Se describió el año 2025 como el más difícil para la industria petrolera del Mar del Norte del Reino Unido desde la década de 1960. 

Fue el primer año desde 1960 en el que no se perforó ni un solo pozo de exploración en aguas británicas, la inversión se desplomó a mínimos históricos y las empresas congelaron o cancelaron proyectos, centrándose únicamente en el mantenimiento esencial y el desmantelamiento.

Algunos asesores gubernamentales y activistas climáticos afirman que el Reino Unido se ha quedado sin petróleo y gas, pero esto no es cierto. Toda la destrucción de la industria petrolera y gasística británica se debe a las regulaciones e impuestos gubernamentales, así como a los activistas del "cambio climático".

Gran Bretaña es uno de los únicos 40 países con amplias reservas de hidrocarburos: carbón, petróleo y gas. De ser un exportador neto de petróleo y gas desde la década de 1980 hasta 2004 (gas) y 2013 (petróleo), el Reino Unido se ha convertido en un importador neto. Noruega se beneficia de los recursos del Mar del Norte mientras que el Reino Unido paga.

No perdamos el contacto… Su Gobierno y las grandes tecnológicas están intentando activamente censurar la información reportada por The Expuesto Para satisfacer sus propias necesidades. Suscríbete a nuestros correos electrónicos ahora para asegurarte de recibir las últimas noticias sin censura. en tu bandeja de entrada…

¡Manténgase actualizado!

Manténgase conectado con las actualizaciones de noticias por correo electrónico

¿Eres un humano? 7 + 4 =

---

El 1 de abril, el Gran Consejo Empresarial Británico (“GBBC”), un grupo de expertos de reciente creación, publicó un documento titulado 'Destrucción industrial premeditada: cómo el Reino Unido destruyó su industria y un plan para revertir esta situación.". 

El artículo es obra de la economista Catherine McBride, el ingeniero y consultor jubilado David Turver y el consultor de relaciones públicas Brian Monteith. Demuestra cómo las políticas de cero emisiones netas del Gobierno están socavando los cimientos de la economía británica y ofrece recomendaciones sobre cómo revertirlas.

Dado que este documento es importante para revelar algunas verdades incómodas, lo estamos reproduciendo en una serie de artículos, en fragmentos más manejables, por así decirlo, para que, con suerte, más personas lo lean, o al menos lean parte de él. Hemos realizado algunas ediciones menores para facilitar la lectura. Para aquellos que elijan leer el documento de una sola vez, pueden hacerlo. AQUÍ.

Capítulo 2: Los abundantes recursos naturales del Reino Unido

By Gran Consejo Empresarial Británico, 1 April 2026

Índice

Economía de la industria de hidrocarburos del Reino Unido

Gran Bretaña es uno de los 40 países con amplias reservas de hidrocarburos: carbón, petróleo y gas. Hay más de 100 países sin hidrocarburos y otros 75 con reservas muy pequeñas. Japón, por ejemplo, es un país del G7 con escasas o nulas reservas de hidrocarburos; sus principales importaciones son petróleo, gas natural licuado (GNL) y carbón. Alemania posee algunos hidrocarburos, principalmente carbón de baja calidad, pero debe importar petróleo crudo, gas natural, petróleo refinado y carbón.

Ingresos

En el ejercicio 2024/25, el gobierno británico recaudó 4.5 millones de libras esterlinas en impuestos procedentes del sector del petróleo y el gas del Mar del Norte: 2.0 millones de libras esterlinas en impuestos corporativos sobre actividades en alta mar, 0.4 millones de libras esterlinas en reembolsos del Impuesto sobre los Ingresos del Petróleo y 2.9 millones de libras esterlinas procedentes del Impuesto sobre los Beneficios Energéticos (Impuesto sobre las Ganancias Extraordinarias). La recaudación fiscal total del sector descendió de 6.1 millones de libras esterlinas en 2023 a 4.5 millones de libras esterlinas en 2024, lo que supone una reducción de 1.6 millones de libras esterlinas (27%).

Los ingresos del impuesto de sociedades extraterritoriales, que comprenden el impuesto de sociedades con régimen fiscal especial y el recargo complementario, disminuyeron en 1.0 millones de libras (34%) con respecto a los 3.0 millones de libras de 2023/4, mientras que los ingresos del impuesto sobre los beneficios energéticos disminuyeron en 0.7 millones de libras (20%) con respecto a los 3.6 millones de libras de 2023/24.

A modo de comparación, Noruega recaudará 373.1 millones de coronas noruegas en impuestos sobre el petróleo y el gas en 2025, lo que equivale a unos 28.8 millones de libras esterlinas. Si incluimos los ingresos por intereses financieros directos del Estado noruego (SDFI, por sus siglas en inglés), las tasas medioambientales y los dividendos de Equinor, el flujo de caja neto total del gobierno noruego procedente del petróleo en 2025 fue de 655.8 millones de coronas noruegas (50.7 millones de libras esterlinas). Analizamos el enfoque más favorable de Noruega en materia de impuestos y regulación del petróleo y el gas más adelante en este capítulo.

El petróleo y el gas extraídos en alta mar en el Reino Unido tributan al 78%, lo que comprende un impuesto de sociedades del 30% (fijado por separado del tipo general del 25%), un recargo suplementario del 10% y un gravamen sobre los beneficios energéticos del 38%. Este impuesto evita que los beneficios imponibles derivados de la extracción de petróleo y gas en el Reino Unido y la plataforma continental británica se vean reducidos por pérdidas de otras actividades o pagos excesivos de intereses.

Valor agregado bruto (“VAB”)

Offshore Energies UK estima que el sector aporta 25 millones de libras esterlinas anuales en valor bruto, lo que implica varios cientos de millones de libras en ingresos fiscales relacionados con los empleados. El aprovechamiento de recursos adicionales en las aguas que rodean la costa británica podría añadir 150 millones de libras esterlinas de valor bruto a la economía del Reino Unido, además de los 200 millones de libras esterlinas de valor económico previstos en los planes actuales. El petróleo y el gas siguen representando más de las tres cuartas partes del consumo energético del Reino Unido, lo que subraya la importancia continua del sector, incluso a medida que se acelera la transición hacia fuentes alternativas.

Oportunidades de Empleo

Según Offshore Energies UK, en 2024, el sector de petróleo y gas en alta mar generó 206,000 empleos, de los cuales 26,000 fueron directos dentro del propio sector, 94,500 indirectos y 85,100 inducidos, distribuidos por todo el país. Estos 200,000 empleos aportaron un valor añadido bruto (VAB) estimado de 25 millones de libras esterlinas anuales. Con base en salarios de entre 50,000 y 80,000 libras esterlinas, sus contribuciones al sistema de retención en origen (PAYE) y a la Seguridad Social (NIC) probablemente superaron los 1 millones de libras esterlinas anuales.

En el tercer trimestre de 2025, la fuerza laboral del sector de Minería, Energía y Suministro de Agua ascendía a 582,000 personas, lo que representa el 1.7% del total de la fuerza laboral del Reino Unido, que era de 34,216,000. Si bien esto supone menos del 2% de la fuerza laboral del Reino Unido, se trata de uno de los sectores más productivos de la economía y, además, proporciona las materias primas que necesitan otras industrias.

Se prevé que la fuerza laboral del sector de petróleo y gas del Reino Unido disminuya drásticamente hasta situarse entre 57 000 y 71 000 personas a principios de la década de 2030 debido a la reducción de la exploración y la producción. Históricamente, el sector generaba 220 000 empleos en todo el Reino Unido (incluidos el empleo directo, indirecto e inducido), pero esta cifra ha ido disminuyendo de forma constante desde su máximo en 2014. Se estima que el sector de la extracción de petróleo y gas pierde 400 empleos cada dos semanas.

Empleo regional

Escocia concentra la mayor parte de los empleos del sector petrolero y gasístico del Reino Unido, especialmente en Aberdeen y el noreste. En 2022, aproximadamente 93,600 empleos en Escocia dependían de la industria del petróleo y el gas, incluyendo puestos directos y de la cadena de suministro. Estimaciones más recientes sugieren 75,000 empleos en 2024, con proyecciones de entre 45,000 y 63,000 para principios de la década de 2030 si continúa el descenso.

