Das Jahr 2025 wurde als das schwierigste Jahr für die britische Nordseeölindustrie seit den 1960er Jahren bezeichnet. 

Es war das erste Jahr seit 1960, in dem in britischen Gewässern keine einzige Explorationsbohrung durchgeführt wurde, die Investitionen brachen auf ein historisches Tief ein und die Unternehmen froren Projekte ein oder stornierten sie und konzentrierten sich ausschließlich auf notwendige Wartungs- und Stilllegungsarbeiten.

Manche Regierungsberater und Klimaaktivisten behaupten, Großbritannien habe keine Öl- und Gasreserven mehr, doch das stimmt nicht. Die gesamte Zerstörung der britischen Öl- und Gasindustrie ist auf staatliche Regulierungen und Steuern sowie auf sogenannte „Klimawandel“-Aktivisten zurückzuführen.

Großbritannien ist eines von nur 40 Ländern mit reichhaltigen Kohlenwasserstoffreserven: Kohle, Erdöl und Erdgas. Von einem Nettoexporteur von Erdöl und Erdgas seit den 1980er Jahren bis 2004 (Gas) und 2013 (Öl) ist Großbritannien zum Nettoimporteur geworden. Norwegen profitiert von den Ressourcen der Nordsee, während Großbritannien dafür bezahlt.

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Am 1. April, der Great British Business Council („GBBC“), ein neu gegründeter Thinktank, veröffentlichte ein Papier mit dem Titel „Gezielte Zerstörung der Industrie: Wie Großbritannien seine Industrie zerstörte und ein Plan zur Umkehrung dieser Entwicklung'. 

Die Studie wurde von der Ökonomin Catherine McBride, dem pensionierten Ingenieur und Berater David Turver sowie dem PR-Berater Brian Monteith verfasst. Sie zeigt auf, wie die Netto-Null-Politik der Regierung die Grundlagen der britischen Wirtschaft zerstört und gibt Empfehlungen, wie die Netto-Null-Politik rückgängig gemacht werden kann.

Da diese Abhandlung einige wichtige Wahrheiten ans Licht bringt, veröffentlichen wir sie in einer Artikelserie – in überschaubareren Abschnitten –, damit hoffentlich mehr Menschen sie lesen oder zumindest einen Teil davon. Wir haben einige kleinere Änderungen zur besseren Lesbarkeit vorgenommen. Wer die Abhandlung in einem Zug lesen möchte, kann dies tun. HIER KLICKEN.

Kapitel 2: Die reichen natürlichen Ressourcen Großbritanniens

By Great British Business Council, 1 April 2026

Inhaltsverzeichnis

Ökonomie der britischen Kohlenwasserstoffindustrie

Großbritannien gehört zu den nur 40 Ländern mit reichhaltigen Kohlenwasserstoffreserven: Kohle, Erdöl und Erdgas. Über 100 Länder verfügen über keine Kohlenwasserstoffe, weitere 75 über sehr geringe. Japan beispielsweise ist ein G7-Land mit kaum oder gar keinen Kohlenwasserstoffreserven; seine wichtigsten Importgüter sind Erdöl, Flüssigerdgas (LNG) und Kohle. Deutschland besitzt zwar einige Kohlenwasserstoffe, hauptsächlich minderwertige Kohle, muss aber Rohöl, Erdgas, raffiniertes Erdöl und Kohle importieren.

Einnahmen

Im Jahr 2024/25 erzielte die britische Regierung Steuereinnahmen in Höhe von 4.5 Milliarden Pfund aus dem Öl- und Gassektor der Nordsee: 2.0 Milliarden Pfund aus der Offshore-Unternehmenssteuer, 0.4 Milliarden Pfund aus Rückzahlungen der Erdölsteuer und 2.9 Milliarden Pfund aus der Energiegewinnabgabe (Sondersteuer). Die gesamten Steuereinnahmen aus diesem Sektor sanken von 6.1 Milliarden Pfund im Jahr 2023 auf 4.5 Milliarden Pfund im Jahr 2024, ein Rückgang um 1.6 Milliarden Pfund (27 %).

Die Einnahmen aus der Offshore-Körperschaftsteuer, bestehend aus der Ring-Fence-Körperschaftsteuer und der Ergänzungsabgabe, sanken um 1.0 Milliarden Pfund (34 %) gegenüber 3.0 Milliarden Pfund im Jahr 2023/24, während die Einnahmen aus der Energiegewinnabgabe um 0.7 Milliarden Pfund (20 %) gegenüber 3.6 Milliarden Pfund im Jahr 2023/4 zurückgingen.

Zum Vergleich: Norwegen wird im Jahr 2025 373.1 Milliarden NOK an Öl- und Gassteuern einnehmen, was etwa 28.8 Milliarden £ entspricht. Berücksichtigt man die direkten staatlichen Finanzerträge Norwegens („SDFI“), Umweltgebühren und Equinor-Dividenden, belief sich der gesamte Netto-Cashflow der norwegischen Regierung aus dem Erdölsektor im Jahr 2025 auf 655.8 Milliarden NOK (50.7 Milliarden £). Norwegens günstigere Vorgehensweise bei der Besteuerung und Regulierung von Öl und Gas wird später in diesem Kapitel erläutert.

Die britische Offshore-Öl- und Gasförderung wird mit 78 % besteuert. Diese Steuer setzt sich zusammen aus einer 30%igen Ring-Fenced-Corporation-Tax (separat vom regulären Körperschaftsteuersatz von 25 %), einer 10%igen Zusatzabgabe und einer 38%igen Energiegewinnabgabe. Der Ring Fenced verhindert, dass steuerpflichtige Gewinne aus der Öl- und Gasförderung im Vereinigten Königreich und auf dem britischen Festlandsockel durch Verluste aus anderen Aktivitäten oder überhöhte Zinszahlungen geschmälert werden.

Bruttowertschöpfung („BWS“)

Offshore Energies UK schätzt, dass die Branche jährlich einen Bruttowert von 25 Milliarden Pfund erwirtschaftet, was Steuereinnahmen in Höhe von mehreren hundert Millionen Pfund für Arbeitnehmer bedeutet. Die Erschließung zusätzlicher Ressourcen in den Küstengewässern Großbritanniens könnte der britischen Wirtschaft weitere 150 Milliarden Pfund Bruttowert hinzufügen, zusätzlich zu den 200 Milliarden Pfund, die durch aktuelle Pläne erwartet werden. Öl und Gas decken weiterhin über drei Viertel des britischen Energieverbrauchs ab, was die anhaltende Bedeutung der Branche unterstreicht, selbst angesichts des beschleunigten Übergangs zu alternativen Energiequellen.

Beschäftigung

Laut Offshore Energies UK sicherte der Offshore-Öl- und -Gassektor im Jahr 2024 206,000 Arbeitsplätze, davon 26,000 direkte im Öl- und Gassektor selbst sowie weitere 94,500 indirekte und 85,100 induzierte Arbeitsplätze im ganzen Land. Diese 200,000 Arbeitsplätze generierten eine geschätzte Bruttowertschöpfung (BWS) von 25 Milliarden Pfund pro Jahr. Bei Gehältern zwischen 50,000 und 80,000 Pfund dürften die Lohnsteuer (PAYE) und die Sozialversicherungsbeiträge (NIC) jährlich über 1 Milliarde Pfund betragen.

Im dritten Quartal 2025 umfasste die Branche Bergbau, Energie und Wasserversorgung 582,000 Beschäftigte, was 1.7 % der gesamten britischen Erwerbsbevölkerung von 34,216,000 entsprach. Obwohl dies weniger als 2 % der britischen Erwerbsbevölkerung ausmacht, zählt dieser Sektor zu den produktivsten der Wirtschaft und liefert zudem die Rohstoffe, die von anderen Branchen benötigt werden.

Die Zahl der Beschäftigten im britischen Öl- und Gassektor wird Prognosen zufolge aufgrund rückläufiger Exploration und Produktion bis Anfang der 2030er Jahre stark auf 57,000 bis 71,000 sinken. Historisch gesehen bot der Sektor im Vereinigten Königreich 220,000 Arbeitsplätze (einschließlich direkter, indirekter und induzierter Beschäftigung), doch diese Zahl ist seit ihrem Höchststand im Jahr 2014 stetig gesunken. Schätzungen zufolge gehen im Öl- und Gasfördersektor alle zwei Wochen 400 Arbeitsplätze verloren.

Regionale Beschäftigung

Schottland stellt den Großteil der Arbeitsplätze im britischen Öl- und Gassektor, insbesondere Aberdeen und der Nordosten Schottlands. Im Jahr 2022 waren in Schottland rund 93,600 Arbeitsplätze von der Öl- und Gasindustrie abhängig, darunter direkte Stellen und solche entlang der Lieferkette. Neuere Schätzungen gehen von 75,000 Arbeitsplätzen im Jahr 2024 aus, und Prognosen zufolge wird die Zahl bis Anfang der 2030er-Jahre auf 45,000 bis 63,000 sinken, sollte sich der Abwärtstrend fortsetzen.

