A estratégia saudita de hidrogênio para 2025 tem três pilares: o Projeto de Hidrogênio Verde da NEOM, com capacidade de até 600 toneladas diárias de hidrogênio verde; a frente de hidrogênio azul e amônia azul da Aramco; e corredores de exportação para a Europa e a Ásia. Até 2030, a Arábia Saudita pretende produzir 2,9 milhões de toneladas anuais de hidrogênio limpo e se tornar um dos principais exportadores mundiais de hidrogênio e amônia, estabelecendo um novo pilar da economia energética no âmbito da Visão 2030.
A expansão do hidrogênio é, simultaneamente, uma iniciativa de descarbonização, um programa de diversificação industrial e uma proteção contra a erosão de longo prazo da demanda por petróleo. Ela mobiliza três balanços: o Fundo de Investimento Público (Public Investment Fund, PIF), por meio da ACWA Power e da NEOM; a Aramco, por meio da reforma de gás e da captura e armazenamento de carbono (CCS); e o Ministério da Energia, por meio de estruturas bilaterais de fornecimento entre governos. O teste estratégico até 2030 é a execução: embarcar as primeiras moléculas a preços que compradores europeus e asiáticos possam absorver, após custos de transporte, certificação e perdas de conversão.
Estratégia saudita de hidrogênio
A Estratégia Nacional de Hidrogênio da Arábia Saudita tem como meta produzir 2,9 milhões de toneladas de hidrogênio limpo por ano até 2030, aumentando para 4 milhões de toneladas até 2035. Dentro desse limite, as diretrizes do Ministério da Energia apontam para aproximadamente 1,2 milhão de toneladas de hidrogênio verde e 11 milhões de toneladas de amônia azul até o fim da década. Essa assimetria reflete tanto a vantagem saudita em gás quanto a diferença de maturidade entre a reforma a vapor do metano com CCS e a eletrólise em escala de gigawatts. A estratégia acompanha a Iniciativa Verde Saudita e o compromisso do Reino de atingir emissões líquidas zero dentro de suas fronteiras até 2060.
Do ponto de vista estratégico, o hidrogênio está na interseção de três objetivos de política pública. Primeiro, monetiza a capacidade de energia renovável que, de outro modo, concorreria com petróleo e gás na matriz elétrica interna: a eletrólise torna-se uma saída de alto valor para energia solar e eólica, justificando o investimento renovável sem deslocar volumes de exportação de hidrocarbonetos. Segundo, oferece à Aramco e ao complexo petroquímico uma linha de produtos de baixo carbono alinhada à estrutura da economia circular do carbono que a Arábia Saudita promoveu no comunicado do G20 durante sua presidência em 2020. Terceiro, preserva o papel do Reino como fornecedor de moléculas para a Ásia e a Europa em um mundo cujos setores de uso final querem cada vez mais vetores energéticos sem carbono, e não apenas petróleo.
A arquitetura institucional depende de plataformas existentes, em vez de uma nova agência vertical. NEOM, Aramco, ACWA Power e SABIC são as principais entidades operacionais. O Ministério da Energia, sob a liderança do príncipe Abdulaziz bin Salman, conduz a estratégia e a diplomacia bilateral. O PIF sustenta a estrutura de capital por meio de participações na NEOM (100%) e na ACWA Power (44,2%). A KAUST conduz pesquisa técnica.
Diferenças entre hidrogênio verde e azul
A classificação por cores importa mais para mercados de exportação do que para a economia da produção. O hidrogênio verde resulta da eletrólise da água com eletricidade renovável, que gera hidrogênio e oxigênio sem emissões diretas de carbono. O hidrogênio azul é produzido a partir de gás natural por reforma a vapor do metano; o CO2 resultante é capturado e sequestrado, deixando emissões residuais de aproximadamente 1 a 3 kg de CO2 por kg de H2, conforme a taxa de captura. O hidrogênio cinza — gás reformado sem captura — é o produto industrial tradicional que a estratégia pretende substituir.