Exportaciones e Importaciones

A pesar de la dedicación del Reino Unido a las políticas ecológicas, el país no ha dejado de utilizar petróleo y gas. Entre noviembre de 2019, cuando se impuso la moratoria sobre la fracturación hidráulica, y diciembre de 2025, el Reino Unido importó gas por valor de 125.000 millones de libras, petróleo crudo por valor de 136.000 millones de libras y petróleo refinado por valor de 132.000 millones de libras, según la Oficina de Estadísticas Nacionales (ONS). En 2025, el Reino Unido registró un déficit comercial de 32.300 millones de libras en la categoría de combustibles de la Clasificación Uniforme para el Comercio Internacional (CUCI); antes de 2003, el comercio de combustibles del Reino Unido era superávit.

SITC 3 Los combustibles (“Combustibles”) constituyen la cuarta mayor exportación de bienes del Reino Unido. Sin embargo, desde 2019, utilizando las Medidas de Volumen Encadenado (“CVM”) de la ONS para tener en cuenta la inflación, las exportaciones de combustibles han caído un 23%, y el déficit comercial del Reino Unido ha seguido aumentando. El déficit comercial del Reino Unido en combustibles continúa creciendo, alcanzando actualmente los 32.3 millones de libras esterlinas. Sin embargo, en 2019, el déficit comercial del Reino Unido en combustibles era de tan solo 9.4 millones de libras esterlinas. Este déficit de combustibles no se debe al “Brexit”, como afirman muchos analistas, sino a las políticas de los sucesivos gobiernos británicos en materia de petróleo y gas.

Tras haber sido un exportador neto de petróleo y gas, el Reino Unido es ahora un importador neto de ambos. Las importaciones netas de crudo primario aumentaron un 12 % en 2024, hasta alcanzar los 20 millones de toneladas, y las de gas natural un 4.9 %, hasta los 335 TWh, debido al descenso de la producción nacional. Según el Compendio de Estadísticas Energéticas del Reino Unido (DUKES), la dependencia del Reino Unido de las importaciones de combustible aumentó en 2024 hasta el 43.8 %, frente al 40.3 % de 2023. (DUKES, publicado el 31 de julio).

Desmantelamiento

En julio de 2025, la Autoridad de Transición del Mar del Norte estimó que los costes totales de la industria para el desmantelamiento de toda la infraestructura de exploración y producción de petróleo y gas del Reino Unido a partir de 2023 serían de 41 millones de libras esterlinas a precios de 2021. La Hacienda Pública británica (HMRC) estima que recibirá 5.8 millones de libras esterlinas en devoluciones de impuestos asociadas a este gasto de desmantelamiento, en términos de valor actual, tal como se detalla en su Informe y Cuentas Anuales. Además, se estima una pérdida de 5.9 millones de libras esterlinas en concepto de impuesto de sociedades offshore. Esto se debe a que el gasto de desmantelamiento reduce los beneficios de las empresas, disminuyendo así la recaudación fiscal total. En conjunto, el coste total para el Tesoro público derivado de este gasto se estima en 11.7 millones de libras esterlinas en términos de valor actual.

Además, se está perdiendo una importante experiencia técnica en la exploración y producción de recursos de petróleo y gas, incluyendo técnicas de perforación, gestión de yacimientos y optimización de la producción. Esta pérdida perjudicará al Reino Unido y dificultará y encarecerá la reapertura del Mar del Norte en el futuro. Asimismo, las plataformas de perforación y los equipos de exploración se están trasladando a países con una actitud más favorable hacia la industria.

El impuesto sobre los beneficios energéticos (también conocido como impuesto extraordinario) ha llevado a muchas empresas a detener sus inversiones en el Reino Unido y a trasladar o reducir su plantilla en el país. Harbour Energy, un productor independiente, anunció en diciembre de 2025 que prevé reducir su plantilla en el Reino Unido en otras 100 personas, que se suman a los 600 puestos de trabajo eliminados desde 2023.

Según el Informe Estadístico Mundial de Energía, el Reino Unido produjo 778 mil barriles diarios de petróleo crudo en 2022, lo que supone un descenso de casi el 11 % con respecto a 2021. Las principales razones de este descenso son la reducción de la exploración y el desarrollo en el Mar del Norte debido a los costes regulatorios, fiscales y otros costes financieros asociados al desarrollo de nuevos yacimientos.

El mercado británico de petróleo y gas está dominado por grandes multinacionales, como Shell PLC, BP ​​PLC, TotalEnergies SE, Chevron Corporation y Cadent Gas Ltd. Estas empresas cuentan con otros yacimientos que requieren menos esfuerzo físico y regulatorio para su desarrollo. Otro obstáculo que el informe identifica para los nuevos proyectos de petróleo y gas en el Reino Unido es la competencia por la inversión de capital por parte del sector de las energías renovables.

En 2024, los operadores gastaron la cifra récord de 2400 millones de libras esterlinas en desmantelamiento, y se prevé que el gasto total ascienda a 27 000 millones de libras esterlinas entre 2023 y 2032. BDO informó que se espera que los gastos de desmantelamiento superen los gastos de capital para 2029, lo que refleja un cambio estructural en las prioridades.

Producción de petróleo en alta mar

Las reservas probadas y probables de petróleo y gas del Reino Unido en el Mar del Norte se estimaron en 2.9 millones de barriles de petróleo equivalente (bpe) a finales de 2024. Esta cifra representa la suma de petróleo y gas, con aproximadamente un 70 % de petróleo y un 30 % de gas. Los recursos petrolíferos descubiertos pero aún sin explotar ascienden a 6.2 millones de bpe y podrían desarrollarse mediante inversión.

Los yacimientos de petróleo y gas en funcionamiento incluyen:

• Abigail Field: Este yacimiento, situado frente a la costa este de Escocia, fue aprobado por la Autoridad de Petróleo y Gas del gobierno del Reino Unido en enero de 2022. Se estima que el yacimiento contiene 5.5 millones de barriles equivalentes de petróleo (boe), con una distribución equitativa de petróleo y gas. A pesar de las quejas de Uplift y Friends of the Earth Scotland, el yacimiento está en producción, con una producción de 15.17 millones de metros cúbicos.³/año en 2022 y entre 0.26 y 1.1 millones de barriles de petróleo al año.

• Campo petrolífero de Brent: Se encuentra al este de la cuenca de Shetland, a unos 186 km al noreste de Lerwick. Fue descubierto en 1971 y entró en producción en 1976. Es operado por Shell y fue uno de los mayores yacimientos de hidrocarburos del Mar del Norte británico. Ha producido alrededor de 4 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe). Muchas de las plataformas han sido desmanteladas.

• Clair: El yacimiento petrolífero más grande de la plataforma continental del Reino Unido, con unas reservas estimadas de 8 millones de barriles de petróleo. Está situado a 75 km al oeste de las islas Shetland y opera por fases, incluyendo el proyecto Clair Ridge, que comenzó a producir en 2018.

• Campo petrolífero de Forties: El segundo yacimiento petrolífero más grande del Reino Unido en el Mar del Norte, situado a unos 110 kilómetros de la costa de Aberdeen. Descubierto en 1970, comenzó su producción en 1975 y sus recursos totales estimados ascienden a 5 millones de barriles de petróleo, con una reserva recuperable probada de unos 175 millones de barriles. En 2025, la producción actual era de unos 10,000 barriles equivalentes de petróleo al día.

• Campo Magnus: Situado a 160 km al noreste de las Islas Shetland, es uno de los yacimientos más septentrionales y activos del Reino Unido. Gestionado por EnQuest, produjo 16,800 barriles diarios en abril de 2025. Está previsto que se pongan en marcha pozos de relleno adicionales. Fue descubierto en 1974, comenzó su producción en 1983 y se estima que contiene un total de 1.54 millones de barriles, de los cuales se cree que 869 millones son recuperables.

• Kraken: Es un yacimiento petrolífero singular del Mar del Norte que produce crudo pesado y ácido. Es operado por EnQuest. Comenzó su producción en 2017, sus reservas estimadas son de 137 millones de barriles de crudo pesado y se espera que produzca 50 000 barriles diarios en su pico máximo. El crudo Karen es muy pesado, con una gravedad API de 14° a 16°, alta viscosidad y alto contenido de azufre. El crudo Karen debe exportarse a Europa, Asia o la costa del Golfo de Estados Unidos para su refinación, ya que las refinerías del Reino Unido están preparadas para procesar crudo Brent ligero y dulce (API de 38° a 40°).

• Campo Nelson: Se encuentra en la zona central del Mar del Norte, a 200 km al este-noreste de Aberdeen. Es operada por Shell, produce un crudo ligero y dulce, y aún se encuentra en producción, aunque está desmantelando parte de su infraestructura.

