O ano de 2025 foi descrito como o mais difícil para a indústria petrolífera do Mar do Norte do Reino Unido desde a década de 1960.
Foi o primeiro ano desde 1960 sem que um único poço de exploração fosse perfurado nas águas do Reino Unido, o investimento caiu para níveis historicamente baixos e as empresas congelaram ou cancelaram projetos, concentrando-se apenas na manutenção essencial e no descomissionamento.
Alguns assessores governamentais e ativistas climáticos afirmam que o Reino Unido ficou sem petróleo e gás, mas isso não é verdade. Toda a destruição da indústria de petróleo e gás do Reino Unido se deve a regulamentações e impostos governamentais, além de ações de ativistas da "mudança climática".
A Grã-Bretanha é um dos apenas 40 países com amplas reservas de hidrocarbonetos: carvão, petróleo e gás. De exportadora líquida de petróleo e gás desde a década de 1980 até 2004 (gás) e 2013 (petróleo), o Reino Unido tornou-se um importador líquido. A Noruega lucra com os recursos do Mar do Norte enquanto o Reino Unido paga.
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No dia 1 de abril, o Conselho Empresarial Britânico (“GBBC”), um grupo de reflexão recém-formado, publicou um artigo intitulado 'Destruição Industrial Premeditada: Como o Reino Unido Destruiu Sua Indústria e um Plano para Reverter Isso'.
O artigo é de autoria da economista Catherine McBride, do engenheiro aposentado e consultor David Turver e do consultor de relações públicas Brian Monteith. Ele demonstra como as políticas de emissões líquidas zero do governo estão destruindo os alicerces da economia do Reino Unido e apresenta recomendações sobre como reverter essa situação.
Como este artigo é importante por revelar algumas verdades inconvenientes, estamos reproduzindo-o em uma série de artigos, em partes menores e mais fáceis de ler, para que, com sorte, mais pessoas o leiam, ou pelo menos parte dele. Fizemos algumas pequenas edições para melhorar a legibilidade. Para aqueles que optarem por ler o artigo de uma só vez, podem fazê-lo aqui. AQUI.
Capítulo 2: Os abundantes recursos naturais do Reino Unido
By Conselho Empresarial Britânico, 1 April 2026
Conteúdo
- Economia da indústria de hidrocarbonetos do Reino Unido
- produção de petróleo offshore
- Reservas de petróleo e gás
- A riqueza e a prosperidade disponíveis provenientes do potencial de petróleo e gás em terra no Reino Unido.
- Preços internacionais do petróleo e gás
- Produção, reservas e potencial de carvão
- Ainda há futuro para o carvão no Reino Unido.
- Argumentando a favor de novas usinas termelétricas a carvão
- Sobre o Conselho Empresarial Britânico
Economia da indústria de hidrocarbonetos do Reino Unido
A Grã-Bretanha é um dos apenas 40 países com amplas reservas de hidrocarbonetos: carvão, petróleo e gás. Existem mais de 100 países sem hidrocarbonetos e outros 75 com reservas muito pequenas. O Japão, por exemplo, é um país do G7 com poucas ou nenhuma reserva de hidrocarbonetos; suas maiores importações são petróleo, gás natural liquefeito (GNL) e carvão. A Alemanha possui alguns hidrocarbonetos, principalmente carvão de baixa qualidade, mas precisa importar petróleo bruto, gás natural, petróleo refinado e carvão.
Receita
Em 2024/25, o governo do Reino Unido arrecadou £4.5 bilhões em impostos do setor de petróleo e gás do Mar do Norte: £2.0 bilhões em impostos corporativos offshore, £0.4 bilhão em reembolsos do Imposto sobre a Receita do Petróleo e £2.9 bilhões da Taxa sobre os Lucros da Energia (imposto sobre lucros extraordinários). A receita tributária total do setor caiu de £6.1 bilhões em 2023 para £4.5 bilhões em 2024, uma redução de £1.6 bilhão (27%).
A arrecadação do Imposto sobre Sociedades Offshore, incluindo o Imposto sobre Sociedades de Proteção Fiscal e a Taxa Suplementar, diminuiu £1.0 bilhão (34%) em relação aos £3.0 bilhões de 2023/4, enquanto a arrecadação do Imposto sobre Lucros de Energia diminuiu £0.7 bilhão (20%) em relação aos £3.6 bilhões de 2023/24.
Para efeito de comparação, a Noruega arrecadará 373.1 bilhões de coroas norueguesas (NOK) em impostos sobre petróleo e gás em 2025, o equivalente a cerca de 28.8 bilhões de libras esterlinas (£28,8 bilhões). Se incluirmos a receita do Fundo de Investimento Direto do Estado (SDFI, na sigla em inglês), as taxas ambientais e os dividendos da Equinor, o fluxo de caixa líquido total do governo norueguês proveniente do petróleo em 2025 foi de 655.8 bilhões de coroas norueguesas (NOK) (50.7 bilhões de libras esterlinas). Discutiremos a abordagem mais favorável da Noruega em relação à tributação e regulamentação do petróleo e gás mais adiante neste capítulo.
A exploração de petróleo e gás offshore no Reino Unido é tributada em 78%, compreendendo 30% de Imposto sobre Sociedades com Alíquota Restrita (definido separadamente da alíquota principal do Imposto sobre Sociedades, de 25%), 10% de Encargo Suplementar e 38% de Imposto sobre Lucros de Energia. Essa alíquota restrita impede que os lucros tributáveis da extração de petróleo e gás no Reino Unido e na Plataforma Continental Britânica sejam reduzidos por prejuízos de outras atividades ou por pagamentos excessivos de juros.
Valor Bruto Adicionado (“VBA”)
A Offshore Energies UK estima que o setor agregue £25 bilhões em valor bruto anualmente, o que implica em centenas de milhões de libras em receitas fiscais relacionadas aos funcionários. A exploração de recursos adicionais nas águas ao redor da costa britânica poderia adicionar £150 bilhões em valor bruto à economia do Reino Unido, além dos £200 bilhões em valor econômico esperados dos planos atuais. O petróleo e o gás continuam a representar mais de três quartos do consumo de energia do Reino Unido, o que reforça a importância contínua do setor, mesmo com a aceleração da transição para fontes alternativas.
Emprego
Segundo a Offshore Energies UK, em 2024, o setor de petróleo e gás offshore sustentava 206,000 empregos, sendo 26,000 empregos diretos no próprio setor, 94,500 indiretos e 85,100 induzidos, distribuídos por todo o país. Esses 200,000 empregos geram um valor agregado bruto (VAB) estimado em £25 bilhões por ano. Com base em salários entre £50,000 e £80,000, as contribuições para o Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF) e para a Previdência Social (INSS) provavelmente ultrapassaram £1 bilhão anualmente.
No terceiro trimestre de 2025, a força de trabalho dos setores de Mineração, Energia e Abastecimento de Água era de 582,000 pessoas, representando 1.7% do total da força de trabalho do Reino Unido, de 34,216,000. Embora represente menos de 2% da força de trabalho do Reino Unido, é um dos setores mais produtivos da economia e também fornece as matérias-primas necessárias para outras indústrias.
Prevê-se que a força de trabalho do setor de petróleo e gás do Reino Unido diminua drasticamente para 57,000 a 71,000 pessoas no início da década de 2030, devido à redução da exploração e produção. Historicamente, o setor sustentava 220,000 empregos em todo o Reino Unido (incluindo empregos diretos, indiretos e induzidos), mas esse número vem caindo constantemente desde o seu pico em 2014. Estima-se que o setor de exploração e extração de petróleo e gás perca 400 empregos a cada duas semanas.
Emprego regional
A Escócia concentra a maioria dos empregos no setor de petróleo e gás do Reino Unido, principalmente em Aberdeen e no Nordeste. Em 2022, aproximadamente 93,600 empregos na Escócia eram sustentados pela indústria de petróleo e gás, incluindo funções diretas e na cadeia de suprimentos. Estimativas mais recentes sugerem 75,000 empregos em 2024, com projeções de 45,000 a 63,000 no início da década de 2030, caso a tendência de queda continue.
