2025 blev beskrevet som det hårdeste år for den britiske olieindustri i Nordsøen siden 1960'erne. 

Det var det første år siden 1960 uden en eneste efterforskningsbrønd i britisk farvand, investeringerne kollapsede til historisk lave niveauer, og virksomheder indefrøs eller aflyste projekter og fokuserede kun på essentiel vedligeholdelse og nedlukning.

Nogle regeringsrådgivere og klimaaktivister hævder, at Storbritannien er løbet tør for olie og gas, men det er ikke sandt. Al ødelæggelsen af ​​Storbritanniens olie- og gasindustri skyldes regeringens reguleringer og skatter samt "klimaforandrings"-aktivister.

Storbritannien er et af kun 40 lande med rigelige kulbrintereserver: kul, olie og gas. Fra at være nettoeksportør af olie og gas fra 1980'erne og frem til 2004 (gas) og 2013 (olie) er Storbritannien blevet nettoimportør. Norge profiterer af Nordsøens ressourcer, mens Storbritannien betaler.

Lad os ikke miste kontakten ... Jeres regering og Big Tech forsøger aktivt at censurere de oplysninger, der rapporteres af The Udsat for at tjene deres egne behov. Tilmeld dig vores e-mails nu for at sikre dig, at du modtager de seneste ucensurerede nyheder i din indbakke…

Hold dig opdateret!

Hold dig opdateret med nyhedsopdateringer via e-mail

Er du et menneske? 2 + 8 =

---

Den 1. april Det store britiske erhvervsråd (“GBBC”), en nyoprettet tænketank, udgav en artikel med titlen 'Overlagt industriel ødelæggelse: Hvordan Storbritannien ødelagde sin industri og en plan for at vende dette'. 

Artiklen er skrevet af økonom Catherine McBride, pensioneret ingeniør og konsulent David Turver og PR-konsulent Brian Monteith. Den viser, hvordan regeringens Net Zero-politikker ødelægger fundamentet for den britiske økonomi, og giver anbefalinger til, hvordan Net Zero kan vendes.

Fordi denne artikel er vigtig i sin afdækning af nogle hjemmekendskaber, gengiver vi den i en serie artikler, mere overskuelige bidder, om man vil, så forhåbentlig vil flere læse den, eller i det mindste læse en del af den. Vi har foretaget nogle mindre ændringer af hensyn til læsbarheden. For dem, der vælger at læse artiklen i ét stræk, kan I gøre det. HER.

Kapitel 2: Storbritanniens rigelige naturressourcer

By Det store britiske erhvervsråd, 1 April 2026

Indholdsfortegnelse

Økonomien i Storbritanniens kulbrinteindustri

Storbritannien er et af kun 40 lande med rigelige kulbrintereserver: kul, olie og gas. Der er over 100 lande uden kulbrinter og yderligere 75 med meget små kulbrintereserver. Japan er for eksempel et G7-land med ringe eller ingen kulbrintereserver; dets største import er olie, flydende naturgas ("LNG") og kul. Tyskland har nogle kulbrinter, primært kul af lav kvalitet, men er nødt til at importere råolie, naturgas, raffineret olie og kul.

Indtægter

I 2024/25 tjente den britiske regering 4.5 milliarder pund i skatter fra olie- og gassektoren i Nordsøen: 2.0 milliarder pund i offshore selskabsskatter, 0.4 milliarder pund i tilbagebetalinger fra petroleumindtægtsskatten og 2.9 milliarder pund fra energiprofitafgiften (uventet skat). De samlede skatteindtægter fra sektoren faldt fra 6.1 milliarder pund i 2023 til 4.5 milliarder pund i 2024, en reduktion på 1.6 milliarder pund (27%).

Indtægterne fra offshore selskabsskatter, bestående af Ring Fence-selskabsskat og tillægsafgift, faldt med 1.0 milliarder pund (34%) fra 3.0 milliarder pund i 2023/4, mens indtægterne fra energiafgiften faldt med 0.7 milliarder pund (20%) fra 3.6 milliarder pund i 2023/24.

Til sammenligning vil Norge opkræve 373.1 milliarder norske kroner i olie- og gasskatter i 2025, svarende til omkring 28.8 milliarder pund. Hvis vi inkluderer Norges indtægter fra statens direkte økonomiske interesse ("SDFI"), miljøafgifter og Equinor-udbytter, var den samlede netto norske stats pengestrøm fra olie i 2025 655.8 milliarder norske kroner (50.7 milliarder pund). Vi diskuterer Norges mere gunstige tilgang til olie- og gasbeskatning og -reguleringer senere i dette kapitel.

Offshore olie og gas i Storbritannien beskattes med 78%, bestående af 30% ringfencet selskabsskat (fastsat separat fra den primære selskabsskattesats på 25%), 10% tillægsskat og 38% energiafgift. Ringfencet forhindrer, at skattepligtig fortjeneste fra olie- og gasudvinding i Storbritannien og på den britiske kontinentalsokkel reduceres af tab fra andre aktiviteter eller overdrevne rentebetalinger.

Bruttoværditilvækst ("BVT")

Offshore Energies UK anslår, at industrien årligt tilføjer en bruttoværdi på 25 milliarder pund, hvilket indebærer flere hundrede millioner pund i medarbejderrelaterede skatteindtægter. Frigørelse af yderligere ressourcer fra farvandene omkring Storbritanniens kyst kan tilføje en bruttoværdi på 150 milliarder pund til den britiske økonomi, oven i de 200 milliarder pund i økonomisk værdi, der forventes ud fra de nuværende planer. Olie og gas tegner sig fortsat for over tre fjerdedele af det britiske energiforbrug, hvilket understreger industriens fortsatte betydning, selvom overgangen til alternative kilder accelererer.

Beskæftigelse

Ifølge Offshore Energies UK understøttede offshore olie- og gassektoren i 2024 206,000 job, med 26,000 direkte job inden for selve olie- og gassektoren og yderligere 94,500 indirekte job og 85,100 inducerede job spredt over hele landet. Disse 200,000 job giver en anslået bruttoværditilvækst ("GVA") på 25 milliarder pund om året. Baseret på lønninger på mellem 50,000 og 80,000 pund, ville deres bidrag til Pay As You Earn ("PAYE") og National Insurance Contributions ("NIC") sandsynligvis overstige 1 milliard pund årligt.

I tredje kvartal af 2025 var arbejdsstyrken inden for minedrift, energi og vandforsyning 582,000, hvilket repræsenterer 1.7 % af den samlede britiske arbejdsstyrke på 34,216,000. Selvom dette tegner sig for mindre end 2 % af den britiske arbejdsstyrke, er det en af ​​de mest produktive sektorer i økonomien og leverer også de råmaterialer, som andre industrier har brug for.

Den britiske arbejdsstyrke inden for olie og gas forventes at falde kraftigt til 57,000-71,000 i begyndelsen af ​​2030'erne på grund af reduceret efterforskning og produktion. Historisk set har sektoren understøttet 220,000 job i hele Storbritannien (inklusive direkte, indirekte og induceret beskæftigelse), men dette tal er faldet støt siden toppen i 2014. Det anslås, at olie- og gasminesektoren mister 400 job hver anden uge.

Regional beskæftigelse

Skotland tegner sig for størstedelen af ​​​​jobs inden for olie og gas i Storbritannien, især i Aberdeen og det nordøstlige England. I 2022 blev cirka 93,600 job i Skotland støttet af olie- og gasindustrien, herunder direkte og forsyningskæderoller. Nyere estimater tyder på 75,000 job i 2024, med fremskrivninger på 45,000-63,000 i begyndelsen af ​​​​2030'erne, hvis faldet fortsætter.