• Campo de Ninian: Se encuentra a unos 100 kilómetros al noreste de las Islas Shetland. Operado por Canadian Natural Resources, produce petróleo y gas, con una producción de aproximadamente 3.9 millones de pies cúbicos diarios en 2019. Originalmente, el yacimiento fue un importante productor de petróleo.

• Zona de Schiehallion (Schiehallion, Loyal, Alligin): Ubicada a 175 km al oeste de Shetland, esta zona está siendo remodelada y recibe servicio del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Glen Lyon.

Reservas de petróleo y gas

Algunos asesores gubernamentales y activistas climáticos afirman que el Reino Unido se ha quedado sin petróleo y gas, pero esto no es cierto. La Autoridad de Transición del Mar del Norte (NSTA) estima que el Reino Unido cuenta con recursos descubiertos pero no explotados de 6200 millones de barriles equivalentes de petróleo (boe), recursos explotados de 3100 millones de boe y recursos prospectivos en yacimientos cartografiados de aproximadamente 4600 millones de boe, además de otros 11 200 millones de boe de recursos prospectivos no cartografiados. Sin embargo, las compañías petroleras se han visto disuadidas de explorar nuevos yacimientos por los exorbitantes impuestos de los sucesivos gobiernos británicos y su actitud irracional hacia los nuevos proyectos de petróleo y gas. El sistema judicial británico constituye un obstáculo adicional, ya que los grupos activistas han logrado paralizar la producción incluso después de que los yacimientos hayan recibido la aprobación gubernamental. Los yacimientos de Cambo, Rosebank y Jackdaw son ejemplos de ello.

En contraste con las predicciones pesimistas de la Oficina de Responsabilidad Presupuestaria ("OBR"), un informe de Mordor Intelligence estima que el mercado de petróleo y gas del Reino Unido alcanzará los 323.83 millones de dólares en 2025 y proyecta que podría llegar a los 346.29 millones de dólares en 2030, con una tasa de crecimiento anual compuesta ("CAGR") del 1.35% durante el período de pronóstico (2025-2030).

El informe señala que, si bien las reservas han disminuido, aún constituyen una base de recursos sustancial que requiere exploración y producción continuas. La infraestructura bien desarrollada para la exploración y producción en alta mar, que incluye plataformas marinas, oleoductos e instalaciones de almacenamiento, proporciona una ventaja competitiva a las empresas del sector, permitiendo la extracción y el transporte eficientes de los recursos de petróleo y gas.

Lamentablemente, cuando el Gobierno Laborista prorrogó el Impuesto sobre los Beneficios Energéticos (EPL, por sus siglas en inglés) hasta 2030, también eliminó las desgravaciones fiscales por inversión, incluida la principal desgravación del 29 % para los gastos elegibles incurridos después de noviembre de 2024. Esto redujo el incentivo para la reinversión en proyectos de petróleo y gas. En consecuencia, los operadores británicos del Mar del Norte están recurriendo a fusiones y adquisiciones en lugar de nuevos proyectos. Las asociaciones empresariales advirtieron que el EPL constituye una barrera para la inversión y el crecimiento, acelerando la pérdida de empleos y disuadiendo la inversión de capital.

Debido a la inestabilidad fiscal de los últimos años, 2025 fue el primer año desde 1960 en el que no se perforó ni un solo pozo de exploración en aguas británicas, según la consultora energética Wood Mackenzie. Se describió 2025 como el año más difícil para el Mar del Norte británico desde la década de 1960, con una caída de la inversión a mínimos históricos. Las empresas congelaron o cancelaron proyectos, centrándose únicamente en el mantenimiento esencial y el desmantelamiento. La extensión de la vida útil de los yacimientos dominó la inversión restante. Offshore Energies UK advirtió que la decisión del gobierno de mantener la EPL sin cambios hasta 2030 supuso, en la práctica, la pérdida de 50 millones de libras esterlinas en inversión potencial.

Mientras tanto, las previsiones sugieren que el gasto de capital disminuirá un 26 % durante el período de pronóstico, y se proyecta que la producción caiga entre un 6 % y un 9 % anual. La falta de previsibilidad fiscal y una elevada carga impositiva han llevado a las empresas a redirigir la inversión a jurisdicciones más favorables, como Noruega, al otro lado del Mar del Norte. Noruega sigue atrayendo capital para exploración, a diferencia del Reino Unido, donde el gasto en desmantelamiento está aumentando considerablemente.

Principales reservas de petróleo y gas del Reino Unido

Se estima que los recursos no descubiertos y potencialmente recuperables del Reino Unido ascienden a 4.6 millones de barriles equivalentes de petróleo (boe), lo que refleja el potencial para futuras exploraciones. Las reservas probadas de petróleo, por sí solas, son de aproximadamente 192 millones de toneladas métricas (equivalentes a aproximadamente 1.4 millones de barriles). Sin embargo, varios proyectos estaban listos para comenzar antes de que se retirara su aprobación.

• Rosebank: Actualmente, el yacimiento petrolífero sin explotar más grande del Reino Unido se encuentra a 80 kilómetros al oeste de las Islas Shetland. Se estima que contiene entre 300 y 500 millones de barriles de petróleo. Fue descubierto en 2004, pero no se le concedió la autorización para su explotación hasta septiembre de 2023. Sin embargo, en enero de 2025, el Tribunal de Sesiones de Escocia declaró ilegal dicha autorización, debido a que el Gobierno no había considerado el impacto climático de las emisiones posteriores (Alcance 3) derivadas de la quema del petróleo y el gas extraídos.

Si se hubiera autorizado la puesta en marcha del yacimiento de petróleo y gas de Rosebank según lo previsto, habría generado aproximadamente 1,200 empleos en el Reino Unido en su momento de máxima actividad y un promedio de unos 450 empleos permanentes. Se estimaba que la contribución de Rosebank a la economía británica en términos de valor añadido bruto superaría los 24 000 millones de libras esterlinas, y se preveía que su producción representaría el 8 % de la producción petrolera del Reino Unido, además de un promedio de 21 millones de pies cúbicos estándar de gas natural.

• Cambo: Un gran yacimiento situado al noroeste de Shetland y a 20 kilómetros al suroeste de Rosebank. Se estima que contiene más de 150 millones de barriles de petróleo. Shell se retiró del proyecto en 2021, pero sigue siendo un recurso potencial importante. La licencia expiró en 2022 y se le concedió una prórroga de dos años hasta 2024, seguida de otra prórroga hasta 2026. Actualmente, el yacimiento es propiedad al 100 % de Ithica.

• Grajilla: Situado a 150 kilómetros de Aberdeen, a tan solo 78 metros de profundidad, se encuentra al sureste de la plataforma Shearwater de Shell y estará conectado a ella. Jackdaw es un yacimiento de gas condensado con unas reservas estimadas de 38 millones de metros cúbicos y una capacidad de producción de unos 5.7 millones de metros cúbicos de gas al día. El yacimiento fue descubierto en 2005, su explotación fue aprobada en el verano de 2022 y se esperaba que entrara en producción en 2025, pero su desarrollo se ha retrasado debido al fallo del caso Finch, que establece que los nuevos proyectos de petróleo y gas deben tener en cuenta las emisiones de Alcance 3.

El yacimiento de Jackdaw podría contribuir significativamente al suministro nacional de gas del Reino Unido. Las emisiones globales de Alcance 3 serán las mismas tanto si el Reino Unido extrae su propio gas como si lo importa de Noruega, y serán mucho mayores si el GNL importado sustituye a la producción nacional. Sin embargo, el empleo y los ingresos fiscales del Reino Unido serán mucho menores.

Si bien los tres proyectos paralizados mencionados anteriormente son bien conocidos, según la OEUK, existen 51 nuevos yacimientos conocidos en aguas británicas que podrían producir petróleo y gas, pero que se consideran inviables bajo el régimen fiscal del gobierno actual y su prohibición de nuevas licencias. Además, hay 60 ampliaciones de yacimientos existentes que se encuentran paralizadas debido a las políticas fiscales vigentes.

Ventajas energéticas del uso del gas natural del Reino Unido

Además de los evidentes beneficios financieros del uso del gas natural del Mar del Norte (mayores ingresos fiscales, mayor empleo regional y una mejor balanza de pagos), también existe una bonificación energética.