Exporte und Importe

Trotz des Engagements Großbritanniens für „grüne“ Politik hat das Land den Öl- und Gasverbrauch nicht eingestellt. Zwischen November 2019, dem Zeitpunkt des Fracking-Moratoriums, und Dezember 2025 importierte Großbritannien laut dem Office for National Statistics (ONS) Gas im Wert von 125 Milliarden Pfund, Rohöl im Wert von 136 Milliarden Pfund und raffinierte Ölprodukte im Wert von 132 Milliarden Pfund. Im Jahr 2025 wies Großbritannien im Bereich Brennstoffe (SITC 3) ein Handelsdefizit von 32.3 Milliarden Pfund auf; vor 2003 verzeichnete der britische Brennstoffhandel einen Überschuss.

Kraftstoffe (SITC 3) sind Großbritanniens viertgrößter Exportartikel. Seit 2019 sind die Kraftstoffexporte jedoch, inflationsbereinigt nach den verketteten Volumenmessgrößen (CVM) des ONS, um 23 % gesunken, und das britische Handelsdefizit ist weiter gestiegen. Das britische Handelsdefizit bei Kraftstoffen wächst stetig und beläuft sich mittlerweile auf 32.3 Milliarden Pfund. Im Jahr 2019 betrug es lediglich 9.4 Milliarden Pfund. Dieses Defizit ist nicht, wie viele Kommentatoren behaupten, auf den Brexit zurückzuführen, sondern auf die Öl- und Gaspolitik der aufeinanderfolgenden britischen Regierungen.

Einst Nettoexporteur von Öl und Gas, ist Großbritannien heute Nettoimporteur beider. Die Nettoimporte von Rohöl stiegen 2024 um 12 % auf 20 Millionen Tonnen, die Nettoimporte von Erdgas aufgrund sinkender heimischer Produktion um 4.9 % auf 335 TWh. Laut dem „Digest of United Kingdom Energy Statistics“ (DUKES) erhöhte sich die Importabhängigkeit Großbritanniens von Brennstoffen 2024 auf 43.8 %, gegenüber 40.3 % im Jahr 2023. (DUKES-Veröffentlichung: 31. Juli)

Stilllegung

Im Juli 2025 schätzte die North Sea Transition Authority die Gesamtkosten der Branche für die Stilllegung der gesamten britischen Öl- und Gasinfrastruktur ab 2023 auf 41 Milliarden Pfund (Preisbasis 2021). Die britische Steuerbehörde HMRC rechnet mit Steuerrückerstattungen in Höhe von 5.8 Milliarden Pfund im Zusammenhang mit diesen Stilllegungsausgaben (Barwert), wie aus ihrem Jahresbericht hervorgeht. Zusätzlich werden entgangene Einnahmen aus der Offshore-Körperschaftsteuer in Höhe von 5.9 Milliarden Pfund erwartet. Dies liegt daran, dass die Stilllegungsausgaben die Unternehmensgewinne und damit die gesamten Steuereinnahmen reduzieren. Insgesamt belaufen sich die Kosten für den Staatshaushalt durch diese Ausgaben auf schätzungsweise 11.7 Milliarden Pfund (Barwert).

Darüber hinaus geht bedeutendes technisches Know-how in der Exploration und Förderung von Öl- und Gasvorkommen verloren, darunter Bohrtechniken, Lagerstättenmanagement und Produktionsoptimierung. Dieser Verlust benachteiligt das Vereinigte Königreich und erschwert und verteuert die Wiedereröffnung der Nordsee in Zukunft. Zudem werden Bohranlagen und Explorationsausrüstung in Länder verlagert, die der Branche gegenüber aufgeschlossener sind.

Die Energiegewinnabgabe (auch bekannt als „Windfall Tax“) hat viele Unternehmen veranlasst, ihre Investitionen in Großbritannien einzustellen und ihre britische Belegschaft zu verlagern oder zu reduzieren. Harbour Energy, ein unabhängiger Energieerzeuger, kündigte im Dezember 2025 an, seine britische Belegschaft um weitere 100 Stellen zu reduzieren, zusätzlich zu den 600 Stellen, die seit 2023 abgebaut wurden.

Laut dem World Energy Statistical Review produzierte das Vereinigte Königreich im Jahr 2022 778 Barrel Rohöl pro Tag, ein Rückgang von fast 11 % gegenüber 2021. Die Hauptgründe für diesen Rückgang sind die reduzierte Exploration und Entwicklung in der Nordsee aufgrund von regulatorischen, steuerlichen und anderen finanziellen Kosten, die mit der Erschließung neuer Felder verbunden sind.

Der britische Öl- und Gasmarkt wird von großen multinationalen Konzernen wie Shell PLC, BP ​​PLC, TotalEnergies SE, Chevron Corporation und Cadent Gas Ltd. dominiert. Diese Unternehmen verfügen über weitere, weniger anspruchsvolle Felder, die sie erschließen können. Ein weiteres Hindernis für neue Öl- und Gasprojekte in Großbritannien ist laut der Studie der Wettbewerb um Kapitalinvestitionen seitens der britischen Erneuerbare-Energien-Branche.

Im Jahr 2024 gaben die Betreiber die Rekordsumme von 2.4 Milliarden Pfund für die Stilllegung aus, wobei die Gesamtausgaben zwischen 2023 und 2032 auf 27 Milliarden Pfund geschätzt werden. BDO berichtete, dass die Ausgaben für die Stilllegung die Investitionsausgaben voraussichtlich bis 2029 übersteigen werden, was einen strukturellen Prioritätenwechsel widerspiegelt.

Offshore-Ölförderung

Die verbleibenden nachgewiesenen und wahrscheinlichen Öl- und Gasreserven Großbritanniens in der Nordsee wurden Ende 2024 auf 2.9 Milliarden Barrel Öläquivalent (boe) geschätzt. Diese Zahl umfasst die kombinierten Öl- und Gasreserven mit einem Anteil von ca. 70 % Öl und 30 % Gas. Die entdeckten, aber noch nicht erschlossenen Erdölressourcen belaufen sich auf 6.2 Milliarden boe und könnten durch Investitionen erschlossen werden.

Zu den aktiven Öl- und Gasförderanlagen gehören

• Abigail Field: Dieses vor der Ostküste Schottlands gelegene Feld wurde im Januar 2022 von der britischen Öl- und Gasbehörde (Oil and Gas Authority) genehmigt. Es wird auf 5.5 Millionen Barrel Öläquivalent (boe) geschätzt, wobei Öl und Gas zu gleichen Teilen vorhanden sind. Trotz Beschwerden von Uplift und Friends of the Earth Scotland ist das Feld in Produktion und fördert 15.17 Millionen Kubikmeter Öl.³/Jahr im Jahr 2022 und 0.26-1.1 Millionen Barrel Öl pro Jahr.

• Brent-Ölfeld: Das Feld liegt östlich des Shetlandbeckens, etwa 186 km nordöstlich von Lerwick. Es wurde 1971 entdeckt und nahm 1976 die Produktion auf. Betrieben wird es von Shell und war eines der größten Kohlenwasserstoffvorkommen in der britischen Nordsee. Es hat rund 4 Milliarden Barrel Öläquivalent (boe) gefördert. Viele der Plattformen wurden stillgelegt.

• Clair: Das größte Ölfeld auf dem britischen Festlandsockel mit geschätzten 8 Milliarden Barrel Ölreserven. Es liegt 75 km westlich der Shetlandinseln und wird in Phasen gefördert, darunter das Clair-Ridge-Projekt, das 2018 die Produktion aufnahm.

• Ölfeld der Forties: Das zweitgrößte Nordsee-Ölfeld Großbritanniens liegt etwa 110 Kilometer vor der Küste Aberdeens. Es wurde 1970 entdeckt, die Produktion begann 1975, und seine geschätzten Gesamtressourcen belaufen sich auf 5 Milliarden Barrel Öl, wovon etwa 175 Millionen Barrel nachgewiesen und förderbar sind. Die aktuelle Produktion lag 2025 bei etwa 10,000 Barrel Öläquivalent pro Tag.

• Magnus-Feld: Das 160 km nordöstlich der Shetlandinseln gelegene Ölfeld zählt zu den nördlichsten und aktivsten Feldern Großbritanniens. Es wird von EnQuest betrieben und förderte im April 2025 16,800 Barrel pro Tag. Weitere Bohrungen zur Ergänzung der Fördermenge sind geplant. Das Feld wurde 1974 entdeckt, die Produktion begann 1983, und sein Gesamtvolumen wird auf 1.54 Milliarden Barrel geschätzt, von denen 869 Millionen Barrel förderbar sein sollen.

• Kraken: Karen ist ein seltenes Ölfeld in der Nordsee, das schweres, schwefelhaltiges Rohöl fördert. Es wird von EnQuest betrieben. Die Produktion begann 2017, die geschätzten Reserven belaufen sich auf 137 Millionen Barrel Schweröl, und die Spitzenproduktion wird voraussichtlich 50,000 Barrel pro Tag betragen. Karen-Öl ist mit einer API-Dichte von 14 bis 16° sehr schwer, hochviskos und schwefelhaltig. Da die britischen Raffinerien auf die Verarbeitung von leichtem, süßem Brent-Rohöl (API 38 bis 40°) ausgelegt sind, muss Karen-Öl zur Raffination nach Europa, Asien oder an die US-Golfküste exportiert werden.

• Nelson Field: Das Feld liegt in der zentralen Nordsee, 200 km ostnordöstlich von Aberdeen. Es wird von Shell betrieben, fördert leichtes, schwefelarmes Rohöl und ist noch in Produktion, allerdings werden einige Anlagenteile über Tage stillgelegt.