Eksport og import

Trods Storbritanniens engagement i "grønne" politikker er Storbritannien ikke holdt op med at bruge olie og gas; mellem november 2019, hvor fracking-moratoriet blev indført, og december 2025 importerede Storbritannien gas til en værdi af 125 milliarder pund, råolie til en værdi af 136 milliarder pund og raffineret olie til en værdi af 132 milliarder pund i samme periode ifølge Office for National Statistics (“ONS”). I 2025 havde Storbritannien et handelsunderskud i Standard International Trade Classification (“SITC”) 3 brændstoffer på 32.3 milliarder pund; før 2003 var den britiske brændstofhandel i overskud.

SITC 3 Brændstoffer ("Fuels") er Storbritanniens fjerdestørste vareeksport. Men siden 2019 er brændstofeksporten faldet med 23 %, når man bruger ONS Chained Volume Measures ("CVM") til at tage højde for inflation. Storbritanniens handelsunderskud på brændstof fortsætter med at vokse og beløber sig nu til 32.3 milliarder pund. I 2019 var Storbritanniens handelsunderskud på brændstof kun 9.4 milliarder pund. Dette brændstofunderskud skyldes ikke "Brexit", som mange kommentatorer hævder, men de efterfølgende britiske regeringers politikker over for olie og gas.

Storbritannien, der engang var nettoeksportør af olie og gas, er nu nettoimportør af begge dele. Nettoimporten af ​​primærolier steg med 12 % i 2024 og nåede 20 millioner tons, og nettoimporten af ​​naturgas steg med 4.9 % til 335 TWh på grund af faldende indenlandsk produktion. Ifølge Digest of United Kingdom Energy Statistics (“DUKES”) steg Storbritanniens afhængighed af brændstofimport i 2024 til 43.8 %, en stigning fra 40.3 % i 2023. (DUKES offentliggjort 31. juli)

nedlukning

I juli 2025 anslog North Sea Transition Authority, at industriens samlede omkostninger til afvikling af al britisk upstream olie- og gasinfrastruktur fra 2023 og fremefter ville være 41 milliarder pund i 2021-priser. His Majesty's Revenue and Customs ("HMRC") anslår, at de vil betale 5.8 milliarder pund i skatterefusioner forbundet med disse afviklingsudgifter i nutidsværdi, som angivet i HMRC's årsrapport og regnskaber. Derudover er der anslået 5.9 milliarder pund i tabt offshore selskabsskatteindtægt. Dette skyldes, at afviklingsudgifter reducerer virksomhedens overskud og dermed sænker det samlede skatteindtægt. Samlet set anslås de samlede omkostninger for statskassen fra disse udgifter at være 11.7 milliarder pund i nutidsværdi.

Derudover går betydelig teknisk ekspertise inden for efterforskning og produktion af olie- og gasressourcer, herunder boreteknikker, reservoirstyring og produktionsoptimering, tabt. Tab af denne ekspertise vil være en ulempe for Storbritannien og gøre genåbning af Nordsøen vanskeligere og dyrere i fremtiden. Derudover flyttes borerigge og efterforskningsudstyr til lande med en mere imødekommende holdning til industrien.

Energiafgiften (Windfall Tax) har fået mange virksomheder til at stoppe investeringer i Storbritannien og til at flytte eller reducere deres britiske arbejdsstyrke. Harbour Energy, en uafhængig producent, annoncerede i december 2025, at de forventer at reducere deres britiske arbejdsstyrke med yderligere 100, ud over de 600 job, der er blevet nedlagt siden 2023.

Ifølge World Energy Statistical Review producerede Storbritannien 778 tusinde tønder råolie om dagen i 2022, et fald på næsten 11 % fra 2021. De primære årsager til dette fald er reduceret efterforskning og udvikling i Nordsøen på grund af regulatoriske, skattemæssige og andre finansielle omkostninger forbundet med udvikling af nye felter.

Det britiske olie- og gasmarked er domineret af store multinationale selskaber, herunder Shell PLC, BP ​​PLC, TotalEnergies SE, Chevron Corporation og Cadent Gas Ltd. Disse virksomheder har andre, mindre fysisk og regulatorisk belastende felter at udvikle. En anden hindring, som gennemgangen identificerer for nye britiske olie- og gasudviklinger, er konkurrence om kapitalinvesteringer fra den britiske industri for vedvarende energi.

I 2024 brugte operatørerne et rekordstort beløb på 2.4 milliarder pund på afvikling, med et forventet samlet beløb på 27 milliarder pund mellem 2023 og 2032. BDO rapporterede, at afviklingsudgifterne forventes at overstige kapitaludgifterne inden 2029, hvilket afspejler et strukturelt skift i prioriteter.

Offshore olieproduktion

Storbritanniens resterende dokumenterede og sandsynlige olie- og gasreserver i Nordsøen blev anslået til 2.9 milliarder tønder olieækvivalenter (boe) ved udgangen af ​​2024. Dette tal repræsenterer den samlede olie- og gasproduktion, med cirka 70 % olie og 30 % gas. Opdagede, men uudviklede olieressourcer beløber sig til 6.2 milliarder boe og kan udvikles gennem investeringer.

Arbejdssteder for olie og gas omfatter

• Abigail Field: Dette felt, der ligger ud for Skotlands østkyst, blev godkendt af den britiske regerings olie- og gasmyndighed i januar 2022. Feltet anslås at indeholde 5.5 millioner boe, hvor olie og gas er ligeligt fordelt. Trods klager fra Uplift og Friends of the Earth Scotland er feltet i produktion og producerer 15.17 millioner m³/år i 2022 og 0.26-1.1 millioner tønder olie om året.

• Brent-oliefeltet: Dette ligger øst for Shetland Basin, omkring 186 km nordøst for Lerwick. Det blev opdaget i 1971 og var i produktion i 1976. Det drives af Shell og var en af ​​de største kulbrinteforekomster i den britiske Nordsø. Det har produceret omkring 4 milliarder tønder olieækvivalenter (boe). Mange af platformene er blevet taget ud af drift.

• Klar: Det største oliefelt på den britiske kontinentalsokkel med anslået 8 milliarder tønder olie på stedet. Det ligger 75 km vest for Shetland og opererer i faser, herunder Clair Ridge-udbygningen, som begyndte at producere i 2018.

• Oliefelt i fyrrerne: Storbritanniens næststørste oliefelt i Nordsøen, beliggende omkring 110 km ud for Aberdeens kyst. Det blev opdaget i 1970 og begyndte produktionen i 1975, og dets samlede anslåede ressourcer er 5 milliarder tønder olie med en dokumenteret, udvindelig reserve på omkring 175 millioner tønder. I 2025 var den nuværende produktion omkring 10,000 tønder olieekvivalenter pr. dag.

• Magnus-feltet: 160 km nordøst for Shetlandsøerne er det et af Storbritanniens nordligste og mest aktive felter. Det drives af EnQuest og producerede 16,800 tønder/dag i april 2025. Yderligere fyldningsbrønde er planlagt til at komme i drift. Det blev opdaget i 1974, begyndte produktionen i 1983 og anslås at indeholde i alt 1.54 milliarder tønder, hvoraf 869 millioner menes at være udvindbare.

• Kraken: Er et sjældent oliefelt i Nordsøen, der producerer tung sur råolie. Det drives af EnQuest. Det begyndte produktionen i 2017, dets anslåede reserver er 137 millioner tønder tung olie, og det forventes at producere 50,000 tønder/dag på sit højdepunkt. Karen-olie er meget tung med en API-tyngdekraft på 14° til 16°, med høj viskositet og højt svovlindhold. Karen-olie skal eksporteres til Europa, Asien eller den amerikanske Golfkyst for at blive raffineret, da Storbritanniens raffinaderier er sat op til at håndtere let sød Brent-råolie (API 38° til 40°).

• Nelson-feltet: ligger i det centrale Nordsøen, 200 km østnordøst for Aberdeen. Den drives af Shell, producerer en let sød råolie og er stadig i produktion, men er ved at afvikle noget topside-udstyr.

• Ninian-feltet: ligger omkring 100 kilometer nordøst for Shetlandsøerne. Feltet drives af Canadian Natural Resources og producerer både olie og gas med en produktion på omkring 3.9 millioner kubikfod/dag i 2019. Feltet var oprindeligt en stor olieproducent.