Para a Arábia Saudita, essa distinção é comercialmente decisiva: compradores europeus sujeitos à Diretiva III de Energias Renováveis da UE exigem hidrogênio verde para cumprir cotas, enquanto compradores japoneses e coreanos aceitaram contabilizar amônia azul em metas de descarbonização. O Mecanismo de Ajuste de Carbono na Fronteira, que avança para a precificação integral em 2026, favorece a economia do hidrogênio verde no médio prazo. No Reino, porém, o hidrogênio azul tem vantagem imediata de custo: a matéria-prima gasosa da alocação regulada da Aramco é barata, a infraestrutura já existe e os custos de captura e armazenamento na geologia saudita são competitivos mundialmente.
A vantagem saudita no hidrogênio verde vem da irradiância solar. NEOM e a costa do Mar Vermelho recebem regularmente irradiância normal direta superior a 2.400 kWh por metro quadrado ao ano, entre as mais altas do mundo. Combinada a ventos de baixo custo no noroeste saudita e a financiamento estruturado pelo PIF com custo de capital próximo ao soberano, essa condição resulta em eletricidade renovável na faixa baixa dos US$ 20 por MWh — o insumo que mais pesa em qualquer cálculo do custo nivelado do hidrogênio (LCOH) por eletrólise.
Projeto de Hidrogênio Verde da NEOM
A NEOM Green Hydrogen Company (NGHC) é o projeto emblemático e o indicador de referência para toda a estratégia saudita de hidrogênio. O projeto, de US$ 8,4 bilhões, concluiu o financiamento em março de 2023; US$ 6,1 bilhões em dívida sem recurso foram sindicalizados entre 23 bancos locais, regionais e internacionais — um dos maiores financiamentos de projetos verdes concluídos até hoje. A participação acionária é dividida igualmente entre NEOM, ACWA Power e Air Products: a NEOM contribui com o terreno, o regime regulatório e o recurso renovável; a ACWA Power, com experiência em desenvolvimento de projetos; e a Air Products, com integração EPC, engenharia de eletrolisadores e compra exclusiva da produção.
A configuração inclui 4 GW de capacidade renovável instalada (2,2 GW de energia solar fotovoltaica, 1,6 GW de energia eólica fornecida por 257 turbinas e armazenamento em baterias), que alimentam 2 GW de eletrolisadores alcalinos da ThyssenKrupp e produzem até 600 toneladas de hidrogênio por dia. O hidrogênio é convertido no local em amônia, usando nitrogênio separado do ar, gerando aproximadamente 1,2 milhão de toneladas anuais de amônia verde, exportadas por um terminal marítimo dedicado em Oxagon. O contrato de fornecimento de 30 anos da Air Products cobre toda a produção, destinada principalmente a clientes industriais europeus e à rede de distribuição de hidrogênio da própria Air Products na Ásia e na América do Norte, após reconversão.
No início de 2026, a conclusão geral da construção estava em aproximadamente 80%. As turbinas eólicas foram instaladas e o campo solar estava substancialmente concluído. Os conjuntos de eletrolisadores e o circuito de síntese de amônia estavam em fase final de instalação. As orientações públicas apontam para o comissionamento das fontes renováveis no terceiro trimestre de 2026, seguido pela expansão gradual dos eletrolisadores até o fim de 2026 e ao longo de 2027. A primeira carga comercial de amônia verde é esperada até o fim de 2026 ou início de 2027, com a capacidade nominal plena em 2027. O atraso de seis a doze meses em relação a orientações anteriores reflete o aprendizado normal de um projeto pioneiro: nenhum grande projeto de hidrogênio verde no mundo foi comissionado nessa escala.