El mayor retorno energético sobre la energía invertida (ERoEI) se obtiene en un yacimiento de gas convencional. El ERoEI oscila entre 20:1 y 28:1. Esto significa que se obtiene más de 20 veces la energía de un yacimiento de gas natural que la que se invierte en su extracción.

Sin embargo, el GNL importado tiene una relación ERoEI considerablemente menor. El proceso de licuefacción consume aproximadamente el 10 % de la energía del gas, y el combustible para el transporte y la regasificación reducen aún más la energía recuperada. El GNL importado tiene una relación ERoEI inferior a 10:1. Importar GNL de EE. UU. solo resulta rentable porque la fracturación hidráulica en EE. UU. ha reducido tanto los precios del gas que aún se obtiene un beneficio económico tras convertirlo a GNL y transportarlo a través del Atlántico.

La industria petrolera no considera la costa británica del Mar del Norte como un recurso agotado, como lo demuestra la oferta de 31 licencias adicionales por parte de la Autoridad de Transición del Mar del Norte (NSTA) en la última fase de la 33.ª ronda de licencias de petróleo y gas en 2024. Estas licencias atrajeron 115 ofertas de 76 empresas. Se esperaba que las licencias ofrecidas en esta ronda añadieran aproximadamente 600 millones de barriles equivalentes de petróleo (mmboe) para 2060, o 545 millones para 2050.^{[ 1 ]}

La primera tanda ofreció 27 licencias en octubre de 2023, y la segunda, 24 en enero de 2024. Las 31 ofertas de la última tanda comprenden 29 licencias nuevas y 2 fusiones. De las 29 licencias nuevas, 23 son de Fase A o B de Plazo Inicial, dos son de Fase C de Plazo Inicial (pozos firmes) y las cuatro restantes pasan directamente al Segundo Plazo, lo que significa que, en teoría, pueden entrar en producción más rápidamente.

La fase A es un período para realizar estudios geotécnicos y reprocesar datos geofísicos; la fase B es un período para realizar estudios sísmicos y adquirir otros datos geofísicos; y la fase C es para la perforación.

El número de adjudicaciones en la ronda actual es bastante similar al de las rondas anteriores. La 32.ª ronda de licencias offshore ofreció 113 licencias sobre 260 bloques o partes de bloques a 65 empresas; la 31.ª ronda, que se centró en zonas fronterizas, ofreció 37 zonas sobre 141 bloques o partes de bloques a 30 empresas; y la 30.ª ronda ofreció 123 licencias sobre 229 bloques o partes de bloques a 61 empresas.

Es probable que el Reino Unido cuente con mayores recursos de petróleo y gas en el Mar del Norte, dado que los exploradores noruegos que trabajan en la misma zona han seguido descubriendo nuevos yacimientos. En 2025, la actividad exploratoria noruega fue ligeramente superior a la de 2024. Se completaron un total de 49 pozos de exploración y se realizaron 21 descubrimientos en la plataforma continental noruega. Estos descubrimientos tienen una estimación preliminar total de 67 millones de metros cúbicos estándar de petróleo recuperable equivalente.

En 2025, Aker BP realizó uno de los mayores descubrimientos comerciales de petróleo en la plataforma continental noruega. En diciembre de 2025, Equinor realizó dos nuevos descubrimientos de gas y condensado en la zona noruega de Sleipner, en el Mar del Norte. Estos fueron los mayores descubrimientos de Equinor en 2025 y pueden desarrollarse utilizando la infraestructura existente. Las estimaciones preliminares indican que los yacimientos podrían contener entre 5 y 18 millones de metros cúbicos estándar de petróleo recuperable equivalente, lo que corresponde a entre 30 y 110 millones de barriles. No hay razón para creer que la exploración en el lado británico de la línea no dé lugar también a nuevos hallazgos importantes, incluidos campos al oeste de Gullfaks, dentro de la zona británica. Los noruegos han encontrado otro gran campo cerca de su principal campo de petróleo y gas de Gullfaks, que se encuentra justo dentro de la frontera marítima de Noruega.

A diferencia del Reino Unido, donde pocas empresas continúan explorando y desarrollando nuevos yacimientos, la exploración ha proseguido en la costa noruega del Mar del Norte. Hasta la fecha, se han anunciado dos nuevos descubrimientos en 2026. Equinor, la empresa energética noruega de propiedad mayoritariamente estatal, junto con sus socios —Petoro, ConocoPhillips Skandinavia y Vår Energi—, anunció su nuevo hallazgo, con estimaciones preliminares de entre 0.15 y 2 millones de metros cúbicos estándar de petróleo recuperable equivalente, lo que corresponde a entre 0.95 y 12.6 millones de barriles de petróleo recuperable equivalente.

El 20 de enero de 2026, la Dirección Noruega de Exploración Marina (NOD) reveló que Equinor y su socio, Orlen, habían descubierto gas y condensado en el prospecto Sissel, en la licencia de producción 1137, otorgada en 2022 como parte de las adjudicaciones en áreas predefinidas de 2021. La estimación preliminar del tamaño del descubrimiento es de 1 a 4.5 millones de metros cúbicos estándar de petróleo recuperable equivalente, lo que corresponde a 6.3 a 28.3 millones de barriles de petróleo recuperable equivalente. Según la Dirección Noruega de Exploración Marina, los licenciatarios considerarán las oportunidades para desarrollar el descubrimiento como una conexión con la infraestructura existente en la zona. A finales de este año, Orlen Upstream Norway planea lanzar Eirin, otro yacimiento en esta área, que se desarrollará utilizando la infraestructura de Gina Krog y Sleipner. El presidente del Consejo de Administración de Orlen, Ireneusz Fafara, comentó: «El descubrimiento de Sissel, del que esperamos obtener aproximadamente mil millones de metros cúbicos de gas, fortalece nuestra cartera de activos en Noruega y representa un paso más hacia el logro de los objetivos estratégicos del Grupo Orlen. El gas noruego desempeña un papel crucial para garantizar un suministro estable a nuestros clientes».

Noruega tiene una actitud estable y predecible hacia la exploración de petróleo y gas.

Aunque las compañías de petróleo y gas tanto en Noruega como en el Reino Unido se enfrentan a un tipo impositivo marginal total del 78%, y los nuevos proyectos de petróleo y gas en Noruega deben evaluar las emisiones de Alcance 3 como parte de sus Evaluaciones de Impacto Ambiental, estas compañías no abandonan Noruega principalmente porque la actitud de Noruega hacia la producción de petróleo y gas es opuesta a la del Reino Unido. El tipo impositivo sobre sociedades en Noruega es del 22%, y su impuesto especial sobre el petróleo del 56% se aplica tras la deducción del impuesto de sociedades. Ambos impuestos permiten deducir todos los costes relevantes, incluidos la exploración, las operaciones, el desmantelamiento y la financiación. Las pérdidas pueden compensarse indefinidamente y su valor fiscal se reembolsa en efectivo al año siguiente. Más importante aún, el régimen fiscal noruego y la postura política hacia el sector se consideran estables y predecibles. Esto es de vital importancia para las empresas que invierten en proyectos intensivos en capital a largo plazo.

Noruega reconoce la importante contribución del petróleo y el gas a su economía y ha creado un entorno de inversión predecible. Ofrece incentivos y reembolsos por adelantado para la inversión. Ha invertido en la electrificación de plataformas marinas para reducir las emisiones de carbono en la fase de exploración y producción. El gobierno noruego posee el 67% de Equinor, que opera internacionalmente, incluyendo el Reino Unido, y es el mayor operador en la plataforma continental noruega. Como era de esperar, a diferencia del Reino Unido, Noruega ha mantenido un superávit comercial sustancial en el sector del combustible desde 1989. Los combustibles representan dos tercios de las exportaciones noruegas, y el Reino Unido es su principal mercado de exportación, adquiriendo una cuarta parte de las exportaciones de combustible de Noruega.

Noruega cuenta con un sistema de aprobación acelerada para nuevos yacimientos.

Noruega permite la conexión de nuevos yacimientos a la red de plataformas y oleoductos existente, y el gobierno invierte activamente en energía marina, con el petróleo representando una quinta parte de toda la inversión de capital en el país. Las empresas pueden deducir el 100% de los costos de inversión iniciales, incluyendo exploración, investigación y desarrollo, financiación, operaciones y desmantelamiento. Las empresas pueden consolidar ingresos, inversiones y pérdidas entre yacimientos. Las empresas sin ingresos imponibles pueden recibir reembolsos en efectivo por pérdidas, lo que ayuda a los operadores nuevos y pequeños a comenzar. Y lo más importante, Noruega continúa emitiendo nuevas licencias y fomentando la perforación, con 42 pozos de exploración completados en 2024, que dieron como resultado 16 nuevos descubrimientos.