• Schiehallion-området (Schiehallion, Loyal, Alligin): Dette område, der ligger 175 km vest for Shetland, er ombygget og serviceres af det flydende produktions-, opbevarings- og losningsfartøj ("FPSO") Glen Lyon.

Olie- og gasreserver

Nogle regeringsrådgivere og klimaaktivister hævder, at Storbritannien er løbet tør for olie og gas, men dette er ikke sandt. North Sea Transition Authority (NSTA) anslår, at Storbritannien har opdaget, men uudviklede ressourcer på 6.2 milliarder boe, udviklede ressourcer på 3.1 milliarder boe og potentielle ressourcer i kortlagte leads på omkring 4.6 milliarder boe samt yderligere 11.2 milliarder boe af potentielle ukortlagte ressourcer. Olieselskaber er dog blevet afskrækket fra at udforske yderligere steder af de efterfølgende britiske regeringers ublu skattesatser og irrationelle holdninger til nye olie- og gasudviklinger. Det britiske retssystem er en yderligere afskrækkelse, da aktivistgrupper har været i stand til at holde produktionen op, selv efter at felterne har fået regeringens godkendelse. Cambo-, Rosebank- og Jackdaw-felterne er eksempler.

I modsætning til Office for Budget Responsibility's ("OBR's") pessimistiske forudsigelser anslår en rapport fra Mordor Intelligence, at Storbritanniens olie- og gasmarked vil være på 323.83 milliarder USD i 2025, og at det kan nå op på 346.29 milliarder USD inden 2030, med en sammensat årlig vækstrate ("CAGR") på 1.35 % i prognoseperioden (2025-2030).

Rapporten bemærker, at selvom reserverne er faldet, udgør de stadig en betydelig ressourcebase, der kræver løbende efterforskning og produktion. Den veludviklede infrastruktur til offshore efterforskning og produktion, herunder offshore platforme, rørledninger og lagerfaciliteter, giver en konkurrencefordel for upstream-virksomheder, hvilket muliggør effektiv udvinding og transport af olie- og gasressourcer.

Desværre, da Labour-regeringen forlængede energiafgiften ("EPL") til 2030, skrottede den også investeringsgodtgørelser fra EPL, herunder afgiftens primære investeringsgodtgørelse på 29 % for kvalificerende udgifter afholdt efter november 2024. Dette reducerede incitamentet til geninvestering i olie- og gasprojekter. I stedet tyr britiske Nordsø-operatører til fusioner og opkøb i stedet for nye udviklingsprojekter. Virksomhedsgrupper advarede om, at EPL er en hindring for investeringer og vækst, fremskynder jobtab og afskrækker kapital.

På grund af den økonomiske uro i de senere år var 2025 det første år siden 1960 uden en eneste efterforskningsbrønd i britisk farvand, ifølge energikonsulentfirmaet Wood Mackenzie. 2025 blev beskrevet som det hårdeste år for den britiske Nordsø siden 1960'erne, hvor investeringerne kollapsede til historisk lave niveauer. Virksomheder frøs eller aflyste projekter og fokuserede kun på nødvendig vedligeholdelse og nedlukning. Forlængelse af felternes levetid dominerede de resterende investeringer. Offshore Energies UK advarede om, at regeringens beslutning om at opretholde EPL uændret indtil 2030 reelt afviste potentielle investeringer på 50 milliarder pund.

I mellemtiden tyder prognoser på, at kapitaludgifterne vil falde med 26 % i prognoseperioden, og produktionen forventes at falde med 6-9 % årligt. Manglen på finanspolitisk forudsigelighed og en høj skattebyrde har drevet virksomheder til at omdirigere investeringer til mere gunstige jurisdiktioner, såsom Norge på den anden side af Nordsøen. Norge tiltrækker fortsat efterforskningskapital, i modsætning til Storbritannien, hvor udgifterne til nedlukning stiger kraftigt.

Store britiske olie- og gasreserver

Uopdagede, potentielt udvindbare britiske ressourcer anslås til 4.6 milliarder boe, hvilket afspejler potentialet for fremtidig efterforskning. Alene de påviste oliereserver er cirka 192 millioner tons (svarende til cirka 1.4 milliarder tønder). Flere projekter var dog klar til at starte, før deres godkendelse blev trukket tilbage:

• Rosebank: I øjeblikket det største uudnyttede oliefelt i Storbritannien, beliggende 80 km vest for Shetland. Det anslås at indeholde 300-500 millioner tønder olie. Det blev opdaget i 2004, men det fik først udviklingsgodkendelse i september 2023, hvorefter godkendelsen blev erklæret ulovlig af den skotske domstol i januar 2025, fordi regeringen ikke havde taget højde for klimapåvirkningen af ​​​​downstream-emissioner (Scope 3) fra afbrænding af den udvundne olie og gas.

Hvis Rosebank olie- og gasfeltet havde fået tilladelse til at starte som planlagt, ville det have skabt cirka 1,200 job i Storbritannien på sit højdepunkt og et gennemsnit på omkring 450 igangværende job. Rosebanks anslåede bidrag til den britiske økonomi i bruttoværditilvækst forventedes at være over 24 milliarder pund, og produktionen forventedes at tegne sig for 8 % af Storbritanniens olieproduktion samt et gennemsnit på 21 millioner standardkubikfod naturgas.

• Cambo: Et stort felt, der også ligger nordvest for Shetland og 20 kilometer sydvest for Rosebank. Det anslås at indeholde over 150 millioner tønder olie. Shell trak sig ud af projektet i 2021, men det er fortsat en betydelig potentiel ressource. Licensen udløb i 2022 og fik en toårig forlængelse til 2024, efterfulgt af endnu en forlængelse til 2026. Feltet ejes nu 100 % af Ithica.

• Allike: Beliggende 150 kilometer ud for Aberdeen i en vanddybde på kun 78 meter, sydøst for Shells Shearwater-platform og vil blive forbundet til denne. Jackdaw er et gaskondensatfelt og anslås at indeholde 38 milliarder kubikmeter med en produktionskapacitet på omkring 5.7 millioner kubikmeter gas om dagen. Feltet blev opdaget i 2005, godkendt i sommeren 2022 og forventedes at være i produktion i 2025, men dets udvikling er blevet forsinket af Finch-sagen om, at nye olie- og gasudviklinger skal tage højde for Scope 3-emissioner.

Jackdaw-anlægget kan yde et betydeligt bidrag til Storbritanniens indenlandske gasforsyning. De globale Scope 3-emissioner vil være de samme, uanset om Storbritannien borer sin egen gas eller importerer den fra Norge, og de vil være meget højere, hvis importeret LNG erstatter den indenlandske produktion. Beskæftigelsen og skatteindtægterne i Storbritannien vil dog være meget lavere.

Selvom de tre ovennævnte, forsinkede projekter er velkendte, er der ifølge OEUK 51 kendte nye felter i britisk farvand, der kunne producere olie og gas, men som anses for uholdbare under den nuværende regerings skatteordning og dens forbud mod nye licenser. Samt 60 udvidelser af eksisterende felter, der tilbageholdes på grund af den nuværende skattepolitik.

Energifordele ved at bruge britisk naturgas

Udover de åbenlyse økonomiske fordele ved at bruge naturgas fra Nordsøen – øgede skatteindtægter, øget regional beskæftigelse og en forbedret betalingsbalance – er der også en energibonus.

Det højeste energiudbytte af investeret energi ("ERoEI") opnås fra et konventionelt gasfelt. ERoEI ligger mellem 20:1 og 28:1. Det betyder, at vi får over 20 gange så meget energi ud af et naturgasfelt, som vi bruger på at udvinde gassen.

