En février 2026, le premier pétrolier chargé de brut ultra-léger, du condensat extrait du champ gazier de Jafurah dans la Province orientale de l’Arabie saoudite, a quitté le port de Yanbu à destination de Chevron. Deux autres cargaisons ont suivi en mars : l’une vers ExxonMobil, l’autre vers Indian Oil Corporation. Le prix : une prime de 2 à 3 dollars par baril par rapport aux cotations de Dubaï, sur une base franco à bord. La capacité d’exportation : quatre à six cargaisons par mois, environ 500 000 barils par cargaison, expédiées par le port de la mer Rouge qui traite désormais 80 à 85 % des exportations pétrolières saoudiennes alors que le détroit d’Ormuz reste contesté.
Ce condensat est le premier produit physique d’un programme d’investissement de plus de 100 milliards de dollars appelé à transformer l’infrastructure énergétique saoudienne plus profondément que n’importe quel projet renouvelable, centre de données ou ville linéaire. Jafurah n’est pas un pari technologique. C’est un pari gazier, le plus grand développement de gaz non conventionnel du Royaume et le plus grand projet de gaz de schiste hors des États-Unis. Sa portée pour Vision 2030 est structurelle : le gaz remplace le pétrole brut actuellement brûlé pour produire de l’électricité domestique, libérant ce brut pour l’exportation et mettant fin à l’absurdité d’un pétro-État consommant sa propre exportation la plus précieuse pour garder les lumières allumées.
Au centre de la structure financière se trouve BlackRock, ou plus exactement Global Infrastructure Partners, la plateforme de 170 milliards de dollars d’actifs sous gestion que BlackRock a acquise dans une transaction de 12,5 milliards de dollars clôturée en octobre 2024, augmentant d’environ 40 % les actifs de BlackRock sur les marchés privés. L’opération Jafurah s’inscrit dans le pivot plus large d’Aramco, d’une croissance tirée par le pétrole vers une croissance tirée par le gaz. Le consortium mené par GIP détient 49 % de la société midstream qui exploite les installations de traitement et de fractionnement du gaz de Jafurah. La structure de l’accord sert de modèle à la manière dont le capital international affluera vers l’Arabie saoudite dans le cadre de la stratégie 2026-2030 du PIF.
Le champ de Jafurah
Jafurah se situe dans la Province orientale, à environ 100 kilomètres au sud du champ pétrolier de Ghawar, le plus grand champ pétrolier conventionnel au monde. La comparaison avec Ghawar n’est pas fortuite : Aramco a découvert le potentiel gazier non conventionnel de Jafurah en explorant les formations géologiques adjacentes à ses provinces hydrocarbures établies. Les réserves du champ ont été révisées à la hausse en 2023, à 229 trillions de pieds cubes de gaz brut et 75 milliards de barils de condensat en réservoir de stockage, contre une estimation initiale de 200 Tcf qui plaçait déjà Jafurah parmi les plus grandes accumulations gazières découvertes au cours des deux dernières décennies.
L’investissement total sur le cycle de vie devrait dépasser 100 milliards de dollars. L’infrastructure comprend un réseau de pipelines de 1 500 kilomètres, incluant lignes principales de transfert, flowlines et lignes de collecte, l’usine de gaz de Jafurah et l’installation de fractionnement des liquides de gaz naturel de Riyas dans la ville industrielle de Jubail. En 2024 seulement, Aramco a attribué 25 milliards de dollars de contrats d’expansion gazière stratégique, signe de l’accélération d’un programme que le directeur général Amin Nasser présente comme central dans la transition énergétique du Royaume : non pas une transition des hydrocarbures vers les renouvelables, mais du pétrole brut comme combustible domestique vers le gaz naturel comme combustible domestique, le brut étant redirigé vers les marchés d’exportation où il se vend avec une prime.
La phase 1 est entrée en service le 2 décembre 2025, étape qu’Aramco a mise en avant pour une capacité de production de 450 millions de pieds cubes par jour, soit environ 2,5 fois les projections initiales de la première phase. La phase 2 est prévue pour 2027. Les objectifs de production pour 2030 sont ambitieux : 2 milliards de pieds cubes par jour de gaz commercialisable, 420 millions de pieds cubes standard par jour d’éthane destiné aux matières premières pétrochimiques, et environ 630 000 barils par jour de liquides de gaz naturel et de condensat.
