Saudi Aramco: la empresa más rentable del mundo y el motor financiero de la Visión 2030

Saudi Aramco —formalmente la Saudi Arabian Oil Company— es el gigante energético controlado por el Estado que produce aproximadamente uno de cada nueve barriles de petróleo que se consumen en el mundo. Con sede en Dhahran, cotizada en el Tadawul con el ticker 2222 y en manos mayoritarias del Estado saudí y del Fondo de Inversiones Públicas, Aramco registró en 2024 unos ingresos de unos 480.000 millones de dólares y un beneficio neto de 106.200 millones, lo que la convierte en la empresa cotizada más rentable del planeta. Su capitalización bursátil se situaba cerca de los 1,79 billones de dólares en mayo de 2026, por encima del valor combinado de ExxonMobil, Shell, BP, Chevron y TotalEnergies. La compañía controla más de 250.000 millones de barriles de reservas probadas de equivalente de petróleo y opera con una capacidad máxima sostenible de crudo de 12 millones de barriles diarios. Su flujo de dividendos —unos 124.000 millones de dólares en 2024 y unos 85.400 millones previstos para 2025— es la mayor fuente de financiación de la Visión 2030 saudí, el programa de transformación económica de más de 1 billón de dólares del Reino. Aramco es, por tanto, a la vez la petrolera más lucrativa de la historia y el mecanismo financiero mediante el cual el Gobierno saudí trata de reducir la dependencia del Reino de los mismos hidrocarburos que generan los beneficios de Aramco. Esa paradoja —una petrolera estatal que financia la diversificación para dejar atrás el petróleo— se sitúa en el centro de cada decisión estratégica de la compañía, desde la marcha atrás de enero de 2024 en su ampliación de capacidad a 13 mbd hasta la puesta en marcha en diciembre de 2025 del yacimiento de gas de esquisto de Jafurah, el mayor proyecto de gas no convencional fuera de Estados Unidos. Para inversores, analistas de políticas e investigadores de la energía, entender Saudi Aramco es el primer paso para entender la arquitectura geopolítica y fiscal del Golfo.

Datos rápidos

Las cifras principales de Saudi Aramco establecen su escala respecto a cualquier competidor comparable del sector energético mundial. Su base de reservas, su capacidad y su reparto de dividendos no tienen verdadero parangón entre las petroleras y gasistas cotizadas. A continuación figuran las cifras de referencia esenciales que todo analista debería memorizar.

• Fundación: 1933 (Acuerdo de Concesión con SOCAL); rebautizada Aramco en 1944; nacionalizada en 1980; moderna Saudi Arabian Oil Company constituida en 1988.
• Sede: Dhahran, Provincia Oriental, Arabia Saudí.
• Consejero delegado: Amin H. Nasser, presidente y CEO desde septiembre de 2015.
• Cotización: Tadawul (Bolsa de Arabia Saudí), ticker 2222, desde el 11 de diciembre de 2019.
• Capitalización bursátil: aproximadamente 1,79 billones de dólares (principios de mayo de 2026).
• Ingresos del ejercicio 2024: 480.600 millones de dólares.
• Beneficio neto del ejercicio 2024: 106.200 millones de dólares (frente a 121.300 millones en 2023).
• Beneficio neto del ejercicio 2025: aproximadamente 104.000 millones de dólares (preliminar).
• Flujo de caja libre de 2024: 85.300 millones de dólares.
• Producción total de hidrocarburos en 2024: 12,7 millones de barriles equivalentes de petróleo al día.
• Capacidad máxima sostenible de crudo: 12 millones de barriles diarios.
• Reservas probadas: en torno a 259.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (líquidos y gas combinados), incluidos unos 189.000 millones de barriles de crudo convencional.
• Plantilla: aproximadamente 75.000 empleados de más de 85 nacionalidades.
• Propiedad pública: ~82 % de participación directa del Estado más ~16 % a través del PIF y sus filiales (~98 % combinado).
• Dividendo de 2024: un reparto total de unos 124.300 millones de dólares; dividendo previsto para 2025 de ~85.400 millones.
• Inversión de capital de 2025: previsión de 52.000-58.000 millones de dólares; el 60 % destinado al upstream.
• Mayor activo individual: el yacimiento de Ghawar (Provincia Oriental), el mayor yacimiento de petróleo convencional del mundo, con una capacidad punta de en torno a 3,8 mbd.