La riqueza y prosperidad disponibles derivadas del potencial de petróleo y gas terrestre del Reino Unido

Además del petróleo y el gas del Mar del Norte, el Reino Unido cuenta con yacimientos terrestres, incluido un gigantesco yacimiento de gas descubierto bajo Lincolnshire que podría cubrir todas las necesidades del país durante una década, reduciendo la dependencia de las importaciones y generando decenas de miles de empleos. Egdon Resources, la compañía energética responsable del descubrimiento, cree que el yacimiento, ubicado en la ciudad comercial de Gainsborough, es tan grande que podría beneficiar a toda la economía británica, impulsando el crecimiento mediante la creación de más empleos, mayores ingresos fiscales y energía más barata.

Deloitte estimó que la explotación del yacimiento de Gainsborough Trough podría añadir hasta 140 millones de dólares (112 millones de libras esterlinas) al PIB, generar 34 millones de dólares en impuestos directos y crear decenas de miles de puestos de trabajo. El uso de gas nacional del Reino Unido también reduciría las emisiones de CO₂ del país.₂ emisiones en 218 millones de toneladas en comparación con el GNL importado. La zona ya cuenta con dos docenas de pequeños pozos petrolíferos terrestres, pero Egdon perforó en estratos diferentes, antiguas lutitas situadas a unos 2 km de profundidad, para encontrar el gas. El yacimiento contiene al menos 480 mil millones de metros cúbicos de gas recuperable, aproximadamente siete veces el consumo anual actual del Reino Unido. Sin embargo, se espera que el consumo de gas en el Reino Unido disminuya en el futuro; es probable que la reserva dure una década. Esto indica que el yacimiento de Gainsborough podría ser sustancialmente mayor que el proyecto Jackdaw de Shell en el Mar del Norte, que se estima que contiene 38 mil millones de metros cúbicos, pero cuyo desarrollo se ha retrasado debido a las regulaciones y las aprobaciones adicionales que rigen las emisiones de Alcance 3.

La fracturación hidráulica (fracking) y la locura de las multitudes

El Reino Unido también tiene potencial para la fracturación hidráulica en busca de gas. La evaluación inicial del Servicio Geológico Británico sugirió que las formaciones de esquisto del Reino Unido podrían contener suficiente gas para abastecer hasta 50 años de la demanda actual del país. Otro estudio de la Universidad de Nottingham estima que el recurso recuperable de forma realista solo alcanza para cubrir 10 años de la demanda actual. El Servicio Geológico Británico identifica cuatro cuencas de esquisto principales: la cuenca Bowland-Hodder (noroeste de Inglaterra, Midlands) –la más grande–, el valle de Midland (Escocia), la cuenca Weald (sur de Inglaterra) y la cuenca Wessex (sur de Inglaterra).

En el Reino Unido existen yacimientos de gas de esquisto, entre ellos los de Cuadrilla Resources en Lancashire. En 2019, INEOS anunció resultados satisfactorios de pruebas recientes realizadas en el esquisto de Bowland, en Tinker Lane, Nottinghamshire. Junto con su socio iGas, INEOS detectó concentraciones de gas muy elevadas, comparables (e incluso superiores en algunos casos) a los niveles promedio del esquisto de Barnett en Texas. Las pruebas arrojaron un nivel promedio de 60.7 pies cúbicos estándar (scf) por tonelada de gas. A modo de comparación, el promedio para el esquisto de Barnett es de 39 scf por tonelada.

La fracturación hidráulica no debe considerarse contraria a las prácticas ecológicas. El gas natural es un combustible mucho más limpio que el carbón. Resulta incompatible con los principios medioambientales que el Reino Unido considere dejar su gas de esquisto bajo tierra mientras importa GNL congelado y transportado miles de kilómetros desde Estados Unidos o Qatar, o importa productos fabricados con carbón en China o India.

Cabe destacar también que, si bien las pruebas de fracturación hidráulica en el Reino Unido se suspendieron debido a que el proceso provocó leves temblores de tierra con magnitudes entre 0.5 y 2.9 en la escala de Magnitud Local (ML), existe un proyecto geotérmico en Cornualles, el Proyecto Geotérmico Profundo de United Downs, que utiliza técnicas de fracturación hidráulica para extraer agua caliente de granito profundo y generar electricidad. Este proceso ha provocado hasta la fecha 232 eventos sísmicos inducidos, dos de los cuales superaron 1.5 ML. Sin embargo, nadie intenta cerrar el Proyecto Geotérmico. Los temblores de tierra causados ​​por la fracturación hidráulica para obtener agua caliente no se consideran un problema, a diferencia de los causados ​​por la fracturación hidráulica para obtener gas, que podría producir la misma cantidad de energía.

El éxito del fracking para la economía estadounidense

El precio del gas natural en el Henry Hub de EE. UU. ha caído significativamente desde el auge del fracking en la década de 2010, debido al aumento masivo del suministro nacional de gas proveniente de la extracción de gas de esquisto. Antes de eso, el precio del gas natural en EE. UU. oscilaba entre 6 y 8 dólares por MMBtu (millones de unidades térmicas británicas); ahora ronda la mitad. En enero de 2008, justo antes del auge del fracking, el precio del gas en EE. UU. era de 7.68 dólares por MMBtu; en marzo de 2012, había caído a 2.27 dólares por MMBtu, ya que el fracking aumentó la producción en un 36 %. El Índice de Precios al Productor de EE. UU. para el gas natural disminuyó un 56.8 % entre 2007 y 2012.

Antes del auge del gas de esquisto en Estados Unidos, el gas natural británico era más barato que el gas estadounidense en el Henry Hub. Sin embargo, esto cambió en 2010. A medida que la producción estadounidense aumentó y los precios cayeron, la producción de gas en el Reino Unido se vio restringida al limitar el desarrollo de nuevos pozos marinos, impedir la fracturación hidráulica en tierra firme e imponer enormes impuestos adicionales a las compañías petroleras y gasísticas.

La bajada de los precios de la gasolina en EE. UU. redujo los costes para los hogares y las industrias manufactureras estadounidenses e impulsó el crecimiento económico. Se atribuye a la gasolina barata la creación de 725,000 puestos de trabajo para 2014 y un aumento del 0.7 % en el PIB estadounidense para 2015. La gasolina barata redujo los precios de la electricidad en EE. UU. y fomentó la transición del carbón al gas, lo que también redujo las emisiones de CO₂ asociadas.₂ emisiones a la mitad. El fracking también contribuyó a reducir el déficit comercial de EE. UU.: Estados Unidos pasó de ser un importador neto de gas, importando gas de Canadá y GNL de Qatar, a convertirse en el mayor exportador mundial en 2023, superando a Rusia, Qatar y Australia con exportaciones de 91.2 millones de toneladas métricas. Esto contrasta notablemente con 2007, cuando EE. UU. importó 4.6 billones de pies cúbicos, aproximadamente 88.6 millones de toneladas métricas de gas, suponiendo una densidad estándar de metano.

China también está practicando el fracking.

Recientemente, China ha realizado importantes descubrimientos de gas de esquisto en Xinjiang, lo que incrementa sus reservas en Sichuan, y está expandiendo la fracturación hidráulica (fracking), principalmente en la cuenca de Sichuan. Si bien estos nuevos hallazgos son importantes, no reducirán significativamente la dependencia de China del gas importado, ya que la demanda de gas crece más rápido que la oferta nacional.

China es el mayor importador mundial de GNL y un importante importador de gas natural por gasoducto. China consume más de 400 mil millones de m³.³ de gas natural por año, de los cuales 230-240 mil millones m³ se produce a nivel nacional y entre 160 y 180 mil millones de m³ es importado. Más de la mitad del gas natural importado por China llega a través de gasoductos desde Turkmenistán, Rusia, Kazajstán y Myanmar, y entre el 40% y el 45% se importa como GNL desde Australia, Qatar, Estados Unidos y Malasia.