L’échelle de ces objectifs se comprend mieux en contexte. La production totale de gaz de l’Arabie saoudite en 2023 était d’environ 11,3 milliards de pieds cubes par jour. Le développement complet de Jafurah ajouterait environ 18 % à la capacité de production gazière du Royaume, soit la plus forte augmentation unitaire depuis le développement du système gazier de Ghawar dans les années 1970.
La nature non conventionnelle du développement ajoute une complexité technique qui distingue Jafurah de la production gazière conventionnelle saoudienne. L’extraction de gaz non conventionnel nécessite forage horizontal et fracturation hydraulique, technologies que l’Arabie saoudite a importées de l’industrie américaine du schiste mais dont Aramco a une expérience opérationnelle limitée à grande échelle. La surperformance de la phase 1, 450 millions de pieds cubes par jour contre des projections initiales d’environ 180 millions, suggère que le réservoir répond mieux que ne le prévoyaient les modèles géologiques, ce qui pourrait indiquer que les réserves de Jafurah dépassent même l’estimation révisée de 229 Tcf.
Avec plus de 100 milliards de dollars d’investissement sur son cycle de vie, Jafurah se positionne comme le projet énergétique le plus intensif en capital de l’histoire du Royaume hors opérations pétrolières amont d’Aramco. Le seul réseau de pipelines de 1 500 kilomètres représente un investissement d’infrastructure comparable à l’East-West Pipeline, qui traite actuellement 7 millions de barils par jour d’exportations de brut via Yanbu. L’installation de fractionnement des liquides de gaz naturel de Riyas, à Jubail, l’un des deux actifs dans lesquels le consortium de BlackRock a acquis 49 %, transformera les liquides de gaz naturel de Jafurah en propane, butane et essence naturelle pour l’exportation et l’usage pétrochimique domestique.
Le contexte de guerre : Jafurah pendant Ormuz
Le calendrier de développement de Jafurah a croisé le conflit avec l’Iran d’une manière qui a simultanément accru l’importance stratégique du champ et compliqué sa logistique d’exportation.
La production gazière du champ, consommée localement pour la production électrique et comme matière première pétrochimique, est isolée de la fermeture d’Ormuz. Le gaz circule par pipelines vers les centrales électriques saoudiennes et vers le complexe pétrochimique de Jubail. Il ne nécessite pas d’accès portuaire. L’utilité domestique du gaz de Jafurah est même renforcée par la guerre : chaque pied cube de gaz qui remplace du brut dans la production électrique domestique libère ce brut pour l’exportation via l’East-West Pipeline vers Yanbu, port de la mer Rouge qui traite désormais 80 à 85 % des exportations pétrolières saoudiennes après la fermeture d’Ormuz.
Les exportations de condensat relèvent d’une autre logique. Les premières cargaisons, chargées à Yanbu en février et mars 2026, transitent par la mer Rouge, elle-même cible d’attaques houthis en 2024-2025. La route de la mer Rouge ajoute environ 3 500 milles nautiques aux cargaisons à destination de l’Europe par rapport à la route du Golfe, qui utiliserait le détroit d’Ormuz, actuellement fermé. L’acheminement par Yanbu augmente les coûts de transport et les délais de transit, mais constitue la seule voie d’exportation viable pour le brut et le condensat saoudiens pendant la perturbation d’Ormuz.
Le prix du condensat de Jafurah, avec une prime de 2 à 3 dollars par baril au-dessus des cotations de Dubaï, reflète la qualité du produit, ultra-léger et pauvre en soufre, plutôt qu’une prime de guerre. Le condensat est recherché par les raffineries pour le mélange avec des bruts plus lourds et comme matière première pétrochimique. Les acheteurs, Chevron, ExxonMobil et Indian Oil Corporation, sont suffisamment sophistiqués pour gérer le risque logistique. Leur volonté d’acheter pendant le conflit valide la proposition commerciale.