O projeto da NEOM precisa comprovar a curva de custos. Se a Air Products entregar amônia em Roterdã a um preço competitivo com o hidrogênio verde produzido na Europa mais o transporte, o argumento a favor de um polo subsequente em Yanbu — e de toda a ambição de 11 milhões de toneladas anuais de amônia azul — se fortalecerá significativamente.
Hidrogênio azul da Aramco
A Saudi Aramco está construindo a frente de hidrogênio azul por meio de expansão orgânica e aquisições seletivas. Em março de 2025, a Aramco adquiriu participação acionária de 50% na Blue Hydrogen Industrial Gases Company (BHIG), joint venture sediada em Jubail com a Air Products Qudra. A BHIG produz hidrogênio azul a partir de gás natural, com o CO2 encaminhado ao polo de CCS planejado pela Aramco em Jubail. A aquisição formaliza o papel da Aramco como principal agente do hidrogênio azul na Província Oriental e integra a base de clientes industriais da BHIG — refinarias, fábricas petroquímicas e siderúrgicas — à contabilidade de emissões da Aramco.
O projeto que torna o hidrogênio azul viável em escala é o polo de CCS de Jubail. Em fevereiro de 2025, a Aramco concedeu à Larsen & Toubro um contrato EPC de US$ 1,5 bilhão para a fase inaugural, com operações previstas para 2027. Quando estiver em operação, Jubail capturará e armazenará aproximadamente 9 milhões de toneladas de CO2 por ano — cerca de 6 milhões de toneladas anuais das próprias instalações de gás da Aramco e 3 milhões de toneladas anuais de emissores terceiros. O CO2 será transportado por dutos até um aquífero salino para armazenamento permanente. Linde e SLB são parceiras da joint venture. A meta declarada da Arábia Saudita para sequestro em 2035 é de 44 milhões de toneladas anuais, tendo Jubail como âncora; sem o polo, a classificação do hidrogênio azul se tornaria insustentável para compradores europeus.
A infraestrutura de captura existente inclui a unidade de recuperação de líquidos de gás natural de Hawiyah, que captura CO2 desde 2015 — atualmente, 45 milhões de pés cúbicos padrão por dia — e o transporta por 85 quilômetros para injeção no campo de Uthmaniyah, com recuperação avançada de petróleo. Hawiyah é mais voltada à recuperação avançada de petróleo que ao armazenamento dedicado, mas proporcionou à Aramco experiência operacional que reduz os riscos do projeto de Jubail.
O histórico comercial da Aramco com amônia azul é o mais consolidado do Reino. A empresa enviou ao Japão, em setembro de 2020, a primeira carga mundial de amônia azul — uma demonstração de 40 toneladas para JERA, Idemitsu e outras empresas. Cargas posteriores foram enviadas ao Japão e à Coreia; a primeira entrega comercial de amônia azul em escala à Coreia foi mencionada na declaração conjunta de Riade de outubro de 2023, no âmbito da Iniciativa de Cooperação Oásis de Hidrogênio entre Coreia e Arábia Saudita.
O papel da ACWA Power
A ACWA Power é a segunda plataforma central ao lado da Aramco, mas com foco diferente: hidrogênio verde, energias renováveis em escala de serviços públicos e disciplina no financiamento de projetos, em vez de integração com o gás a montante. O PIF detém 44,2% da ACWA Power, e o papel da empresa no Projeto de Hidrogênio Verde da NEOM, no polo planejado de Yanbu e em uma carteira crescente de projetos internacionais de hidrogênio verde a posiciona como a plataforma operacional preferencial para a produção saudita de moléculas verdes.
O Polo de Hidrogênio Verde de Yanbu é o projeto subsequente mais importante. A ACWA Power desenvolve o polo em conjunto com a concessionária alemã EnBW, com conclusão do projeto de engenharia básica prevista para meados de 2026 e operações comerciais até 2030. Informações públicas da ACWA Power sugerem que Yanbu poderá ter aproximadamente o dobro da capacidade da NGHC — o que implica geração renovável na faixa de 8 GW e capacidade de eletrólise em torno de 4 GW. Yanbu fica na costa do Mar Vermelho, mais perto da infraestrutura portuária saudita existente, e está orientada principalmente a compradores europeus. A participação da EnBW dá ao projeto acesso direto à demanda alemã, impulsionada pela regulamentação por meio do mecanismo H2Global e pela conformidade com a REDIII da UE.