Las reservas de gas de esquisto de China son más profundas que las de Estados Unidos y se prevé que su extracción mediante fracturación hidráulica sea más costosa. Estas reservas se encuentran en regiones montañosas alejadas de los principales centros de población de China, por lo que será necesario construir un gasoducto para transportar el gas hasta los centros de consumo. China también ha firmado contratos a largo plazo con sus proveedores de GNL, pero ha dejado de importar GNL estadounidense en represalia por el aumento de los aranceles impuestos por Estados Unidos a los productos chinos.

Precios internacionales del petróleo y el gas

Los precios del petróleo varían según el tipo y la ubicación. Las refinerías suelen especializarse en el refinado de ciertos tipos de petróleo. El crudo ligero y dulce, como el Brent del Mar del Norte, suele ser más caro que el crudo pesado y ácido, ya que su refinado es más sencillo y económico. En general, los precios del petróleo se mueven en paralelo; sin embargo, cuando hay problemas en Oriente Medio, como el actual bloqueo iraní a los petroleros que transitan por el Estrecho de Ormuz, el precio de los crudos de Oriente Medio aumenta más que el de crudos ácidos similares procedentes del noroeste y centro de América. Transportar petróleo en buques cisterna es más barato que purificar, congelar y transportar gas en buques metaneros, pero ambos requieren seguro y flete, lo que incrementa el precio del petróleo y el gas importados.

La composición química del gas natural y su contenido energético varían de un yacimiento a otro. El contenido de metano puede oscilar entre el 65 % y más del 95 %, pero el gas natural también contiene diversos niveles de hidrocarburos de cadena larga conocidos como líquidos de gas natural (LGN) (etano, propano, butano y pentano), y diversas cantidades de otros gases como nitrógeno, helio y sulfuro de hidrógeno. Sin embargo, los precios del gas varían según la demanda en el lugar de suministro, a menos que exista un gasoducto que lo transporte hasta el punto de consumo o a una planta que lo convierta en líquido (GNL) para su transporte marítimo en buques cisterna especialmente diseñados.

La conversión de gas a GNL implica purificarlo, enfriarlo a -162 grados Celsius, lo que reduce su volumen aproximadamente 600 veces, y almacenarlo criogénicamente. El enfriamiento del gas requiere mucha energía, aproximadamente 280 kWh para producir una tonelada métrica de GNL. Entre el 7 % y el 15 % del gas suministrado a una planta de GNL se utiliza para alimentar los compresores y el proceso de refrigeración. La conversión de gas a GNL añade aproximadamente 3.50 dólares por MMBtu al precio, suponiendo que se realice en una instalación a gran escala en la costa del Golfo de Estados Unidos. El envío del GNL al Reino Unido añade 2 dólares y la regasificación en una terminal británica supone 0.8 dólares.

Producción, reservas y potencial del carbón

El consumo mundial de carbón, de 45,850 TWh, sigue siendo superior al de gas, que alcanza los 41,278 TWh. Cada año, se exportan internacionalmente aproximadamente 1.4 millones de toneladas de carbón. Si finalmente se elimina el carbón de las exportaciones internacionales, dejar el carbón británico bajo tierra supondría una oportunidad perdida para beneficiarse del potencial de ingresos por exportación de este recurso natural del Reino Unido.

El Reino Unido prácticamente ha eliminado la minería del carbón, pero aún queda una mina en Gales: la mina de carbón de Aberpergwm, cerca de Port Talbot. Otra mina galesa, Ffos-y-fran en Merthyr Tydfil, cerró recientemente. Sin embargo, el Reino Unido todavía cuenta con aproximadamente 77 millones de toneladas de reservas de carbón probadas y económicamente recuperables que podrían explotarse de forma rentable. Existen además 4 millones de toneladas de yacimientos conocidos de carbón duro, aunque no todos son económicamente viables en la actualidad.

En 2024, el Reino Unido consumió 2.1 millones de toneladas de carbón (equivalente a 2.5 millones de toneladas de petróleo) para procesos industriales que requieren temperaturas superiores a 1,400 °C, como la producción de cemento, vidrio y cerámica.

Legislación aplicable a la producción de carbón en el Reino Unido

La minería del carbón es legal en el Reino Unido siempre que la mina tenga una licencia de la Autoridad del Carbón, permiso de planificación, permisos ambientales y cumpla con estrictas normas de salud y seguridad. El Reglamento de Minas de 2014 exige el diseño de la mina y la evaluación de riesgos, ventilación y control de polvo, seguridad eléctrica, manejo de explosivos, planificación de emergencias y provisión de rutas de escape. La Ley de Minería del Carbón de 1994 creó la Autoridad del Carbón, que emite licencias de minería del carbón, administra los recursos de carbón y supervisa las responsabilidades de seguridad y medioambientales. La obtención del permiso de planificación requiere la aprobación de un cambio de uso del suelo, acceso a la tierra y derechos de superficie, una evaluación de impacto ambiental, una evaluación de impacto en la comunidad y un plan de gestión del agua. Los permisos ambientales cubren la contaminación del agua, el vertido de aguas residuales de la mina, la gestión de residuos mineros y la gestión de emisiones. Todas las minas nuevas deben ahora evaluar sus emisiones de Alcance 3.

Todo esto se incluye en este capítulo para recalcar que la minería del carbón en el Reino Unido no es una actividad oportunista. Está altamente regulada y debe fomentarse como industria. La minería del carbón en el Reino Unido está regulada con mayor rigor que muchas de las minas que suministran el carbón para la calefacción industrial y las que proporcionan los insumos y la energía para los bienes que el Reino Unido importa de Asia.

Tipos de carbón en el Reino Unido

El carbón es una fuente de energía densa con considerables usos más allá de la producción de electricidad. Puede arder a temperaturas de hasta 1,900 °C (3,500 °F) y proporcionar calor industrial para la producción de vidrio, cerámica, cemento y otros productos químicos. La antracita contiene aproximadamente un 90 % de carbono y arde entre 1,100 y 1,400 °C, produciendo típicamente entre 30 y 33 MJ/kg. La antracita es el tipo de carbón más eficiente; tiene el mayor contenido de carbono, el menor contenido de humedad y arde durante más tiempo, a mayor temperatura y de forma más limpia que otros tipos de carbón. El carbón bituminoso, el más común en el Reino Unido, tiene entre un 45 % y un 85 % de carbono, arde entre 900 y 1,300 °C y se utiliza generalmente para la generación de energía, produciendo entre 24 y 30 MJ/kg. El carbón metalúrgico (coquizable) es un tipo de carbón bituminoso con bajo contenido de cenizas, azufre y humedad, y alto contenido de carbono. Tiene la capacidad de licuarse y solidificarse en coque al calentarse en un ambiente anaeróbico (sin oxígeno). Arde entre 900 y 1,300 °C, pero puede alcanzar temperaturas más altas al transformarse en coque, que arde entre 1,500 y 2,000 °C. Su producción energética típica es de 24 a 30 MJ/kg.

El lignito (carbón marrón) contiene solo entre un 25 % y un 35 % de carbono, arde a entre 600 y 800 °C para producir entre 10 y 20 MJ/kg y es el tipo de carbón menos eficiente, liberando la mayor cantidad de CO₂.₂ emisiones, así como partículas, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y cenizas. Alemania actualmente quema lignito para generar electricidad. Reabrir las minas de carbón bituminoso del Reino Unido y exportar el carbón a las centrales eléctricas alemanas reviviría una valiosa industria galesa, crearía empleos, mejoraría la balanza comercial del Reino Unido con la UE y reduciría las emisiones globales de CO₂.₂ emisiones. El carbón es igualmente esencial para la producción de cemento en el Reino Unido, ya que suministra aproximadamente el 80 % de la energía utilizada para producir este producto de infraestructura fundamental. Las contribuciones del carbón a la economía británica se extienden a la agricultura a través de fertilizantes de amoníaco y mejoradores de suelo.

El carbón británico aún tiene futuro.

Ciencia de los materiales, minerales críticos y elementos de tierras raras.

El carbón ya no es solo un combustible; se está convirtiendo en una fuente de minerales críticos, tierras raras y materiales avanzados como el grafeno, las fibras de carbono y los componentes básicos de la próxima era industrial. El Departamento de Energía de EE. UU., China y varios grupos de investigación europeos, incluidas las Universidades de Exeter y Nottingham y el Servicio Geológico Británico, están desarrollando activamente tecnologías de extracción a partir de los residuos de carbón, ya que es más barato y limpio que abrir nuevas minas. El Reino Unido cuenta con cientos de millones de toneladas de escombros de carbón y vertederos de drenaje ácido de minas. Esto podría representar otro sector en crecimiento para el sur de Gales y el condado de Durham.