La capacité d’exportation de quatre à six cargaisons par mois, à environ 500 000 barils par cargaison, implique 2 à 3 millions de barils d’exportations mensuelles de condensat. C’est modeste au regard du débit de 7 millions de barils par jour du pipeline saoudien de brut, mais significatif comme nouveau flux de revenus inexistant avant décembre 2025. À 80-90 dollars le baril, le condensat se négociant généralement avec une décote par rapport au brut mais la qualité ultra-légère de Jafurah commandant une prime, le revenu annualisé des exportations de condensat approche 2 à 3 milliards de dollars, une contribution significative aux revenus hydrocarbures hors brut.
L’accord de 11 milliards de dollars
L’opération midstream BlackRock-Aramco sur Jafurah a été annoncée en août 2025 et clôturée en octobre 2025 : un montage de lease-and-leaseback de 11 milliards de dollars répondant aux besoins spécifiques des deux parties.
La structure : Aramco a créé une nouvelle filiale, Jafurah Midstream Gas Company (JMGC), pour détenir l’usine de gaz de Jafurah et l’installation de fractionnement des liquides de gaz naturel de Riyas. Un consortium mené par Global Infrastructure Partners, désormais intégré à BlackRock, a acquis 49 % de JMGC. Aramco conserve 51 % et reprend les installations en location dans le cadre d’un accord de revenus tarifaires sur 20 ans.
L’économie de l’opération : le consortium de BlackRock paie 11 milliards de dollars pour 49 % d’actifs qui génèrent des revenus via les paiements de location d’Aramco, un flux de trésorerie contractuel indépendant des prix du gaz, des prix du pétrole ou des volumes de production. Aramco reçoit 11 milliards de dollars en numéraire, soit environ un dixième de son obligation de dividende pour 2025, tout en conservant le contrôle opérationnel et la majorité du capital. La structure ne transfère pas le risque de matières premières à l’investisseur. Elle n’exige pas de l’investisseur qu’il comprenne le traitement du gaz. Elle l’oblige à évaluer la qualité de crédit d’Aramco, ce qui, pour l’entreprise la plus profitable au monde, n’est pas une analyse difficile.
L’accord s’inscrit dans une séquence délibérée. En juin 2021, un consortium mené par EIG a acquis 49 % d’Aramco Oil Pipelines Company dans une opération de 12,4 milliards de dollars avec droits tarifaires sur 25 ans, modèle initial mais sans BlackRock. En décembre 2021, un consortium BlackRock Real Assets et Hassana Investment Company a convenu d’un accord de 15,5 milliards de dollars pour 49 % d’Aramco Gas Pipelines Company ; la transaction a été clôturée en février 2022. L’accord Jafurah de 2025 est le troisième de cette séquence, le deuxième impliquant BlackRock et le premier structuré autour d’un champ gazier non conventionnel plutôt que d’une infrastructure de pipelines héritée. Ensemble, les trois transactions, pipelines pétroliers d’EIG, gazoducs de BlackRock, midstream Jafurah de BlackRock, définissent le modèle de lease-and-leaseback par lequel le capital international participe désormais à l’infrastructure énergétique saoudienne.
L’empreinte de 35 milliards de dollars
Les investissements totaux de BlackRock en Arabie saoudite dépassent désormais 35 milliards de dollars à travers actions, obligations et infrastructures, selon Kashif Riaz de BlackRock. Cette empreinte comprend :
Des détentions obligataires de plus de 10 milliards de dollars sur des émissions du ministère des Finances, du PIF et d’Aramco, positions qui bénéficient des notations investment grade de l’Arabie saoudite, Moody’s Aa3 et Fitch A+, et génèrent un revenu courant à partir de l’accélération du programme d’endettement du Royaume. Le marché saoudien de la dette devrait atteindre 600 milliards de dollars d’encours d’ici fin 2026.
Les deux participations d’infrastructure à 49 % : Aramco Gas Pipelines Company en 2022 et JMGC/Jafurah en 2025. Ensemble, ces positions représentent le plus grand investissement d’infrastructure à entité unique en Arabie saoudite par un investisseur financier étranger.