Além dos projetos emblemáticos, a ACWA Power tem 25 projetos em estágio avançado de desenvolvimento, avaliados em US$ 26 bilhões, nas áreas de energias renováveis, hidrogênio e água. A empresa também assinou um acordo sobre eletrolisadores com a desenvolvedora australiana Hysata, cuja eletrólise alcalina com alimentação capilar afirma atingir eficiência superior a 95% em relação ao poder calorífico inferior (PCI/LHV). Se a Hysata entregar resultados em escala, a ACWA Power poderá superar a curva de custos presumida para os conjuntos da ThyssenKrupp na NGHC — uma vantagem significativa de segunda entrante para Yanbu.
Mercados de exportação
A estratégia de exportação saudita divide-se entre a demanda asiática e europeia, com estruturas comerciais, regimes de certificação e lógicas de preços diferentes em cada mercado.
O Japão é a âncora histórica. Por meio do Fundo de Inovação Verde do METI, o Japão comprometeu-se a importar aproximadamente 3 milhões de toneladas de amônia equivalente a hidrogênio até 2030. A JERA, maior geradora de energia do país, está realizando a co-combustão de amônia na usina a carvão de Hekinan — demonstração que converte a demanda teórica em volumes efetivos. A Aramco tem sido a principal contraparte saudita, com a Mitsubishi Corp atuando como ponte comercial e logística. Compradores japoneses foram mais flexíveis que os europeus na distinção entre hidrogênio verde e azul, priorizando emissões ao longo do ciclo de vida em vez da classificação por cor.
A Coreia do Sul seguiu uma trajetória semelhante à do Japão. O Roteiro da Economia do Hidrogênio da Coreia projeta uma demanda de 27,9 milhões de toneladas de hidrogênio até 2050, com a maior parte coberta por importações. A cúpula de Riade de outubro de 2023 entre MBS e o presidente Yoon Suk-yeol elevou a parceria de hidrogênio entre Coreia e Arábia Saudita à condição de prioridade estatal, com fornecimento concreto da Aramco, cooperação em infraestrutura e uma estrutura de coinvestimento para compradores industriais coreanos em capacidade produtiva saudita.
A Alemanha e a União Europeia em geral representam o mercado de maior valor, porém mais limitado por regulamentação. O instrumento H2Global da Alemanha realiza leilões reversos para adquirir hidrogênio e amônia verdes a preços fixos e revendê-los a preços de mercado, cobrindo a diferença com subsídio federal. A amônia verde saudita da NGHC e do polo planejado de Yanbu está bem posicionada para esses leilões, mas somente se as moléculas cumprirem as regras de adicionalidade e correlação temporal da REDIII da UE — requisitos técnico-regulatórios que vários produtores do Oriente Médio e Norte da África tiveram dificuldade em atender.
A localização geográfica favorece a Arábia Saudita: distância aproximadamente igual entre Yokohama e Roterdã, com capacidade existente de navios-tanque em Yanbu, Jubail e Ras Al Khair já configurada para exportação de amônia. As perdas de conversão no trajeto de ida e volta pela amônia são reais (penalidade energética de 25%–30%), mas a conversão é irrelevante para clientes industriais que usam amônia diretamente — na fabricação de fertilizantes, como combustível marítimo ou em co-combustão para gerar energia.