Exportações e Importações
Apesar da dedicação do Reino Unido às políticas "verdes", o país não deixou de usar petróleo e gás; entre novembro de 2019, quando a moratória sobre o fraturamento hidráulico foi imposta, e dezembro de 2025, o Reino Unido importou gás no valor de £125 bilhões, petróleo bruto no valor de £136 bilhões e petróleo refinado no valor de £132 bilhões, segundo o Escritório de Estatísticas Nacionais (ONS). Em 2025, o Reino Unido apresentou um déficit comercial de £32.3 bilhões em Combustíveis (Classificação Internacional Padrão do Comércio - SITC 3); antes de 2003, o comércio de combustíveis do Reino Unido era superavitário.
Os combustíveis (SITC 3) são o quarto maior produto de exportação do Reino Unido. No entanto, desde 2019, utilizando as Medidas de Volume Encadeadas (CVM) do ONS para contabilizar a inflação, as exportações de combustíveis caíram 23%, e o déficit comercial do Reino Unido continuou a crescer. O déficit comercial do Reino Unido em combustíveis continua a aumentar, atingindo agora £ 32.3 bilhões. Em 2019, porém, o déficit comercial do Reino Unido em combustíveis era de apenas £ 9.4 bilhões. Esse déficit não se deve ao Brexit, como muitos comentaristas afirmam, mas sim às políticas sucessivas dos governos britânicos em relação ao petróleo e ao gás.
O Reino Unido, que outrora foi um exportador líquido de petróleo e gás, é agora um importador líquido de ambos. As importações líquidas de petróleo bruto aumentaram 12% em 2024, atingindo 20 milhões de toneladas, e as importações líquidas de gás natural aumentaram 4.9%, para 335 TWh, devido ao declínio da produção interna. De acordo com o Relatório de Estatísticas Energéticas do Reino Unido (“DUKES”), a dependência do Reino Unido em relação à importação de combustíveis aumentou para 43.8% em 2024, contra 40.3% em 2023. (DUKES publicado em 31 de julho)
Desativação
Em julho de 2025, a Autoridade de Transição do Mar do Norte estimou que os custos totais da indústria para o descomissionamento de toda a infraestrutura de petróleo e gás upstream do Reino Unido a partir de 2023 seriam de £ 41 bilhões a preços de 2021. A Receita e Alfândega de Sua Majestade (HMRC) estima que fará reembolsos de impostos no valor presente de £ 5.8 bilhões associados a essas despesas de descomissionamento, conforme estabelecido no Relatório e Contas Anuais da HMRC. Além disso, estima-se uma perda de receita de Imposto sobre Sociedades Offshore de £ 5.9 bilhões. Isso ocorre porque as despesas de descomissionamento reduzem os lucros das empresas, diminuindo, assim, a arrecadação total de impostos. Combinando esses fatores, o custo total para o Tesouro decorrente dessas despesas é estimado em £ 11.7 bilhões em valor presente.
Além disso, está se perdendo uma significativa expertise técnica na exploração e produção de recursos de petróleo e gás, incluindo técnicas de perfuração, gestão de reservatórios e otimização da produção. A perda dessa expertise prejudicará o Reino Unido e tornará a reabertura do Mar do Norte mais difícil e dispendiosa no futuro. Ademais, plataformas de perfuração e equipamentos de exploração estão sendo transferidos para países com uma postura mais receptiva ao setor.
O Imposto sobre Lucros da Energia (Imposto sobre Lucros Extraordinários) levou muitas empresas a suspenderem os investimentos no Reino Unido e a transferirem ou reduzirem sua força de trabalho no país. A Harbour Energy, uma produtora independente, anunciou em dezembro de 2025 que espera reduzir sua força de trabalho no Reino Unido em mais 100 pessoas, além dos 600 postos de trabalho eliminados desde 2023.
Segundo o Relatório Estatístico Mundial de Energia, o Reino Unido produziu 778 mil barris de petróleo bruto por dia em 2022, uma queda de quase 11% em relação a 2021. Os principais motivos para esse declínio são a redução da exploração e do desenvolvimento no Mar do Norte devido a custos regulatórios, tributários e outros custos financeiros associados ao desenvolvimento de novos campos.
O mercado de petróleo e gás do Reino Unido é dominado por grandes multinacionais, incluindo Shell PLC, BP PLC, TotalEnergies SE, Chevron Corporation e Cadent Gas Ltd. Essas empresas têm outros campos para desenvolver, menos onerosos em termos físicos e regulatórios. Outro obstáculo identificado pela análise para novos projetos de petróleo e gás no Reino Unido é a concorrência por investimentos de capital da indústria de energias renováveis do país.
Em 2024, as operadoras gastaram um valor recorde de £ 2.4 bilhões em descomissionamento, com uma projeção de gastos totais de £ 27 bilhões entre 2023 e 2032. A BDO informou que as despesas com descomissionamento devem superar os investimentos de capital até 2029, refletindo uma mudança estrutural nas prioridades.
produção de petróleo offshore
As reservas comprovadas e prováveis remanescentes de petróleo e gás no Mar do Norte, pertencentes ao Reino Unido, foram estimadas em 2.9 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) no final de 2024. Esse número representa o total de petróleo e gás, com aproximadamente 70% de petróleo e 30% de gás. Os recursos petrolíferos descobertos, mas ainda não desenvolvidos, somam 6.2 bilhões de boe e poderiam ser explorados por meio de investimentos.
Os locais de exploração de petróleo e gás incluem
• Abigail Field: Este campo, localizado ao largo da costa leste da Escócia, foi aprovado pela Autoridade de Petróleo e Gás do governo do Reino Unido em janeiro de 2022. Estima-se que o campo contenha 5.5 milhões de barris de óleo equivalente (boe), com petróleo e gás em proporções iguais. Apesar das reclamações da Uplift e da Friends of the Earth Scotland, o campo está em produção, gerando 15.17 milhões de metros cúbicos.3/ano em 2022 e 0.26-1.1 milhão de barris de petróleo por ano.
• Campo petrolífero de Brent: Localiza-se a leste da Bacia de Shetland, a cerca de 186 km a nordeste de Lerwick. Foi descoberto em 1971 e entrou em produção em 1976. É operado pela Shell e foi uma das maiores acumulações de hidrocarbonetos no Mar do Norte britânico. Produziu cerca de 4 bilhões de barris de óleo equivalente (boe). Muitas das plataformas foram desativadas.
• Clair: O maior campo petrolífero da plataforma continental do Reino Unido, com reservas estimadas em 8 bilhões de barris de petróleo in situ. Localiza-se a 75 km a oeste das Ilhas Shetland e opera em fases, incluindo o desenvolvimento de Clair Ridge, que iniciou a produção em 2018.
• Campo petrolífero de Forties: O segundo maior campo petrolífero do Mar do Norte, no Reino Unido, está localizado a cerca de 110 quilômetros da costa de Aberdeen. Descoberto em 1970, iniciou a produção em 1975 e suas reservas totais estimadas são de 5 bilhões de barris de petróleo, com uma reserva comprovada e recuperável de cerca de 175 milhões de barris. Em 2025, a produção atual era de cerca de 10,000 barris de óleo equivalente por dia.
• Campo Magnus: Localizado a 160 km a nordeste das Ilhas Shetland, é um dos campos petrolíferos mais setentrionais e ativos do Reino Unido. Operado pela EnQuest, produziu 16,800 barris por dia em abril de 2025. Está previsto o lançamento de novos poços de desenvolvimento. Descoberto em 1974, iniciou a produção em 1983 e estima-se que contenha um total de 1.54 bilhão de barris, dos quais 869 milhões são considerados recuperáveis.
• Kraken: Karen é um raro campo petrolífero no Mar do Norte que produz petróleo bruto pesado e ácido. É operado pela EnQuest. Iniciou a produção em 2017, suas reservas estimadas são de 137 milhões de barris de petróleo pesado e espera-se que produza 50,000 barris/dia em seu pico. O petróleo de Karen é muito pesado, com uma gravidade API de 14º a 16º, alta viscosidade e alto teor de enxofre. O petróleo de Karen precisa ser exportado para a Europa, Ásia ou Costa do Golfo dos EUA para ser refinado, já que as refinarias do Reino Unido estão preparadas para processar petróleo bruto leve e doce Brent (API de 38º a 40º).