Importeret LNG har imidlertid en dramatisk lavere ERoEI. Fortyndingsprocessen forbruger omkring 10 % af gassens energi, og brændstoffet fra transport og genfordampning reducerer yderligere den returnerede energi. Importeret LNG har en ERoEI på mindre end 10:1. Import af LNG fra USA giver kun økonomisk mening, fordi fracking i USA har sænket de amerikanske gaspriser så meget, at der stadig er en økonomisk gevinst efter at have konverteret den til LNG og transporteret den over Atlanten.

Olieindustrien betragter ikke den britiske side af Nordsøen som en brugt ressource, hvilket fremgår af North Sea Transition Authority (“NSTA”), der udbød yderligere 31 licenser i den seneste fase af den 33. olie- og gaslicensrunde i 2024. Disse licenser tiltrak 115 bud fra 76 virksomheder. De licenser, der blev udbudt i runden, forventedes at tilføje anslået 600 mmboe inden 2060 eller 545 inden 2050.^[1]

Den første tranche udbød 27 licenser i oktober 2023, og den anden udbød 24 i januar 2024. De 31 tilbud i den sidste tranche omfatter 29 nye licenser og 2 fusioner. Af de 29 nye licenser er 23 initial fase A eller B, to er initial fase C (faste brønde), og de resterende fire går direkte til anden termin, hvilket betyder, at de teoretisk set kan komme i produktion hurtigere.

Fase A er en periode til udførelse af geotekniske undersøgelser og genbehandling af geofysiske data; fase B er en periode til seismiske undersøgelser og indsamling af andre geofysiske data; og fase C er til boring.

Antallet af tildelinger i den nuværende runde svarer stort set til de seneste forgængere. Den 32. offshore-licensrunde tilbød 113 licenser fordelt på 260 blokke eller dele af blokke til 65 virksomheder; den 31. runde, som fokuserede på grænseområder, tilbød 37 områder fordelt på 141 blokke eller dele af blokke til 30 virksomheder; og den 30. runde tilbød 123 licenser fordelt på 229 blokke eller dele af blokke til 61 virksomheder.

Storbritannien vil sandsynligvis have endnu større olie- og gasressourcer i Nordsøen, da nordmændene, der efterforsker i samme område, fortsat har fundet nye felter. I 2025 var den norske efterforskningsaktivitet lidt højere end i 2024. I alt 49 efterforskningsbrønde blev afsluttet, og der blev gjort 21 fund på den norske kontinentalsokkel. Fundene har et foreløbigt samlet estimat på 67 millioner standardkubikmeter udvindbare olieækvivalenter.

I 2025 fandt Aker BP et af de største kommercielle oliefund på den norske kontinentalsokkel. I december 2025 gjorde Equinor to nye fund af gas og kondensat i Norges Sleipner-område i Nordsøen. Disse var Equinors største fund i 2025 og kan udvikles ved hjælp af eksisterende infrastruktur. Foreløbige estimater tyder på, at reservoirerne kan indeholde mellem 5 og 18 millioner standardkubikmeter udvindbare olieækvivalenter, svarende til 30 til 110 millioner tønder. Der er ingen grund til at tro, at efterforskning på den britiske side af linjen ikke også ville resultere i store nye fund, herunder felter vest for Gullfaks inden for den britiske zone. Nordmændene har fundet et andet stort felt nær deres store Gullfaks olie-/gasfelt, som ligger lige inden for Norges maritime grænse.

I modsætning til Storbritannien, hvor få virksomheder fortsætter med at udforske og udvikle nye felter, er efterforskningen fortsat på den norske side af Nordsøen. To nye opdagelser er blevet annonceret til dato i 2026. Equinor, Norges majoritets statsejede energiselskab, annoncerede sammen med sine partnere – Petoro, ConocoPhillips Skandinavia og Vår Energi – deres nye fund med foreløbige estimater på 0.15-2 millioner standardkubikmeter udvindbar olieækvivalent, svarende til 0.95-12.6 millioner tønder udvindbar olieækvivalent.

Den 20. januar 2026 afslørede det norske offshoredirektorat (“NOD”), at Equinor og dets partner, Orlen, havde fundet gas og kondensat i Sissel-prospektet i produktionslicens 1137, som blev tildelt i 2022 som en del af tildelingerne i foruddefinerede områder i 2021. Det foreløbige estimat af fundets størrelse er 1-4.5 millioner standardkubikmeter udvindbar olieækvivalent, svarende til 6.3-28.3 millioner tønder udvindbar olieækvivalent. Licenshaverne vil overveje mulighederne for at udvikle fundet som en forbindelse til eksisterende infrastruktur i området, ifølge det norske offshoredirektorat. Senere i år planlægger Orlen Upstream Norway at lancere Eirin, et andet felt i dette område, der skal udvikles ved hjælp af Gina Krog- og Sleipner-infrastrukturen. Ireneusz Fafara, formand for Orlens bestyrelse, kommenterede: "Sissel-fundet, hvorfra vi forventer at udvinde cirka 1 milliard kubikmeter gas, styrker vores aktivportefølje i Norge og repræsenterer endnu et skridt i retning af at nå Orlen-gruppens strategiske mål. Norsk gas spiller en afgørende rolle i at sikre stabile forsyninger til vores kunder."

Norge har en stabil og forudsigelig holdning til olie- og gasefterforskning

Selvom olie- og gasselskaber i både Norge og Storbritannien står over for en samlet marginalskattesats på 78 %, og nye olie- og gasudviklinger i Norge også skal vurdere Scope 3-emissioner som en del af deres miljøkonsekvensvurderinger, forlader olie- og gasselskaber ikke Norge primært fordi Norges holdning til olie- og gasproduktion er den modsatte af Storbritanniens. Norges selskabsskattesats er 22 %, og den særlige petroleumskat på 56 % anvendes efter fradrag af selskabsskat. Begge skatter tillader fradrag for alle relevante omkostninger, herunder efterforskning, drift, nedlukning og finansiering. Tab kan fremføres på ubestemt tid, og skatteværdien af ​​tab refunderes kontant det følgende år. Endnu vigtigere er det, at Norges skattesystem og politiske holdning til industrien anses for at være stabil og forudsigelig. Dette er yderst vigtigt for virksomheder, der investerer i kapitalintensive projekter, der strækker sig over flere årtier.

Norge anerkender det vigtige bidrag, som olie og gas yder til sin økonomi, og har skabt et forudsigeligt investeringsmiljø. De belønner investeringer med forudgående fradrag og refusioner. De har investeret i elektrificering af offshore-platforme for at reducere CO2-udledning opstrøms. Den norske regering ejer 67 % af Equinor, som opererer internationalt, herunder i Storbritannien, og er den største operatør på den norske kontinentalsokkel. Ikke overraskende har Norge i modsætning til Storbritannien opretholdt et betydeligt overskud på brændstofhandelen siden 1989. Brændstoffer udgør to tredjedele af den norske eksport, og Storbritannien er det største eksportmarked og køber en fjerdedel af Norges brændstofeksport.

Norge har hurtige godkendelser til nye felter.

Norge tillader, at nye felter tilsluttes det eksisterende rørlednings- og platformnetværk, og regeringen investerer aktivt i offshore energi, hvor olie tegner sig for en femtedel af alle kapitalinvesteringer i landet. Virksomheder kan fratrække 100 % af investeringsomkostningerne på forhånd, herunder efterforskning, forskning og udvikling, finansiering, drift og nedlukning. Virksomheder kan konsolidere omsætning, investeringer og tab mellem felter. Virksomheder uden skattepligtig indkomst kan modtage kontantrefusion for tab, hvilket hjælper nye og små operatører med at komme i gang. Og vigtigst af alt fortsætter Norge med at udstede nye licenser og fremme boring, med 42 efterforskningsbrønde færdiggjort i 2024, hvilket resulterede i 16 nye opdagelser.