Curva de custos e economia
Os custos do hidrogênio verde saudita estão na faixa favorável da distribuição global, mas ainda não se equiparam aos do hidrogênio cinza. Estimativas recentes indicam um custo de aproximadamente US$ 3,27 por kg para hidrogênio produzido com energia solar e eólica na região da NEOM, em uma combinação meio a meio — o menor LCOH calculado para qualquer cidade saudita em um estudo sistemático de 2024. O hidrogênio produzido apenas com energia solar fotovoltaica custa cerca de US$ 4,23 por kg; com energia solar concentrada (CSP), cerca de US$ 4,95 por kg. Estudos que projetam até 2030, considerando novas reduções no custo dos eletrolisadores, estimam LCOH de US$ 1,57 a US$ 3,08 por kg, com US$ 1,80 por kg como cenário central citado com frequência.
Três fatores determinam o LCOH saudita. O investimento de capital em eletrolisadores caiu menos do que os desenvolvedores projetaram em 2021–2022: houve inflação, restrições na cadeia de suprimentos de componentes para conjuntos alcalinos e taxas de aprendizado mais lentas que os 18%–20% por duplicação presumidos nos primeiros cenários da IEA. O custo de capital é favorável devido ao perfil de risco próximo ao soberano: o apoio do PIF significa custo médio ponderado de capital significativamente inferior aos 9%–12% aplicados a projetos greenfield na África ou na América Latina. O custo da eletricidade renovável é a variável decisiva: contratos de compra de energia sauditas na faixa baixa dos US$ 20 por MWh deixam espaço para produzir hidrogênio a US$ 2–3 por kg.
Para o hidrogênio azul, o cálculo é diferente. O custo da alocação de gás da Aramco corresponde ao preço interno regulado, muito abaixo do gás comercializado na Europa ou na Ásia. A reforma a vapor do metano é uma tecnologia madura, com investimento de capital aproximadamente metade do necessário para capacidade equivalente de eletrólise. A adição de CCS custa de US$ 0,50 a US$ 1,00 por kg, conforme a taxa de captura. O hidrogênio azul FOB Jubail provavelmente fica entre US$ 1,50 e US$ 2,00 por kg, bem abaixo do hidrogênio verde da NEOM no curto prazo, mas exposto ao endurecimento da precificação de carbono.
A edição de 2025 do relatório Global Hydrogen Review da IEA inclui a Arábia Saudita entre o pequeno grupo de países — junto com Emirados Árabes Unidos, Omã, Marrocos e China — nos quais a combinação de baixo custo de capital, forte potencial renovável e compromisso político torna viável o hidrogênio verde voltado à exportação. A IEA também destaca o risco central: a diferença de custo em relação ao hidrogênio fóssil sem abatimento aumentou, em vez de diminuir, desde 2022, pois os preços do gás recuaram e a inflação dos eletrolisadores persistiu. A paridade de custos competitivos na Europa ou no Japão ainda depende de precificação de carbono, exigências regulatórias ou programas de subsídios diretos.
Matriz energética da Visão 2030
O hidrogênio integra uma transformação mais ampla da matriz energética da Visão 2030, que pretende deslocar aproximadamente 50% da geração doméstica de eletricidade saudita para fontes renováveis até 2030, dividindo o restante entre gás (que substituirá a geração a óleo) e uma pequena parcela nuclear. A mudança para renováveis e gás libera petróleo bruto para exportação e cria o excedente de eletricidade renovável que torna a eletrólise economicamente racional.
A meta principal é instalar 130 GW de capacidade renovável até 2030: aproximadamente 58 GW de solar fotovoltaica, 40 GW de eólica e o restante de energia solar térmica e geotérmica. A Arábia Saudita encerrou 2024 com cerca de 5 GW instalados; a diferença implica um ritmo de construção superior a 20 GW por ano, em grande parte por leilões do Programa Nacional de Energia Renovável. Mesmo que a capacidade efetivamente construída chegue a 80–100 GW em 2030, haverá um excedente significativo de renováveis disponível para produzir hidrogênio.