• Campo Nelson: Localiza-se no Mar do Norte Central, a 200 km a leste-nordeste de Aberdeen. É operada pela Shell, produz petróleo leve e doce e ainda está em produção, mas está desativando alguns equipamentos de superfície.
• Campo de Ninian: Fica a cerca de 100 quilômetros a nordeste das Ilhas Shetland. Operado pela Canadian Natural Resources, produz petróleo e gás, com uma produção de cerca de 3.9 milhões de pés cúbicos por dia em 2019. O campo foi originalmente um grande produtor de petróleo.
• Área de Schiehallion (Schiehallion, Loyal, Alligin): Localizada a 175 km a oeste das Ilhas Shetland, esta área foi revitalizada e é servida pela unidade flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO) Glen Lyon.
Reservas de petróleo e gás
Alguns consultores governamentais e ativistas climáticos afirmam que o Reino Unido esgotou suas reservas de petróleo e gás, mas isso não é verdade. A Autoridade de Transição do Mar do Norte (NSTA) estima que o Reino Unido possui recursos descobertos, porém não explorados, de 6.2 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), recursos explorados de 3.1 bilhões de boe e recursos prospectivos em áreas mapeadas de cerca de 4.6 bilhões de boe, além de outros 11.2 bilhões de boe em recursos prospectivos ainda não mapeados. No entanto, as empresas petrolíferas têm sido dissuadidas de explorar novos locais devido às taxas de impostos exorbitantes impostas pelos sucessivos governos britânicos e à postura irracional em relação a novos projetos de petróleo e gás. O sistema judicial do Reino Unido representa um obstáculo adicional, visto que grupos ativistas têm conseguido paralisar a produção mesmo após a aprovação governamental dos campos. Os campos de Cambo, Rosebank e Jackdaw são exemplos disso.
Em contraste com as previsões pessimistas do Gabinete de Responsabilidade Orçamentária (OBR, na sigla em inglês), um relatório da Mordor Intelligence estima o mercado de petróleo e gás do Reino Unido em US$ 323.83 bilhões em 2025 e projeta que ele poderá atingir US$ 346.29 bilhões em 2030, com uma Taxa de Crescimento Anual Composta (CAGR, na sigla em inglês) de 1.35% durante o período previsto (2025-2030).
O relatório observa que, embora as reservas tenham diminuído, elas ainda constituem uma base de recursos substancial que requer exploração e produção contínuas. A infraestrutura bem desenvolvida para exploração e produção offshore, incluindo plataformas, oleodutos e gasodutos, e instalações de armazenamento, proporciona uma vantagem competitiva para as empresas de exploração e produção, permitindo a extração e o transporte eficientes de recursos de petróleo e gás.
Infelizmente, quando o governo trabalhista prorrogou o Imposto sobre Lucros da Energia (Energy Profits Levy - EPL) até 2030, também eliminou os incentivos fiscais para investimentos previstos no EPL, incluindo o principal incentivo de 29% para despesas qualificadas incorridas após novembro de 2024. Isso reduziu o incentivo ao reinvestimento em projetos de petróleo e gás. Em vez disso, as operadoras do Mar do Norte do Reino Unido estão recorrendo a fusões e aquisições em vez de novos empreendimentos. Grupos empresariais alertaram que o EPL é uma barreira ao investimento e ao crescimento, acelerando a perda de empregos e afastando o capital.
Devido à crise fiscal dos últimos anos, 2025 foi o primeiro ano desde 1960 sem a perfuração de um único poço exploratório nas águas do Reino Unido, segundo a consultoria de energia Wood Mackenzie. 2025 foi descrito como o ano mais difícil para o Mar do Norte britânico desde a década de 1960, com o investimento despencando para níveis historicamente baixos. As empresas congelaram ou cancelaram projetos, concentrando-se apenas em manutenção essencial e descomissionamento. A extensão da vida útil dos campos dominou o restante do investimento. A Offshore Energies UK alertou que a decisão do governo de manter a Lista de Potencial de Expansão (EPL, na sigla em inglês) inalterada até 2030, na prática, rejeitou £ 50 bilhões em investimentos potenciais.
Entretanto, as previsões sugerem que o investimento de capital diminuirá 26% durante o período previsto, com a produção projetada para cair entre 6% e 9% ao ano. A falta de previsibilidade fiscal e a alta carga tributária levaram as empresas a redirecionar investimentos para jurisdições mais favoráveis, como a Noruega, do outro lado do Mar do Norte. A Noruega continua a atrair capital para exploração, ao contrário do Reino Unido, onde os gastos com descomissionamento estão aumentando acentuadamente.
Principais reservas de petróleo e gás do Reino Unido
Estima-se que os recursos ainda não descobertos e potencialmente recuperáveis do Reino Unido sejam de 4.6 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), o que reflete o potencial para futuras explorações. As reservas comprovadas de petróleo, por si só, são de aproximadamente 192 milhões de toneladas métricas (equivalente a cerca de 1.4 bilhão de barris). No entanto, diversos projetos estavam prontos para serem iniciados antes de sua aprovação ser revogada.
• Rosebank: Atualmente, o maior campo petrolífero inexplorado do Reino Unido está localizado a 80 quilômetros a oeste das Ilhas Shetland. Estima-se que contenha entre 300 e 500 milhões de barris de petróleo. Foi descoberto em 2004, mas a aprovação para exploração só foi concedida em setembro de 2023, e essa aprovação foi considerada ilegal pelo Tribunal de Sessão da Escócia em janeiro de 2025, porque o governo não havia considerado o impacto climático das emissões a jusante (Escopo 3) provenientes da queima do petróleo e gás extraídos.
Se o campo de petróleo e gás de Rosebank tivesse tido permissão para iniciar suas atividades conforme planejado, teria gerado aproximadamente 1,200 empregos no Reino Unido em seu pico de produção e uma média de cerca de 450 empregos permanentes. A contribuição estimada de Rosebank para a economia do Reino Unido em Valor Agregado Bruto era de mais de £ 24 bilhões, e a produção deveria representar 8% da produção de petróleo do Reino Unido, além de uma média de 21 milhões de pés cúbicos padrão de gás natural.
• Camboja: Um grande campo também localizado a noroeste das Ilhas Shetland e a 32 quilômetros a sudoeste de Rosebank. Estima-se que contenha mais de 150 milhões de barris de petróleo. A Shell retirou-se do projeto em 2021, mas ele continua sendo um recurso potencial significativo. A licença expirou em 2022 e foi prorrogada por dois anos, até 2024, seguida de outra prorrogação até 2026. O campo agora pertence integralmente à Ithica.
• Grácula: Situado a 240 quilômetros (150 milhas) da costa de Aberdeen, em uma profundidade de apenas 78 metros, o campo fica a sudeste da plataforma Shearwater da Shell e será conectado a ela. Jackdaw é um campo de gás condensado com reservas estimadas em 38 bilhões de metros cúbicos, com capacidade de produção de cerca de 5.7 milhões de metros cúbicos de gás por dia. O campo foi descoberto em 2005, aprovado no verão de 2022 e a previsão era de que entrasse em produção em 2025, mas seu desenvolvimento foi atrasado pela decisão do Caso Finch, que exige que novos projetos de petróleo e gás levem em consideração as emissões de Escopo 3.
O complexo Jackdaw poderá dar uma contribuição significativa para o abastecimento de gás natural no Reino Unido. As emissões globais de Escopo 3 serão as mesmas, quer o Reino Unido produza o seu próprio gás ou o importe da Noruega, e serão muito maiores se o GNL importado substituir a produção nacional. No entanto, o emprego e a receita fiscal no Reino Unido serão muito menores.
Embora os três projetos paralisados mencionados acima sejam bem conhecidos, segundo a OEUK, existem 51 novos campos conhecidos em águas britânicas que poderiam produzir petróleo e gás, mas são considerados inviáveis sob o atual regime tributário do governo e sua proibição de novas licenças. Além disso, há 60 extensões de campos existentes que estão sendo retidas devido às políticas tributárias vigentes.