Den tilgængelige rigdom og velstand fra det britiske onshore olie- og gaspotentiale

Udover olie og gas fra Nordsøen har Storbritannien olie og gas på land, herunder et gigantisk gasfelt opdaget under Lincolnshire, der kan dække Storbritanniens samlede behov i et årti, reducere afhængigheden af ​​import og skabe titusindvis af arbejdspladser. Egdon Resources, energiselskabet bag opdagelsen, mener, at feltet, der er centreret omkring købstaden Gainsborough, er så stort, at det kan gavne hele den britiske økonomi og øge væksten gennem flere arbejdspladser, øgede skatteindtægter og billigere energi.

Deloitte anslog, at udnyttelsen af ​​Gainsborough Trough-feltet kunne øge BNP med op til 140 milliarder dollars (112 milliarder pund), give 34 milliarder dollars i direkte beskatning og skabe titusindvis af arbejdspladser. Brug af indenlandsk britisk gas ville også reducere Storbritanniens CO2-udledning.₂ udledninger med 218 millioner tons sammenlignet med importeret LNG. Området understøtter allerede to dusin små oliebrønde på land, men Egdon borede i forskellige lag, gamle muddersten, der ligger omkring 2 km dybt, for at finde gassen. Feltet indeholder mindst 480 milliarder kubikmeter udvindbar gas – omkring syv gange Storbritanniens nuværende årlige forbrug. Det britiske gasforbrug forventes dog at falde i fremtiden; reserven vil sandsynligvis vare et årti. Dette indikerer, at Gainsborough-feltet kan være væsentligt større end Shells North Sea Jackdaw-udvikling, som anslås at indeholde 38 milliarder kubikmeter, men dets udvikling er blevet forsinket af regler og yderligere godkendelser, der regulerer Scope 3-emissioner.

Hydraulisk frakturering (fracking) og menneskemængdernes vanvid

Storbritannien har også potentiale til at udvinde gas ved hjælp af fracking. British Geological Surveys tidlige vurdering antydede, at britiske skiferformationer muligvis indeholder nok gas til at dække op til 50 års nuværende britiske efterspørgsel. En anden undersøgelse foretaget af University of Nottingham anslår, at den realistisk set udvindbare ressource kun er tilstrækkelig til at dække 10 års nuværende efterspørgsel. British Geological Survey identificerer fire primære skiferbassiner: Bowland-Hodder-bassinet (Nordvestengland, Midlands) – det største – Midland Valley (Skotland), Weald-bassinet (Sydengland) og Wessex-bassinet (Sydengland).

Der er kendte skifergasfelter i Storbritannien, herunder Cuadrilla Resources-områderne i Lancashire. I 2019 annoncerede INEOS succesfulde resultater fra nylige tests i Bowland-skiferen ved Tinker Lane, Nottinghamshire. Sammen med partneren iGas fandt INEOS meget høje gaskoncentrationer, der kunne sammenlignes med (og i nogle tests oversteg) de gennemsnitlige niveauer i Barnett-skiferen i Texas. Testene viste et gennemsnitligt niveau på 60.7 standardkubikfod (scf) pr. ton gas. Til sammenligning er gennemsnittet for Barnett-skiferen 39 scf pr. ton.

Fracking bør ikke ses som anti-"grønt". Naturgas er et meget renere brændstof end kul. Det er uforeneligt med miljøprincipper, hvis Storbritannien overvejer at lade sin skifergas blive i jorden, mens de importerer LNG, der er blevet frosset ned og derefter transporteret tusindvis af kilometer fra USA eller Qatar, eller importerer varer produceret ved hjælp af kul i Kina eller Indien.

Det er også værd at bemærke, at selvom frackingforsøg i Storbritannien blev lukket ned, fordi processen forårsagede mindre jordskælv med en styrke mellem 0.5 og 2.9 på den lokale magnitude ("ML")-skalaen, er der dog et geotermisk projekt i Cornwall, United Downs Deep Geothermal Project, der bruger fracking-teknikker til at udvinde varmt vand fra dyb granit for at generere elektricitet. Denne proces har indtil videre forårsaget 232 inducerede seismiske hændelser, hvoraf to har oversteg 1.5 ML. Alligevel forsøger ingen at lukke det geotermiske projekt. Jordskælv forårsaget af fracking til varmt vand ses ikke som et problem, i modsætning til dem, der er forårsaget af fracking til gas, som kunne producere den samme mængde energi.

Frackings succes for den amerikanske økonomi

Den amerikanske Henry Hub-pris på naturgas er faldet markant siden fracking-boomet i 2010'erne på grund af den massive stigning i den indenlandske gasforsyning fra skifergasudvinding. Før da lå den amerikanske naturgaspris mellem 6 og 8 dollars pr. MMBtu (millioner britiske termiske enheder); nu er den omkring halvdelen af ​​dette beløb. I januar 2008, umiddelbart før fracking-boomet, var den amerikanske gaspris 7.68 MMBtu; i marts 2012 var den faldet til 2.27 MMBtu, da fracking øgede produktionen med 36%. Det amerikanske producentprisindeks for naturgas faldt med 56.8 % fra 2007 til 2012.

Før det amerikanske skiferboom var britisk naturgas billigere end de amerikanske Henry Hub-gaspriser. Dette har dog ikke været tilfældet siden 2010. Efterhånden som den amerikanske produktion steg, og priserne faldt, blev den britiske gasproduktion begrænset ved at begrænse udviklingen af ​​nye offshore-brønde, forhindre fracking på land og pålægge olie- og gasselskaber massive yderligere skatter.

Lavere gaspriser i USA reducerede omkostningerne for amerikanske husholdninger og fremstillingsindustrier og drev økonomisk vækst. Billig gas tilskrives skabelsen af ​​725,000 job i 2014 og en stigning på 0.7 % i det amerikanske BNP i 2015. Billig gas sænkede de amerikanske elpriser og tilskyndede til et skift fra kul til gas, hvilket også reducerede de tilhørende CO2-udledninger.₂ udledninger til det halve. Fracking hjalp også med at finansiere det amerikanske handelsunderskud: USA gik fra at være nettoimportør af gas, der importerede gas fra Canada og LNG fra Qatar, til at blive verdens største eksportør i 2023 og overgik Rusland, Qatar og Australien med en eksport på 91.2 millioner tons. Dette står i skarp kontrast til 2007, hvor USA importerede 4.6 billioner kubikfod, cirka 88.6 millioner tons gas, forudsat en standard metandensitet.

Kina bruger også fracking

Kina har for nylig gjort store nye skifergasfund i Xinjiang, hvilket øger sine reserver i Sichuan, og udvider hydraulisk fracking (fracking), primært i Sichuan-bassinet. Selvom disse nye fund er vigtige, vil de ikke reducere Kinas afhængighed af importeret gas væsentligt, da gasefterspørgslen vokser hurtigere end den indenlandske forsyning.

Kina er verdens største importør af LNG og en stor importør af naturgas via rørledninger. Kina forbruger over 400 milliarder m³ af naturgas om året, hvoraf 230-240 milliarder m³ produceres indenlandsk og 160-180 milliarder m³ importeres. Over halvdelen af ​​Kinas importerede naturgas kommer via rørledninger fra Turkmenistan, Rusland, Kasakhstan og Myanmar, og 40-45 % importeres som LNG fra Australien, Qatar, USA og Malaysia.

Kinas skifergasreserver er dybere end dem i USA, og det forventes, at de vil være dyrere at udvinde ved hjælp af fracking. Reserverne findes i bjergområder langt fra Kinas vigtigste befolkningscentre, så de bliver nødt til at bygge en rørledning for at transportere gassen til efterspørgselscentret. Kina har også underskrevet langtidskontrakter med sine LNG-leverandører, men det ophørte reelt med at importere amerikansk LNG som gengældelse for den amerikanske stigning i toldsatser på kinesiske varer.