A expansão do gás doméstico da Aramco, em particular o desenvolvimento de gás não convencional de Jafurah, de US$ 110 bilhões, fornece a base molecular para o hidrogênio azul e libera petróleo bruto para exportação. A meta é que Jafurah produza 2 bilhões de pés cúbicos por dia até 2030. Parte do gás substituirá a geração elétrica a óleo; outra parte irá para produtos petroquímicos. A parcela destinada à reforma para hidrogênio alimentará a BHIG e a capacidade subsequente de hidrogênio azul em Jubail e Yanbu.
A estratégia de baixo carbono da Aramco reserva capacidade para aproximadamente 11 milhões de toneladas anuais de amônia azul até 2030, dentro de um envelope mais amplo de US$ 50 bilhões em gastos com transição energética até 2050. É uma quantia substancial, mas não transformadora diante das despesas anuais de capital a montante da Aramco, de US$ 50–55 bilhões. O hidrogênio é uma frente complementar que protege a participação de mercado se a demanda por petróleo diminuir mais rapidamente que no cenário central, e não a principal destinação de capital.
Desenvolvimentos recentes de 2024 a 2026
Os últimos 18 meses levaram a estratégia saudita de hidrogênio dos anúncios à execução. No início de 2026, o Projeto de Hidrogênio Verde da NEOM havia atingido 80% de conclusão física e continuava no cronograma para a primeira carga comercial no fim de 2026 ou início de 2027. O atraso em relação à orientação anterior para a primeira carga em 2025 é real, mas modesto para os padrões de megaprojetos. Em fevereiro de 2025, a contratação de US$ 1,5 bilhão da Larsen & Toubro pela Aramco para o polo de CCS de Jubail foi o compromisso concreto mais importante com infraestrutura de hidrogênio azul até o momento — sem o polo, as exportações de amônia azul continuariam sendo tecnicamente cinza com compensações.
A aquisição de 50% da BHIG pela Aramco, em março de 2025, sinalizou a consolidação do mercado comercial de hidrogênio azul de Jubail sob a Aramco. ACWA Power e EnBW formalizaram o desenvolvimento conjunto do Polo de Hidrogênio Verde de Yanbu em 2024–2025, com conclusão do projeto de engenharia básica prevista para meados de 2026. A Iniciativa de Cooperação Oásis de Hidrogênio entre Coreia e Arábia Saudita, formalizada na cúpula de Riade de outubro de 2023, avançou em 2024–2025 com fornecimento comercial concreto da Aramco a concessionárias coreanas. Em meados de 2025, a Arábia Saudita indicou que estudava uma usina adicional de hidrogênio verde multibilionária, além da NGHC e de Yanbu; no início de 2026, a seleção do local continuava em aberto.
Riscos
A estratégia enfrenta vários riscos concretos, que os mercados incorporam aos preços de ações e títulos ligados ao hidrogênio saudita.
O risco do lado da demanda é a principal preocupação. As decisões finais de investimento em capacidade japonesa e coreana de co-combustão de amônia avançaram mais lentamente que os planos de referência de 2022. Os leilões europeus da H2Global foram concluídos com volumes menores e preços mais altos que os projetados pelo governo alemão. Se a demanda mundial por hidrogênio em 2030 ficar no Cenário de Políticas Declaradas da IEA, e não no Cenário de Compromissos Anunciados, o mercado total acessível às exportações sauditas será consideravelmente menor que os US$ 700 bilhões às vezes citados.
O risco de custo opera em ambas as direções. Se o custo dos eletrolisadores cair 10%–15% ao ano, é plausível que o hidrogênio verde saudita chegue a US$ 1,80–2,00 por kg até 2030 e que a demanda se antecipe. Se os custos permanecerem rígidos e produtores chineses ou indianos acessarem cadeias de suprimentos domésticas mais baratas, a vantagem de custo saudita diminuirá.