• Ninian-Feld: Das Feld liegt etwa 100 Kilometer nordöstlich der Shetlandinseln. Es wird von Canadian Natural Resources betrieben und fördert sowohl Öl als auch Gas mit einer Produktion von rund 3.9 Millionen Kubikfuß pro Tag im Jahr 2019. Ursprünglich war das Feld ein bedeutender Ölproduzent.

• Schiehallion-Gebiet (Schiehallion, Loyal, Alligin): Dieses Gebiet liegt 175 km westlich von Shetland und wird durch das schwimmende Produktions-, Lager- und Verladeschiff („FPSO“) Glen Lyon neu erschlossen und bedient.

Öl- und Gasreserven

Einige Regierungsberater und Klimaaktivisten behaupten, Großbritannien habe keine Öl- und Gasvorkommen mehr, doch das stimmt nicht. Die North Sea Transition Authority (NSTA) schätzt, dass Großbritannien über entdeckte, aber noch nicht erschlossene Ressourcen von 6.2 Milliarden Barrel Öläquivalent (boe), erschlossene Ressourcen von 3.1 Milliarden boe und potenzielle Ressourcen in kartierten Lagerstätten von etwa 4.6 Milliarden boe verfügt. Hinzu kommen weitere 11.2 Milliarden boe an potenziellen, noch nicht kartierten Ressourcen. Ölkonzerne wurden jedoch durch die exorbitant hohen Steuersätze und die irrationale Haltung der aufeinanderfolgenden britischen Regierungen gegenüber neuen Öl- und Gasprojekten von der Erschließung weiterer Gebiete abgehalten. Auch das britische Justizsystem wirkt abschreckend, da Aktivistengruppen die Produktion selbst nach der staatlichen Genehmigung von Feldern blockieren konnten. Die Felder Cambo, Rosebank und Jackdaw sind Beispiele dafür.

Im Gegensatz zu den pessimistischen Prognosen des Office for Budget Responsibility („OBR“) schätzt ein Bericht von Mordor Intelligence den britischen Öl- und Gasmarkt im Jahr 2025 auf 323.83 Milliarden US-Dollar und prognostiziert, dass er bis 2030 auf 346.29 Milliarden US-Dollar anwachsen könnte, was einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate („CAGR“) von 1.35 % im Prognosezeitraum (2025–2030) entspricht.

Der Bericht stellt fest, dass die Reserven zwar zurückgegangen sind, aber weiterhin eine beträchtliche Ressourcenbasis darstellen, die fortlaufende Exploration und Produktion erfordert. Die gut ausgebaute Infrastruktur für die Offshore-Exploration und -Produktion, einschließlich Offshore-Plattformen, Pipelines und Speichereinrichtungen, bietet Upstream-Unternehmen einen Wettbewerbsvorteil und ermöglicht die effiziente Gewinnung und den Transport von Öl- und Gasressourcen.

Leider hat die Labour-Regierung mit der Verlängerung der Energiegewinnabgabe (Energy Profits Levy, EPL) bis 2030 gleichzeitig die Investitionszulagen gestrichen, darunter die wichtigste Investitionszulage von 29 % für förderfähige Ausgaben ab November 2024. Dies verringerte den Anreiz für Reinvestitionen in Öl- und Gasprojekte. Stattdessen setzen britische Nordseebetreiber vermehrt auf Fusionen und Übernahmen anstatt auf neue Projekte. Wirtschaftsverbände warnen, dass die EPL Investitionen und Wachstum hemmt, den Arbeitsplatzabbau beschleunigt und Kapital abschreckt.

Aufgrund der Finanzkrise der letzten Jahre wurde 2025 laut der Energieberatungsfirma Wood Mackenzie erstmals seit 1960 keine einzige Explorationsbohrung in britischen Gewässern durchgeführt. 2025 galt als das schwierigste Jahr für die britische Nordsee seit den 1960er Jahren, da die Investitionen auf ein historisches Tief einbrachen. Unternehmen froren Projekte ein oder stornierten sie und konzentrierten sich ausschließlich auf notwendige Wartungs- und Stilllegungsarbeiten. Die verbleibenden Investitionen konzentrierten sich hauptsächlich auf die Verlängerung der Feldlebensdauer. Offshore Energies UK warnte, dass die Entscheidung der Regierung, die Explorationslizenz (EPL) bis 2030 unverändert zu lassen, faktisch Investitionen in Höhe von 50 Milliarden Pfund Sterling verhinderte.

Prognosen zufolge werden die Investitionsausgaben im Prognosezeitraum um 26 % sinken, während die Produktion voraussichtlich jährlich um 6–9 % zurückgehen wird. Die mangelnde Planbarkeit der Finanzlage und die hohe Steuerbelastung haben Unternehmen dazu veranlasst, Investitionen in attraktivere Standorte wie Norwegen auf der anderen Seite der Nordsee umzuleiten. Norwegen zieht weiterhin Explorationskapital an, im Gegensatz zu Großbritannien, wo die Kosten für die Stilllegung von Anlagen stark ansteigen.

Bedeutende britische Öl- und Gasreserven

Die unentdeckten, potenziell förderbaren Ressourcen Großbritanniens werden auf 4.6 Milliarden Barrel Öläquivalent geschätzt, was das Potenzial für zukünftige Explorationen widerspiegelt. Allein die nachgewiesenen Ölreserven belaufen sich auf rund 192 Millionen Tonnen (entspricht etwa 1.4 Milliarden Barrel). Mehrere Projekte waren jedoch bereits startbereit, bevor ihre Genehmigung zurückgezogen wurde.

• Rosebank: Das derzeit größte unerschlossene Ölfeld Großbritanniens liegt 80 Kilometer westlich der Shetlandinseln. Es wird auf 300 bis 500 Millionen Barrel Öl geschätzt. Das Feld wurde 2004 entdeckt, die Erschließungsgenehmigung jedoch erst im September 2023 erteilt. Diese wurde im Januar 2025 vom schottischen Gerichtshof für rechtswidrig erklärt, da die Regierung die Klimafolgen der nachgelagerten Emissionen (Scope 3) aus der Verbrennung des geförderten Öls und Gases nicht berücksichtigt hatte.

Wäre die Erschließung des Öl- und Gasfelds Rosebank wie geplant genehmigt worden, hätte sie in der Hochphase rund 1,200 Arbeitsplätze im Vereinigten Königreich und im Durchschnitt etwa 450 dauerhafte Arbeitsplätze geschaffen. Der geschätzte Beitrag von Rosebank zur britischen Bruttowertschöpfung wurde auf über 24 Milliarden Pfund Sterling beziffert, und die Produktion hätte voraussichtlich 8 % der britischen Ölproduktion sowie durchschnittlich 21 Millionen Standardkubikfuß Erdgas ausgemacht.

• Cambo: Ein großes Ölfeld liegt nordwestlich der Shetlandinseln und 20 Kilometer südwestlich von Rosebank. Es wird auf über 150 Millionen Barrel Öl geschätzt. Shell zog sich 2021 aus dem Projekt zurück, doch es stellt weiterhin ein bedeutendes Potenzial dar. Die Lizenz lief 2022 aus und wurde zunächst um zwei Jahre bis 2024 und anschließend um weitere Jahre bis 2026 verlängert. Das Feld befindet sich nun zu 100 % im Besitz von Ithica.

• Dohle: Das 150 Meilen vor Aberdeen in nur 78 Metern Wassertiefe gelegene Gasfeld Jackdaw befindet sich südöstlich der Shearwater-Plattform von Shell und wird mit dieser verbunden. Es verfügt über geschätzte Reserven von 38 Milliarden Kubikmetern und eine Produktionskapazität von rund 5.7 Millionen Kubikmetern Gas pro Tag. Das Feld wurde 2005 entdeckt, im Sommer 2022 genehmigt und sollte ursprünglich 2025 in Produktion gehen. Die Entwicklung verzögerte sich jedoch aufgrund des Urteils im Fall Finch, wonach bei neuen Öl- und Gasprojekten die Scope-3-Emissionen berücksichtigt werden müssen.

Das Jackdaw-Projekt könnte einen bedeutenden Beitrag zur britischen Erdgasversorgung leisten. Die globalen Scope-3-Emissionen bleiben gleich, unabhängig davon, ob Großbritannien sein Gas selbst fördert oder aus Norwegen importiert. Sie fallen jedoch deutlich höher aus, wenn importiertes LNG die heimische Produktion ersetzt. Allerdings werden die Beschäftigung und die Steuereinnahmen in Großbritannien dadurch wesentlich geringer ausfallen.

Während die drei oben genannten, ins Stocken geratenen Projekte bekannt sind, gibt es laut OEUK 51 weitere bekannte Öl- und Gasfelder in britischen Gewässern, die zwar potenziell erschlossen werden könnten, aber aufgrund der aktuellen Steuerregelung und des Verbots neuer Lizenzen als nicht rentabel gelten. Hinzu kommen 60 Erweiterungen bestehender Felder, die aufgrund der geltenden Steuerpolitik verzögert werden.

Energievorteile der Nutzung von britischem Erdgas

Neben den offensichtlichen finanziellen Vorteilen der Nutzung von Erdgas aus der Nordsee – höhere Steuereinnahmen, mehr Arbeitsplätze in der Region und eine verbesserte Zahlungsbilanz – gibt es auch einen Energiebonus.