International prisfastsættelse af olie og gas

Oliepriserne varierer efter kvalitet og placering. Raffinaderier specialiserer sig normalt i raffinering af bestemte oliekvaliteter. Let sød råolie, såsom Nordsø-Brent, er normalt dyrere end tung sur råolie, da den er lettere og billigere at raffinere. Generelt bevæger oliepriserne sig parallelt; men når der er problemer i Mellemøsten, såsom den nuværende iranske blokade af olietankskibe, der passerer gennem Hormuzstrædet, vil prisen på mellemøstlig råolie stige mere end lignende sur råolie fra Nordvest- og Mellemamerika. Transport af olie med tankskib er billigere end at rense, fryse og transportere gas med LNG-tankskib, men begge kræver forsikring og fragt, hvilket øger prisen på importeret olie og gas.

Naturgassens kemiske sammensætning og energiindhold varierer fra reservoir til reservoir. Metanindholdet kan variere fra 65 % til over 95 %, men naturgasser indeholder også forskellige niveauer af højerekædede kulbrinter kendt som naturgasvæsker ("NGL'er") (ethan, propan, butan og pentan) og forskellige mængder af andre gasser såsom nitrogen, helium og hydrogensulfid. Gaspriserne varierer dog med efterspørgslen på forsyningsstedet, medmindre der er en rørledning, der leverer gassen til et efterspørgselspunkt eller til et anlæg, der omdanner gassen til flydende form (LNG) til transport ad søvejen i specialdesignede tankskibe.

Konvertering af gas til LNG involverer rensning, afkøling til -162 grader Celsius, hvilket også reducerer dens volumen med omkring 600 gange, og kryogen opbevaring. Afkøling af gassen er meget energikrævende og forbruger cirka 280 kWh for at producere et ton LNG. Omkring 7% til 15% af den gas, der leveres til et LNG-anlæg, bruges til at drive kompressorerne og køleprocessen. Konvertering af gas til LNG øger prisen med omkring 3.50 USD pr. MMBtu, forudsat at dette gøres på et storstilet anlæg på den amerikanske Golfkyst. Forsendelse af LNG til Storbritannien øger prisen med 2 USD, og ​​genfordampning på en britisk terminal koster 0.8 USD.

Kulproduktion, reserver og potentiale

Det globale kulforbrug på 45,850 TWh er stadig højere end gasforbruget på 41,278 TWh. Hvert år eksporteres cirka 1.4 milliarder tons kul internationalt. Hvis kul i sidste ende udfases internationalt, vil det at lade britisk kul blive i jorden repræsentere en spildt mulighed for at drage fordel af eksportindtægtspotentialet fra Storbritanniens naturressourcer.

Storbritannien har næsten helt udfaset kulminedrift, men én kulmine er stadig i drift i Wales: Aberpergwm Colliery nær Port Talbot. En anden walisisk mine, Ffos-y-fran i Merthyr Tydfil, blev for nylig lukket. Storbritannien har dog stadig cirka 77 millioner tons dokumenterede, økonomisk udvindbare kulreserver, der rentabelt kan udvindes. Der er yderligere 4 milliarder tons kendte stenkulsforekomster, selvom ikke alle er økonomisk rentable i øjeblikket.

Storbritannien forbrugte 2.1 millioner tons kul i 2024 (2.5 millioner tons olieækvivalenter) til industrielle processer, der kræver temperaturer over 1,400 °C, såsom cement-, glas- og keramikproduktion.

Lovgivning gældende for kulproduktion i Storbritannien

Kulminedrift er lovligt i Storbritannien, forudsat at minen har en licens fra Coal Authority, byggetilladelse, miljøtilladelser og overholder strenge sundheds- og sikkerhedsforskrifter. Mineforskrifterne fra 2014 kræver minedesign og risikovurdering, ventilation og støvkontrol, elektrisk sikkerhed, håndtering af eksplosiver, beredskabsplanlægning og etablering af flugtveje. Kulmineloven fra 1994 oprettede Coal Authority, som udsteder kulminelicenser, forvalter kulressourcer og fører tilsyn med sikkerheds- og miljøansvar. Indhentning af byggetilladelse kræver godkendelse af en ændring af arealanvendelse, adgang til jord og overfladerettigheder, en vurdering af virkninger på miljøet, en vurdering af virkninger på lokalsamfundet og en vandforvaltningsplan. Miljøtilladelserne dækker vandforurening, udledning af minevand, håndtering af mineaffald og emissionshåndtering. Alle nye miner skal nu vurdere deres Scope 3-emissioner.

Alt dette er inkluderet i dette kapitel for at understrege, at kulminedrift i Storbritannien ikke er en aktivitet, der foregår overalt. Den er stærkt reguleret og bør fremmes som industri. Kulminedrift i Storbritannien er strengere reguleret end mange af de miner, der leverer Storbritanniens kul til industriel varme, og de miner, der leverer input og energi til de varer, Storbritannien importerer fra Asien.

Kultyper i Storbritannien

Kul er en tæt energikilde med betydelige anvendelser ud over elproduktion. Kul kan brænde ved op til 1,900 °C og levere industriel varme til produktion af glas, keramik, cement og andre kemikalier. Antracit indeholder omkring 90 % kulstof og brænder ved 1,100 til 1,400 °C og producerer typisk 30 til 33 MJ/kg. Antracit er den mest effektive type kul; den har det højeste kulstofindhold, det laveste fugtighedsindhold og brænder længere, varmere og renere end andre typer kul. Bituminøst kul, det mest udbredte i Storbritannien, har 45 % til 85 % kulstof, brænder ved 900 til 1,300 °C og bruges generelt til elproduktion og producerer 24 til 30 MJ/kg. Metallurgisk (koks)kul er en kvalitet af bituminøst kul med lavt askeindhold, lavt svovlindhold, lavt fugtindhold og højt kulstofindhold, der kan fortættes og genstørkne til koks, når det opvarmes i et anaerobt miljø (uden ilt). Det brænder ved 900 til 1,300 °C, men kan nå højere temperaturer, når det omdannes til koks, som brænder ved 1,500 til 2,000 °C. Det producerer typisk 24-30 MJ/kg.

Brunkul (Lignit) indeholder kun 25% til 35% kulstof, brænder ved 600 til 800°C og producerer 10-20 MJ/kg og er den mindst effektive type kul, der frigiver den højeste CO2-udledning.₂ emissioner, samt partikler, svovldioxid, nitrogenoxider og aske. Tyskland brænder i øjeblikket brunkul for at generere elektricitet. Genåbning af britiske bituminøse kulminer og eksport af kullet til tyske kraftværker ville genoplive en værdifuld walisisk industri, skabe arbejdspladser, forbedre Storbritanniens handelsbalance med EU og sænke den globale CO2-udledning.₂ emissioner. Kul er lige så vigtigt for britisk cementproduktion og leverer cirka 80 % af den energi, der bruges til at producere dette kritiske infrastrukturprodukt. Kuls bidrag til den britiske økonomi strækker sig til landbruget gennem ammoniakgødning og jordforbedringsmidler.

Der er stadig en fremtid for britisk kul

Materialevidenskab, kritiske mineraler og sjældne jordarter

Kul er ikke længere bare et brændstof; det er ved at blive en kilde til kritiske mineraler, sjældne jordarter og avancerede materialer som grafen, kulfibre og byggestenene i den næste industrielle æra. Det amerikanske energiministerium, Kina og flere europæiske forskningsgrupper, herunder universiteterne i Exeter og Nottingham samt British Geological Survey, udvikler aktivt udvindingsteknologier fra affaldskul, fordi det er billigere og renere end at åbne nye miner. Storbritannien har hundredvis af millioner tons kuldejord og syreminedræningsområder. Dette kunne være endnu en vækstindustri for Sydwales og County Durham.

Kul og dets biprodukter – især kulaske, kulaffald og udfældninger fra syreminer – indeholder målbare koncentrationer af sjældne jordarter ("REE"): neodym, dysprosium, yttrium, lanthan, kritiske mineraler, kobolt, lithium, germanium, gallium, scandium og vanadium. Disse elementer er essentielle for: elbilmotorer ("EV"), vindmøllemagneter, halvledere, fiberoptiske systemer, batterier og legeringer til luftfart.