Benefícios energéticos da utilização do gás natural no Reino Unido
Além dos benefícios financeiros óbvios da utilização do gás natural do Mar do Norte – aumento da receita tributária, aumento do emprego regional e melhoria da balança de pagamentos – existe também um bônus energético.
O maior retorno energético sobre o investimento energético (ERoEI, na sigla em inglês) é obtido em um campo de gás convencional. O ERoEI varia entre 20:1 e 28:1. Isso significa que extraímos de um campo de gás natural mais de 20 vezes a energia investida em sua extração.
No entanto, o GNL importado tem um ERoEI drasticamente menor. O processo de liquefação consome cerca de 10% da energia do gás, e o combustível de transporte e a regaseificação reduzem ainda mais a energia recuperada. O GNL importado tem um ERoEI inferior a 10:1. Importar GNL dos EUA só faz sentido financeiramente porque o fraturamento hidráulico nos EUA reduziu tanto os preços do gás natural que ainda há lucro mesmo após a conversão em GNL e o transporte através do Atlântico.
A indústria petrolífera não considera o lado britânico do Mar do Norte como um recurso esgotado, como demonstra a oferta de mais 31 licenças pela Autoridade de Transição do Mar do Norte (NSTA, na sigla em inglês) na última fase da 33ª rodada de licenciamento de petróleo e gás, em 2024. Essas licenças atraíram 115 propostas de 76 empresas. Esperava-se que as licenças oferecidas nesta rodada adicionassem uma produção estimada de 600 milhões de barris de óleo equivalente (mmboe) até 2060, ou 545 milhões de barris de óleo equivalente até 2050.
A primeira tranche ofereceu 27 licenças em outubro de 2023, e a segunda, 24 em janeiro de 2024. As 31 ofertas da tranche final compreendem 29 novas licenças e 2 fusões. Das 29 novas licenças, 23 são da Fase A ou B do Prazo Inicial, duas são da Fase C do Prazo Inicial (poços firmes) e as quatro restantes vão diretamente para o Segundo Prazo, o que significa que, teoricamente, podem entrar em produção mais rapidamente.
A Fase A é um período para a realização de estudos geotécnicos e reprocessamento de dados geofísicos; a Fase B é um período para a realização de levantamentos sísmicos e aquisição de outros dados geofísicos; e a Fase C é para perfuração.
O número de concessões na rodada atual é bastante semelhante ao das rodadas anteriores. A 32ª Rodada de Licenciamento Offshore ofereceu 113 licenças em 260 blocos ou partes de blocos para 65 empresas; a 31ª Rodada, focada em áreas de fronteira, ofereceu 37 áreas em 141 blocos ou partes de blocos para 30 empresas; e a 30ª Rodada ofereceu 123 licenças em 229 blocos ou partes de blocos para 61 empresas.
O Reino Unido provavelmente possuirá recursos ainda maiores de petróleo e gás no Mar do Norte, visto que os noruegueses, que exploram a mesma área, continuaram a encontrar novos campos. Em 2025, a atividade de exploração norueguesa foi ligeiramente superior à de 2024. Foram concluídos 49 poços de exploração e feitas 21 descobertas na plataforma continental norueguesa. As descobertas têm uma estimativa preliminar total de 67 milhões de metros cúbicos padrão de equivalentes de petróleo recuperáveis.
Em 2025, a Aker BP fez uma das maiores descobertas comerciais de petróleo na plataforma continental norueguesa. Em dezembro de 2025, a Equinor fez duas novas descobertas de gás e condensado na área de Sleipner, no Mar do Norte, na Noruega. Essas foram as maiores descobertas da Equinor em 2025 e podem ser desenvolvidas utilizando a infraestrutura existente. Estimativas preliminares indicam que os reservatórios podem conter entre 5 e 18 milhões de metros cúbicos padrão de equivalentes de petróleo recuperáveis, o que corresponde a 30 a 110 milhões de barris. Não há razão para acreditar que a exploração no lado britânico da linha não resultaria também em novas descobertas importantes, incluindo campos a oeste de Gullfaks, dentro da zona do Reino Unido. Os noruegueses descobriram outro grande campo próximo ao seu principal campo de petróleo e gás de Gullfaks, que fica logo dentro da fronteira marítima da Noruega.
Ao contrário do Reino Unido, onde poucas empresas continuam a explorar e desenvolver novos campos, a exploração prosseguiu no lado norueguês do Mar do Norte. Duas novas descobertas foram anunciadas até o momento em 2026. A Equinor, empresa de energia norueguesa com participação majoritária do Estado, juntamente com seus parceiros – Petoro, ConocoPhillips Skandinavia e Vår Energi – anunciou sua nova descoberta, com estimativas preliminares de 0.15 a 2 milhões de metros cúbicos padrão de óleo equivalente recuperável, o que corresponde a 0.95 a 12.6 milhões de barris de óleo equivalente recuperável.
Em 20 de janeiro de 2026, a Diretoria Norueguesa de Exploração Offshore (NOD) revelou que a Equinor e sua parceira, Orlen, descobriram gás e condensado no prospecto Sissel, na licença de produção 1137, concedida em 2022 como parte das concessões em áreas predefinidas de 2021. A estimativa preliminar do tamanho da descoberta é de 1 a 4.5 milhões de metros cúbicos padrão de óleo equivalente recuperável, o que corresponde a 6.3 a 28.3 milhões de barris de óleo equivalente recuperável. Os detentores da licença avaliarão as oportunidades de desenvolvimento da descoberta por meio de uma interligação com a infraestrutura existente na área, segundo a Diretoria Norueguesa de Exploração Offshore. Ainda este ano, a Orlen Upstream Norway planeja lançar Eirin, outro campo nessa área, que será desenvolvido utilizando a infraestrutura de Gina Krog e Sleipner. O presidente do Conselho de Administração da Orlen, Ireneusz Fafara, comentou: “A descoberta de Sissel, da qual esperamos obter aproximadamente 1 bilhão de metros cúbicos de gás, fortalece nosso portfólio de ativos na Noruega e representa mais um passo rumo à concretização dos objetivos estratégicos do Grupo Orlen. O gás norueguês desempenha um papel crucial na garantia do fornecimento estável aos nossos clientes.”
A Noruega demonstra uma postura estável e previsível em relação à exploração de petróleo e gás.
Embora as empresas de petróleo e gás na Noruega e no Reino Unido enfrentem uma taxa marginal de imposto total de 78%, e os novos projetos de exploração e produção de petróleo e gás na Noruega também precisem avaliar as emissões de Escopo 3 como parte de seus Estudos de Impacto Ambiental, essas empresas não estão deixando a Noruega principalmente porque a postura do país em relação à produção de petróleo e gás é oposta à do Reino Unido. A taxa de imposto corporativo na Noruega é de 22%, e um imposto especial sobre petróleo de 56% é aplicado após a dedução do imposto corporativo. Ambos os impostos permitem deduções para todos os custos relevantes, incluindo exploração, operações, descomissionamento e financiamento. Os prejuízos podem ser compensados indefinidamente e o valor tributável dos prejuízos é reembolsado em dinheiro no ano seguinte. Mais importante ainda, o regime tributário e a postura política da Noruega em relação ao setor são considerados estáveis e previsíveis. Isso é extremamente importante para empresas que investem em projetos de capital intensivo e com duração de várias décadas.
A Noruega reconhece a importante contribuição do petróleo e do gás para a sua economia e criou um ambiente de investimento previsível. O país recompensa o investimento com deduções e reembolsos antecipados. Investiu na eletrificação de plataformas offshore para reduzir as emissões de carbono na exploração e produção. O governo norueguês detém 67% da Equinor, que opera internacionalmente, inclusive no Reino Unido, e é a maior operadora na plataforma continental norueguesa. Não surpreendentemente, ao contrário do Reino Unido, a Noruega mantém um superávit substancial na balança comercial de combustíveis desde 1989. Os combustíveis representam dois terços das exportações norueguesas, e o Reino Unido é o seu maior mercado de exportação, comprando um quarto das exportações de combustíveis da Noruega.