Historia y orígenes estratégicos

La historia institucional de Saudi Aramco es inseparable de la historia más amplia del Estado saudí moderno en el siglo XX. El 29 de mayo de 1933, el rey Abdulaziz Ibn Saud firmó un acuerdo de concesión con la Standard Oil Company of California (SOCAL), que le otorgaba derechos exclusivos de prospección en toda la Provincia Oriental a cambio de un préstamo de 35.000 libras, una renta anual y cánones sobre cualquier producción futura. SOCAL constituyó una filial, la California Arabian Standard Oil Company (CASOC), para gestionar las operaciones. The Texas Company (posteriormente Texaco) entró en la aventura en 1936, y CASOC perforó siete pozos secos antes de que el séptimo —Dammam n.º 7, el llamado Pozo de la Prosperidad— encontrara petróleo comercial en marzo de 1938 a una profundidad de 1.440 metros. Ese único pozo consolidó a Arabia Saudí como una provincia petrolera de primer orden y sentó las bases de todo lo que vino después.

En 1944, CASOC pasó a llamarse Arabian American Oil Company —Aramco— y cuatro años más tarde las entidades predecesoras de las actuales ExxonMobil y Mobil se sumaron a la sociedad junto a SOCAL (más tarde Chevron) y Texaco. A principios de la década de 1950, Aramco producía cerca de 1 millón de barriles diarios. La construcción del oleoducto Transárabe (Tapline) hasta la costa mediterránea en 1950, el descubrimiento del supergigante Ghawar en 1948 y de Safaniyah (el mayor yacimiento marino del mundo) en 1951, y el embargo petrolero árabe de 1973 prepararon el terreno para la toma de control estatal.

El proceso de nacionalización comenzó en 1973, cuando el Gobierno saudí adquirió una participación del 25 % en Aramco a sus propietarios estadounidenses. Esa participación se elevó al 60 % en 1974 y al 100 % en 1980, aunque los cuatro socios estadounidenses siguieron operando la concesión bajo un contrato de servicios. La saudización institucional completa llegó el 8 de noviembre de 1988, cuando el Real Decreto M/8 constituyó la Saudi Arabian Oil Company (Saudi Aramco) como sucesora legal de la Aramco de propiedad estadounidense. Ali al-Naimi, que más tarde sería ministro saudí de Petróleo entre 1995 y 2016, se convirtió ese mismo año en su primer presidente y consejero delegado saudí.

Durante las tres décadas siguientes, Aramco operó como una petrolera nacional no cotizada, responsable ante el Consejo Supremo del Petróleo y, en última instancia, ante el rey. Eso cambió en 2016, cuando el entonces vicepríncipe heredero Mohamed bin Salmán anunció su intención de sacar a bolsa la compañía como parte de la Visión 2030. Tras varios aplazamientos, Aramco completó su OPV en el Tadawul el 11 de diciembre de 2019, con la venta de 3.000 millones de acciones —alrededor del 1,5 % de la compañía— a 32 riyales saudíes cada una y una recaudación de 25.600 millones de dólares. La valoración de aproximadamente 1,7 billones de dólares se quedó por debajo del objetivo de 2 billones del príncipe heredero, pero aun así produjo la mayor OPV de la historia financiera. Una oferta secundaria en junio de 2024 vendió otros 1.545 millones de acciones (0,64 %) a 27,25 riyales, con lo que recaudó aproximadamente 11.200 millones de dólares y amplió la propiedad institucional extranjera. Hoy Aramco es a la vez un instrumento estatal, una sociedad cotizada y la mayor fuente individual de ingresos del Gobierno saudí.

Operaciones de negocio y presencia global

Saudi Aramco opera en toda la cadena de valor de los hidrocarburos: exploración y producción en el upstream, procesamiento de gas y oleoductos en el midstream, refino y petroquímica en el downstream, comercialización, trading y una creciente cartera de nuevas iniciativas energéticas. Es el mayor productor integrado de energía y química del mundo por ingresos y por reservas.

Las operaciones de upstream se concentran en la Provincia Oriental, pero se extienden por todo el litoral saudí. La joya de la corona es el yacimiento de Ghawar, una estructura alargada de 280 km por 30 km que ha producido más de 65.000 millones de barriles desde 1951 y que actualmente aporta en torno a 3,8 millones de barriles diarios a plena capacidad. Otros yacimientos importantes son Safaniyah (el mayor yacimiento marino del mundo, en el golfo Arábigo), Khurais, Manifa, Shaybah en el Cuarto Vacío, Abqaiq, Berri y Marjan. Las reservas probadas de líquidos de Saudi Aramco se sitúan en torno a 189.000 millones de barriles y las reservas totales de hidrocarburos en unos 259.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, múltiplos de las de cualquier competidor. Los costes de extracción rondan los 3-4 dólares por barril equivalente de petróleo, los más bajos de cualquier gran productor del mundo.

