Em fevereiro de 2026, o primeiro navio-tanque de petróleo ultraleve — condensado extraído do campo de gás de Jafurah, na Província Oriental da Arábia Saudita — foi carregado no porto de Yanbu com destino à Chevron. Outros dois carregamentos vieram em março: um para a ExxonMobil, outro para a Indian Oil Corporation. O preço: prêmio de US$ 2–3 por barril sobre as cotações de Dubai, na modalidade FOB. A capacidade de exportação: de quatro a seis carregamentos por mês, com aproximadamente 500.000 barris por carregamento, embarcados pelo porto do Mar Vermelho que agora movimenta 80–85% das exportações sauditas de petróleo enquanto o Estreito de Ormuz permanece em disputa.
O condensado é o primeiro produto físico de um programa de investimento superior a US$ 100 bilhões que transformará a infraestrutura energética saudita de modo mais profundo que qualquer projeto renovável, centro de dados ou cidade linear. Jafurah não é uma aposta em tecnologia. É uma aposta em gás — o maior desenvolvimento de gás não convencional do Reino e o maior projeto de gás de xisto fora dos Estados Unidos. Sua importância para a Visão 2030 é estrutural: o gás substitui o petróleo bruto hoje queimado na geração doméstica de energia, liberando esse petróleo para exportação e eliminando o absurdo de um petroestado consumir sua própria exportação mais valiosa para manter as luzes acesas.
No centro da estrutura financeira está a BlackRock — ou, mais precisamente, a Global Infrastructure Partners, plataforma com US$ 170 bilhões em ativos sob gestão que a BlackRock adquiriu por US$ 12,5 bilhões, em uma operação concluída em outubro de 2024 e que elevou em aproximadamente 40% os ativos sob gestão da BlackRock em mercados privados. A transação de Jafurah integra a mudança mais ampla da Aramco, do crescimento liderado pelo petróleo para o liderado pelo gás. O consórcio liderado pela GIP detém participação de 49% na empresa de midstream que opera as instalações de processamento e fracionamento de gás de Jafurah. A estrutura do acordo é o modelo de como o capital internacional entrará na Arábia Saudita sob a estratégia do PIF para 2026–2030.
O campo de Jafurah
Jafurah fica na Província Oriental, aproximadamente 100 quilômetros ao sul do campo petrolífero de Ghawar — o maior campo convencional de petróleo do mundo. A comparação com Ghawar não é casual: a Aramco descobriu o potencial de gás não convencional de Jafurah ao explorar formações geológicas adjacentes às províncias de hidrocarbonetos já estabelecidas. As reservas do campo foram revistas para cima em 2023, para 229 trilhões de pés cúbicos de gás bruto e 75 bilhões de barris de condensado em tanques de estocagem — acima da estimativa original de 200 Tcf, que já colocava Jafurah entre as maiores acumulações de gás descobertas em qualquer lugar nas duas décadas anteriores.
O investimento total ao longo do ciclo de vida deverá superar US$ 100 bilhões. A infraestrutura inclui uma rede de gasodutos de 1.500 quilômetros (linhas principais de transferência, linhas de fluxo e linhas de coleta), a Unidade de Gás de Jafurah e a Unidade de Fracionamento de Líquidos de Gás Natural de Riyas, na cidade industrial de Jubail. Só em 2024, a Aramco concedeu US$ 25 bilhões em contratos estratégicos de expansão do gás, refletindo a aceleração de um programa que o CEO Amin Nasser descreveu como central à transição energética do Reino — não de hidrocarbonetos para renováveis, mas de petróleo bruto como combustível doméstico para gás natural como combustível doméstico, com o petróleo redirecionado a mercados de exportação nos quais alcança um prêmio.
A Fase 1 entrou em operação em 2 de dezembro de 2025 — marco destacado pela Aramco por atingir capacidade de produção de 450 milhões de pés cúbicos por dia, aproximadamente 2,5 vezes as projeções originais para a fase inicial. A Fase 2 está prevista para 2027. As metas de produção para 2030 são ambiciosas: 2 bilhões de pés cúbicos por dia de gás comercial, 420 milhões de pés cúbicos padrão por dia de etano para matéria-prima petroquímica e aproximadamente 630.000 barris por dia de líquidos de gás natural e condensado.