Kulaffaldsstrømmene i Storbritannien er enorme, allerede udvundet og ofte koncentreret af naturlige processer. For eksempel danner sur minedræning udfældninger, der er rige på sjældne jordarter, og kulaske kan indeholde koncentrationer af sjældne jordarter, der kan sammenlignes med konventionelle malme af lav kvalitet. Kullagene kan i sig selv være rige på germanium, gallium og andre højværdielementer.

Antracit kan omdannes til grafen af ​​industriel kvalitet, som bruges til energilagring, kompositter, belægninger og sensorer. Kulfibre er et biprodukt af koksning og bruges i luftfart, vindmøllevinger, sportsudstyr og lette køretøjer. Kul kan også bruges til at producere syntetisk grafit og hårdt kulstof til lithium-ion- og natrium-ion-batterier. Storbritannien bør fremme udnyttelsen af ​​denne ressource.

Aberpergwm – Antracit

Aberpergwm producerer antracit af høj kvalitet, der anvendes i vandfiltrering, industrielle kulstofprodukter og højtemperaturprocesser. Minen har en langtidslicens, der tillader udvinding af op til 40 millioner tons over 18 år. En stor del af den antracit, den producerer, eksporteres. Aberpergwm er en dyb kulmine, der producerer antracit, ejet af Energybuild og beskæftiger 100 til 130 arbejdere. Selvom den ligger i Port Talbot, leverede den ikke det kokskul, der var nødvendigt til de nærliggende højovne. I stedet blev det metallurgiske kul, de havde brug for, importeret fra Australien og USA og lejlighedsvis fra Canada og Rusland (før invasionen af ​​Ukraine i 2022).

Ffos-y-fran – Termisk kul

Ffos-y-fran-minen, der ligger omkring 25 kilometer fra Port Talbot, var en åben producent af termisk kul, der forsynede Port Talbots stålværker med kul til damp og varme. Den beskæftigede omkring 180 arbejdere, men er nu reelt lukket, da dens licens udløb i 2022. Termisk kul bruges hovedsageligt til at producere varme til cementværker, industriel opvarmning og historiske jernbaner.

Whitehaven – Metallurgisk kul

Der var også et forslag om at åbne en ny metallurgisk kulmine i Whitehaven, Cumbria, kaldet Woodhouse Colliery. Minen blev godkendt af regeringen i 2022 og forventedes at producere 2.78 millioner tons kul årligt frem til 2049. Dette ville være blevet brugt i højovne i stålindustrien. Desværre omstødte High Court sin byggetilladelse i september 2024, hvilket forhindrede projektet i at fortsætte.

Ligesom med modstanden mod de nye offshore olie- og gasfelter fulgte tilbagetrækningen af ​​byggetilladelsen Højesterets Finch-dom, som kræver hensyntagen til Scope 3-downstream-emissioner i miljøkonsekvensvurderinger. Labour-regeringen har også trukket sin støtte til projektet tilbage. Dette blev gjort af Angela Rayner i juli 2024, da hun var minister for lokalsamfund. Den foreslåede mine i Cumbria ville have beskæftiget omkring 500 mennesker direkte med yderligere 100 indirekte job i forsyningskæden. Disse ville have været faglærte, velbetalte job i en region, der kunne bruge mere højproduktiv beskæftigelse. Den største beskæftigelseskilde i Cumbria er turisme, som generelt er lavtuddannet og lavtlønnet. Området omkring Workington og Whitehaven havde været et vigtigt kulmineområde; den første mine blev etableret i 1552, og den sidste mine i Whitehaven lukkede i 1986; derfor ville åbningen af ​​en ny kulmine ikke have været usædvanlig.

Import af kul fra Storbritannien til stålproduktion og industriel varme

Den britiske regering greb ind sidste år for at forhindre lukningen af ​​de sidste to højovne i Storbritannien, i Scunthorpe, ejet af den kinesiske stålproducent Jingye, samtidig med at den forhindrede åbningen af ​​en ny metallurgisk kulmine i Cumbria. Storbritannien importerer i øjeblikket metallurgisk kul, en nøgleingrediens i stålproduktion, fra så fjerne egne som Australien.

Kulfyret elproduktion og CO2-opsamling og -lagring ("CCS")

Lukningen af ​​Storbritanniens sidste kulfyrede elværk, Ratcliffe-on-Soar i Nottinghamshire, i oktober 2024, afsluttede Storbritanniens 142 år lange afhængighed af kul til at generere elektricitet. Værket var et af de reneste og udvandede alle forurenende stoffer undtagen CO2.₂ udledninger. Men det var stadig for dyrt at fortsætte driften. Kul er et kompakt energilager og den billigste og mest pålidelige måde at producere elektricitet på. Kulpriserne er mindre variable end oliepriserne, og endnu vigtigere er det, at Storbritannien har store reserver af termisk kul.

Andre lande udvikler kulfyrede elværker, der også opsamler CO2₂ udledninger samt alle andre partikler. Canadierne (Boundary Dam 3, 2014), USA (Petra Nova, Texas) og Kina (Zhengning Power Plant) har bygget kulkraftværker, der også opsamler CO₂ emissioner. Kinas Zhengning-kraftværk blev lanceret i september 2025 og forventes at opsamle 1.5 millioner tons CO2₂ årligt. Dette ville have været en bedre løsning til at sænke Storbritanniens CO2-udledning₂ udledninger end at lukke alle kulkraftværker. Teknologien producerer højeffektive, lavemissionsanlæg, der reducerer CO₂ med op til 40 %. Kulstofopsamling og -lagring ("CCS") muliggør reduktioner på over 90 %, hvor kinesiske projekter sigter mod 99.9 %.

Kina tilføjede 78 GW ny kulkraftkapacitet i 2025, herunder mere end 50 store kulanlæg, der hver producerede cirka 1 GW elektricitet. Dette var 87 % af den nye globale kulkraftkapacitet, der blev tilføjet i 2025. Ingen af ​​Kinas nye kulkraftværker har dog CO2-opsamling og -lagring ("CCS").

Det Internationale Energiagentur ("IEA") beregner, at CCS øger de niveauiserede omkostninger ved elektricitet fra kul med 70 % til 100 % og forbruger over 20 % af anlæggets produktion. De lave omkostninger ved kulfyret elektricitet er en af ​​dens største fordele. Ironisk nok bygger Kina de nye kulfyrede kraftværker som backup for sin vedvarende elproduktion. Kinas vedvarende energi ser ud til at være en symbolsk indsats, da Kinas kulfyrede elproduktion udleder 4 milliarder tons CO2.₂ årligt.

Kina er ikke det eneste land, der bygger nye kulkraftværker, selvom det tegnede sig for to tredjedele af verdens nye kulkraftværker i 2023. Indonesien, Indien, Vietnam, Japan, Bangladesh, Pakistan og Sydkorea har også bygget nye kulkraftværker. Udviklingslande og industrielt konkurrencedygtige lande foretrækker kul, fordi det er billigt. Både Kina og Indien planlægger at fortsætte med at bygge kulkraftværker, fordi de har store kulreserver (ligesom Storbritannien). 80 % af Indiens elektricitet kommer fra kul.

Tyskland har været i stand til at genstarte sine kulkraftværker efter ødelæggelsen af ​​Nord Stream-rørledningerne. Dette har været en velsignelse for den tyske energisikkerhed. Desværre fandt den konservative energiminister, Alok Sharma, glæde i at sprænge nedlagte kulkraftværker i luften, så Storbritannien har ikke denne energisikkerhed at falde tilbage på, selv ikke til at yde backup til Storbritanniens stadigt stigende antal vindmøller.

Opførelse af nye kulkraftværker som backupleverandører af el, der kan styres af en distributør, ville sænke de britiske elomkostninger, da kul er billigere end gas, og ville holde den britiske kulindustri i gang. Dette ville dog kræve, at Storbritannien afskaffer sin CO2-støtteafgift.