La plateforme BlackRock Riyadh Investment Management, établie avec le PIF, qui fournit le cadre institutionnel pour une poursuite de la croissance stratégique. BlackRock a indiqué envisager de doubler ou tripler ses allocations saoudiennes à 70-105 milliards de dollars, avec une expansion vers l’infrastructure numérique, les centres de données, les transports, la logistique, les ports et les aéroports.
La trajectoire, de 10 milliards de dollars d’obligations à 35 milliards sur plusieurs classes d’actifs, puis potentiellement 70-105 milliards, décrit un investisseur passé du statut d’observateur à celui de participant puis de partenaire d’infrastructure en trois ans. L’accélération reflète l’appréciation de BlackRock : l’univers investissable saoudien s’élargit, par la réforme du régime QFI, le pipeline d’introductions en bourse et le programme de privatisation d’infrastructures, à un rythme qui justifie une allocation accrue.
Gas-to-power : la stratégie derrière la stratégie
La portée de Jafurah pour Vision 2030 dépasse les réserves du champ et la structure financière de l’accord. Le projet répond à l’inefficacité la plus importante de l’économie énergétique saoudienne : la combustion domestique de pétrole brut pour produire de l’électricité.
L’Arabie saoudite consomme environ 3,5 à 4 millions de barils équivalent pétrole par jour pour l’énergie domestique, production électrique, dessalement et usages industriels. Une part importante de cette consommation utilise du pétrole brut ou du fioul lourd dans les centrales, au coût d’opportunité des recettes d’exportation que ce même brut générerait sur les marchés internationaux. À 100 dollars le baril, prix proche du Brent pendant la perturbation d’Ormuz, chaque baril de brut brûlé localement pour produire de l’électricité représente 100 dollars de recettes d’exportation perdues.
La stratégie gas-to-power remplace le brut consommé localement par du gaz naturel de Jafurah et d’autres champs, libérant le brut pour l’exportation. L’objectif publié de l’Arabie saoudite est de convertir 23 GW de capacité électrique du pétrole au gaz d’ici 2030, avec 42 GW de capacité totale prête pour le captage et stockage du carbone à moyen terme. La conversion devrait déplacer jusqu’à 350 000 barils par jour de brut de la consommation domestique, libérant ce brut pour l’exportation. À 80-100 dollars le baril, l’impact annuel sur les revenus atteint 10 à 13 milliards de dollars, contribution importante à l’arithmétique budgétaire dont dépend la stratégie 2026-2030 du PIF.
La stratégie gas-to-power produit aussi des matières premières pour l’industrie pétrochimique : l’éthane de Jafurah alimente les complexes pétrochimiques de SABIC et d’Aramco à Jubail, produisant les plastiques, produits chimiques et engrais qui constituent la principale catégorie d’exportations non pétrolières de l’Arabie saoudite. L’objectif 2030 de 420 millions de pieds cubes standard par jour d’éthane provenant de Jafurah augmenterait significativement la disponibilité de matières premières pétrochimiques dans le Royaume, réduisant sa dépendance à l’éthane et au naphta importés qui complètent aujourd’hui la production gazière domestique.
L’objectif d’Aramco d’une croissance de 80 % de la capacité gazière d’ici 2030 est tiré autant par la demande pétrochimique que par la substitution dans la production électrique. Les 25 milliards de dollars de contrats d’expansion gazière stratégique attribués en 2024, couvrant développement amont, pipelines et installations de traitement, représentent le plus grand investissement gazier sur une seule année de l’histoire d’Aramco. L’investissement se concentre sur trois ensembles : Jafurah pour le gaz non conventionnel, les programmes de compression gazière de Haradh et Hawiyah pour prolonger la production de champs matures, et le développement gazier de South Ghawar. Ensemble, ces programmes porteront la capacité totale de traitement du gaz de l’Arabie saoudite d’environ 11,3 milliards de pieds cubes par jour à plus de 18 milliards d’ici 2030, soit une hausse de 60 % qui modifie profondément l’équilibre énergétique domestique du Royaume.