A escala dessas metas fica mais clara em contexto. A produção total saudita de gás em 2023 foi de aproximadamente 11,3 bilhões de pés cúbicos por dia. O desenvolvimento completo de Jafurah acrescentaria cerca de 18% à capacidade de produção de gás do Reino — o maior incremento desde que o sistema de gás de Ghawar foi desenvolvido na década de 1970.
A natureza não convencional do desenvolvimento acrescenta complexidade técnica e distingue Jafurah da produção convencional de gás da Arábia Saudita. A extração de gás não convencional exige perfuração horizontal e fraturamento hidráulico — tecnologias importadas da indústria de xisto dos EUA, mas para as quais a Aramco tem histórico operacional limitado em escala. O desempenho superior da Fase 1 — 450 milhões de pés cúbicos por dia, ante projeções originais de aproximadamente 180 milhões — sugere que o reservatório está respondendo melhor do que previam os modelos geológicos, o que pode indicar que as reservas de Jafurah excedam até mesmo a estimativa revista para cima de 229 Tcf.
O investimento de mais de US$ 100 bilhões ao longo do ciclo de vida faz de Jafurah o projeto de energia de maior intensidade de capital da história do Reino fora das operações de petróleo bruto upstream da Aramco. A rede de gasodutos de 1.500 quilômetros, por si só, representa um investimento em infraestrutura comparável ao Oleoduto Leste-Oeste, que atualmente movimenta 7 milhões de barris por dia de exportações de petróleo bruto por Yanbu. A Unidade de Fracionamento de Líquidos de Gás Natural de Riyas, em Jubail — um dos dois ativos nos quais o consórcio da BlackRock adquiriu participação de 49% — processará os líquidos de gás natural de Jafurah em propano, butano e gasolina natural para exportação e uso petroquímico doméstico.
O contexto da guerra: Jafurah durante a crise de Ormuz
O cronograma de desenvolvimento de Jafurah coincidiu com o conflito com o Irã de modo a elevar simultaneamente a importância estratégica do campo e complicar sua logística de exportação.
A produção de gás do campo — consumida domesticamente na geração de energia e como matéria-prima petroquímica — está protegida do fechamento de Ormuz. O gás flui por gasodutos para as usinas sauditas e para o complexo petroquímico de Jubail. Não depende de acesso a portos. A utilidade doméstica do gás de Jafurah é, se algo, ampliada pela guerra: cada pé cúbico de gás que substitui petróleo bruto na geração doméstica de energia libera esse petróleo para exportação pelo Oleoduto Leste-Oeste até Yanbu — porto do Mar Vermelho que agora movimenta 80–85% das exportações sauditas de petróleo após o fechamento de Ormuz.
As exportações de condensado são outra questão. Os primeiros carregamentos — embarcados em Yanbu em fevereiro e março de 2026 — atravessam o Mar Vermelho, também alvo de ataques houthis em 2024–2025. A rota do Mar Vermelho acrescenta aproximadamente 3.500 milhas náuticas aos carregamentos com destino à Europa em comparação com a rota pelo Golfo (que usaria o Estreito de Ormuz, atualmente fechado). O trajeto via Yanbu aumenta custos de transporte e tempo de trânsito, mas oferece a única rota de exportação viável para petróleo bruto e condensado sauditas durante a interrupção em Ormuz.
O prêmio de US$ 2–3 por barril do condensado de Jafurah sobre as cotações de Dubai reflete a qualidade do produto (ultraleve e com baixo teor de enxofre), não um prêmio de guerra. Refinarias valorizam o condensado para misturá-lo a petróleos mais pesados e como matéria-prima petroquímica. Os compradores — Chevron, ExxonMobil e Indian Oil Corporation — têm capacidade sofisticada para administrar o risco logístico. Sua disposição de comprar durante o conflito valida a proposta comercial.