A Noruega possui processos de aprovação acelerados para novos campos de petróleo.
A Noruega permite a conexão de novos campos à rede existente de gasodutos e plataformas, e o governo investe ativamente em energia offshore, com o petróleo representando um quinto de todo o investimento de capital no país. As empresas podem deduzir 100% dos custos de investimento antecipadamente, incluindo exploração, pesquisa e desenvolvimento, financiamento, operações e descomissionamento. As empresas podem consolidar receitas, investimentos e prejuízos entre diferentes campos. Empresas sem renda tributável podem receber reembolsos em dinheiro por prejuízos, auxiliando novas e pequenas operadoras a iniciarem suas atividades. E, o mais importante, a Noruega continua a emitir novas licenças e a incentivar a perfuração, com 42 poços exploratórios concluídos em 2024, resultando em 16 novas descobertas.
A riqueza e a prosperidade disponíveis provenientes do potencial de petróleo e gás em terra no Reino Unido.
Além do petróleo e gás do Mar do Norte, o Reino Unido possui reservas de petróleo e gás em terra, incluindo um gigantesco campo de gás descoberto sob Lincolnshire, que poderia suprir todas as necessidades do país por uma década, reduzindo a dependência de importações e gerando dezenas de milhares de empregos. A Egdon Resources, empresa de energia responsável pela descoberta, acredita que o campo, localizado próximo à cidade mercantil de Gainsborough, é tão grande que poderia beneficiar toda a economia britânica, impulsionando o crescimento por meio de mais empregos, aumento da arrecadação de impostos e energia mais barata.
A Deloitte estimou que a exploração do campo de Gainsborough Trough poderia adicionar até US$ 140 bilhões (£ 112 bilhões) ao PIB, gerar US$ 34 bilhões em impostos diretos e criar dezenas de milhares de empregos. O uso de gás natural produzido no Reino Unido também reduziria as emissões de CO₂ do país.2 As emissões de GNL importado representam um aumento de 218 milhões de toneladas. A área já possui duas dezenas de pequenos poços de petróleo em terra, mas a Egdon perfurou estratos diferentes, antigos folhelhos a cerca de 2 km de profundidade, para encontrar o gás. O campo contém pelo menos 480 bilhões de metros cúbicos de gás recuperável – cerca de sete vezes o consumo anual atual do Reino Unido. No entanto, espera-se que o consumo de gás no Reino Unido diminua no futuro; a reserva provavelmente durará uma década. Isso indica que o campo de Gainsborough pode ser substancialmente maior do que o projeto Jackdaw da Shell no Mar do Norte, que estima-se conter 38 bilhões de metros cúbicos, mas cujo desenvolvimento foi atrasado por regulamentações e aprovações adicionais que regem as emissões de Escopo 3.
Fraturação hidráulica (fracking) e a loucura das multidões
O Reino Unido também possui potencial para extração de gás por fraturamento hidráulico. Uma avaliação inicial do Serviço Geológico Britânico sugeriu que as formações de xisto do Reino Unido poderiam conter gás suficiente para suprir até 50 anos da demanda atual do país. Outro estudo da Universidade de Nottingham estima que o recurso realisticamente recuperável seja suficiente para atender apenas 10 anos da demanda atual. O Serviço Geológico Britânico identifica quatro principais bacias de xisto: a Bacia de Bowland-Hodder (noroeste da Inglaterra, Midlands) – a maior delas –, o Vale Central (Escócia), a Bacia de Weald (sul da Inglaterra) e a Bacia de Wessex (sul da Inglaterra).
Existem campos de gás de xisto conhecidos no Reino Unido, incluindo os da Cuadrilla Resources em Lancashire. Em 2019, a INEOS anunciou resultados positivos de testes recentes no xisto de Bowland, em Tinker Lane, Nottinghamshire. Em conjunto com a parceira iGas, a INEOS encontrou concentrações de gás muito elevadas, comparáveis (e em alguns testes superiores) aos níveis médios do xisto de Barnett, no Texas. Os testes revelaram um nível médio de 60.7 pés cúbicos padrão (scf) por tonelada de gás. Para comparação, a média para o xisto de Barnett é de 39 scf por tonelada.
O fraturamento hidráulico não deve ser visto como algo anti-ecológico. O gás natural é um combustível muito mais limpo do que o carvão. É incoerente com os princípios ambientais que o Reino Unido considere deixar seu gás de xisto no subsolo enquanto importa GNL congelado e transportado por milhares de quilômetros dos EUA ou do Catar, ou importa produtos fabricados com carvão na China ou na Índia.
Vale ressaltar também que, embora os testes de fraturamento hidráulico no Reino Unido tenham sido interrompidos porque o processo causava pequenos tremores de terra com magnitudes entre 0.5 e 2.9 na escala de Magnitude Local (“ML”), existe um projeto geotérmico na Cornualha, o United Downs Deep Geothermal Project, que utiliza técnicas de fraturamento hidráulico para extrair água quente de granito profundo e gerar eletricidade. Esse processo já causou 232 eventos sísmicos induzidos, dois dos quais ultrapassaram 1.5 ML. Mesmo assim, ninguém está tentando fechar o projeto geotérmico. Os tremores de terra causados pelo fraturamento hidráulico para extração de água quente não são vistos como um problema, ao contrário dos causados pelo fraturamento hidráulico para extração de gás, que poderia produzir a mesma quantidade de energia.
Sucesso do fracking para a economia dos EUA
O preço do gás natural no Henry Hub, nos EUA, caiu significativamente desde o boom do fracking na década de 2010, devido ao aumento massivo da oferta doméstica de gás proveniente da extração de gás de xisto. Antes disso, o preço do gás natural nos EUA variava entre US$ 6 e US$ 8 por MMBtu (milhão de Unidades Térmicas Britânicas); agora, é cerca de metade desse valor. Em janeiro de 2008, imediatamente antes do boom do fracking, o preço do gás nos EUA era de US$ 7.68 por MMBtu; em março de 2012, havia caído para US$ 2.27 por MMBtu, já que o fracking aumentou a produção em 36%. O Índice de Preços ao Produtor (IPP) do gás natural nos EUA caiu 56.8% de 2007 a 2012.
Antes do boom do xisto nos EUA, o gás natural do Reino Unido era mais barato do que o gás natural americano, medido pelo preço no Henry Hub. No entanto, essa situação mudou desde 2010. Com o aumento da produção nos EUA e a queda dos preços, a produção de gás no Reino Unido foi restringida por meio da limitação do desenvolvimento de novos poços offshore, da proibição do fraturamento hidráulico em terra e da imposição de impostos adicionais massivos às empresas de petróleo e gás.
A queda nos preços da gasolina nos EUA reduziu os custos para as famílias e indústrias americanas, impulsionando o crescimento econômico. Atribui-se à criação de 725,000 empregos até 2014 e a um aumento de 0.7% no PIB dos EUA até 2015 o baixo preço da gasolina. O gás barato também reduziu os preços da eletricidade nos EUA e incentivou a substituição do carvão pelo gás, o que também diminuiu as emissões de CO₂ associadas.2 As emissões foram reduzidas pela metade. O fraturamento hidráulico também contribuiu para a redução do déficit comercial dos EUA: os EUA passaram de importadores líquidos de gás, importando gás do Canadá e GNL do Catar, a se tornarem o maior exportador mundial em 2023, ultrapassando a Rússia, o Catar e a Austrália com exportações de 91.2 milhões de toneladas métricas. Isso representa um contraste marcante com 2007, quando os EUA importaram 4.6 trilhões de pés cúbicos, aproximadamente 88.6 milhões de toneladas métricas de gás, considerando uma densidade padrão de metano.
A China também está praticando o fraturamento hidráulico.
A China fez recentemente importantes descobertas de gás de xisto em Xinjiang, aumentando suas reservas em Sichuan, e está expandindo a fratura hidráulica (fracking), principalmente na Bacia de Sichuan. Embora essas novas descobertas sejam importantes, elas não reduzirão significativamente a dependência da China em relação ao gás importado, já que a demanda por gás está crescendo mais rapidamente do que a oferta interna.