La guerre a accéléré la logique stratégique. Chaque baril de brut que Jafurah retire de la production électrique domestique est un baril pouvant transiter par l’East-West Pipeline vers Yanbu puis sortir en mer Rouge. Dans un environnement contraint par Ormuz, la valeur marginale d’un baril libéré n’est pas le prix d’exportation en temps de paix, 60-65 dollars le baril, mais le prix d’exportation en temps de guerre, 95-120 dollars le baril. Le conflit a doublé l’incitation économique à la transition gas-to-power, faisant du calendrier de Jafurah, phase 2 en 2027, pleine production en 2030, une question d’urgence budgétaire souveraine plutôt qu’un exercice de planification énergétique de long terme.
La dimension hydrogène ajoute une strate qu’Aramco n’a pas publiquement mise en avant mais que les analystes du secteur ont relevée. La production gazière de Jafurah pourrait alimenter des usines d’hydrogène bleu, par reformage du gaz avec captage du carbone, en complément de la production renouvelable de l’usine d’hydrogène vert de NEOM. La Stratégie nationale de l’hydrogène de l’Arabie saoudite vise 4 millions de tonnes d’hydrogène propre par an d’ici 2035, selon une double voie verte, alimentée par les renouvelables, et bleue, alimentée par le gaz avec captage et stockage du carbone. Jafurah fournit la matière première de la voie bleue, une méthode de production qui exploite l’expertise existante d’Aramco dans le traitement du gaz pendant que la voie verte monte en puissance via des investissements renouvelables adjacents à HUMAIN.
Le modèle pour le capital étranger
L’importance de l’accord Jafurah pour la stratégie 2026-2030 du PIF tient à sa valeur de modèle : une structure réplicable qui peut être appliquée à travers le portefeuille d’infrastructures du Royaume, en complément du segment de crédit corporate que servira le fonds de crédit privé de King Street.
Les éléments du modèle sont clairs : une entité publique saoudienne, Aramco, le PIF ou un ministère, crée une filiale ad hoc pour détenir des actifs d’infrastructure. Un consortium d’investisseurs internationaux acquiert une participation minoritaire, généralement 49 %, dans la filiale. L’entité publique reprend les actifs en location dans le cadre d’un accord de long terme générant des flux de trésorerie contractuels pour l’investisseur. L’État conserve le contrôle opérationnel et la majorité du capital. L’investisseur apporte du capital sans assumer de risque opérationnel ni de risque de matières premières.
Le modèle peut s’appliquer aux ports, Saudi Global Ports étant identifié pour une introduction en bourse, aux aéroports, avec les expansions de Djeddah, Riyad et NEOM, aux usines de dessalement, où le modèle existant d’ACWA Power est similaire, aux infrastructures de transport d’électricité et, plus pertinent encore pour la stratégie 2026-2030, aux centres de données. Le programme d’infrastructure de 77 milliards de dollars de HUMAIN pourrait être partiellement financé par des structures de lease-and-leaseback permettant de monétiser des installations achevées tout en conservant le contrôle opérationnel.
BlackRock a explicitement identifié les centres de données, les transports, la logistique, les ports et les aéroports comme cibles d’expansion pour son portefeuille saoudien. Chacun de ces secteurs pourrait accueillir des transactions de type Jafurah : durée longue, actifs réels, revenus contractuels, participations minoritaires, absence de risque opérationnel pour l’investisseur. Le capital international que le modèle catalytique du PIF est conçu pour attirer passerait par ces structures plutôt que par les déploiements directs de capital qui ont caractérisé la période 2021-2025.
Les risques
Les risques du modèle Jafurah se concentrent dans trois domaines.
Premier risque : l’exécution géologique. Jafurah est un champ de gaz non conventionnel nécessitant des technologies de fracturation hydraulique dans une région où l’Arabie saoudite dispose d’une expérience opérationnelle limitée. La surperformance de la phase 1, 2,5 fois les projections initiales, est encourageante mais ne garantit ni la phase 2 ni la performance de l’ensemble du champ. Le développement du gaz non conventionnel aux États-Unis a montré que la productivité initiale des puits peut décliner rapidement, imposant un forage continu pour maintenir la production, programme intensif en capital que reflète le coût de cycle de vie de 100 milliards de dollars de Jafurah.