A capacidade de exportar de quatro a seis carregamentos por mês, com aproximadamente 500.000 barris cada, implica exportações mensais de 2–3 milhões de barris de condensado — modestas diante do fluxo de 7 milhões de bpd de petróleo bruto pelo oleoduto da Arábia Saudita, mas significativas como nova fonte de receita inexistente antes de dezembro de 2025. A US$ 80–90 por barril (o condensado costuma ser negociado com desconto em relação ao petróleo bruto, mas a qualidade ultraleve de Jafurah comanda um prêmio), a receita anualizada com exportações de condensado se aproxima de US$ 2–3 bilhões — contribuição relevante à receita de hidrocarbonetos não derivados de petróleo bruto.
O acordo de US$ 11 bilhões
A transação de midstream entre BlackRock e Aramco em Jafurah foi anunciada em agosto de 2025 e concluída em outubro de 2025 — um acordo de arrendamento e retroarrendamento de US$ 11 bilhões que atende às necessidades específicas de ambas as partes.
A estrutura: a Aramco criou uma nova subsidiária, Jafurah Midstream Gas Company (JMGC), para deter a Unidade de Gás do Campo de Jafurah e a Unidade de Fracionamento de Líquidos de Gás Natural de Riyas. Um consórcio liderado pela Global Infrastructure Partners — agora parte da BlackRock — adquiriu participação de 49% na JMGC. A Aramco manteve 51% e arrenda novamente as instalações segundo um acordo de receita tarifária por 20 anos.
A economia da operação: o consórcio da BlackRock paga US$ 11 bilhões por 49% de ativos que geram receita por meio de pagamentos de arrendamento da Aramco — fluxo de caixa contratual independente dos preços de gás, dos preços de petróleo ou dos volumes de produção. A Aramco recebe US$ 11 bilhões em caixa (aproximadamente um décimo de sua obrigação de dividendos de 2025), mantendo controle operacional e participação majoritária. A estrutura não transfere o risco de commodities ao investidor. Não exige que o investidor entenda de processamento de gás. Exige que avalie a qualidade de crédito da Aramco — avaliação que não é difícil, sendo ela a empresa mais lucrativa do mundo.
O acordo integra uma sequência deliberada. Em junho de 2021, um consórcio liderado pela EIG adquiriu participação de 49% na Aramco Oil Pipelines Company em uma transação de US$ 12,4 bilhões com direitos tarifários por 25 anos — o modelo original, mas sem a BlackRock. Em dezembro de 2021, um consórcio da BlackRock Real Assets e da Hassana Investment Company acertou um acordo de US$ 15,5 bilhões por participação de 49% na Aramco Gas Pipelines Company; a operação foi concluída em fevereiro de 2022. O acordo de Jafurah de 2025 é o terceiro da sequência, o segundo com participação da BlackRock e o primeiro estruturado em torno de um campo de gás não convencional, em vez de infraestrutura legada de gasodutos. As três transações em conjunto — oleodutos da EIG, gasodutos da BlackRock e midstream de Jafurah da BlackRock — definem o modelo de arrendamento e retroarrendamento que o capital internacional agora usa para participar da infraestrutura energética saudita.
A presença de US$ 35 bilhões
Os investimentos totais da BlackRock na Arábia Saudita já superam US$ 35 bilhões em ações, renda fixa e infraestrutura — montante confirmado por Kashif Riaz, da BlackRock. A presença inclui:
Posições em títulos superiores a US$ 10 bilhões em emissões de dívida do Ministério das Finanças, do PIF e da Aramco — posições que se beneficiam das classificações de crédito sauditas de grau de investimento (Aa3 pela Moody’s, A+ pela Fitch) e geram renda corrente com o programa acelerado de emissão de dívida do Reino (projeta-se que o mercado de dívida saudita alcance US$ 600 bilhões em emissões em circulação até o fim de 2026).
As duas participações de 49% em infraestrutura: Aramco Gas Pipelines Company (2022) e JMGC/Jafurah (2025). Em conjunto, essas posições representam o maior investimento de um único investidor financeiro estrangeiro em uma entidade de infraestrutura na Arábia Saudita.