Die höchste Energieausbeute im Verhältnis zum Energieaufwand (ERoEI) wird bei konventionellen Gasfeldern erzielt. Die ERoEI liegt zwischen 20:1 und 28:1. Das bedeutet, dass wir aus einem Erdgasfeld mehr als 20-mal so viel Energie gewinnen, wie wir für die Gasförderung aufwenden.

Importiertes LNG weist jedoch ein deutlich niedrigeres ERoEI auf. Die Verflüssigung verbraucht etwa 10 % der Energie des Gases, und der Transporttreibstoff sowie die Regasifizierung reduzieren die zurückgewonnene Energie weiter. Importiertes LNG hat ein ERoEI von unter 10:1. Der Import von LNG aus den USA ist nur deshalb wirtschaftlich sinnvoll, weil das Fracking in den USA die Gaspreise so stark gesenkt hat, dass selbst nach der Umwandlung in LNG und dem Transport über den Atlantik noch ein finanzieller Gewinn erzielt wird.

Die Ölindustrie betrachtet die britische Seite der Nordsee nicht als erschöpfte Ressource. Dies belegt die Tatsache, dass die North Sea Transition Authority (NSTA) in der jüngsten Phase der 33. Öl- und Gaslizenzierungsrunde im Jahr 2024 weitere 31 Lizenzen ausschrieb. Für diese Lizenzen gingen 115 Gebote von 76 Unternehmen ein. Die in dieser Runde angebotenen Lizenzen sollten bis 2060 schätzungsweise 600 Mio. Barrel Öläquivalent (mmboe) und bis 2050 545 Mio. Barrel Öläquivalent (mmboe) zusätzlich fördern.^[1].

Die erste Tranche umfasste 27 Lizenzen im Oktober 2023, die zweite 24 im Januar 2024. Die 31 Angebote der letzten Tranche setzen sich aus 29 neuen Lizenzen und zwei Fusionen zusammen. Von den 29 neuen Lizenzen gehören 23 zur ersten Phase A oder B, zwei zur ersten Phase C (mit gesicherten Bohrungen) und die verbleibenden vier gehen direkt in die zweite Phase über, wodurch sie theoretisch schneller in Produktion gehen können.

Phase A ist ein Zeitraum für die Durchführung geotechnischer Untersuchungen und die Aufbereitung geophysikalischer Daten; Phase B ist ein Zeitraum für die Durchführung seismischer Untersuchungen und die Erfassung weiterer geophysikalischer Daten; und Phase C ist für die Bohrungen vorgesehen.

Die Anzahl der in der aktuellen Runde vergebenen Lizenzen ist im Großen und Ganzen ähnlich wie in den vorangegangenen Runden. In der 32. Offshore-Lizenzierungsrunde wurden 113 Lizenzen für 260 Blöcke oder Teilblöcke an 65 Unternehmen vergeben; in der 31. Runde, die sich auf Grenzgebiete konzentrierte, wurden 37 Gebiete mit 141 Blöcken oder Teilblöcken an 30 Unternehmen vergeben; und in der 30. Runde wurden 123 Lizenzen für 229 Blöcke oder Teilblöcke an 61 Unternehmen vergeben.

Großbritannien verfügt voraussichtlich über noch größere Öl- und Gasvorkommen in der Nordsee, da die Norweger, die im selben Gebiet nach Öl und Gas suchen, weiterhin neue Felder entdecken. 2025 war die norwegische Explorationsaktivität etwas höher als 2024. Insgesamt wurden 49 Explorationsbohrungen abgeschlossen und 21 Funde auf dem norwegischen Festlandsockel gemacht. Die Funde weisen ein vorläufiges Gesamtvolumen von 67 Millionen Standardkubikmetern förderbarer Öläquivalente auf.

2025 machte Aker BP eine der größten kommerziellen Ölfunde auf dem norwegischen Festlandsockel. Im Dezember 2025 entdeckte Equinor zwei neue Gas- und Kondensatvorkommen im norwegischen Sleipner-Gebiet der Nordsee. Dies waren Equinors größte Funde im Jahr 2025 und können mit der bestehenden Infrastruktur erschlossen werden. Vorläufige Schätzungen gehen davon aus, dass die Lagerstätten zwischen 5 und 18 Millionen Standardkubikmeter förderbares Öläquivalent enthalten, was 30 bis 110 Millionen Barrel entspricht. Es gibt keinen Grund zu der Annahme, dass die Exploration auf der britischen Seite der Linie nicht ebenfalls zu bedeutenden Neufunden führen würde, darunter Felder westlich von Gullfaks innerhalb der britischen Zone. Die Norweger haben ein weiteres großes Feld in der Nähe ihres bedeutenden Öl-/Gasfelds Gullfaks entdeckt, das sich direkt innerhalb der norwegischen Seegrenze befindet.

Im Gegensatz zu Großbritannien, wo nur wenige Unternehmen weiterhin neue Felder erkunden und erschließen, wurden die Explorationsarbeiten auf der norwegischen Seite der Nordsee fortgesetzt. Bislang wurden im Jahr 2026 zwei neue Funde bekannt gegeben. Equinor, Norwegens mehrheitlich staatlicher Energiekonzern, gab zusammen mit seinen Partnern Petoro, ConocoPhillips Skandinavia und Vår Energi seinen neuen Fund mit vorläufigen Schätzungen von 0.15 bis 2 Millionen Standardkubikmetern förderbarem Öläquivalent bekannt, was 0.95 bis 12.6 Millionen Barrel förderbarem Öläquivalent entspricht.

Am 20. Januar 2026 gab die norwegische Offshore-Direktion (NOD) bekannt, dass Equinor und ihr Partner Orlen im Sissel-Feld innerhalb der Produktionslizenz 1137, die 2022 im Rahmen der Vergabe von Fördergebieten 2021 vergeben wurde, Gas und Kondensat entdeckt haben. Die vorläufige Schätzung der Lagerstätte beläuft sich auf 1–4.5 Millionen Standardkubikmeter förderbares Öläquivalent, was 6.3–28.3 Millionen Barrel förderbarem Öläquivalent entspricht. Laut NOD werden die Lizenznehmer die Möglichkeiten zur Erschließung der Lagerstätte durch Anbindung an die bestehende Infrastruktur in der Region prüfen. Orlen Upstream Norway plant noch in diesem Jahr die Inbetriebnahme von Eirin, einem weiteren Feld in diesem Gebiet, das mithilfe der Infrastruktur von Gina Krog und Sleipner erschlossen werden soll. Der Vorstandsvorsitzende von Orlen, Ireneusz Fafara, kommentierte: „Die Gasentdeckung Sissel, aus der wir voraussichtlich rund eine Milliarde Kubikmeter Gas gewinnen werden, stärkt unser Anlagenportfolio in Norwegen und ist ein weiterer Schritt zur Erreichung der strategischen Ziele der Orlen-Gruppe. Norwegisches Gas spielt eine entscheidende Rolle für die Sicherstellung einer stabilen Versorgung unserer Kunden.“

Norwegen verfolgt eine stabile und berechenbare Haltung gegenüber der Öl- und Gasexploration.

Obwohl Öl- und Gasunternehmen in Norwegen und Großbritannien einem Gesamtsteuersatz von 78 % unterliegen und neue Öl- und Gasprojekte in Norwegen im Rahmen ihrer Umweltverträglichkeitsprüfungen auch Scope-3-Emissionen berücksichtigen müssen, verlassen sie Norwegen nicht. Hauptgrund dafür ist Norwegens gegensätzliche Haltung zur Öl- und Gasförderung im Vergleich zu Großbritannien. Der Körperschaftsteuersatz in Norwegen beträgt 22 %, die spezielle Erdölsteuer von 56 % wird nach Abzug der Körperschaftsteuer erhoben. Beide Steuern erlauben den Abzug aller relevanten Kosten, einschließlich Exploration, Betrieb, Stilllegung und Finanzierung. Verluste können unbegrenzt vorgetragen werden, und der steuerliche Wert der Verluste wird im Folgejahr in bar erstattet. Noch wichtiger ist jedoch, dass Norwegens Steuersystem und die politische Haltung gegenüber der Branche als stabil und berechenbar gelten. Dies ist für Unternehmen, die in kapitalintensive, jahrzehntelange Projekte investieren, von entscheidender Bedeutung.

Norwegen erkennt den bedeutenden Beitrag von Öl und Gas zu seiner Wirtschaft an und hat ein berechenbares Investitionsklima geschaffen. Investitionen werden durch Vorabvergünstigungen und Rückerstattungen belohnt. Das Land hat in die Elektrifizierung von Offshore-Plattformen investiert, um die CO₂-Emissionen in der vorgelagerten Öl- und Gasförderung zu reduzieren. Die norwegische Regierung hält 67 % an Equinor, einem international tätigen Unternehmen, das unter anderem in Großbritannien aktiv ist und der größte Betreiber auf dem norwegischen Festlandsockel ist. Im Gegensatz zu Großbritannien verzeichnet Norwegen seit 1989 erwartungsgemäß einen deutlichen Handelsüberschuss im Kraftstoffsektor. Kraftstoffe machen zwei Drittel der norwegischen Exporte aus, und Großbritannien ist der größte Absatzmarkt für norwegische Kraftstoffe und nimmt ein Viertel davon ab.

Norwegen verfügt über ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren für neue Ölfelder.