Deuxième risque : l’accès au marché. Les exportations de condensat de Jafurah passent actuellement par Yanbu, port de la mer Rouge qui sert de contournement saoudien à Ormuz. Si le conflit avec l’Iran s’intensifie au point de perturber la navigation en mer Rouge, vulnérabilité démontrée par les attaques houthis de 2024-2025, la route d’exportation de Jafurah serait compromise. La production gazière domestique du champ est isolée du risque d’exportation, la consommation domestique ne nécessitant pas d’accès portuaire, mais les exportations de condensat qui génèrent les revenus à plus forte marge sont géographiquement exposées.
Troisième risque : la structure de bail de 20 ans. La participation de 49 % de BlackRock est verrouillée dans un accord de deux décennies courant approximativement jusqu’en 2045. Si l’environnement budgétaire ou réglementaire saoudien se dégrade, si Aramco restructure ses opérations ou si la transition énergétique accélère plus vite que prévu, réduisant la valeur de l’infrastructure gazière, la position de BlackRock ne pourra pas être facilement ajustée. La structure de bail fournit de la certitude de revenu, mais aussi une illiquidité de sortie, compromis que BlackRock a accepté mais que des investisseurs moins patients pourraient refuser.
Quatrième risque : la concentration de contrepartie. L’ensemble du portefeuille d’infrastructure saoudien de BlackRock dépend d’Aramco, une seule contrepartie. La qualité de crédit d’Aramco est aujourd’hui exceptionnelle, mais l’horizon de 20 ans englobe des scénarios susceptibles de modifier son profil de crédit. Le risque de contrepartie est atténué par la participation majoritaire de l’État saoudien et par la garantie souveraine qui soutient de facto les obligations d’Aramco, mais cette concentration reste une caractéristique structurelle que les investisseurs d’infrastructure diversifiés cherchent normalement à éviter.
Le verdict
L’accord Jafurah est la transaction énergétique la plus importante réalisée par l’Arabie saoudite depuis l’introduction en bourse d’Aramco. Non par sa taille, 11 milliards de dollars étant significatifs mais non transformateurs pour un champ de 100 milliards de dollars. Par sa structure : elle démontre comment le capital international peut participer à la transition énergétique de l’Arabie saoudite sans assumer les risques créés par l’environnement géopolitique, géologique et budgétaire du Royaume.
L’empreinte saoudienne de 35 milliards de dollars de BlackRock n’est pas un pari sur la vision de l’Arabie saoudite. C’est un pari sur ses actifs : l’infrastructure physique, pipelines, usines de gaz, installations de fractionnement, et les flux de trésorerie contractuels, baux de 20 ans, contrepartie investment grade, qui génèrent des rendements indépendamment du fait que The Line soit construite, que le Mukaab s’élève ou que l’Année de l’IA produise les résultats promis par ses promoteurs.
Les implications stratégiques dépassent Jafurah. Si BlackRock double son allocation saoudienne à 70 milliards de dollars, les 35 milliards additionnels devront être déployés dans des classes d’actifs générant les flux contractuels exigés par son modèle d’infrastructure. Les candidats : les centres de données de HUMAIN, qui auront besoin de capital de construction et pourront générer des revenus de services cloud sous contrats de long terme ; les infrastructures de l’Expo 2030, monétisables après l’événement par des opérations immobilières commerciales ; les stades de la FIFA 2034, capables de générer droits de naming, hospitalité et revenus événementiels sous accords d’exploitation pluridécennaux ; et les 15 millions d’EVP de capacité portuaire en développement à Yanbu et Oxagon, qui génèrent des revenus de manutention de conteneurs sous concessions portuaires.
Chacun de ces actifs représente une opportunité de type Jafurah : un actif physique avec revenus contractuels, une contrepartie souveraine et une structure qui sépare les rendements de l’investisseur d’infrastructure du risque opérationnel ou de matières premières du projet. L’expansion de 35 milliards de dollars n’est pas un objectif auquel BlackRock s’est formellement engagée ; c’est une indication, rapportée par Bloomberg, de l’échelle que la firme juge atteignable. Mais cette atteignabilité dépend de la capacité de l’Arabie saoudite à produire des infrastructures investissables au rythme et à la qualité exigés par la due diligence de BlackRock. Jafurah a passé ce test. Il reste à démontrer si les centres de données, les stades et les ports le passeront.