El gas se ha convertido en el área estratégica de crecimiento. En diciembre de 2025, Aramco inició la producción comercial en el yacimiento de gas no convencional de Jafurah, el mayor desarrollo de gas de esquisto fuera de Estados Unidos. La Fase 1 arrancó con 450 millones de pies cúbicos diarios, y el proyecto avanza hacia los 2.000 millones de pies cúbicos diarios de gas comercial, 420 mmcf/d de etano y 630.000 barriles diarios de líquidos asociados para 2030. Jafurah alberga unos 229 billones de pies cúbicos de gas bruto y 75.000 millones de barriles de condensado. En el tercer trimestre de 2025, la compañía elevó su objetivo de crecimiento de la capacidad de gas comercial para 2030 desde más del 60 % hasta en torno al 80 % respecto a los niveles de 2021, con lo que impulsa la producción total de gas y líquidos hacia los 6 mboe/d en 2030 y proyecta un flujo de caja operativo incremental de 12.000-15.000 millones de dólares a final de la década.

El downstream se ancla en la adquisición en 2020 de una participación del 70 % en SABIC al PIF por 69.100 millones de dólares. La operación situó a Aramco entre los tres mayores productores petroquímicos del mundo e integró la plataforma química de SABIC con la ventaja de materia prima de Aramco. La capacidad de refino alcanzó aproximadamente 6,6 millones de barriles diarios en 2024 entre activos de propiedad plena y participados. En el ámbito nacional, la compañía opera las refinerías de Ras Tanura, Yanbu, Jazan, Riad y Rabigh, además de las plantas en empresa conjunta SATORP (con TotalEnergies) e YASREF (con Sinopec).

La presencia internacional en el downstream de Aramco abarca cuatro continentes. En Estados Unidos posee Motiva Enterprises, operadora de la refinería de Port Arthur, de 630.000 bpd, en Texas, la mayor de Norteamérica. En China tiene participaciones en la Fujian Refining & Petrochemical Company, Sinopec Senmei (Fujian) Petroleum, el nuevo complejo de refino y petroquímica HAPCO con Rongsheng/Hengli y la empresa conjunta Sinopec SABIC Tianjin Petrochemical. En abril de 2025, Aramco, Sinopec y Yasref firmaron un Acuerdo Marco de Empresa Conjunta para ampliar la refinería de Yanbu con un cracker de vapor de alimentación mixta de 1,8 mtpa y un complejo de aromáticos de 1,5 mtpa. En Corea del Sur, Aramco posee una participación del 63,4 % en S-Oil. En Malasia opera la empresa conjunta PRefChem con Petronas. La India sigue siendo una prioridad estratégica pese al fracaso en 2021 del acuerdo de refino y química de 15.000 millones de dólares propuesto con Reliance.

La I+D se gestiona a través de la red mundial de investigación de Aramco, con laboratorios en Dhahran, Houston, Detroit, Boston, Aberdeen, París, Pekín, Yokohama, Daejeon y Delft, y áreas de foco que abarcan la recuperación mejorada de petróleo, la movilidad (la compañía es patrocinadora de la Fórmula 1 desde hace tiempo), los materiales avanzados, el hidrógeno, la captura de carbono y la digitalización. La filial Aramco Digital, lanzada a principios de 2023 con 1.900 millones de dólares de inversión comprometida hasta 2025, está construyendo infraestructura de centros de datos, IA y conectividad por todo el Reino en alianza con Groq, World Wide Technology, Cisco y HUMAIN, propiedad del PIF. Aramco es también el inversor de referencia en exportaciones de hidrógeno azul y amoníaco azul, con envíos a Japón y Corea del Sur desde 2022, aunque en 2025 la compañía recortó en torno a un 80 % su objetivo de producción de amoníaco bajo en carbono para 2030, hasta 2,5 millones de toneladas anuales, alegando una demanda inferior a lo previsto y una economía desfavorable.

Papel en la Visión 2030 saudí

El papel de Aramco en la Visión 2030 es sencillo de describir y casi imposible de exagerar. El programa de diversificación del Reino se financia principalmente con los ingresos del petróleo, y Aramco es el conducto a través del cual esos ingresos llegan al balance público. En 2024, los dividendos, cánones e impuestos relacionados con Aramco representaron aproximadamente el 61 % de los ingresos del Gobierno saudí. La caída en 2025 de los dividendos ligados al desempeño —de 43.000 millones de dólares a un residual de 200-900 millones por trimestre— se prevé que amplíe el déficit fiscal del Reino hasta en torno al 4 % del PIB, lo que ilustra la dependencia estructural del Gobierno respecto a la compañía.

