En un nuevo paso dentro de su plan de crecimiento, Aramco gas consolidó avances relevantes con el inicio de producción en el yacimiento de Jafurah y la entrada en operación de la planta de gas de Tanajib. Ambos desarrollos refuerzan la estrategia de la compañía para aumentar su producción de gas en aproximadamente un 80 % hacia 2030 respecto a los niveles de 2021.
Además, estos proyectos amplían la capacidad operativa del grupo energético y fortalecen la posición de Arabia Saudita en el mercado global de gas natural. La compañía estima que su producción total de gas y líquidos asociados podría alcanzar alrededor de 6 millones de barriles equivalentes por día al final de la década.
Por un lado, Jafurah representa el mayor yacimiento de gas no convencional de Oriente Medio. Con una superficie cercana a los 17 000 kilómetros cuadrados, se estima que contiene 229 billones de pies cúbicos estándar de gas crudo junto con importantes volúmenes de líquidos asociados.
Desde diciembre de 2025, Aramco inició la producción de gas no convencional en este campo, la aplicación de tecnología avanzada permitió optimizar los costos de perforación y estimulación, además de mejorar la productividad de los pozos. Para 2030, el objetivo es entregar 2 000 millones de pies cúbicos estándar de gas de venta por día junto con 420 millones de pies cúbicos de etano y cerca de 630 000 barriles diarios de líquidos de alto valor.
Asimismo, el desarrollo de Jafurah respalda sectores estratégicos del Reino como energía industria petroquímica e inteligencia artificial, lo que podría traducirse en un impulso directo a la economía nacional.
Por otro lado, la planta de gas de Tanajib comenzó operaciones también en diciembre de 2025, se espera que alcance una capacidad de procesamiento de 2 600 millones de pies cúbicos estándar por día en 2026.
Esta instalación procesa el gas asociado a la producción de crudo en los campos marinos de Marjan y Zuluf. La integración digital y la eficiencia operativa forman parte central de su diseño, lo que permite maximizar recursos y optimizar la ejecución de proyectos complejos.
En paralelo, el inicio de Tanajib coincidió con la producción de crudo en Marjan, fortaleciendo la integración entre los activos upstream y downstream de la compañía.
De cara a 2030, Aramco gas proyecta generar flujos de caja operativos adicionales de entre 12 000 y 15 000 millones de dólares, dependiendo de la demanda futura y los precios de los líquidos asociados.
Este crecimiento en producción de gas también respalda el programa saudí de sustitución de combustibles líquidos en generación eléctrica. A su vez, contribuye a mejorar la seguridad energética y apoyar la meta de cero emisiones netas del Reino para 2060.
Finalmente, la expansión del negocio de gas podría crear miles de empleos directos e indirectos. También refuerza la diversificación económica del país y consolida a Aramco como proveedor de energía confiable en un entorno de creciente demanda global.
Con la puesta en marcha de Jafurah y Tanajib, Aramco gas avanza en su meta de ampliar su cartera energética y fortalecer su capacidad productiva a gran escala durante la próxima década.
Científicos del instituto ruso TsNIITMASH desarrollaron un nuevo acero austenítico resistente al calor pensado para reactores de neutrones rápidos refrigerados por plomo. El material mantiene sus propiedades mecánicas y su estabilidad térmica hasta los 600 grados Celsius. Esta cifra supera ampliamente las temperaturas habituales de los reactores VVER que operan entre 320 y 350 grados. Además ofrece alta resistencia a la radiación y a la corrosión en entornos con metal líquido pesado.
El desarrollo forma parte del proyecto estratégico Proryv que busca implementar un ciclo cerrado de combustible nuclear basado en reactores rápidos. Según sus responsables el nuevo acero presenta mejor resistencia a largo plazo que los materiales usados hoy en centrales que trabajan con refrigerantes metálicos. En paralelo el instituto probó soldadura láser en aceros especiales utilizados en equipos críticos. Las pruebas mostraron mayor productividad frente a la soldadura por arco tradicional con alta calidad en las uniones. Esta técnica podría aplicarse también en reactores VVER y RITM ya operativos.
Inlyte Energy y NTS Colocation AG anunciaron una alianza para instalar sistemas de almacenamiento con baterías de hierro y sodio en centros de datos en Suiza. El plan contempla desplegar hasta 2 megavatios antes de 2028 comenzando con un piloto de 600 kWh en Berna que entraría en operación a finales de 2026. La meta es validar el rendimiento del sistema en un entorno real y luego ampliarlo al resto de las instalaciones del grupo.
La tecnología busca cubrir necesidades que hoy se resuelven con baterías de litio y generadores diésel. Según las empresas el sistema ofrece descargas de varias horas o incluso días sin riesgo de incendio y con menor impacto ambiental. NTS que opera centros con certificación Tier IV y energía renovable quiere reforzar su resiliencia ante el alza en la demanda eléctrica impulsada por la IA y la nube. En Europa los operadores enfrentan mayores exigencias regulatorias sobre uso de combustibles fósiles lo que presiona a buscar alternativas más limpias.
BP está reforzando su producción de petróleo y gas en Estados Unidos con un plan ambicioso en el negocio de esquisto. Su filial BPX Energy prevé aumentar la producción un 8% este año hasta alcanzar 500.000 barriles equivalentes diarios. La meta es llegar a 650.000 boe/d antes de que termine la década con una inversión 800 millones de dólares menor a la actual. Ese volumen representaría cerca del 20% de la producción global de la compañía.
El movimiento contrasta con otras empresas del sector que han optado por frenar el ritmo ante la volatilidad de los precios del crudo. Mientras productores como Diamondback mantienen niveles estables BP busca crecer con mayor eficiencia de capital. La petrolera ya mostró señales de este giro tras elevar su producción en 2025 y anunciar un enfoque renovado en exploración y producción con nuevos proyectos hasta 2030. También suspendió recompras de acciones para fortalecer su balance tras pérdidas vinculadas a negocios de transición energética.
NewMed Energy informó que el proyecto para instalar un tercer gasoducto submarino en el yacimiento Leviatán fue completado el 1 de marzo de 2026. La obra incluye una nueva línea de transporte desde el campo hasta la plataforma y la modernización de los sistemas en superficie. Con estas mejoras la capacidad de producción de gas aumenta hasta cerca de 14 mil millones de metros cúbicos por año.
El proyecto es operado por Chevron Mediterranean Limited y forma parte del desarrollo continuo del mayor campo de gas en aguas israelíes. En la estructura accionaria NewMed posee 45,34% Chevron 39,66% y Ratio Energies 15%. La ampliación busca responder a la creciente demanda regional de gas y fortalecer la infraestructura de exportación hacia mercados vecinos.