El carbón y sus subproductos —especialmente las cenizas, los residuos de carbón y los precipitados de drenaje ácido de minas— contienen concentraciones medibles de elementos de tierras raras (REE): neodimio, disprosio, itrio, lantano, minerales críticos, cobalto, litio, germanio, galio, escandio y vanadio. Estos elementos son esenciales para: motores de vehículos eléctricos (VE), imanes de turbinas eólicas, semiconductores, sistemas de fibra óptica, baterías y aleaciones aeroespaciales.

Los residuos de carbón en el Reino Unido son enormes, ya extraídos y a menudo concentrados por procesos naturales. Por ejemplo, el drenaje ácido de las minas forma precipitados ricos en tierras raras, y las cenizas de carbón pueden contener concentraciones de elementos de tierras raras comparables a las de minerales convencionales de baja ley. Las propias vetas de carbón pueden ser ricas en germanio, galio y otros elementos de alto valor.

La antracita se puede convertir en grafeno de grado industrial, que se utiliza para el almacenamiento de energía, materiales compuestos, recubrimientos y sensores. Las fibras de carbono son un subproducto de la coquización y se utilizan en la industria aeroespacial, las palas de las turbinas eólicas, los artículos deportivos y los vehículos ligeros. El carbón también se puede utilizar para producir grafito sintético y carbono duro para baterías de iones de litio y de sodio. El Reino Unido debería fomentar la explotación de este recurso.

Aberpergwm – Antracita

Aberpergwm produce antracita de alta calidad utilizada en la filtración de agua, productos de carbono industriales y procesos de alta temperatura. La mina cuenta con una licencia a largo plazo que le permite extraer hasta 40 millones de toneladas durante 18 años. Una gran parte de la antracita que produce se exporta. Aberpergwm es una mina de carbón subterránea productora de antracita, propiedad de Energybuild y que emplea entre 100 y 130 trabajadores. A pesar de estar ubicada en Port Talbot, no suministraba el carbón coquizable necesario para los altos hornos cercanos. En cambio, el carbón metalúrgico que necesitaban se importaba de Australia y Estados Unidos, y ocasionalmente de Canadá y Rusia (antes de su invasión de Ucrania en 2022).

Ffos-y-fran – Carbón térmico

A unos 25 kilómetros de Port Talbot, la mina Ffos-y-fran era una productora de carbón térmico a cielo abierto que abastecía a la acería de Port Talbot con carbón para vapor y calefacción. Daba empleo a unos 180 trabajadores, pero actualmente está prácticamente cerrada, ya que su licencia expiró en 2022. El carbón térmico se utiliza principalmente para generar calor en fábricas de cemento, calefacción industrial y ferrocarriles históricos.

Whitehaven – Carbón metalúrgico

También se propuso abrir una nueva mina de carbón metalúrgico en Whitehaven, Cumbria, llamada Woodhouse Colliery. El gobierno aprobó la mina en 2022 y se esperaba que produjera 2.78 millones de toneladas de carbón al año hasta 2049. Este carbón se habría utilizado en los altos hornos de la industria siderúrgica. Lamentablemente, el Tribunal Superior revocó el permiso de construcción en septiembre de 2024, impidiendo que el proyecto siguiera adelante.

Al igual que con la oposición a los nuevos yacimientos de petróleo y gas en alta mar, la retirada del permiso de construcción se produjo tras la sentencia Finch del Tribunal Supremo, que exige la consideración de las emisiones descendentes de Alcance 3 en las evaluaciones de impacto ambiental. El gobierno laborista también ha retirado su apoyo al proyecto. Esto lo hizo Angela Rayner en julio de 2024, cuando era ministra de gobierno local. La mina propuesta en Cumbria habría dado empleo directo a unas 500 personas, con otros 100 empleos indirectos en la cadena de suministro. Se trataba de empleos cualificados y bien remunerados en una región que podría beneficiarse de un mayor número de empleos de alta productividad. La principal fuente de empleo en Cumbria es el turismo, que generalmente ofrece empleos poco cualificados y mal pagados. La zona alrededor de Workington y Whitehaven había sido una importante zona minera de carbón; la primera mina se estableció en 1552 y la última en Whitehaven cerró en 1986; por lo tanto, la apertura de una nueva mina de carbón no habría sido algo fuera de lo común.

Importaciones de carbón del Reino Unido para la producción de acero y calefacción industrial.

El gobierno británico intervino el año pasado para impedir el cierre de los dos últimos altos hornos del país, ubicados en Scunthorpe y propiedad de la siderúrgica china Jingye, al tiempo que evitó la apertura de una nueva mina de carbón metalúrgico en Cumbria. Actualmente, el Reino Unido importa carbón metalúrgico, un ingrediente clave en la producción de acero, incluso de Australia.

Producción de electricidad a partir del carbón y captura y almacenamiento de carbono (“CCS”).

El cierre de la última central eléctrica de carbón del Reino Unido, Ratcliffe-on-Soar, en Nottinghamshire, en octubre de 2024, puso fin a los 142 años de dependencia de Gran Bretaña del carbón para la generación de electricidad. La planta era una de las más limpias, ya que extraía todos los contaminantes excepto el CO₂.₂ emisiones. Pero aún así, seguir operando resultaba demasiado caro. El carbón es una reserva de energía densa y la forma más barata y fiable de producir electricidad. Los precios del carbón son menos variables que los del petróleo y, lo que es más importante, el Reino Unido cuenta con grandes reservas de carbón térmico.

Otros países están desarrollando centrales eléctricas de carbón que también capturan CO₂.₂ emisiones así como todas las demás partículas. Los canadienses (Boundary Dam 3, 2014), los EE. UU. (Petra Nova, Texas) y China (Central Eléctrica Zhengning) han construido centrales eléctricas de carbón que también recogen CO₂ emisiones. La central eléctrica Zhengning de China se puso en marcha en septiembre de 2025 y se espera que capture 1.5 millones de toneladas de CO₂.₂ anualmente. Esta habría sido una solución preferible para reducir las emisiones de CO2 de Gran Bretaña.₂ emisiones que cerrar todas las centrales de carbón. La tecnología está produciendo plantas de alta eficiencia y bajas emisiones que reducen el CO₂ hasta en un 40%. La captura y almacenamiento de carbono (CCS) permite reducciones superiores al 90%, y los proyectos chinos apuntan al 99.9%.

En 2025, China añadió 78 GW de nueva capacidad de generación de energía a partir de carbón, incluyendo más de 50 grandes centrales, cada una con una capacidad aproximada de 1 GW. Esto representó el 87% de la nueva capacidad global de generación de energía a partir de carbón añadida en 2025. Sin embargo, ninguna de las nuevas centrales de carbón de China cuenta con sistemas de captura y almacenamiento de carbono (CCS).

La Agencia Internacional de Energía (AIE) calcula que la captura y almacenamiento de carbono (CCS) aumenta el costo nivelado de la electricidad generada con carbón entre un 70 % y un 100 %, y consume más del 20 % de la producción de la planta. El bajo costo de la electricidad generada con carbón es uno de sus principales beneficios. Irónicamente, China está construyendo nuevas centrales de carbón como respaldo para su producción de electricidad renovable. Las energías renovables en China parecen ser un esfuerzo simbólico, dado que la producción de electricidad a partir de carbón en China emite 4 mil millones de toneladas de CO₂.₂ anualmente.

China no es el único país que construye nuevas centrales eléctricas de carbón, aunque representó dos tercios de las nuevas centrales de carbón del mundo en 2023. Indonesia, India, Vietnam, Japón, Bangladesh, Pakistán y Corea del Sur también han construido nuevas centrales de carbón. Los países en desarrollo y con competitividad industrial prefieren el carbón porque es barato. Tanto China como India planean seguir construyendo centrales de carbón porque tienen grandes reservas de este recurso (al igual que el Reino Unido). El 80% de la electricidad de India proviene del carbón.

Alemania ha podido reactivar sus centrales eléctricas de carbón tras la destrucción de los gasoductos Nord Stream. Esto ha supuesto una bendición para la seguridad energética alemana. Lamentablemente, el ministro de Energía conservador, Alok Sharma, se complació en destruir centrales eléctricas de carbón fuera de servicio, por lo que el Reino Unido no cuenta con esta seguridad energética, ni siquiera para abastecer a sus cada vez mayores aerogeneradores.