El mecanismo funciona en tres capas. En primer lugar, Aramco paga cánones (actualmente el 15 % sobre los primeros 70 dólares del precio del crudo, hasta el 45 % por encima de 100 dólares) e impuesto de sociedades (un tipo efectivo en torno al 50 % para el segmento de upstream) directamente al Ministerio de Hacienda. En segundo lugar, la compañía paga un dividendo base trimestral más un dividendo ligado al desempeño a todos los accionistas, pero como el Estado y el PIF juntos poseen en torno al 98 % de las acciones, más de 98 céntimos de cada dólar distribuido vuelven al sector público saudí. En tercer lugar, en 2022, 2023 y 2024 el Gobierno transfirió un 16 % acumulado de las acciones de Aramco al PIF y sus filiales, lo que dota al fondo soberano de un flujo de dividendos recurrente de aproximadamente 20.000 millones de dólares al año que puede desplegar en NEOM, el Proyecto del Mar Rojo, Qiddiya, Diriyah Gate, inversiones en deporte y entretenimiento y las infraestructuras del Mundial de 2034.

El programa IKTVA —In-Kingdom Total Value Add— es el segundo gran mecanismo de la Visión 2030. Lanzado en 2015 con una puntuación inicial de contenido local del 35 %, el IKTVA alcanzó el 67 % en 2024 y superó el objetivo del 70 % a comienzos de 2026. Aramco se ha comprometido ahora a un 75 % de contenido local para 2030. El programa ha canalizado más de 280.000 millones de dólares al PIB saudí desde su creación, sostiene más de 200.000 empleos directos e indirectos y, en el Foro IKTVA de 2025, produjo 145 nuevos acuerdos por un valor aproximado de 9.000 millones de dólares. Al obligar a los proveedores globales a localizar la fabricación y los servicios para ganar contratos de Aramco, el IKTVA funciona como una cuasi-política industrial que corre en paralelo a los objetivos de la brecha del PIB no petrolero saudí.

La expansión del downstream de Aramco es en sí misma un KPI de la Visión 2030. Aumentar la conversión de líquidos en productos químicos desde en torno al 1 % hasta el 4 % de la producción de crudo para 2030 respalda directamente el objetivo de diversificación industrial del Reino. La ampliación petroquímica de Yanbu con Sinopec, la integración de SABIC y la cadena de gas a productos químicos anclada en Jafurah se sitúan en esta ruta crítica.

Los compromisos climáticos conforman una cuarta capa. Aramco se ha comprometido a alcanzar cero emisiones netas de alcance 1 y alcance 2 en sus operaciones de propiedad plena para 2050, con un objetivo intermedio de recortar 52 millones de toneladas de CO2 equivalente para 2035 y una reducción del 15 % en la intensidad de carbono del upstream para esa misma fecha. El objetivo de 12 GW de renovables, el centro de captura, uso y almacenamiento de carbono (CCUS) de 9 mtpa previsto en Jubail y los primeros envíos de hidrógeno y amoníaco son tangibles, aunque su suficiencia es objeto de amplia disputa entre los analistas climáticos.

Perfil financiero y cifras clave

La escala financiera de Aramco carece realmente de precedentes entre las empresas cotizadas. Las cifras siguientes resumen la trayectoria desde la recuperación pospandémica, pasando por la subida del precio del petróleo de 2022, hasta el entorno de moderación de 2024-2025.

Los ingresos subieron de 204.000 millones de dólares en 2020 a 535.000 millones en 2022, antes de moderarse a 495.000 millones en 2023 y 480.600 millones en 2024. El beneficio neto siguió un arco similar: 49.000 millones en 2020, 161.000 millones en el año extraordinario de 2022, 121.300 millones en 2023 y 106.200 millones en 2024. El flujo de caja libre en 2024 fue de 85.300 millones de dólares, prácticamente igualado en 2025 con 85.400 millones. La inversión de capital fue de 53.300 millones de dólares en 2024 y se prevé en 52.000-58.000 millones para 2025, con el 60 % destinado al desarrollo del upstream y en torno al 10 % reservado para la cartera de nueva energía. El flujo de caja de las operaciones se mantuvo sólido en 135.700 millones de dólares en 2024.