Norwegen ermöglicht die Anbindung neuer Felder an das bestehende Pipeline- und Plattformnetz und investiert aktiv in Offshore-Energie. Erdöl macht ein Fünftel aller Kapitalinvestitionen des Landes aus. Unternehmen können die Investitionskosten, einschließlich Exploration, Forschung und Entwicklung, Finanzierung, Betrieb und Stilllegung, zu 100 % im Voraus absetzen. Einnahmen, Investitionen und Verluste können feldübergreifend konsolidiert werden. Unternehmen ohne steuerpflichtiges Einkommen erhalten Verlusterstattungen, was neuen und kleinen Betreibern den Markteintritt erleichtert. Vor allem aber vergibt Norwegen weiterhin neue Lizenzen und fördert Bohrungen. Im Jahr 2024 wurden 42 Explorationsbohrungen abgeschlossen, die zu 16 neuen Entdeckungen führten.

Der verfügbare Reichtum und Wohlstand aus dem britischen Onshore-Öl- und Gaspotenzial

Neben den Öl- und Gasvorkommen in der Nordsee verfügt Großbritannien auch über Onshore-Vorkommen, darunter ein riesiges Gasfeld unter Lincolnshire, das den gesamten britischen Bedarf für ein Jahrzehnt decken könnte. Dies würde die Importabhängigkeit verringern und Zehntausende von Arbeitsplätzen schaffen. Egdon Resources, das Energieunternehmen hinter der Entdeckung, ist überzeugt, dass das Feld, dessen Zentrum die Marktstadt Gainsborough bildet, so groß ist, dass es der gesamten britischen Wirtschaft zugutekommen und das Wachstum durch mehr Arbeitsplätze, höhere Steuereinnahmen und günstigere Energie ankurbeln könnte.

Deloitte schätzte, dass die Erschließung des Gainsborough-Trough-Feldes das BIP um bis zu 140 Milliarden US-Dollar (112 Milliarden Pfund) steigern, 34 Milliarden US-Dollar an direkten Steuereinnahmen generieren und Zehntausende von Arbeitsplätzen schaffen könnte. Die Nutzung von heimischem britischem Gas würde zudem die CO₂-Emissionen Großbritanniens reduzieren.₂ Die Emissionen werden im Vergleich zu importiertem LNG um 218 Millionen Tonnen reduziert. In dem Gebiet gibt es bereits zwei Dutzend kleine Onshore-Ölquellen, doch Egdon bohrte in andere Gesteinsschichten – uralte Tonsteine ​​in etwa 2 km Tiefe –, um das Gas zu finden. Das Feld birgt mindestens 480 Milliarden Kubikmeter förderbares Gas – etwa das Siebenfache des aktuellen jährlichen Verbrauchs Großbritanniens. Da der britische Gasverbrauch jedoch voraussichtlich sinken wird, dürften die Reserven noch ein Jahrzehnt reichen. Dies deutet darauf hin, dass das Gainsborough-Feld deutlich größer sein könnte als Shells Jackdaw-Projekt in der Nordsee, dessen Vorkommen auf 38 Milliarden Kubikmeter geschätzt werden. Dessen Erschließung verzögerte sich jedoch aufgrund von Vorschriften und zusätzlichen Genehmigungen für Scope-3-Emissionen.

Hydraulisches Fracking und der Wahnsinn der Massen

Auch Großbritannien besitzt das Potenzial, durch Fracking Erdgas zu gewinnen. Eine erste Einschätzung des British Geological Survey (BGS) deutete darauf hin, dass die britischen Schieferformationen genügend Gas enthalten könnten, um den aktuellen britischen Bedarf für bis zu 50 Jahre zu decken. Eine weitere Studie der Universität Nottingham schätzt die realistisch förderbaren Ressourcen jedoch nur auf einen Bedarf von 10 Jahren. Der BGS identifiziert vier Hauptschieferbecken: das Bowland-Hodder-Becken (Nordwestengland, Midlands) – das größte –, das Midland Valley (Schottland), das Weald-Becken (Südengland) und das Wessex-Becken (Südengland).

In Großbritannien gibt es bekannte Schiefergasfelder, darunter die Standorte von Cuadrilla Resources in Lancashire. 2019 gab INEOS erfolgreiche Ergebnisse von jüngsten Tests im Bowland-Schiefer bei Tinker Lane in Nottinghamshire bekannt. Gemeinsam mit dem Partner iGas fand INEOS sehr hohe Gaskonzentrationen, die mit den durchschnittlichen Werten im Barnett-Schiefer in Texas vergleichbar sind (und diese in einigen Tests sogar übertreffen). Die Tests ergaben einen Durchschnittswert von 60.7 Standardkubikfuß (scf) pro Tonne Gas. Zum Vergleich: Der Durchschnittswert für den Barnett-Schiefer liegt bei 39 scf pro Tonne.

Fracking sollte nicht als umweltschädlich angesehen werden. Erdgas ist ein deutlich saubererer Brennstoff als Kohle. Es widerspricht den Umweltprinzipien, wenn Großbritannien erwägt, sein Schiefergas im Boden zu belassen, während es gleichzeitig LNG importiert, das eingefroren und Tausende von Kilometern aus den USA oder Katar transportiert wurde, oder Waren importiert, die in China oder Indien unter Verwendung von Kohle hergestellt wurden.

Es ist außerdem erwähnenswert, dass Fracking-Versuche in Großbritannien zwar eingestellt wurden, weil das Verfahren leichte Erdbeben mit Magnituden zwischen 0.5 und 2.9 auf der Lokalen Magnitudenskala (ML) verursachte. Dennoch gibt es in Cornwall das Geothermieprojekt United Downs Deep Geothermal Project, das Fracking nutzt, um heißes Wasser aus tiefem Granitgestein zu gewinnen und Strom zu erzeugen. Dieses Verfahren hat bisher 232 induzierte seismische Ereignisse ausgelöst, von denen zwei eine Magnitude von über 1.5 ML erreichten. Trotzdem gibt es keine Bestrebungen, das Geothermieprojekt zu schließen. Erdbeben, die durch Fracking zur Heißwassergewinnung verursacht werden, gelten im Gegensatz zu denen, die durch Fracking zur Gasgewinnung entstehen, obwohl dabei die gleiche Energiemenge freigesetzt werden könnte, nicht als Problem.

Fracking-Erfolg für die US-Wirtschaft

Der Erdgaspreis am US-amerikanischen Henry Hub ist seit dem Fracking-Boom der 2010er-Jahre aufgrund des massiven Anstiegs der inländischen Erdgasförderung durch Schiefergas deutlich gefallen. Zuvor lag der US-Erdgaspreis zwischen 6 und 8 US-Dollar pro MMBtu (Millionen British Thermal Units); heute beträgt er etwa die Hälfte. Im Januar 2008, unmittelbar vor dem Fracking-Boom, lag der US-Gaspreis bei 7.68 US-Dollar pro MMBtu; bis März 2012 war er auf 2.27 US-Dollar pro MMBtu gefallen, da die Produktion durch Fracking um 36 % stieg. Der US-Erzeugerpreisindex für Erdgas sank zwischen 2007 und 2012 um 56.8 %.

Vor dem US-Schiefergasboom war britisches Erdgas günstiger als die Erdgaspreise am US-amerikanischen Henry Hub. Seit 2010 ist dies jedoch nicht mehr der Fall. Mit steigender US-Produktion und fallenden Preisen wurde die britische Gasproduktion durch die Begrenzung der Erschließung neuer Offshore-Bohrungen, das Verbot von Onshore-Fracking und die Einführung massiver Zusatzsteuern für Öl- und Gasunternehmen eingeschränkt.

Niedrigere Gaspreise in den USA reduzierten die Kosten für US-Haushalte und die verarbeitende Industrie und kurbelten das Wirtschaftswachstum an. Billiges Gas trug bis 2014 zur Schaffung von 725,000 Arbeitsplätzen und bis 2015 zu einem Anstieg des US-BIP um 0.7 % bei. Zudem senkte es die Strompreise in den USA und förderte den Umstieg von Kohle auf Gas, wodurch auch die damit verbundenen CO₂-Emissionen reduziert wurden.₂ Die Emissionen halbierten sich. Fracking trug auch zur Verringerung des US-Handelsdefizits bei: Die USA, die zuvor Nettoimporteure von Erdgas aus Kanada und LNG aus Katar waren, wurden 2023 zum weltweit größten Exporteur und überholten Russland, Katar und Australien mit Exporten von 91.2 Millionen Tonnen. Dies steht im krassen Gegensatz zu 2007, als die USA 4.6 Billionen Kubikfuß, umgerechnet etwa 88.6 Millionen Tonnen, importierten (bei Annahme einer Standard-Methandichte).

China betreibt auch Fracking

China hat in jüngster Zeit bedeutende neue Schiefergasvorkommen in Xinjiang entdeckt und damit seine Reserven in Sichuan erweitert. Zudem treibt das Land das hydraulische Fracking, vor allem im Sichuan-Becken, voran. Obwohl diese neuen Funde wichtig sind, werden sie Chinas Abhängigkeit von Gasimporten nicht wesentlich verringern, da die Gasnachfrage schneller wächst als das inländische Angebot.

China ist der weltweit größte Importeur von Flüssigerdgas (LNG) und ein bedeutender Importeur von Erdgas per Pipeline. China verbraucht über 400 Milliarden Kubikmeter LNG.³ jährlich Erdgas, davon 230-240 Milliarden m³³ wird im Inland produziert und 160-180 Milliarden m³ wird importiert. Über die Hälfte des in China importierten Erdgases stammt aus Pipelines aus Turkmenistan, Russland, Kasachstan und Myanmar, und 40-45 % werden als LNG aus Australien, Katar, den USA und Malaysia importiert.

