos de 2026.
Riesgos
La estrategia se enfrenta a varios riesgos genuinos que los mercados incorporan al precio de la renta variable y la deuda vinculadas al hidrógeno saudí.
El riesgo de demanda es la principal preocupación. Las decisiones finales de inversión sobre la capacidad de cocombustión de amoniaco en Japón y Corea han sido más lentas que en los planes de referencia de 2022. Las subastas europeas de H2Global se han cerrado con volúmenes menores y precios más altos de los que había modelado el Gobierno alemán. Si la demanda mundial de hidrógeno en 2030 se sitúa en el escenario de políticas declaradas de la AIE en lugar del escenario de compromisos anunciados, el mercado abordable total para las exportaciones saudíes será sustancialmente menor que los 700.000 millones de dólares que a veces se citan.
El riesgo de coste actúa en ambos sentidos. Si los costes de los electrolizadores caen a un 10-15 % anual, un hidrógeno verde saudí a 1,80-2,00 dólares por kg para 2030 se vuelve plausible y la demanda se adelanta. Si los costes se mantienen rígidos y los productores chinos o indios acceden a cadenas de suministro internas de menor coste, la ventaja de coste saudí se estrecha.
El riesgo de ejecución es específico de cada proyecto. NGHC ha acumulado entre seis y doce meses de retraso respecto del calendario original. Yanbu no ha completado el FEED. El hub de CCS de Jubail depende de una caracterización del acuífero salino que no ha sido auditada de forma independiente a los volúmenes que Aramco proyecta. El retraso acumulado en varios proyectos comprime la ventana para alcanzar las metas de producción de 2030.
El riesgo de contabilidad de carbono es determinante para el hidrógeno azul. El CBAM de la UE y la próxima normativa sobre metano imponen requisitos de emisiones de ciclo de vida cada vez más estrictos al hidrógeno importado. La intensidad de metano declarada por Aramco es baja en comparación con sus pares globales, pero las exportaciones de hidrógeno azul a Europa a partir de 2027 necesitarán una contabilidad de ciclo de vida verificada por terceros que Arabia Saudí todavía está desarrollando la capacidad institucional para ofrecer a gran escala. El riesgo geopolítico —tensiones entre Arabia Saudí e Irán, disrupción del transporte marítimo en el mar Rojo— afecta a las primas de seguro y a la fiabilidad de los cargamentos que salen por Yanbu.
Perspectivas
Arabia Saudí termina el primer semestre de 2026 en una posición más sólida de la que le atribuían la mayoría de los observadores externos dos años antes. El hidrógeno verde de NEOM se aproxima a su puesta en marcha. Jubail CCS cuenta con una contraparte contractual. ACWA Power profundiza su cartera de proyectos. Los marcos bilaterales de compra con Japón, Corea y Alemania están activos. Las metas de 2030 —2,9 Mt/año de hidrógeno limpio, una posición entre los tres primeros exportadores mundiales de amoniaco y más de 5.000 millones de dólares de inversión acumulada en proyectos— siguen siendo plausibles, aunque no seguras.
La década que viene gira en torno a tres cosas: reducción de costes, credibilidad de la certificación y materialización de la demanda. La reducción de costes tiene que venir de electrolizadores de nueva generación, de una mayor bajada del precio de los PPA renovables y de una localización industrial saudí que traiga al país la fabricación de pilas de electrolizadores. La credibilidad de la certificación significa construir la infraestructura regulatoria y de auditoría que permita a los compradores de Berlín, Tokio y Seúl confiar en la distinción entre verde y azul sin tener que creer al Reino bajo palabra. La materialización de la demanda depende de factores ajenos al control saudí —el ritmo de descarbonización industrial europea, las FID de cocombustión de amoniaco en Japón, las tarifas de las eléctricas de hidrógeno en Corea—, pero se ve influida por la fiabilidad saudí como proveedor de los primeros cargamentos comerciales.
Si esos tres factores convergen, Arabia Saudí tiene una vía creíble para captar entre el 5 % y el 7 % del mercado mundial de exportación de hidrógeno para 2035. Si no lo hacen, el Reino conserva prácticamente intacta su posición de exportación de hidrocarburos, con el despliegue del hidrógeno funcionando como una opción que aportó valor de opcionalidad pero no produjo el segundo flujo de ingresos equivalente al petróleo que insinuaba el planteamiento más agresivo de la Visión 2030. Para la aritmética general de diversificación del Reino, incluso el resultado conservador es viable. El hidrógeno no necesita sustituir a los ingresos del petróleo para que la Visión 2030 tenga éxito: necesita demostrar que Arabia Saudí puede liderar una nueva industria energética. Con ese listón más bajo, la estrategia ya está dando resultados.
Referencias externas
- NEOM Green Hydrogen Company: especificaciones del proyecto.
- Complejo de Hidrógeno Verde de NEOM de Air Products: detalles de la compra.
- Global Hydrogen Review 2025 de la AIE: curvas de costes y proyecciones de demanda.
- Adquisición de BHIG por Aramco: consolidación del hidrógeno azul.
- Estrategia industrial de hidrógeno saudí del CSIS: marco de política.