La trayectoria del dividendo ha sido la línea más vigilada de los estados financieros. Aramco pagó 98.400 millones de dólares en 2023, 124.300 millones en 2024 y en torno a 85.400 millones en 2025, al retirarse en gran medida el complemento ligado al desempeño. El dividendo base del cuarto trimestre de 2025 se elevó un 3,5 % hasta 0,3393 SAR por acción, equivalente a unos 21.900 millones de dólares, lo que indica una progresividad continuada del componente base incluso mientras el elemento variable se comprimía. Con aproximadamente 241.900 millones de acciones en circulación y una rentabilidad por dividendo en torno al 5 %, el efectivo total devuelto a los accionistas solo en 2024 superó los dividendos combinados de todas las demás grandes petroleras cotizadas.

La comparación con los competidores resulta ilustrativa. El beneficio neto de Aramco en 2024, de 106.000 millones de dólares, fue aproximadamente el triple de los 33.700 millones de ExxonMobil, seis veces los 16.500 millones de Shell y un orden de magnitud superior a los desplomados 400 millones de BP. Con todo, el múltiplo de mercado de Aramco se acerca más al de una utility regulada que al de una gran petrolera estadounidense.

Fuentes: comunicados de resultados del ejercicio 2024 de las compañías; companiesmarketcap.com (mayo de 2026); presentación a inversores de Aramco del 3T2025. Las rentabilidades son aproximadas y redondeadas.

Novedades recientes 2024-2026

El periodo de dos años que va desde principios de 2024 hasta mediados de 2026 ha sido el más activo estratégicamente de la vida cotizada de Aramco. La decisión individual más trascendental llegó el 30 de enero de 2024, cuando el Ministerio de Energía ordenó a Aramco abandonar su plan de ampliar la capacidad máxima sostenible de crudo de 12 a 13 millones de barriles diarios para 2027. El ahorro de inversión —aproximadamente 40.000 millones de dólares en gasto de upstream diferido— se reorientó hacia proyectos de gas, downstream y nueva energía. Los programas de desarrollo de campos de Safaniyah y Manifa se pausaron o replantearon.

En junio de 2024, el Gobierno saudí completó una oferta pública secundaria de 1.545 millones de acciones a 27,25 riyales, con la que recaudó 11.200 millones de dólares. La demanda extranjera superó con creces el tramo internacional, lo que corrigió en parte la percepción de que la OPV de 2019 había sido absorbida en gran medida por inversores nacionales y cuentas soberanas del Golfo. Los ingresos se canalizaron al Tesoro e, indirectamente, al gasto de la Visión 2030. En un cambio paralelo de propiedad, el príncipe heredero anunció el 7 de marzo de 2024 la transferencia de un 8 % adicional de las acciones de Aramco a filiales del PIF, con lo que la participación combinada del fondo alcanzó aproximadamente el 16 %.

Aramco Digital se lanzó como filial de propiedad plena a principios de 2023 y aceleró a lo largo de 2024-2025 con una serie de alianzas. En 2024, la unidad presentó METABRAIN, un modelo de IA generativa orientado a los flujos de trabajo industriales, con una versión de un billón de parámetros anticipada para finales de 2025. Los acuerdos posteriores con Groq para centros de datos optimizados para inferencia, con Cisco y World Wide Technology para infraestructura de IA, y una inversión junto a HUMAIN situaron a la filial en el centro del despliegue de IA del Reino. Se afirma ahora que la cartera de IA de Aramco genera 4.000 millones de dólares de valor anual habilitado por la tecnología en sus operaciones.

En abril de 2025, Aramco, Sinopec e YASREF firmaron un Acuerdo Marco de Empresa Conjunta para ampliar la refinería de Yanbu con un cracker de vapor de alimentación mixta de 1,8 mtpa y un complejo de aromáticos de 1,5 mtpa. La operación siguió al inicio de las obras en noviembre de 2024 de la empresa conjunta HAPCO en Fujian (China) y a una serie de adjudicaciones de contratos en Jafurah por un total aproximado de 25.000 millones de dólares en 2024 y 10.000 millones en 2021. También se prorrogaron los acuerdos de suministro de crudo con refinerías indias pese al frustrado acuerdo con Reliance.

Las ambiciones en hidrógeno y amoníaco bajo en carbono se moderaron de forma sustancial. En marzo de 2025, Aramco anunció una reducción del 80 % en su objetivo de producción de amoníaco bajo en carbono para 2030 —de 11 mtpa a 2,5 mtpa—, alegando unos costes de producción elevados y una demanda de suministro decepcionante. El consejero delegado, Amin Nasser, declaró públicamente que la compañía solo construiría capacidad de producción una vez que hubiera asegurado acuerdos comerciales con rentabilidades adecuadas, lo que apunta a una postura más disciplinada y menos dependiente de las subvenciones de lo que había dado a entender la rivalidad regional con los incipientes planes de hidrógeno de los Emiratos.