Chinas Schiefergasvorkommen liegen tiefer als die der USA und ihre Förderung durch Fracking dürfte teurer sein. Da sich die Vorkommen in gebirgigen Regionen fernab der chinesischen Ballungszentren befinden, ist der Bau einer Pipeline für den Gastransport zu den Verbrauchszentren notwendig. China hat zwar langfristige Verträge mit seinen LNG-Lieferanten abgeschlossen, die Einfuhr von US-amerikanischem LNG jedoch als Reaktion auf die US-Zölle auf chinesische Waren faktisch eingestellt.

Internationale Preisgestaltung für Öl und Gas

Ölpreise variieren je nach Sorte und Herkunft. Raffinerien sind in der Regel auf die Verarbeitung bestimmter Ölsorten spezialisiert. Leichtes, schwefelarmes Rohöl, wie beispielsweise Brent aus der Nordsee, ist üblicherweise teurer als schweres, schwefelhaltiges Rohöl, da es einfacher und kostengünstiger zu raffinieren ist. Im Allgemeinen bewegen sich die Ölpreise parallel. Bei Unruhen im Nahen Osten, wie der aktuellen iranischen Blockade von Öltankern in der Straße von Hormus, steigen die Preise für Rohöle aus dem Nahen Osten jedoch stärker als die für vergleichbare schwefelhaltige Rohöle aus Nordwestamerika und Mittelamerika. Der Transport von Öl per Tanker ist günstiger als die Aufbereitung, das Einfrieren und der Transport von Gas per LNG-Tanker, jedoch erfordern beide Transportarten Versicherung und Frachtkosten, was die Kosten für importiertes Öl und Gas erhöht.

Die chemische Zusammensetzung von Erdgas und sein Energiegehalt variieren je nach Lagerstätte. Der Methangehalt kann zwischen 65 % und über 95 % schwanken. Erdgas enthält außerdem unterschiedliche Mengen an höherkettigen Kohlenwasserstoffen, den sogenannten Erdgasflüssigkeiten (NGLs) (Ethan, Propan, Butan und Pentan), sowie verschiedene andere Gase wie Stickstoff, Helium und Schwefelwasserstoff. Die Gaspreise hängen jedoch von der Nachfrage am Förderort ab, es sei denn, es gibt eine Pipeline, die das Gas zu einem Verbrauchsort oder zu einer Anlage transportiert, die es in flüssiges Erdgas (LNG) umwandelt, um es anschließend in speziell dafür vorgesehenen Tankern auf dem Seeweg zu transportieren.

Die Umwandlung von Gas in LNG umfasst dessen Reinigung, Kühlung auf -162 Grad Celsius, wodurch sich sein Volumen um etwa das 600-fache reduziert, und kryogene Lagerung. Die Kühlung ist sehr energieintensiv und verbraucht rund 280 kWh für die Herstellung einer Tonne LNG. Etwa 7 bis 15 % des an eine LNG-Anlage gelieferten Gases werden für den Betrieb der Kompressoren und der Kälteanlage benötigt. Die Umwandlung von Gas in LNG verteuert den Preis um etwa 3.50 US-Dollar pro MMBtu, vorausgesetzt, sie erfolgt in einer Großanlage an der US-Golfküste. Der Transport des LNG nach Großbritannien kostet zusätzlich 2 US-Dollar, und die Regasifizierung an einem britischen Terminal schlägt mit 0.8 US-Dollar zu Buche.

Kohleproduktion, Reserven und Potenzial

Der weltweite Kohleverbrauch liegt mit 45,850 TWh weiterhin über dem Gasverbrauch von 41,278 TWh. Jährlich werden rund 1.4 Milliarden Tonnen Kohle exportiert. Sollte die Kohleförderung international schrittweise eingestellt werden, würde das Belassen der britischen Kohlevorkommen im Boden eine verpasste Chance darstellen, vom Exportpotenzial dieser natürlichen Ressource zu profitieren.

Im Vereinigten Königreich wurde der Kohleabbau fast vollständig eingestellt, doch in Wales ist noch ein Kohlebergwerk in Betrieb: die Zeche Aberpergwm bei Port Talbot. Ein weiteres walisisches Bergwerk, Ffos-y-fran bei Merthyr Tydfil, wurde kürzlich stillgelegt. Allerdings verfügt das Vereinigte Königreich noch immer über rund 77 Millionen Tonnen nachgewiesener, wirtschaftlich abbaubarer Kohlevorräte, die rentabel gefördert werden könnten. Hinzu kommen weitere 4 Milliarden Tonnen bekannter Steinkohlevorkommen, von denen jedoch nicht alle derzeit wirtschaftlich rentabel sind.

Im Jahr 2024 verbrauchte Großbritannien 2.1 Millionen Tonnen Kohle (2.5 Millionen Tonnen Öläquivalent) für industrielle Prozesse, die Temperaturen über 1,400 °C erfordern, wie beispielsweise die Zement-, Glas- und Keramikproduktion.

Gesetzgebung, die für die Kohleproduktion im Vereinigten Königreich gilt

Der Kohlebergbau ist im Vereinigten Königreich legal, sofern das Bergwerk über eine Lizenz der Kohlebehörde, eine Baugenehmigung, Umweltgenehmigungen verfügt und strenge Gesundheits- und Sicherheitsvorschriften einhält. Die Bergwerksverordnung 2014 schreibt die Planung und Risikobewertung von Bergwerken, Belüftung und Staubbekämpfung, elektrische Sicherheit, den Umgang mit Sprengstoffen, Notfallpläne und die Bereitstellung von Fluchtwegen vor. Der Kohlebergbaugesetz 1994 schuf die Kohlebehörde, die Kohlebergbaulizenzen erteilt, die Kohlevorkommen verwaltet und die Einhaltung der Sicherheits- und Umweltauflagen überwacht. Für die Erteilung einer Baugenehmigung sind die Genehmigung einer Nutzungsänderung, des Zugangs zu Grundstücken und der Oberflächenrechte, eine Umweltverträglichkeitsprüfung, eine Bewertung der Auswirkungen auf die Gemeinde sowie ein Wassermanagementplan erforderlich. Die Umweltgenehmigungen umfassen die Bereiche Wasserverschmutzung, Grubenwasserableitung, Abfallmanagement und Emissionsmanagement. Alle neuen Bergwerke müssen nun ihre Scope-3-Emissionen bewerten.

All dies wird in diesem Kapitel erwähnt, um zu verdeutlichen, dass der Kohlebergbau in Großbritannien kein kurzlebiges Geschäft ist. Er ist streng reguliert und sollte als Wirtschaftszweig gefördert werden. Der britische Kohlebergbau unterliegt strengeren Vorschriften als viele der Bergwerke, die die Kohle für industrielle Wärmeversorgung in Großbritannien liefern, sowie jene, die Rohstoffe und Energie für die Güter bereitstellen, die Großbritannien aus Asien importiert.

Kohlearten in Großbritannien

Kohle ist ein energiereicher Rohstoff mit vielfältigen Einsatzmöglichkeiten jenseits der Stromerzeugung. Sie verbrennt bei Temperaturen von bis zu 1,900 °C und liefert industrielle Wärme für die Herstellung von Glas, Keramik, Zement und anderen Chemikalien. Anthrazit besteht zu etwa 90 % aus Kohlenstoff, verbrennt bei 1,100 bis 1,400 °C und liefert typischerweise 30 bis 33 MJ/kg. Anthrazit ist die effizienteste Kohleart: Sie hat den höchsten Kohlenstoffgehalt, den niedrigsten Feuchtigkeitsgehalt und verbrennt länger, heißer und sauberer als andere Kohlearten. Steinkohle, die in Großbritannien am häufigsten vorkommt, besteht zu 45 % bis 85 % aus Kohlenstoff, verbrennt bei 900 bis 1,300 °C und wird hauptsächlich zur Stromerzeugung genutzt. Sie liefert 24 bis 30 MJ/kg. Kokskohle ist eine Sorte bituminöser Kohle mit niedrigem Asche-, Schwefel- und Feuchtigkeitsgehalt sowie hohem Kohlenstoffgehalt. Sie verflüssigt sich und erstarrt unter anaeroben Bedingungen (Sauerstoffausschluss) wieder zu Koks. Ihre Verbrennungstemperatur liegt zwischen 900 und 1,300 °C, kann aber nach der Umwandlung in Koks, der bei 1,500 bis 2,000 °C verbrennt, höhere Temperaturen erreichen. Typischerweise liefert sie 24–30 MJ/kg.

Braunkohle besteht nur zu 25 % bis 35 % aus Kohlenstoff, verbrennt bei 600 bis 800 °C und erzeugt dabei 10–20 MJ/kg. Sie ist die ineffizienteste Kohleart und setzt die größte Menge CO₂ frei.₂ Emissionen sowie Feinstaub, Schwefeldioxid, Stickoxide und Asche. Deutschland verbrennt derzeit Braunkohle zur Stromerzeugung. Die Wiedereröffnung britischer Steinkohlebergwerke und der Export der Kohle an deutsche Kraftwerke würden eine wichtige walisische Industrie wiederbeleben, Arbeitsplätze schaffen, die britische Handelsbilanz mit der EU verbessern und den globalen CO₂-Ausstoß senken.₂ Emissionen. Kohle ist für die britische Zementproduktion ebenso unverzichtbar wie für die Emissionen. Sie liefert rund 80 % der Energie, die für die Herstellung dieses wichtigen Infrastrukturprodukts benötigt wird. Auch in der Landwirtschaft spielt Kohle durch Ammoniakdünger und Bodenverbesserungsmittel eine wichtige Rolle für die britische Wirtschaft.