A plataforma BlackRock Riyadh Investment Management, criada com o PIF, que oferece a estrutura institucional para crescimento estratégico contínuo. A BlackRock indicou planos de duplicar ou triplicar suas alocações sauditas para US$ 70–105 bilhões, com expansão para infraestrutura digital, centros de dados, transporte, logística, portos e aeroportos.
A trajetória — de US$ 10 bilhões em títulos a US$ 35 bilhões em várias classes de ativos e, potencialmente, US$ 70–105 bilhões — descreve um investidor que passou de observador a participante e, depois, a parceiro de infraestrutura em três anos. A aceleração reflete a avaliação da BlackRock de que o universo investível saudita está se expandindo (com a reforma do QFI, a carteira de IPOs e o programa de privatização de infraestrutura) em ritmo que justifica aumentar a alocação.
Do gás à energia: a estratégia por trás da estratégia
A importância de Jafurah para a Visão 2030 vai além das reservas do campo e da estrutura financeira do acordo. Ela aborda o elemento mais ineficiente da economia energética saudita: a queima doméstica de petróleo bruto para gerar eletricidade.
A Arábia Saudita consome aproximadamente 3,5–4 milhões de barris por dia equivalentes de petróleo em energia doméstica — geração de eletricidade, dessalinização e uso industrial. Uma parcela significativa desse consumo utiliza petróleo bruto ou óleo combustível pesado em usinas, ao custo de oportunidade da receita de exportação que o mesmo petróleo geraria nos mercados internacionais. A US$ 100 por barril — aproximadamente o preço atual do Brent durante a interrupção em Ormuz — cada barril de petróleo bruto queimado domesticamente para gerar energia representa US$ 100 em receita de exportação perdida.
A estratégia de gás para geração substitui o petróleo bruto consumido domesticamente por gás natural de Jafurah e de outros campos, liberando o petróleo para exportação. A meta saudita publicada é converter 23 GW de capacidade de geração elétrica, de petróleo para gás, até 2030, com capacidade total de 42 GW pronta para captura e armazenamento de carbono no médio prazo. A conversão tem previsão de deslocar até 350.000 barris por dia de petróleo bruto da queima doméstica, liberando-os para exportação. A US$ 80–100 por barril, o impacto anual sobre a receita alcança US$ 10–13 bilhões — contribuição relevante à aritmética fiscal da qual depende a estratégia do PIF para 2026–2030.
A estratégia também fornece matéria-prima à indústria petroquímica: o etano de Jafurah abastece os complexos petroquímicos da SABIC e da Aramco em Jubail, produzindo plásticos, produtos químicos e fertilizantes, que formam a maior categoria de exportação saudita não petrolífera. A meta para 2030 de 420 milhões de pés cúbicos padrão por dia de etano apenas de Jafurah ampliaria significativamente a disponibilidade de matéria-prima petroquímica na Arábia Saudita — reduzindo a dependência do Reino de etano e nafta importados, que hoje complementam a produção doméstica de gás.
A meta da Aramco de ampliar a capacidade de gás em 80% até 2030 é motivada tanto pela demanda petroquímica quanto pela substituição na geração de energia. Os US$ 25 bilhões em contratos estratégicos de expansão do gás concedidos em 2024 — abrangendo desenvolvimento upstream, infraestrutura de gasodutos e instalações de processamento — representam o maior investimento anual em gás da história da Aramco. O investimento concentra-se em três campos: Jafurah (gás não convencional), os programas de compressão de gás de Haradh e Hawiyah (que ampliam a produção em campos maduros) e o desenvolvimento de gás de South Ghawar. Juntos, esses programas elevarão a capacidade total de processamento de gás da Arábia Saudita de aproximadamente 11,3 bilhões de pés cúbicos por dia para mais de 18 bilhões até 2030 — aumento de 60% que altera fundamentalmente o balanço energético doméstico do Reino.