Los resultados del tercer trimestre de 2025, publicados en noviembre de 2025, mostraron un beneficio neto ajustado un 14 % superior interanual, hasta 28.000 millones de dólares, pese a unos precios del petróleo más bajos, un flujo de caja libre de 23.600 millones y un dividendo base del tercer trimestre de 21.100 millones. Las cifras del conjunto de 2025, publicadas a principios de marzo de 2026, confirmaron un beneficio neto de aproximadamente 104.000 millones de dólares. Los resultados del primer trimestre de 2026 estaban previstos para el 10 de mayo de 2026 y se esperaba que reflejaran el impacto de una mayor producción de la OPEP+ y una recuperación de los precios medios realizados del crudo tras las retiradas de producción de comienzos de 2026.

Riesgos, controversias y desafíos

Para una institución de la escala de Aramco, el registro de riesgos es igualmente largo. El riesgo de seguridad física más agudo se hizo visible a escala mundial el 14 de septiembre de 2019, cuando diez drones y aproximadamente 18 misiles de crucero impactaron en la planta de procesamiento de Abqaiq —la mayor planta de estabilización de crudo del mundo— y en el yacimiento de Khurais, en el este de Arabia Saudí. El ataque dejó fuera de servicio temporalmente unos 5,7 millones de barriles diarios, más de la mitad de la producción saudí y en torno al 5 % del suministro mundial. Los hutíes de Yemen reivindicaron la autoría, pero Estados Unidos, el Reino Unido, Francia y Alemania atribuyeron el ataque a Irán. Aramco restableció la plena capacidad de producción en unas dos semanas, un logro operativo que, no obstante, puso de relieve la exposición del Reino al riesgo de actores hostiles en un corredor de tránsito que mueve una quinta parte del crudo transportado por mar.

Las críticas ESG siguen siendo un lastre persistente. Carbon Tracker y la coalición Climate Action 100+ han rebajado en repetidas ocasiones las puntuaciones de preparación para la transición de Aramco, alegando la escasa proporción de inversión destinada a activos no hidrocarburíferos (en torno al 10 %), el alcance parcial de su compromiso de cero emisiones netas (solo las operaciones, sin incluir las emisiones de alcance 3 procedentes de la combustión del producto, que empequeñecen la huella operativa) y la dependencia de compensaciones de carbono difíciles de cuantificar para cumplir los objetivos intermedios. La intensidad de metano se ha reducido de forma sostenida y se situó en aproximadamente el 0,06 % en 2024, entre las más bajas del sector, pero la magnitud absoluta del volumen de hidrocarburos de Aramco mantiene las emisiones totales en el rango de las gigatoneladas cuando se incluye la combustión de uso final.

La exposición al precio del petróleo es el riesgo financiero más básico. Pese a unos costes de extracción extremadamente bajos, el flujo de caja libre de Aramco sigue de cerca los precios del Brent, y el compromiso de dividendo progresivo de la compañía —respaldado por un dividendo base para 2026 declarado por el consejo de 87.600 millones de dólares— no puede sostenerse con la generación interna de caja si el Brent se mantiene por debajo de aproximadamente 80 dólares por barril durante un periodo prolongado. El precio de equilibrio fiscal saudí, que el FMI estima entre 90 y 94 dólares en 2025-2026 (el gasto del PIF eleva el umbral de equilibrio implícito por encima de 110 dólares), significa que el Gobierno y Aramco comparten un mismo perfil de sensibilidad al precio. Los escenarios de precios del petróleo bajos durante más tiempo fuerzan una elección binaria: recortar el dividendo (reduciendo la financiación de la Visión 2030) o endeudarse contra los flujos de caja futuros.

Las huellas hídrica y de carbono no son triviales. Arabia Saudí es uno de los países con mayor estrés hídrico del planeta, y la producción de petróleo es cada vez más intensiva en agua a medida que los yacimientos maduran y requieren inyección de agua para el mantenimiento de la presión. La ampliación de Manifa se replanteó deliberadamente, en parte, por este motivo.