O risco de execução é específico a cada projeto. A NGHC está de seis a doze meses atrasada em relação ao cronograma original. Yanbu ainda não concluiu o projeto de engenharia básica. O polo de CCS de Jubail depende da caracterização de um aquífero salino que não foi auditada de forma independente nos volumes projetados pela Aramco. A acumulação de atrasos em vários projetos comprime o prazo para atingir as metas de produção de 2030.
O risco de contabilização de carbono é decisivo para o hidrogênio azul. O Mecanismo de Ajuste de Carbono na Fronteira da UE e as próximas regras sobre metano impõem requisitos cada vez mais rigorosos para as emissões de ciclo de vida do hidrogênio importado. A intensidade de metano divulgada pela Aramco é baixa em comparação com a de pares globais, mas as exportações de hidrogênio azul para a Europa depois de 2027 exigirão contabilidade de ciclo de vida verificada por terceiros — capacidade institucional que a Arábia Saudita ainda está desenvolvendo em escala. Riscos geopolíticos — tensões entre Arábia Saudita e Irã e interrupções no transporte marítimo no Mar Vermelho — afetam os prêmios de seguro e a confiabilidade das cargas transportadas por Yanbu.
Perspectivas
A Arábia Saudita chega ao fim do primeiro semestre de 2026 em posição mais forte do que muitos observadores externos lhe atribuíam dois anos antes. O Projeto de Hidrogênio Verde da NEOM aproxima-se do comissionamento. O polo de CCS de Jubail tem uma contraparte contratada. A ACWA Power amplia sua carteira de projetos. Estruturas bilaterais de fornecimento com Japão, Coreia e Alemanha estão ativas. As metas para 2030 — 2,9 milhões de toneladas anuais de hidrogênio limpo, posição entre os três maiores exportadores mundiais de amônia e mais de US$ 5 bilhões em investimentos acumulados nos projetos — continuam plausíveis, embora não garantidas.
A próxima década dependerá de três fatores: redução de custos, credibilidade da certificação e concretização da demanda. A redução de custos dependerá de eletrolisadores de nova geração, preços mais baixos em contratos de compra de energia renovável e localização industrial saudita que leve a fabricação de conjuntos de eletrolisadores para o país. A credibilidade da certificação exige criar infraestrutura regulatória e de auditoria que permita a compradores em Berlim, Tóquio e Seul confiar na distinção entre hidrogênio verde e azul sem depender apenas da palavra do Reino. A concretização da demanda depende de fatores fora do controle saudita — ritmo da descarbonização industrial europeia, decisões finais de investimento japonesas em co-combustão de amônia e tarifas de concessionárias coreanas de hidrogênio —, mas a confiabilidade saudita como fornecedora das primeiras cargas comerciais também conta.
Se esses três fatores convergirem, a Arábia Saudita terá um caminho plausível para alcançar de 5% a 7% do mercado mundial de exportação de hidrogênio até 2035. Caso contrário, o Reino manterá praticamente intacta sua posição nas exportações de hidrocarbonetos, e a expansão do hidrogênio funcionará como uma opção que gerou valor de opcionalidade, mas não a segunda fonte de receita equivalente à do petróleo sugerida pela interpretação mais agressiva da Visão 2030. Mesmo o cenário conservador é compatível com a aritmética geral da diversificação do Reino. Para que a Visão 2030 tenha sucesso, o hidrogênio não precisa substituir a receita do petróleo: precisa demonstrar que a Arábia Saudita pode liderar uma nova indústria energética. Nesse critério menos exigente, a estratégia já está avançando.
Referências externas
- NEOM Green Hydrogen Company — especificações do projeto.
- Complexo de Hidrogênio Verde da NEOM da Air Products — detalhes do contrato de fornecimento.
- Global Hydrogen Review 2025 da IEA — curvas de custos e projeções de demanda.
- Aquisição da BHIG pela Aramco — consolidação do hidrogênio azul.
- Estratégia industrial saudita de hidrogênio do CSIS — estrutura de política pública.