A guerra acelerou a lógica estratégica. Cada barril de petróleo bruto que Jafurah desloca da geração doméstica é um barril que pode fluir pelo Oleoduto Leste-Oeste até Yanbu e sair pelo Mar Vermelho. Em um ambiente limitado por Ormuz, o valor marginal de um barril liberado não é o preço de exportação em tempos de paz (US$ 60–65 por barril), mas o preço durante a guerra (US$ 95–120). O conflito duplicou o incentivo econômico à transição para gás na geração, tornando o cronograma de Jafurah — Fase 2 em 2027, produção plena até 2030 — uma questão de urgência fiscal soberana, não de planejamento energético de longo prazo.
A dimensão do hidrogênio acrescenta uma camada que a Aramco não destacou publicamente, mas que analistas do setor observaram. A produção de gás de Jafurah poderia abastecer usinas de hidrogênio azul (reforma do gás com captura de carbono), complementando a produção com energia renovável da usina de hidrogênio verde da NEOM. A Estratégia Nacional de Hidrogênio da Arábia Saudita prevê 4 milhões de toneladas de hidrogênio limpo por ano até 2035, por duas vias: verde (energia renovável) e azul (gás com captura e armazenamento de carbono). Jafurah fornece matéria-prima para a via azul — método de produção que aproveita a experiência existente da Aramco em processamento de gás enquanto a via verde cresce por meio de investimentos em energia renovável ligados à HUMAIN.
O modelo para o capital estrangeiro
A importância do acordo de Jafurah para a estratégia do PIF para 2026–2030 está em seu caráter de modelo — uma estrutura replicável em toda a carteira de infraestrutura do Reino, que complementa a camada de crédito corporativo que será atendida pelo fundo de crédito privado da King Street.
Os elementos do modelo: uma entidade estatal saudita (Aramco, PIF ou ministério) cria uma subsidiária de propósito específico para deter ativos de infraestrutura. Um consórcio internacional de investidores adquire participação minoritária (em geral, 49%) na subsidiária. A entidade estatal arrenda os ativos de volta por meio de um contrato de longo prazo que gera fluxos de caixa contratuais para o investidor. O Estado mantém o controle operacional e a participação majoritária. O investidor fornece capital sem assumir risco operacional ou de commodities.
O modelo pode ser aplicado a portos (a Saudi Global Ports, reservada para IPO), aeroportos (expansões em Jeddah, Riade e NEOM), usinas de dessalinização (nas quais o modelo existente da ACWA Power é semelhante), infraestrutura de transmissão elétrica e — o mais relevante para a estratégia de 2026–2030 — centros de dados. O programa de infraestrutura de US$ 77 bilhões da HUMAIN poderia ser parcialmente financiado por estruturas de arrendamento e retroarrendamento que monetizassem instalações concluídas sem abrir mão do controle operacional.
A BlackRock identificou explicitamente centros de dados, transporte, logística, portos e aeroportos como alvos de expansão de sua carteira saudita. Cada um desses setores poderia comportar transações no modelo Jafurah: longa duração, lastro em ativos, receita contratual e participações minoritárias, sem risco operacional para o investidor. O capital internacional que o modelo catalítico do PIF pretende atrair fluiria por essas estruturas, e não pela alocação direta de capital próprio que caracterizou o período de 2021–2025.
Os riscos
Os riscos do modelo de Jafurah concentram-se em quatro áreas.
Primeiro, a execução geológica. Jafurah é um campo de gás não convencional que exige tecnologia de fraturamento hidráulico em uma região na qual a Arábia Saudita tem experiência operacional limitada. O desempenho superior da Fase 1 (2,5 vezes as projeções originais) é encorajador, mas não garante o desempenho da Fase 2 ou do campo inteiro. O desenvolvimento de gás não convencional nos EUA demonstrou que a produtividade inicial dos poços pode cair rapidamente, exigindo perfuração contínua para manter a produção — programa intensivo em capital refletido no custo de US$ 100 bilhões ao longo do ciclo de vida de Jafurah.