Las cuestiones de gobernanza y de los accionistas minoritarios se sitúan en el plano corporativo. Los consejeros independientes ocupan una minoría de los asientos del consejo, el accionista de control conserva la capacidad de dirigir las decisiones estratégicas (de forma más visible con la directiva de capacidad de enero de 2024) y la oferta secundaria de 2024 se fijó cerca del extremo inferior de la horquilla indicativa, lo que sugiere un escepticismo institucional persistente sobre el descuento de gobernanza corporativa. La valoración de la OPV de 1,7 billones de dólares en diciembre de 2019 sigue siendo un máximo histórico frente a la capitalización de mayo de 2026, lo que deja un rendimiento total a largo plazo modesto en términos de dólares una vez excluido el flujo de dividendos, un recordatorio de que Aramco ha sido una historia de renta, no de revalorización del capital, para los titulares de su capital flotante.

Perspectivas de futuro hasta 2030

El margen de maniobra estratégico de Aramco entre 2026 y 2030 es estrecho pero está bien definido. Descartado el objetivo de capacidad de 13 mbd, la capacidad de producción de crudo se estabilizará en 12 mbd, y la historia de crecimiento del upstream migra casi por completo al gas. Jafurah es ahora el proyecto de desarrollo individual más importante de la compañía, con la primera producción de diciembre de 2025 orientada a una subida hacia los 2.000 millones de pies cúbicos diarios de gas comercial, además de flujos de condensado y etano, para 2030. El aumento de en torno al 80 % de la capacidad de gas —equivalente a unos 6 mboe/d cuando se contabilizan los líquidos asociados— pretende sustituir al crudo en la generación eléctrica nacional, liberar barriles adicionales para la exportación y alimentar los objetivos de conversión petroquímica.

El plan de cero emisiones netas para 2050 solo resulta creíble en su dirección para las emisiones operativas de alcance 1 y alcance 2, e incluso ahí depende de una combinación de reducciones de metano, electrificación, el despliegue de 12 GW de renovables y el CCUS a gran escala en Jubail (9 mtpa para 2027). Las emisiones de alcance 3 —el carbono incorporado en el petróleo que Aramco vende— no están cubiertas por el objetivo operativo y, a los ritmos de producción actuales, totalizan aproximadamente 1,5 a 1,6 gigatoneladas de CO2 al año, más que la totalidad de las emisiones anuales de Japón. Sigue siendo objeto de disputa si la compañía puede afirmar de forma plausible su alineación con las trayectorias de descarbonización compatibles con París bajo cualquier metodología estándar.

El riesgo de ejecución en hidrógeno y CCUS ha aumentado, no disminuido, desde la OPV. El recorte del 80 % del objetivo de amoníaco en 2025 y la modesta adopción comercial del hidrógeno azul hasta ahora indican que el mercado de exportación es más pequeño, más lento y más sensible al precio de lo que sugerían las hipótesis iniciales. La disciplina de Aramco al negarse a construir capacidad de producción sin acuerdos de suministro de referencia es favorable al inversor, pero ralentiza el posicionamiento de la compañía en cualquier futura economía de exportación baja en carbono.

La mayor incertidumbre individual son las necesidades fiscales saudíes. El gasto de la Visión 2030 —NEOM, Qiddiya, el Mar Rojo, Diriyah, el Mundial de 2034, la Expo Mundial de 2030 y la cartera más amplia de gigaproyectos— ronda los 200.000 a 250.000 millones de dólares al año. Si los precios del petróleo se quedan por debajo del umbral de equilibrio del FMI hasta 2030, la elección entre mantener el dividendo de Aramco, aumentar el apalancamiento del PIF o recortar las ambiciones nacionales se vuelve operativamente ineludible. El dividendo progresivo de la compañía, planteado como un compromiso contractual con los accionistas, competirá con las obligaciones de inversión en cualquier ciclo bajista. Los inversores deberían tratar las perspectivas de Aramco a medio plazo como inseparables de la trayectoria de las finanzas soberanas saudíes y de la durabilidad política del propio programa de la Visión 2030.

FAQ

¿Cotiza en bolsa Saudi Aramco?

Sí. Saudi Aramco empezó a cotizar en el Tadawul (Bolsa de Arabia Saudí) el 11 de diciembre de 2019 con el ticker 2222. En la OPV se vendió alrededor del 1,5 % de la compañía y otro 0,64 % en una oferta secundaria de junio de 2024. En torno al 98 % de las acciones sigue en manos del Estado saudí y del Fondo de Inversiones Públicas (PIF).

¿Quién es el dueño de Saudi Aramco?