A China é a maior importadora mundial de GNL e uma importante importadora de gás natural por gasoduto. O consumo chinês ultrapassa 400 bilhões de m³.3 de gás natural por ano, dos quais 230-240 bilhões de m³3 é produzido internamente e 160-180 bilhões m3 é importado. Mais da metade do gás natural importado pela China chega por meio de gasodutos do Turcomenistão, Rússia, Cazaquistão e Mianmar, e 40% a 45% é importado como GNL da Austrália, Catar, Estados Unidos e Malásia.
As reservas de gás de xisto da China são mais profundas do que as dos EUA e espera-se que a extração por fraturamento hidráulico seja mais cara. As reservas estão localizadas em regiões montanhosas, distantes dos principais centros populacionais da China, portanto, será necessário construir um gasoduto para transportar o gás até os centros consumidores. A China também firmou contratos de longo prazo com seus fornecedores de GNL, mas, na prática, interrompeu as importações de GNL dos EUA em retaliação ao aumento das tarifas americanas sobre produtos chineses.
Preços internacionais do petróleo e gás
Os preços do petróleo variam de acordo com o tipo e a localização. As refinarias geralmente se especializam no refino de determinados tipos de petróleo. O petróleo bruto leve e doce, como o Brent do Mar do Norte, costuma ser mais caro do que o petróleo bruto pesado e ácido, pois é mais fácil e barato de refinar. Em geral, os preços do petróleo se movem em paralelo; no entanto, quando há problemas no Oriente Médio, como o atual bloqueio iraniano aos petroleiros que passam pelo Estreito de Ormuz, o preço dos petróleos brutos do Oriente Médio aumenta mais do que o de petróleos brutos ácidos semelhantes da América do Norte e Central. O transporte de petróleo por navio-tanque é mais barato do que purificar, congelar e transportar gás por navio de GNL (Gás Natural Liquefeito), mas ambos exigem seguro e frete, o que aumenta o preço do petróleo e do gás importados.
A composição química do gás natural e seu conteúdo energético variam de um reservatório para outro. O teor de metano pode variar de 65% a mais de 95%, mas os gases naturais também contêm vários níveis de hidrocarbonetos de cadeia longa, conhecidos como Líquidos de Gás Natural (LGN) (etano, propano, butano e pentano), e diversas quantidades de outros gases, como nitrogênio, hélio e sulfeto de hidrogênio. No entanto, os preços do gás variam de acordo com a demanda no local de fornecimento, a menos que haja um gasoduto que transporte o gás até um ponto de consumo ou até uma instalação que converta o gás em forma líquida (GNL) para transporte marítimo em navios-tanque especialmente projetados.
A conversão de gás em GNL envolve sua purificação, resfriamento a -162 graus Celsius, o que também reduz seu volume em cerca de 600 vezes, e armazenamento criogênico. O resfriamento do gás consome muita energia, aproximadamente 280 kWh para produzir uma tonelada métrica de GNL. Cerca de 7% a 15% do gás entregue a uma planta de GNL é utilizado para alimentar os compressores e o processo de refrigeração. A conversão de gás em GNL adiciona cerca de US$ 3.50 por MMBtu ao preço, considerando que seja feita em uma instalação de grande escala na Costa do Golfo dos EUA. O transporte do GNL para o Reino Unido adiciona US$ 2 e a regaseificação em um terminal britânico custa US$ 0.8.
Produção, reservas e potencial de carvão
O consumo global de carvão, de 45,850 TWh, ainda é superior ao consumo de gás, de 41,278 TWh. A cada ano, aproximadamente 1.4 bilhão de toneladas de carvão são exportadas internacionalmente. Se o carvão for eventualmente eliminado do mercado internacional, deixar o carvão britânico no subsolo representaria uma oportunidade perdida de se beneficiar do potencial de receita de exportação desse recurso natural do Reino Unido.
O Reino Unido praticamente eliminou a mineração de carvão, mas uma mina ainda opera no País de Gales: a mina de Aberpergwm, perto de Port Talbot. Outra mina galesa, Ffos-y-fran, em Merthyr Tydfil, foi fechada recentemente. No entanto, o Reino Unido ainda possui aproximadamente 77 milhões de toneladas de reservas comprovadas e economicamente viáveis de carvão que poderiam ser exploradas de forma lucrativa. Existem ainda 4 bilhões de toneladas de depósitos conhecidos de carvão mineral, embora nem todos sejam atualmente economicamente viáveis.
O Reino Unido consumiu 2.1 milhões de toneladas de carvão em 2024 (o equivalente a 2.5 milhões de toneladas de petróleo) em processos industriais que requerem temperaturas acima de 1,400 °C, como a produção de cimento, vidro e cerâmica.
Legislação aplicável à produção de carvão no Reino Unido
A mineração de carvão é legal no Reino Unido, desde que a mina possua licença da Autoridade do Carvão (Coal Authority), autorização de planejamento, licenças ambientais e cumpra rigorosamente as normas de Saúde e Segurança. O Regulamento de Minas de 2014 exige projeto e avaliação de riscos da mina, ventilação e controle de poeira, segurança elétrica, manuseio de explosivos, planejamento de emergência e a provisão de rotas de fuga. A Lei de Mineração de Carvão de 1994 (Coal Mining Act 1994) criou a Autoridade do Carvão (Coal Authority), que emite licenças de mineração de carvão, gerencia os recursos de carvão e supervisiona as responsabilidades de segurança e ambientais. A obtenção da autorização de planejamento exige aprovação para mudança de uso do solo, acesso à terra e direitos de superfície, avaliação de impacto ambiental, avaliação de impacto na comunidade e um plano de gestão de recursos hídricos. As licenças ambientais abrangem poluição da água, descarga de água da mina, gestão de resíduos da mina e gestão de emissões. Todas as novas minas agora devem avaliar suas emissões de Escopo 3.
Tudo isso está incluído neste capítulo para enfatizar que a mineração de carvão no Reino Unido não é uma atividade oportunista. Ela é altamente regulamentada e deve ser incentivada como indústria. A mineração de carvão no Reino Unido é mais rigorosamente regulamentada do que muitas das minas que fornecem o carvão para aquecimento industrial do Reino Unido e as minas que fornecem os insumos e a energia para os bens que o Reino Unido importa da Ásia.
Tipos de carvão no Reino Unido
O carvão é uma fonte de energia densa com inúmeras aplicações além da produção de eletricidade. Ele pode queimar a temperaturas de até 1,900 °C (3,500 °F) e fornecer calor industrial para a produção de vidro, cerâmica, cimento e outros produtos químicos. O antracito contém cerca de 90% de carbono e queima a temperaturas entre 1,100 e 1,400 °C, produzindo tipicamente de 30 a 33 MJ/kg. O antracito é o tipo de carvão mais eficiente; possui o maior teor de carbono, o menor teor de umidade e queima por mais tempo, a temperaturas mais altas e de forma mais limpa do que outros tipos de carvão. O carvão betuminoso, o mais comum no Reino Unido, contém de 45% a 85% de carbono, queima a temperaturas entre 900 e 1,300 °C e é geralmente utilizado para geração de energia, produzindo de 24 a 30 MJ/kg. O carvão metalúrgico (coqueificável) é um tipo de carvão betuminoso com baixo teor de cinzas, enxofre e umidade, e alto teor de carbono, com a capacidade de liquefazer e ressolidificar em coque quando aquecido em ambiente anaeróbico (sem oxigênio). Ele queima a temperaturas entre 900 e 1,300 °C, mas pode atingir temperaturas mais altas quando convertido em coque, que queima a temperaturas entre 1,500 e 2,000 °C. Tipicamente, produz de 24 a 30 MJ/kg.