Segundo, o acesso ao mercado. As exportações de condensado de Jafurah passam atualmente por Yanbu — o porto do Mar Vermelho que serve de rota saudita alternativa a Ormuz. Se o conflito com o Irã se intensificar a ponto de interromper a navegação no Mar Vermelho (os ataques houthis demonstraram essa vulnerabilidade em 2024–2025), a rota de exportação de Jafurah ficará comprometida. A produção doméstica de gás do campo está protegida do risco de exportação (o consumo interno não exige acesso a portos), mas as exportações de condensado, que geram receita de margem mais alta, estão expostas geograficamente.
Terceiro, o arrendamento por 20 anos. A participação de 49% da BlackRock está vinculada a um acordo de duas décadas que se estende até aproximadamente 2045. Se o ambiente fiscal ou regulatório saudita mudar de forma adversa, se a Aramco reestruturar suas operações ou se a transição energética avançar mais rápido que o projetado (reduzindo o valor da infraestrutura de gás), a posição da BlackRock não poderá ser ajustada facilmente. A estrutura de arrendamento oferece previsibilidade de receita, mas também baixa liquidez de saída — compromisso aceito pela BlackRock, mas que pode não servir a investidores menos pacientes.
Quarto, a concentração de contraparte. Toda a carteira de infraestrutura saudita da BlackRock depende da Aramco — uma única contraparte. A qualidade de crédito da Aramco é excepcional hoje, mas o horizonte de 20 anos abrange cenários que poderiam alterar seu perfil de crédito. O risco de contraparte é mitigado pela participação majoritária do governo saudita e pela garantia soberana que efetivamente respalda as obrigações da Aramco, mas a concentração é uma característica estrutural que investidores diversificados em infraestrutura normalmente procuram evitar.
A avaliação
O acordo de Jafurah é a transação de energia mais importante concluída pela Arábia Saudita desde o IPO da Aramco. Não por seu tamanho — US$ 11 bilhões são relevantes, mas não transformadores para um campo de US$ 100 bilhões. E sim por sua estrutura — que demonstra como o capital internacional pode participar da transição energética saudita sem assumir os riscos que o ambiente geopolítico, geológico e fiscal do Reino cria.
A presença saudita de US$ 35 bilhões da BlackRock não é uma aposta na visão da Arábia Saudita. É uma aposta nos ativos do país — a infraestrutura física (oleodutos, unidades de gás, instalações de fracionamento) e os fluxos de caixa contratuais (arrendamentos de 20 anos, contraparte com grau de investimento) que geram retornos independentemente de The Line ser construída, de o Mukaab se erguer ou de o Ano da IA produzir os resultados prometidos por seus promotores.
As implicações estratégicas vão além de Jafurah. Se a BlackRock duplicar sua alocação saudita para US$ 70 bilhões, os US$ 35 bilhões adicionais terão de ser alocados a classes de ativos que gerem os fluxos de caixa contratados exigidos pelo modelo de infraestrutura da empresa. Os candidatos: centros de dados da HUMAIN (que precisarão de capital de expansão e podem gerar receita de serviços em nuvem por contratos de longo prazo), a infraestrutura da Expo 2030 (que pode ser monetizada após o evento com operações imobiliárias comerciais), os estádios da Copa do Mundo FIFA 2034 (que podem gerar receitas de direitos de nome, hospitalidade e eventos em contratos operacionais pluridecenais) e os 15 milhões de TEUs de capacidade portuária em desenvolvimento em Yanbu e Oxagon (que geram receita de movimentação de contêineres por concessões portuárias).
Cada um representa uma oportunidade no modelo Jafurah: um ativo físico com receita contratual, contraparte soberana e estrutura que separa os retornos do investidor em infraestrutura do risco operacional ou de commodities do projeto. A expansão de US$ 35 bilhões não é uma meta assumida formalmente pela BlackRock — é uma indicação, noticiada pela Bloomberg, da escala que a empresa considera alcançável. Mas sua viabilidade depende da capacidade saudita de produzir infraestrutura investível no ritmo e com a qualidade exigidos pela diligência da BlackRock. Jafurah passou nesse teste. Ainda falta demonstrar se os centros de dados, estádios e portos também passarão.