El Gobierno saudí posee directamente en torno al 82 % de Saudi Aramco. El Fondo de Inversiones Públicas (PIF) y sus filiales ostentan aproximadamente el 16 % tras las transferencias de participaciones de 2022, 2023 y 2024. El capital flotante en el Tadawul ronda el 2 %, en manos de inversores saudíes e internacionales.

¿Cuánto petróleo produce Aramco al día?

En 2024, la producción total media de hidrocarburos de Aramco fue de unos 12,7 millones de barriles equivalentes de petróleo al día, de los cuales el crudo se situó en torno a 9,0-9,6 millones de barriles diarios por las restricciones de cuota de la OPEP+. La capacidad máxima sostenible de crudo se sitúa en 12 millones de barriles diarios.

¿Cuál es la capitalización bursátil de Aramco?

La capitalización bursátil de Saudi Aramco a comienzos de mayo de 2026 era de aproximadamente 1,79 billones de dólares, con las acciones cotizando cerca de los 27,58 riyales saudíes en el Tadawul. Eso sitúa a Aramco en tercer lugar mundial, por detrás de un reducido grupo de tecnológicas estadounidenses y muy por delante de cualquier otra gran petrolera cotizada.

¿Cuánto paga Aramco en dividendos?

Aramco distribuyó unos 124.000 millones de dólares en dividendos en 2024, el mayor reparto de cualquier empresa cotizada del mundo. El total de 2025 fue de aproximadamente 85.400 millones de dólares tras la retirada del componente ligado al desempeño. En torno al 98 % de los dividendos fluye hacia el Estado saudí y el PIF.

¿Cuándo se fundó Aramco?

La compañía remonta sus orígenes a un acuerdo de concesión de 1933 entre Arabia Saudí y Standard Oil of California. La entidad original pasó a llamarse Arabian American Oil Company (Aramco) el 31 de enero de 1944. El Gobierno saudí completó la nacionalización total en 1980 y constituyó la moderna Saudi Arabian Oil Company en 1988.

¿Dónde tiene su sede Aramco?

Aramco tiene su sede en Dhahran, en la Provincia Oriental de Arabia Saudí, en un extenso campus corporativo junto al pozo original Dammam n.º 7, que encontró petróleo comercial en 1938. Entre sus principales emplazamientos operativos figuran Abqaiq, Khurais, Ras Tanura, Yanbu y el yacimiento de gas no convencional de Jafurah.

¿Quién es el consejero delegado de Aramco?

Amin H. Nasser es presidente y consejero delegado de Saudi Aramco desde septiembre de 2015. Ingeniero de petróleo que se incorporó a la compañía en 1982, dirigió Aramco durante la OPV de 2019, la adquisición de SABIC y la oferta secundaria de 2024. También forma parte del consejo de administración de BlackRock.

¿Es Aramco más grande que ExxonMobil?

Por capitalización bursátil, sí: Aramco, con unos 1,79 billones de dólares, es unas 2,8 veces mayor que ExxonMobil, con aproximadamente 642.000 millones de dólares en mayo de 2026. El beneficio neto de Aramco en 2024, de 106.000 millones de dólares, superó en más de tres veces los 33.700 millones de Exxon. Exxon, no obstante, tiene una mayor producción de líquidos a partir de una cartera geográficamente más diversificada y unas reservas de mayor recorrido fuera de una única concesión soberana.

¿Cuál es el papel de Aramco en la Visión 2030?

Aramco es el motor financiero de la Visión 2030. Sus dividendos, cánones e impuestos financian los gigaproyectos del Fondo de Inversiones Públicas (PIF), entre ellos NEOM, los desarrollos del Mar Rojo y las infraestructuras del Mundial de 2034. El programa de contenido local IKTVA canaliza el gasto en aprovisionamiento hacia las cadenas de suministro nacionales, y las inversiones de Aramco en downstream e hidrógeno respaldan los objetivos de diversificación.

Fuentes y lecturas complementarias

• Relaciones con Inversores de Aramco y resultados del ejercicio 2024
• Nota de prensa de resultados del 3T2025 de Aramco
• Bolsa de Arabia Saudí (Tadawul) — cotización de Saudi Aramco 2222
• Consulta del Artículo IV del FMI sobre Arabia Saudí 2025
• Administración de Información Energética de EE. UU. — informe de análisis del país Arabia Saudí
• Reuters — cobertura de la directiva de capacidad de Aramco, enero de 2024
• Bloomberg — oferta secundaria de Aramco de 2024
• Internos: Fondo de Inversiones Públicas | Perfil institucional de Aramco | SABIC | NEOM | Aramco Digital | Rastreador de la brecha del PIB no petrolero saudí | Visión 2030