O linhito (carvão marrom) contém apenas 25% a 35% de carbono, queima a 600 a 800 °C produzindo 10-20 MJ/kg e é o tipo de carvão menos eficiente, liberando a maior quantidade de CO₂.2 emissões, bem como partículas, dióxido de enxofre, óxidos de nitrogênio e cinzas. A Alemanha atualmente queima linhita para gerar eletricidade. Reabrir as minas de carvão betuminoso do Reino Unido e exportar o carvão para usinas de energia alemãs revitalizaria uma valiosa indústria galesa, criaria empregos, melhoraria a balança comercial do Reino Unido com a UE e reduziria as emissões globais de CO₂.2 emissões. O carvão é igualmente essencial para a produção de cimento no Reino Unido, fornecendo aproximadamente 80% da energia utilizada para produzir esse produto de infraestrutura crítica. As contribuições do carvão para a economia do Reino Unido estendem-se à agricultura, por meio de fertilizantes de amônia e corretivos de solo.
Ainda há futuro para o carvão no Reino Unido.
Ciência dos materiais, minerais críticos e elementos de terras raras
O carvão deixou de ser apenas um combustível; está se tornando uma fonte de minerais críticos, terras raras e materiais avançados como grafeno, fibras de carbono e os componentes básicos da próxima era industrial. O Departamento de Energia dos EUA, a China e diversos grupos de pesquisa europeus, incluindo as Universidades de Exeter e Nottingham e o Serviço Geológico Britânico, estão desenvolvendo ativamente tecnologias de extração a partir de rejeitos de carvão, pois é mais barato e limpo do que abrir novas minas. O Reino Unido possui centenas de milhões de toneladas de depósitos de rejeitos de carvão e áreas contaminadas por drenagem ácida de minas. Isso poderia representar mais um setor em crescimento para o sul do País de Gales e o condado de Durham.
O carvão e seus subprodutos – especialmente cinzas de carvão, rejeitos de carvão e precipitados de drenagem ácida de minas – contêm concentrações mensuráveis de elementos de terras raras (“ETR”): neodímio, disprósio, ítrio, lantânio, minerais críticos, cobalto, lítio, germânio, gálio, escândio e vanádio. Esses elementos são essenciais para: motores de veículos elétricos (“VE”), ímãs de turbinas eólicas, semicondutores, sistemas de fibra óptica, baterias e ligas aeroespaciais.
Os fluxos de resíduos de carvão no Reino Unido são enormes, já explorados e frequentemente concentrados por processos naturais. Por exemplo, a drenagem ácida de minas forma precipitados ricos em terras raras e as cinzas de carvão podem conter concentrações de ETR (elementos de terras raras) comparáveis às de minérios convencionais de baixa qualidade. As próprias camadas de carvão podem ser ricas em germânio, gálio e outros elementos de alto valor.
A antracita pode ser convertida em grafeno de grau industrial, utilizado em armazenamento de energia, compósitos, revestimentos e sensores. As fibras de carbono são um subproduto da coqueificação e são utilizadas nas indústrias aeroespacial, de pás de turbinas eólicas, de artigos esportivos e de veículos leves. O carvão também pode ser usado para produzir grafite sintético e carbono duro para baterias de íon-lítio e íon-sódio. O Reino Unido deveria incentivar a exploração desse recurso.
Aberpergwm – Antracite
A mina de Aberpergwm produz antracito de alta qualidade, utilizado na filtração de água, em produtos de carbono industriais e em processos de alta temperatura. A mina possui uma licença de longo prazo que permite a extração de até 40 milhões de toneladas ao longo de 18 anos. Uma grande parte do antracito produzido é exportada. Aberpergwm é uma mina de carvão subterrânea que produz antracito, pertencente à Energybuild e que emprega entre 100 e 130 trabalhadores. Apesar de estar localizada em Port Talbot, a mina não fornecia o carvão coqueificável necessário para os altos-fornos próximos. Em vez disso, o carvão metalúrgico necessário era importado da Austrália e dos EUA, e ocasionalmente do Canadá e da Rússia (antes da invasão da Ucrânia em 2022).
Ffos-y-fran – Carvão Térmico
A cerca de 25 quilômetros de Port Talbot, a mina de Ffos-y-fran era uma produtora de carvão térmico a céu aberto que abastecia a siderúrgica de Port Talbot com carvão para geração de vapor e aquecimento. Empregava cerca de 180 trabalhadores, mas agora está efetivamente fechada, pois sua licença expirou em 2022. O carvão térmico é usado principalmente para gerar calor para fábricas de cimento, aquecimento industrial e ferrovias históricas.
Whitehaven – Carvão metalúrgico
Havia também uma proposta para abrir uma nova mina de carvão metalúrgico em Whitehaven, Cumbria, chamada Woodhouse Colliery. A mina foi aprovada pelo governo em 2022 e esperava-se que produzisse 2.78 milhões de toneladas de carvão anualmente até 2049. Esse carvão seria utilizado em altos-fornos na indústria siderúrgica. Infelizmente, o Tribunal Superior anulou a licença de construção em setembro de 2024, impedindo o prosseguimento do projeto.
Assim como ocorreu com a oposição aos novos campos de petróleo e gás offshore, a revogação da licença de construção seguiu a decisão da Suprema Corte no caso Finch, que exige a consideração das emissões de Escopo 3 nos estudos de impacto ambiental. O governo trabalhista também retirou seu apoio ao projeto. Essa decisão foi tomada por Angela Rayner em julho de 2024, quando ela era ministra do governo local. A mina proposta em Cumbria empregaria cerca de 500 pessoas diretamente, além de outras 100 indiretamente na cadeia de suprimentos. Seriam empregos qualificados e bem remunerados em uma região que precisa de mais empregos de alta produtividade. A maior fonte de emprego em Cumbria é o turismo, que geralmente exige pouca qualificação e oferece baixos salários. A área ao redor de Workington e Whitehaven era uma importante região de mineração de carvão; a primeira mina foi aberta em 1552 e a última em Whitehaven fechou em 1986; portanto, a abertura de uma nova mina de carvão não seria algo fora do comum.
Importações de carvão do Reino Unido para produção de aço e calor industrial
No ano passado, o governo britânico interveio para impedir o fechamento dos dois últimos altos-fornos do Reino Unido, em Scunthorpe, pertencentes à siderúrgica chinesa Jingye, e, simultaneamente, impediu a abertura de uma nova mina de carvão metalúrgico em Cumbria. Atualmente, o Reino Unido importa carvão metalúrgico, um ingrediente fundamental na produção de aço, de locais tão distantes quanto a Austrália.
Produção de eletricidade a partir do carvão e Captura e Armazenamento de Carbono (“CCS”)
O encerramento da última central termoelétrica a carvão do Reino Unido, Ratcliffe-on-Soar, em Nottinghamshire, em outubro de 2024, pôs fim a 142 anos de dependência britânica do carvão para a geração de eletricidade. A central era uma das mais limpas, extraindo todos os poluentes, exceto o CO₂.2 emissões. Mas ainda era muito caro continuar operando. O carvão é uma fonte densa de energia e a maneira mais barata e confiável de produzir eletricidade. Os preços do carvão são menos variáveis do que os do petróleo e, mais importante, o Reino Unido possui grandes reservas de carvão térmico.
Outros países estão desenvolvendo usinas termelétricas a carvão que também capturam CO₂.2 emissões, bem como todas as outras partículas. Os canadenses (Boundary Dam 3, 2014), os EUA (Petra Nova, Texas) e a China (Usina Termelétrica de Zhengning) construíram usinas termelétricas a carvão que também coletam CO₂.2 emissões. A usina termelétrica de Zhengning, na China, foi inaugurada em setembro de 2025 e espera-se que capture 1.5 milhão de toneladas de CO₂.2 anualmente. Esta teria sido uma solução preferível para reduzir as emissões de CO₂ da Grã-Bretanha.2 emissões maiores do que o fechamento de todas as usinas a carvão. A tecnologia está produzindo usinas de alta eficiência e baixa emissão que reduzem as emissões de CO₂ em até 40%. A Captura e Armazenamento de Carbono (CCS) possibilita reduções acima de 90%, com projetos chineses visando 99.9%.
A China adicionou 78 GW de nova capacidade de geração de energia a carvão em 2025, incluindo mais de 50 grandes unidades a carvão, cada uma produzindo aproximadamente 1 GW de eletricidade. Isso representou 87% da nova capacidade global de geração de energia a carvão adicionada em 2025. No entanto, nenhuma das novas usinas a carvão da China possui sistema de Captura e Armazenamento de Carbono (CCS).