Die britische Kohle hat noch eine Zukunft.

Materialwissenschaft, kritische Mineralien und Seltene Erden

Kohle ist längst nicht mehr nur ein Brennstoff; sie entwickelt sich zu einer Quelle kritischer Mineralien, Seltenerdmetalle und fortschrittlicher Materialien wie Graphen, Kohlenstofffasern und den Bausteinen des nächsten Industriezeitalters. Das US-Energieministerium, China und mehrere europäische Forschungsgruppen, darunter die Universitäten Exeter und Nottingham sowie der British Geological Survey, entwickeln aktiv Gewinnungstechnologien aus Kohlehalden, da dies kostengünstiger und umweltfreundlicher ist als die Eröffnung neuer Minen. Großbritannien verfügt über Hunderte Millionen Tonnen Kohlehalden und Standorte mit saurem Grubenwasser. Dies könnte ein weiterer Wachstumsmarkt für Südwales und die Grafschaft Durham sein.

Kohle und ihre Nebenprodukte – insbesondere Kohlenasche, Kohleabfälle und saure Grubenwässer – enthalten messbare Konzentrationen an Seltenen Erden (SEE): Neodym, Dysprosium, Yttrium, Lanthan, Kobalt, Lithium, Germanium, Gallium, Scandium und Vanadium. Diese Elemente sind essenziell für: Motoren von Elektrofahrzeugen, Magnete von Windkraftanlagen, Halbleiter, Glasfasersysteme, Batterien und Legierungen für die Luft- und Raumfahrt.

Die Abfallströme der britischen Kohleförderung sind enorm, bereits abgebaut und oft durch natürliche Prozesse angereichert. So bilden sich beispielsweise durch saure Grubenwässer Ausfällungen, die reich an Seltenen Erden sind, und Kohlenasche kann Seltenerdkonzentrationen aufweisen, die mit denen minderwertiger konventioneller Erze vergleichbar sind. Kohleflöze selbst können reich an Germanium, Gallium und anderen wertvollen Elementen sein.

Anthrazit lässt sich zu industrietauglichem Graphen verarbeiten, das für Energiespeicher, Verbundwerkstoffe, Beschichtungen und Sensoren verwendet wird. Kohlenstofffasern sind ein Nebenprodukt der Verkokung und finden Anwendung in der Luft- und Raumfahrt, bei Windkraftanlagenflügeln, Sportartikeln und Leichtbaufahrzeugen. Aus Kohle lassen sich außerdem synthetischer Graphit und Hartkohlenstoff für Lithium-Ionen- und Natrium-Ionen-Batterien gewinnen. Großbritannien sollte die Nutzung dieser Ressource fördern.

Aberpergwm – Anthrazit

Aberpergwm fördert hochwertige Anthrazitkohle, die in der Wasserfiltration, für industrielle Kohlenstoffprodukte und in Hochtemperaturprozessen eingesetzt wird. Die Mine verfügt über eine langfristige Lizenz, die den Abbau von bis zu 40 Millionen Tonnen über einen Zeitraum von 18 Jahren erlaubt. Ein Großteil der geförderten Anthrazitkohle wird exportiert. Aberpergwm ist eine Tiefkohlemine, die Anthrazit abbaut, im Besitz von Energybuild ist und 100 bis 130 Mitarbeiter beschäftigt. Obwohl sie sich in Port Talbot befindet, lieferte sie nicht die benötigte Kokskohle für die nahegelegenen Hochöfen. Stattdessen wurde die benötigte metallurgische Kohle aus Australien und den USA sowie gelegentlich aus Kanada und Russland (vor dessen Invasion in der Ukraine 2022) importiert.

Ffos-y-fran – Thermal Coal

Etwa 25 Kilometer von Port Talbot entfernt befand sich die Tagebaumine Ffos-y-fran, die Kraftwerkskohle für das Stahlwerk von Port Talbot abbaute und dort Kohle für Dampf und Heizung lieferte. Sie beschäftigte rund 180 Arbeiter, ist aber mittlerweile stillgelegt, da ihre Lizenz 2022 auslief. Kraftwerkskohle wird hauptsächlich zur Wärmeerzeugung für Zementwerke, Industrieanlagen und Museumseisenbahnen verwendet.

Whitehaven – metallurgische Kohle

Es gab auch einen Vorschlag zur Eröffnung einer neuen metallurgischen Kohlemine in Whitehaven, Cumbria, der Woodhouse Colliery. Die Mine wurde 2022 von der Regierung genehmigt und sollte bis 2049 jährlich 2.78 Millionen Tonnen Kohle fördern. Diese wäre in Hochöfen der Stahlindustrie verwendet worden. Leider hob der High Court die Baugenehmigung im September 2024 auf, wodurch das Projekt nicht realisiert werden konnte.

Wie schon beim Widerstand gegen die neuen Offshore-Öl- und Gasfelder folgte die Aufhebung der Baugenehmigung dem Urteil des Obersten Gerichtshofs im Fall Finch. Dieses Urteil schreibt vor, dass Scope-3-Emissionen in Umweltverträglichkeitsprüfungen berücksichtigt werden müssen. Auch die Labour-Regierung zog ihre Unterstützung für das Projekt zurück. Dies geschah im Juli 2024 unter der damaligen Ministerin für Kommunalverwaltung, Angela Rayner. Das geplante Bergwerk in Cumbria hätte direkt rund 500 Arbeitsplätze und indirekt weitere 100 in der Zulieferkette geschaffen. Es wären qualifizierte und gut bezahlte Stellen in einer Region gewesen, die dringend mehr hochproduktive Beschäftigung benötigt. Der größte Arbeitgeber in Cumbria ist der Tourismus, der im Allgemeinen gering qualifizierte und schlecht bezahlte Arbeitskräfte bietet. Die Gegend um Workington und Whitehaven war ein bedeutendes Kohleabbaugebiet; die erste Zeche wurde 1552 eröffnet, die letzte in Whitehaven 1986 geschlossen. Die Eröffnung eines neuen Kohlebergwerks wäre daher nicht ungewöhnlich gewesen.

Kohleimporte Großbritanniens für die Stahlproduktion und industrielle Wärmeversorgung

Die britische Regierung griff letztes Jahr ein, um die Schließung der letzten beiden Hochöfen Großbritanniens in Scunthorpe, die dem chinesischen Stahlkonzern Jingye gehören, zu verhindern und gleichzeitig die Eröffnung eines neuen Bergwerks für metallurgische Kohle in Cumbria zu unterbinden. Großbritannien importiert derzeit metallurgische Kohle, einen wichtigen Bestandteil der Stahlproduktion, unter anderem aus Australien.

Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken und CO2-Abscheidung und -Speicherung („CCS“)

Die Stilllegung des letzten britischen Kohlekraftwerks Ratcliffe-on-Soar in Nottinghamshire im Oktober 2024 beendete Großbritanniens 142-jährige Abhängigkeit von Kohle zur Stromerzeugung. Das Kraftwerk zählte zu den saubersten und filterte alle Schadstoffe außer CO₂ heraus.₂ Die Emissionen waren zwar hoch, aber der Weiterbetrieb war dennoch zu teuer. Kohle ist ein energiereicher Speicher und die günstigste und zuverlässigste Art der Stromerzeugung. Die Kohlepreise schwanken weniger stark als die Ölpreise, und vor allem verfügt Großbritannien über große Reserven an Kraftwerkskohle.

Andere Länder entwickeln Kohlekraftwerke, die auch CO₂ abscheiden.₂ Emissionen sowie alle anderen Feinstaubpartikel. Kanada (Boundary Dam 3, 2014), die USA (Petra Nova, Texas) und China (Kraftwerk Zhengning) haben Kohlekraftwerke gebaut, die auch CO₂ auffangen.₂ Emissionen. Das chinesische Kernkraftwerk Zhengning wurde im September 2025 in Betrieb genommen und soll voraussichtlich 1.5 Millionen Tonnen CO₂ auffangen.₂ jährlich. Dies wäre eine bessere Lösung zur Senkung des britischen CO₂-Ausstoßes gewesen.₂ Die Emissionen könnten geringer sein als durch die Schließung aller Kohlekraftwerke. Die Technologie ermöglicht die Entwicklung hocheffizienter, emissionsarmer Kraftwerke, die den CO₂-Ausstoß um bis zu 40 % reduzieren. Die CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS) ermöglicht Reduzierungen von über 90 %, wobei chinesische Projekte 99.9 % anstreben.

China hat im Jahr 2025 neue Kohlekraftwerkskapazitäten von 78 GW installiert, darunter mehr als 50 große Kohlekraftwerke mit einer Leistung von jeweils rund 1 GW. Dies entsprach 87 % der weltweit im Jahr 2025 neu installierten Kohlekraftwerkskapazität. Allerdings verfügt keines der neuen chinesischen Kohlekraftwerke über eine CO₂-Abscheidung und -Speicherung (CCS).