Argumenter for nye kulkraftværker

Argumentet for at genåbne kulminer forstærkes, når tilstanden af ​​vores elproduktionssystem tages i betragtning. Vores gasflåde ældes, og det sidste kulkraftværk blev naturligvis lukket ned i 2024. Den typiske driftslevetid for et gasværk er 25-30 år. Med omhyggelig vedligeholdelse kan dette muligvis forlænges op til 40 år. Imidlertid kan intermitterende drift også reducere komponenternes levetid. Ved at bruge anlægsdata fra Digest of UK Energy Statistics ("DUKES") og antage en levetid på 35 år for vores gasflåde kan vi i figur 14 nedenfor se, at den faste elkapacitet begynder at falde i 2028 og i 2035 er nede på kun 25.5 GW (eller 28.8 GW, hvis Hinkley Point C er online på det tidspunkt).

Den nationale energisystemoperatør (“NESO”) forventer, at både den samlede elefterspørgsel og spidsbelastningsbehovet vil stige i perioden frem til 2030 og fremefter. Vi vil blive mere og mere afhængige af periodisk vedvarende energi, og på mørke, kolde og rolige vinteraftener kan produktionen fra vind og sol falde til næsten nul. Det betyder, at vi får brug for en fast elkapacitet til at imødekomme underskuddet.

Som figur 14 viser, vil Storbritannien i stigende grad få mangel på fast elkapacitet, og det er derfor afgørende, at ny fast kapacitet opbygges hurtigt. Én løsning kunne være at bygge nye gasfyrede generatorer. Der er dog en otteårig leveringstid på nye gasfyrede kraftværker, hvilket betyder, at hvis vi begyndte at bygge i dag, ville vi ikke få ny kapacitet online før 2034. Dette efterlader kul som et levedygtigt alternativ, fordi det burde være muligt at bygge hurtigere, med byggetider i Kina så lave som 20 måneder.

Andre fordele ved kulfyret kraftproduktion er:

• Kulfyret produktion er billig – billigere end gas og intermitterende vedvarende energi – hvis CO2-omkostningerne gennem emissionshandelsordningen og CO2-prisstøttemekanismen fjernes.

• Kulfyret produktion er sikker, især hvis der anvendes indenlandsk brændstof. Som de seneste begivenheder i Mellemøsten minder os om, er forsyningssikkerheden for LNG underlagt den mellemøstlige politiske luner. Desuden er forsyningssikkerheden for intermitterende vedvarende energikilder underlagt vejrets luner.

• Kulkraftværker er pålidelige og fleksible. Kulkraftværker er naturligvis ikke udsatte for vejrets luner, hvilket er grunden til, at det meste kul bruges som en konstant grundlastkilde. Nyere værker kan dog køre ved lavere minimumsbelastninger og variere op og ned som reaktion på ændringer i efterspørgslen og produktionen af ​​intermitterende vedvarende energikilder.

• Lagring er billigt og nemt. Et problem med periodisk vedvarende energi er, at de nogle gange producerer mere strøm end efterspørgslen og andre gange mindre. Dette problem kan delvist løses ved at tilføje batterilagring. Sådan lagring er dog meget dyr. Derimod kan kul lagres i lagre nær kraftværket til en meget lav pris.

De væsentligste indvendinger mod nye kulkraftværker vedrører emissioner. Hvis CO₂ Udledninger er fratrukket på grund af USA's fjernelse af konklusionen om trussel mod drivhusgasser, hvilket efterlader reelle forurenende stoffer såsom partikler, svovloxider (SOx) og nitrogenoxider (NOx) at håndtere. Heldigvis har moderne superkritiske ("SC") og ultra-superkritiske ("USC") anlæg i Kina vist sig meget effektive til at fjerne disse forurenende stoffer.

First SC- og USC-anlæg opererer med højere termisk effektivitet end konventionelle anlæg, hvilket reducerer kulforbruget og udledningen af ​​rå forurenende stoffer pr. MWh produceret elektricitet.

Undersøgelser har vist, at moderne ultralavemissionsanlæg i Kina fjerner over 99.9 % af alt partikelstof og over 99.8 % af PM2.5-partikler. Andre undersøgelser viser fjernelse af svovldioxid på 97.8-99.7 % i højeffektive lavejmissionskraftværker i Kina. NOx-fjernelseseffektiviteter på 90 % kan også opnås.

Fordelene ved kulkraftværker er åbenlyse, og ulemperne ved kul er i vid udstrækning blevet elimineret gennem teknologiske forbedringer. Argumentet for kul bliver stadig sværere at ignorere.

Om Det Store Britiske Erhvervsråd

Great British Business Council (“GBBC”) blev oprettet for at øge den offentlige og politiske forståelse af de fordele, et blomstrende erhvervsliv giver lokal sikkerhed, levestandard og velvære. Det har til formål at støtte britiske virksomheder og små virksomheder ved at fremme veludformede, praktiske og evidensbaserede politiske reformer, der fremmer iværksætteri og innovation. Det er uafhængigt af politiske partier, da det håber, at alle partier vil overveje at vedtage de ligefremme, praktiske politiske forslag, det foreslår.

GBBC finansieres af private donationer fra engagerede borgere, der ønsker, at Storbritannien skal trives økonomisk, som det engang gjorde. Hvis du gerne vil slutte dig til os eller donere til deres sag, bedes du kontakte in**@**BC.UK eller følg dem videre LinkedIn, X (Twitter), Facebook, YouTube, TikTok og bluesky.

Fremhævet billede: Forsiden af ​​GBBC-artiklen, 'Overlagt industriel ødelæggelse: Hvordan Storbritannien ødelagde sin industri og en plan for at vende dette'

Expose har akut brug for din hjælp…

Støt afsløringen

Kan du venligst hjælpe med at holde lyset tændt med The Exposes ærlige, pålidelige, kraftfulde og sandfærdige journalistik?

Din regering og Big Tech-organisationer
prøv at tave The Expose ned og lukke den ned.

Så har vi brug for din hjælp til at sikre
vi kan fortsætte med at bringe dig
fakta, som mainstreamen nægter at vise.

Regeringen finansierer os ikke
at udgive løgne og propaganda på deres
vegne ligesom mainstream medierne.

I stedet er vi udelukkende afhængige af din støtte.
støt os venligst i vores bestræbelser på at bringe
din ærlige, pålidelige og undersøgende journalistik
i dag. Det er sikkert, hurtigt og nemt.

Vælg venligst din foretrukne metode nedenfor for at vise din støtte.

Månedligt abonnement

Månedlig donation

Engangsdonation

Køb os en kaffe

Hold dig opdateret!

Hold dig opdateret med nyhedsopdateringer via e-mail

Daglig fordøjelse

Amerikanske nyhedsindlæg

Nyhedsindlæg i Storbritannien

Verdensnyheder

Alle nyhedsindlæg

Er du et menneske? 1 + 9 =

IPCC indrømmer, at deres dommedagsmodel er "usandsynlig" – virksomhedsmedier tier

Covid skabte præcedens: Folkesundhedsforanstaltninger kræver ikke længere beviser

Lider du af giftig stress og "The Twenty First Century Blues"?

Dr. Meryl Nass: Her er de relevante fakta om Hantavirus

Rhoda Wilson

Mens det tidligere var en hobby, der kulminerede i at skrive artikler til Wikipedia (indtil tingene tog en drastisk og ubestridelig drejning i 2020) og et par bøger til privat forbrug, er jeg siden marts 2020 blevet fuldtidsforsker og forfatter som reaktion på den globale magtovertagelse, der kom til syne med introduktionen af ​​covid-19. I det meste af mit liv har jeg forsøgt at øge bevidstheden om, at en lille gruppe mennesker planlagde at overtage verden til deres egen fordel. Der var ingen måde, jeg ville læne mig tilbage stille og roligt og bare lade dem gøre det, når de først havde taget deres sidste skridt.

Se hele bio