O modelo de Jafurah separa o que é investível do que é aspiracional. O gás do campo é investível — físico, mensurável e contratualmente comprometido. A transformação do Reino é aspiracional — depende de execução, preços do petróleo e estabilidade geopolítica que nenhuma estrutura de arrendamento e retroarrendamento pode garantir. A BlackRock investe no primeiro. O PIF responde pela segunda. O acordo de US$ 11 bilhões é o ponto de encontro dos dois mandatos — e onde fica clara a distinção entre investir na Arábia Saudita e investir na Visão 2030.
A distinção não é acadêmica. Ela determina como serão alocados os US$ 70–105 bilhões de potencial investimento da BlackRock. Transações de infraestrutura respaldadas pelo crédito da Aramco — oleodutos, unidades de gás, instalações de fracionamento — são investimentos na Arábia Saudita. Geram retornos de ativos físicos com fluxos de caixa contratuais. Investimentos em centros de dados respaldados pelas projeções da HUMAIN — clusters de GPUs, sistemas de refrigeração, redes de fibra — são investimentos na Visão 2030. Geram retornos de um modelo de negócios com onze meses de existência, em uma empresa que ainda não reportou receita, em um mercado que uma consultoria projeta alcançar US$ 16,9 bilhões até 2032.
A presença de US$ 35 bilhões estabelecida pelo acordo de Jafurah demonstra que a BlackRock se sente confortável com a Arábia Saudita como jurisdição. O teste da expansão será saber se esse conforto se estende às ambições sauditas em IA — cujos ativos são mais novos, cuja receita é projetada, e não contratada, e cujos ciclos de renovação tecnológica tornam problemáticos os arrendamentos de 20 anos. O gás de Jafurah fluirá por décadas. As GPUs GB300 da NVIDIA ficarão obsoletas em três anos. Os modelos de infraestrutura não são iguais. A questão é se a equipe saudita da BlackRock, depois de dominar o primeiro, conseguirá adaptar-se ao segundo — ou se a meta de US$ 70–105 bilhões será atingida replicando o modelo Jafurah em ativos ligados ao petróleo, em vez de estendê-lo aos ativos tecnológicos priorizados pela estratégia do PIF para 2026–2030.
Esta análise baseia-se nas especificações do campo de Jafurah e na atualização da estratégia de gás de 2026 da Aramco; na documentação da transação da Jafurah Midstream Gas Company (anunciada em agosto de 2025, concluída em outubro de 2025); na operação de US$ 12,4 bilhões da Aramco Oil Pipelines liderada pela EIG (junho de 2021), segundo a EIG; na operação de US$ 15,5 bilhões da Aramco Gas Pipelines da BlackRock Real Assets/Hassana (anunciada em dezembro de 2021, concluída em fevereiro de 2022), segundo a Aramco; nas notícias da PGJ Online sobre as primeiras exportações de condensado de Jafurah (fevereiro de 2026 — compradores Chevron, ExxonMobil e Indian Oil); na conclusão da aquisição da GIP por US$ 12,5 bilhões pela BlackRock (outubro de 2024), segundo a BlackRock Investor Relations; nos investimentos de US$ 8,8 bilhões em capex da Fase 3 do Sistema Mestre de Gás da Aramco (15 contratos, início no segundo trimestre de 2024, conclusão no quarto trimestre de 2028); na reportagem da Zawya sobre a meta saudita de conversão de 23 GW de geração de petróleo para gás e o deslocamento de 350.000 bpd de petróleo bruto até 2030; nas estimativas do IMARC para o mercado doméstico saudita de gás (US$ 10,9 bilhões em 2025, crescendo para US$ 20,8 bilhões até 2034); e na reportagem da CNBC sobre o acordo de US$ 4 bilhões da ADNOC Oil Pipelines em 2019 (BlackRock e KKR), do qual BlackRock e KKR saíram em 2024. A Vision2030.AI é editorialmente independente e não tem afiliação com BlackRock, Aramco, PIF ou qualquer entidade oficial da Visão 2030.