Le modèle Jafurah sépare l’investissable de l’aspirationnel. Le gaz du champ est investissable : il est physique, mesurable et contractuellement engagé. La transformation du Royaume est aspirationnelle : elle dépend de l’exécution, des prix du pétrole et d’une stabilité géopolitique qu’aucune structure de lease-and-leaseback ne peut garantir. BlackRock investit dans le premier. Le PIF est responsable de la seconde. L’accord de 11 milliards de dollars est le point où les deux mandats se rencontrent, et où la distinction entre investir en Arabie saoudite et investir dans Vision 2030 devient claire.
La distinction n’est pas académique. Elle détermine la manière dont les 70-105 milliards de dollars d’allocation potentielle de BlackRock seront déployés. Les transactions d’infrastructure adossées au crédit d’Aramco, pipelines, usines de gaz, installations de fractionnement, sont des investissements en Arabie saoudite. Elles génèrent des rendements à partir d’actifs physiques et de flux contractuels. Les investissements en centres de données adossés aux projections de HUMAIN, clusters de GPU, systèmes de refroidissement, réseaux de fibre, sont des investissements dans Vision 2030. Ils génèrent des rendements à partir d’un modèle économique vieux de onze mois, dans une entreprise qui n’a pas encore publié de chiffre d’affaires, sur un marché qu’un cabinet d’études projette à 16,9 milliards de dollars en 2032.
L’empreinte de 35 milliards de dollars établie par l’accord Jafurah montre le confort de BlackRock avec l’Arabie saoudite comme juridiction. La question est de savoir si ce confort s’étend aux ambitions saoudiennes dans l’IA, où les actifs sont plus récents, les revenus projetés plutôt que contractés, et les cycles de renouvellement technologique rendent problématiques les baux de 20 ans. C’est le test que devra affronter l’expansion de BlackRock. Le gaz de Jafurah circulera pendant des décennies. Les GPU GB300 de NVIDIA seront obsolètes dans trois ans. Les modèles d’infrastructure ne sont pas les mêmes. La question est de savoir si l’équipe saoudienne de BlackRock, après avoir maîtrisé le premier, peut s’adapter au second, ou si l’objectif de 70-105 milliards de dollars sera atteint par réplication du modèle Jafurah à travers des actifs adjacents au pétrole plutôt que par extension vers les actifs technologiques que privilégie la stratégie 2026-2030 du PIF.
Cette analyse s’appuie sur les spécifications du champ de Jafurah publiées par Aramco et sur la mise à jour 2026 de sa stratégie gazière ; sur la documentation de l’opération Jafurah Midstream Gas Company, annoncée en août 2025 et clôturée en octobre 2025 ; sur la transaction de 12,4 milliards de dollars menée par EIG sur Aramco Oil Pipelines en juin 2021, selon EIG ; sur la transaction BlackRock Real Assets / Hassana de 15,5 milliards de dollars sur Aramco Gas Pipelines, annoncée en décembre 2021 et clôturée en février 2022, selon Aramco ; sur les reportages de PGJ Online concernant les premières exportations de condensat de Jafurah en février 2026, avec Chevron, ExxonMobil et Indian Oil comme acheteurs ; sur la clôture de l’acquisition de GIP par BlackRock pour 12,5 milliards de dollars en octobre 2024, selon BlackRock Investor Relations ; sur les 8,8 milliards de dollars de capex de la phase 3 du Master Gas System d’Aramco, 15 contrats, démarrage au T2 2024 et achèvement au T4 2028 ; sur les informations de Zawya concernant l’objectif saoudien de conversion de 23 GW du pétrole au gaz et le déplacement de 350 000 bpd de brut d’ici 2030 ; sur l’estimation d’IMARC du marché gazier domestique saoudien, de 10,9 milliards de dollars en 2025 à 20,8 milliards en 2034 ; et sur le reportage de CNBC concernant l’accord ADNOC Oil Pipelines de 4 milliards de dollars en 2019, BlackRock + KKR, dont BlackRock et KKR sont sortis en 2024. Vision2030.AI est éditorialement indépendant et n’est affilié ni à BlackRock, ni à Aramco, ni au PIF, ni à une quelconque entité officielle de Vision 2030.