A Agência Internacional de Energia (IEA) calcula que a captura e armazenamento de carbono (CCS) aumenta o custo nivelado da eletricidade gerada a partir do carvão em 70% a 100% e consome mais de 20% da produção da usina. O baixo custo da eletricidade gerada a partir do carvão é um de seus principais benefícios. Ironicamente, a China está construindo novas usinas termelétricas a carvão como reserva para sua produção de eletricidade renovável. Os investimentos em energias renováveis na China parecem ser um esforço simbólico, visto que a produção de eletricidade a partir do carvão no país emite 4 bilhões de toneladas de CO₂.2 anualmente.
A China não é o único país a construir novas usinas termelétricas a carvão, embora tenha sido responsável por dois terços das novas usinas a carvão do mundo em 2023. Indonésia, Índia, Vietnã, Japão, Bangladesh, Paquistão e Coreia do Sul também construíram novas usinas a carvão. Países em desenvolvimento e industrialmente competitivos preferem o carvão por ser barato. Tanto a China quanto a Índia planejam continuar construindo usinas a carvão porque possuem grandes reservas (assim como o Reino Unido). 80% da eletricidade da Índia provém do carvão.
A Alemanha conseguiu reativar suas usinas termelétricas a carvão após a destruição dos gasodutos Nord Stream. Isso representou uma bênção para a segurança energética alemã. Infelizmente, o Ministro da Energia do Partido Conservador, Alok Sharma, teve prazer em explodir usinas termelétricas a carvão desativadas, de modo que o Reino Unido não possui essa segurança energética como alternativa, nem mesmo para fornecer energia de reserva para o crescente número de turbinas eólicas no país.
A construção de novas usinas a carvão como fornecedoras de energia elétrica de reserva e despachável reduziria os custos de eletricidade no Reino Unido, já que o carvão é mais barato que o gás, e manteria a indústria carbonífera britânica em funcionamento. No entanto, isso exigiria que o Reino Unido abolisse seu Imposto de Apoio ao Carbono.
Argumentando a favor de novas usinas termelétricas a carvão
A justificativa para a reabertura das minas de carvão se fortalece quando consideramos o estado do nosso sistema de geração de eletricidade. Nossa frota de usinas a gás está envelhecendo e, claro, a última usina termelétrica a carvão foi desativada em 2024. A vida útil típica de uma usina a gás é de 25 a 30 anos. Com manutenção cuidadosa, esse período poderia ser estendido para até 40 anos. No entanto, a operação intermitente também pode reduzir a vida útil dos componentes. Usando dados de usinas do Digest of UK Energy Statistics (“DUKES”) e assumindo uma vida útil de 35 anos para nossa frota de usinas a gás, podemos ver na Figura 14, abaixo, que a capacidade de geração de energia firme começa a cair em 2028 e, em 2035, estará reduzida a apenas 25.5 GW (ou 28.8 GW se Hinkley Point C estiver em operação até lá).
O Operador do Sistema Energético Nacional (NESO) prevê um aumento tanto na demanda total de eletricidade quanto na demanda de pico até 2030 e além. Nos tornaremos cada vez mais dependentes de energias renováveis intermitentes e, em noites escuras, frias e calmas de inverno, a produção de energia eólica e solar pode cair para quase zero. Isso significa que precisaremos de capacidade de geração de energia firme disponível para suprir a demanda.
Como mostra a Figura 14, o Reino Unido enfrentará uma crescente escassez de capacidade de geração de energia firme, sendo, portanto, crucial a construção rápida de novas usinas com capacidade firme. Uma possível solução seria a construção de novas usinas a gás. No entanto, o prazo de entrega para novas usinas a gás é de oito anos, o que significa que, se começássemos a construir hoje, só teríamos nova capacidade em operação em 2034. Isso torna o carvão uma alternativa viável, pois sua construção deve ser mais rápida, com tempos de construção na China chegando a apenas 20 meses.
Outras vantagens da geração de energia a carvão são:
• A geração de energia a carvão é barata – mais barata do que o gás e as energias renováveis intermitentes – se os custos de carbono através do Sistema de Comércio de Emissões e do mecanismo de Apoio ao Preço do Carbono forem eliminados.
• A geração de energia a carvão é segura, especialmente se for utilizado combustível nacional. Como os recentes acontecimentos no Oriente Médio nos lembram, a segurança do fornecimento de GNL está sujeita aos caprichos da política da região. Além disso, a segurança do fornecimento de energias renováveis intermitentes está sujeita aos caprichos do clima.
• A geração de energia a carvão é confiável e flexível. É claro que as usinas termelétricas a carvão não estão sujeitas às variações climáticas, razão pela qual a maior parte do carvão é usada como fonte de energia de base constante. No entanto, as usinas mais modernas podem operar com cargas mínimas mais baixas e ajustar sua capacidade de acordo com as mudanças na demanda e a produção de energias renováveis intermitentes.
• O armazenamento é barato e fácil. Um problema das energias renováveis intermitentes é que, por vezes, produzem mais energia do que a procura e, noutras ocasiões, produzem menos. Este problema pode ser parcialmente resolvido com a adição de armazenamento em baterias. No entanto, esse armazenamento é muito caro. Em contrapartida, o carvão pode ser armazenado em pilhas perto da central elétrica a um custo muito baixo.
As principais objeções às novas usinas termelétricas a carvão estão relacionadas às emissões. Se o CO₂2 As emissões são desconsideradas devido à remoção, pelos EUA, da constatação de perigo de gases de efeito estufa, o que deixa poluentes reais, como partículas, óxidos de enxofre (SOx) e óxidos de nitrogênio (NOx), para serem tratados. Felizmente, as modernas usinas supercríticas (“SC”) e ultrassupercríticas (“USC”) na China provaram ser muito eficazes na remoção desses poluentes.
As usinas First SC e USC operam com eficiências térmicas mais elevadas do que as usinas convencionais, reduzindo o uso de carvão e as emissões de poluentes brutos por MWh de eletricidade produzida.
Estudos demonstraram que as modernas usinas de baixíssima emissão na China removem mais de 99.9% de todo o material particulado e mais de 99.8% das partículas PM2.5. Outros estudos mostram taxas de remoção de dióxido de enxofre de 97.8% a 99.7% em usinas de alta eficiência e baixa emissão na China. Eficiências de remoção de NOx de 90% também podem ser alcançadas.
Os benefícios das usinas termelétricas a carvão são óbvios, e as desvantagens do carvão foram em grande parte eliminadas por meio de avanços tecnológicos. Os argumentos a favor do carvão estão se tornando cada vez mais difíceis de ignorar.
Sobre o Conselho Empresarial Britânico
O Great British Business Council (“GBBC”) foi criado para aprimorar a compreensão pública e política das vantagens que uma comunidade empresarial próspera proporciona à segurança local, ao padrão de vida e ao bem-estar. Seu objetivo é apoiar empresas e pequenos negócios britânicos, promovendo reformas políticas bem elaboradas, práticas e baseadas em evidências, que incentivem o empreendedorismo e a inovação. É independente de qualquer partido político, pois espera que todos os partidos considerem a adoção das sugestões políticas simples e práticas que propõe.
O GBBC é financiado por doações privadas de cidadãos preocupados que desejam que o Reino Unido volte a prosperar economicamente como já fez no passado. Se você quiser se juntar a nós ou fazer uma doação para a causa, entre em contato. in**@**BC.UK Ou segui-los LinkedIn, X (Twitter), Facebook, YouTube, TikTok e Bluesky.
Imagem em destaque: Capa do artigo da GBBC, "Destruição Industrial Premeditada: Como o Reino Unido Destruiu sua Indústria e um Plano para Reverter Isso"
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Categorias: Notícias de Última Hora, Notícias do Reino Unido
Após três décadas encerrando minha carreira como Gerente de Instalação Offshore da Shell no Mar do Norte em 2020, fico profundamente triste ao ler isso. Mas tudo era previsível e um dos motivos pelos quais saí.
A Europa se autodestrói por dentro.