La construcción de nuevas centrales de carbón como generadores de electricidad de reserva reduciría los costes de la electricidad en el Reino Unido, ya que el carbón es más barato que el gas, y mantendría en funcionamiento la industria del carbón británica. Sin embargo, esto requeriría que el Reino Unido aboliera su impuesto sobre el precio de apoyo al carbono.

Argumentos a favor de nuevas centrales eléctricas de carbón

La justificación para reabrir las minas de carbón se refuerza al considerar el estado de nuestro sistema de generación de electricidad. Nuestra flota de gas está envejeciendo y, por supuesto, la última central eléctrica de carbón cerró en 2024. La vida útil típica de una central de gas es de 25 a 30 años. Con un mantenimiento cuidadoso, podría extenderse hasta 40 años. Sin embargo, el funcionamiento intermitente también puede reducir la vida útil de los componentes. Utilizando datos de plantas del Compendio de Estadísticas Energéticas del Reino Unido (DUKES) y suponiendo una vida útil de 35 años para nuestra flota de gas, podemos ver en la Figura 14, a continuación, que la capacidad de potencia firme comienza a disminuir en 2028 y para 2035 se reduce a tan solo 25.5 GW (o 28.8 GW si Hinkley Point C está en funcionamiento para entonces).

El Operador del Sistema Energético Nacional (NESO) prevé que tanto la demanda total de electricidad como la demanda máxima aumenten durante el período hasta 2030 y más allá. Dependeremos cada vez más de las energías renovables intermitentes, y en las noches oscuras, frías y tranquilas del invierno, la producción eólica y solar puede caer prácticamente a cero. Esto significa que necesitaremos capacidad de suministro eléctrico firme para cubrir el déficit.

Como muestra la Figura 14, el Reino Unido tendrá cada vez más escasez de capacidad de generación eléctrica firme, por lo que es fundamental construir nueva capacidad con rapidez. Una solución podría ser la construcción de nuevas centrales de gas. Sin embargo, la construcción de nuevas centrales de gas requiere un plazo de entrega de ocho años, lo que significa que, si comenzáramos a construirlas hoy, no tendríamos nueva capacidad operativa hasta 2034. Esto deja al carbón como una alternativa viable, ya que debería ser posible construir más rápidamente, con plazos de construcción en China de tan solo 20 meses.

Las otras ventajas de la generación de energía a partir del carbón son:

• La generación de energía a partir del carbón es barata —más barata que el gas y las energías renovables intermitentes— si se eliminan los costes del carbono a través del Sistema de Comercio de Emisiones y el mecanismo de apoyo al precio del carbono.

La generación de energía a partir del carbón es segura, especialmente si se utiliza combustible nacional. Como nos recuerdan los recientes acontecimientos en Oriente Medio, la seguridad del suministro de GNL está sujeta a los vaivenes de la política de la región. Además, la seguridad del suministro de energías renovables intermitentes depende de las inclemencias del tiempo.

• La generación de energía a partir del carbón es fiable y flexible. Por supuesto, las centrales eléctricas de carbón no están sujetas a las inclemencias del tiempo, razón por la cual el carbón se utiliza principalmente como fuente de energía base constante. Sin embargo, las centrales más modernas pueden operar con cargas mínimas más bajas y ajustar su producción en respuesta a los cambios en la demanda y la producción de energías renovables intermitentes.

El almacenamiento es económico y sencillo. Un problema de las energías renovables intermitentes es que a veces producen más energía de la que se demanda y otras veces menos. Este problema se puede solucionar parcialmente añadiendo almacenamiento en baterías. Sin embargo, dicho almacenamiento es muy costoso. En cambio, el carbón se puede almacenar en depósitos cerca de la central eléctrica a un coste muy bajo.

Las principales objeciones a las nuevas centrales eléctricas de carbón se relacionan con las emisiones. Si el CO₂ Las emisiones se subestiman debido a que Estados Unidos eliminó la determinación de que los gases de efecto invernadero representaban un peligro, lo que deja pendientes contaminantes reales como partículas, óxidos de azufre (SOx) y óxidos de nitrógeno (NOx). Afortunadamente, las modernas plantas supercríticas (SC) y ultrasupercríticas (USC) en China han demostrado ser muy eficaces para eliminar estos contaminantes.

Las primeras centrales SC y USC operan con una mayor eficiencia térmica que las centrales convencionales, lo que reduce el uso de carbón y las emisiones de contaminantes brutos por MWh de electricidad producida.

Diversos estudios han demostrado que las modernas centrales de ultrabajas emisiones en China eliminan más del 99.9 % de todas las partículas contaminantes y más del 99.8 % de las partículas PM2.5. Otros estudios muestran tasas de eliminación de dióxido de azufre de entre el 97.8 % y el 99.7 % en centrales eléctricas de alta eficiencia y bajas emisiones en China. También se pueden alcanzar eficiencias de eliminación de NOx del 90 %.

Las ventajas de las centrales eléctricas de carbón son evidentes, y sus desventajas se han eliminado en gran medida gracias a los avances tecnológicos. Resulta cada vez más difícil ignorar la importancia del carbón.

Acerca del Great British Business Council

El Great British Business Council (GBBC) se creó para fomentar la comprensión pública y política de las ventajas que una comunidad empresarial próspera aporta a la seguridad local, el nivel de vida y el bienestar. Su objetivo es apoyar a las empresas y pequeños negocios británicos promoviendo reformas políticas bien concebidas, prácticas y basadas en evidencia que impulsen la iniciativa empresarial y la innovación. Es independiente de cualquier partido político, ya que espera que todos los partidos consideren adoptar las propuestas políticas sencillas y prácticas que plantea.

El GBBC se financia con donaciones privadas de ciudadanos preocupados que desean que el Reino Unido prospere económicamente como lo hizo en el pasado. Si desea unirse a nosotros o donar a su causa, póngase en contacto con nosotros. in**@**BC.UK o seguirlas en LinkedIn, X (Twitter), Facebook, YouTube, TikTok y Bluesky.

Imagen destacada: Portada del informe de GBBC, 'Destrucción industrial premeditada: cómo el Reino Unido destruyó su industria y un plan para revertir esta situación'.

The Expose necesita urgentemente tu ayuda…

Apoya la exposición

¿Podrías ayudarnos a mantener las luces encendidas con el periodismo honesto, confiable, poderoso y veraz de The Expose?

Su gobierno y las grandes organizaciones tecnológicas
Intenta silenciar y cerrar The Expose.

Por eso necesitamos tu ayuda para garantizar
Podemos seguir brindándote el
hechos que la corriente dominante se niega a aceptar.

El gobierno no nos financia
publicar mentiras y propaganda sobre sus
en nombre de los principales medios de comunicación.

En cambio, dependemos únicamente de su apoyo. Así que
Por favor, apóyanos en nuestros esfuerzos para llevar
tu periodismo honesto, confiable e investigativo
Hoy. Es seguro, rápido y fácil.

Elija su método preferido a continuación para mostrar su apoyo.

Suscripción mensual

Donación Mensual

Donación por única vez

Invítanos a un café

¡Manténgase actualizado!

Manténgase conectado con las actualizaciones de noticias por correo electrónico

Resumen diario

Publicaciones de noticias de EE. UU.

Noticias del Reino Unido

Publicaciones de noticias mundiales

Todas las noticias

¿Eres un humano? 2 + 9 =

Jess Phillips dimite y no menciona la investigación sobre la banda musulmana de violadores.

El hantavirus está relacionado con un centro colaborador clave de la OMS en Estados Unidos.

¿Quién mantiene a Starmer en el cargo? Una entrevista con Bloomberg podría dar algunas pistas.

Bioterrorismo psicológico: Cuando el miedo a las enfermedades infecciosas se utiliza como arma para moldear las políticas gubernamentales y el comportamiento público.

roda wilson

Si bien antes era una afición que culminaba en escribir artículos para Wikipedia (hasta que la situación dio un giro drástico e innegable en 2020) y algunos libros para consumo personal, desde marzo de 2020 me he convertido en investigador y escritor a tiempo completo como reacción a la toma de control global que se hizo evidente con la llegada de la COVID-19. Durante la mayor parte de mi vida, he intentado concienciar sobre la posibilidad de que un pequeño grupo de personas planeara apoderarse del mundo para su propio beneficio. No iba a quedarme de brazos cruzados y dejar que lo hicieran una vez que dieran el paso definitivo.

Ver biografía completa