Die Internationale Energieagentur (IEA) berechnet, dass CCS die Stromgestehungskosten aus Kohlekraftwerken um 70 bis 100 % erhöht und über 20 % der Kraftwerksleistung verbraucht. Die niedrigen Stromgestehungskosten aus Kohlekraftwerken sind einer ihrer Hauptvorteile. Ironischerweise baut China die neuen Kohlekraftwerke als Reserve für seine erneuerbare Stromerzeugung. Chinas Bemühungen um erneuerbare Energien wirken angesichts der Tatsache, dass die Kohleverstromung des Landes 4 Milliarden Tonnen CO₂ verursacht, wie ein symbolischer Akt.₂ jährlich.

China ist nicht das einzige Land, das neue Kohlekraftwerke baut, obwohl es 2023 für zwei Drittel der weltweiten Neuinstallationen verantwortlich war. Auch Indonesien, Indien, Vietnam, Japan, Bangladesch, Pakistan und Südkorea haben neue Kohlekraftwerke errichtet. Entwicklungsländer und industriell wettbewerbsfähige Länder bevorzugen Kohle, weil sie günstig ist. Sowohl China als auch Indien planen den weiteren Bau von Kohlekraftwerken, da sie über große Kohlevorkommen verfügen (ebenso wie Großbritannien). 80 % des indischen Stroms werden aus Kohle erzeugt.

Deutschland konnte nach der Zerstörung der Nord-Stream-Pipeline seine Kohlekraftwerke wieder in Betrieb nehmen. Dies war ein Segen für die deutsche Energiesicherheit. Leider sprengte der konservative Energieminister Alok Sharma mit Vergnügen stillgelegte Kohlekraftwerke, sodass Großbritannien nicht auf diese Energiesicherheit zurückgreifen kann, nicht einmal als Reserve für die stetig wachsende Anzahl von Windkraftanlagen im Land.

Der Bau neuer Kohlekraftwerke als Reservekraftwerke würde die Stromkosten in Großbritannien senken, da Kohle günstiger ist als Gas, und die britische Kohleindustrie am Leben erhalten. Dies würde jedoch die Abschaffung der CO₂-Steuer durch Großbritannien erfordern.

Argumente für neue Kohlekraftwerke

Die Argumente für die Wiedereröffnung von Kohlebergwerken gewinnen an Bedeutung, wenn man den Zustand unseres Stromerzeugungssystems betrachtet. Unsere Gaskraftwerke sind veraltet, und das letzte Kohlekraftwerk wurde bekanntlich 2024 stillgelegt. Die typische Betriebsdauer eines Gaskraftwerks beträgt 25–30 Jahre. Mit sorgfältiger Wartung könnte diese möglicherweise auf bis zu 40 Jahre verlängert werden. Allerdings kann auch ein intermittierender Betrieb die Lebensdauer der Komponenten verkürzen. Anhand von Kraftwerksdaten aus dem Digest of UK Energy Statistics („DUKES“) und unter der Annahme einer 35-jährigen Lebensdauer unserer Gaskraftwerke lässt sich in Abbildung 14 unten erkennen, dass die gesicherte Stromerzeugungskapazität ab 2028 zu sinken beginnt und bis 2035 auf nur noch 25.5 GW (bzw. 28.8 GW, falls Hinkley Point C bis dahin in Betrieb ist) zurückgeht.

Der nationale Netzbetreiber (NESO) rechnet damit, dass sowohl der Gesamtstrombedarf als auch die Spitzenlast bis 2030 und darüber hinaus steigen werden. Wir werden zunehmend auf fluktuierende erneuerbare Energien angewiesen sein, und an dunklen, kalten und windstillen Winterabenden kann die Leistung von Wind- und Solarenergie nahezu auf null sinken. Daher benötigen wir gesicherte Stromkapazitäten, um die Versorgungslücke zu schließen.

Wie Abbildung 14 zeigt, wird es im Vereinigten Königreich zunehmend an gesicherter Stromkapazität mangeln. Daher ist der rasche Aufbau neuer, gesicherter Kapazitäten von entscheidender Bedeutung. Eine Lösung könnte der Bau neuer Gaskraftwerke sein. Allerdings beträgt die Vorlaufzeit für neue Gaskraftwerke acht Jahre. Würden wir also heute mit dem Bau beginnen, stünden neue Kapazitäten erst 2034 zur Verfügung. Kohle bleibt somit eine praktikable Alternative, da der Bau deutlich schneller möglich sein sollte. In China sind Bauzeiten von nur 20 Monaten denkbar.

Weitere Vorteile der Kohleverstromung sind:

• Die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken ist billig – billiger als Gas und intermittierende erneuerbare Energien –, wenn die CO2-Kosten durch das Emissionshandelssystem und den Mechanismus zur CO2-Preisstützung herausgerechnet werden.

Die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken ist sicher, insbesondere bei Verwendung heimischer Brennstoffe. Wie die jüngsten Ereignisse im Nahen Osten jedoch zeigen, ist die Versorgungssicherheit mit LNG von der nahöstlichen Politik abhängig. Auch die Versorgungssicherheit mit fluktuierenden erneuerbaren Energien ist wetterabhängig.

Die Stromerzeugung aus Kohle ist zuverlässig und flexibel. Kohlekraftwerke sind nicht von Wetterschwankungen abhängig, weshalb Kohle hauptsächlich als konstante Grundlastquelle genutzt wird. Neuere Kraftwerke können jedoch mit geringeren Mindestlasten betrieben werden und ihre Leistung flexibel an Nachfrageänderungen und die Einspeisung fluktuierender erneuerbarer Energien anpassen.

• Speicherung ist kostengünstig und einfach. Ein Problem fluktuierender erneuerbarer Energien besteht darin, dass sie zeitweise mehr und zeitweise weniger Strom produzieren als benötigt wird. Dieses Problem lässt sich teilweise durch den Einsatz von Batteriespeichern beheben. Solche Speicher sind jedoch sehr teuer. Kohle hingegen kann kostengünstig in Halden in der Nähe des Kraftwerks gelagert werden.

Die Hauptargumente gegen neue Kohlekraftwerke beziehen sich auf die Emissionen. Wenn CO₂ Die Emissionen werden aufgrund der Aufhebung der Gefährdungsbewertung durch Treibhausgase in den USA nicht mehr berücksichtigt, sodass nur noch reale Schadstoffe wie Feinstaub, Schwefeloxide (SOx) und Stickoxide (NOx) im Fokus stehen. Glücklicherweise haben sich moderne überkritische („SC“) und ultra-überkritische („USC“) Anlagen in China bei der Entfernung dieser Schadstoffe als sehr effektiv erwiesen.

Die ersten SC- und USC-Kraftwerke arbeiten mit einem höheren thermischen Wirkungsgrad als konventionelle Kraftwerke, wodurch der Kohleverbrauch und die Schadstoffemissionen pro erzeugter MWh Strom reduziert werden.

Studien haben gezeigt, dass moderne Ultra-Low-Emissions-Kraftwerke in China über 99.9 % aller Feinstaubpartikel und über 99.8 % der PM2.5-Partikel abscheiden. Andere Studien belegen Schwefeldioxid-Abscheidegrade von 97.8–99.7 % in hocheffizienten, emissionsarmen Kraftwerken in China. Auch NOx-Abscheidegrade von 90 % sind möglich.

Die Vorteile von Kohlekraftwerken liegen auf der Hand, und die Nachteile der Kohle wurden durch technologische Verbesserungen weitgehend beseitigt. Die Argumente für Kohle lassen sich immer schwerer ignorieren.

Über den Great British Business Council

Der Great British Business Council („GBBC“) wurde gegründet, um das öffentliche und politische Verständnis für die Vorteile einer florierenden Wirtschaft für die lokale Sicherheit, den Lebensstandard und das Wohlergehen zu stärken. Er unterstützt britische Unternehmen und Kleinbetriebe durch gut durchdachte, praxisnahe und evidenzbasierte politische Reformen, die Unternehmertum und Innovation fördern. Der GBBC ist parteiunabhängig und hofft, dass alle Parteien seine unkomplizierten und praktischen politischen Vorschläge annehmen werden.

Der GBBC finanziert sich durch private Spenden engagierter Bürger, die sich wünschen, dass Großbritannien wieder wirtschaftlich so erfolgreich ist wie einst. Wenn Sie sich uns anschließen oder für dieses Anliegen spenden möchten, kontaktieren Sie uns bitte. in**@**BC.UK Oder folge ihnen weiter LinkedIn, X (Twitter), Facebook, YouTube, TikTok , Bluesky.

Titelbild: Titelseite der GBBC-Zeitung „Vorsätzliche Zerstörung der Industrie: Wie Großbritannien seine Industrie zerstörte und ein Plan zur Umkehrung“

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Rhoda Wilson

Während es früher ein Hobby war, das im Schreiben von Artikeln für Wikipedia gipfelte (bis die Dinge 2020 eine drastische und unleugbare Wendung nahmen) und einigen Büchern für den privaten Konsum, bin ich seit März 2020 hauptberuflich als Forscher und Autor tätig – als Reaktion auf die globale Machtübernahme, die mit dem Auftreten von Covid-19 deutlich sichtbar wurde. Die meiste Zeit meines Lebens habe ich versucht, das Bewusstsein dafür zu schärfen, dass eine kleine Gruppe von Menschen plante, die Welt zu ihrem eigenen Vorteil zu erobern. Ich würde auf keinen Fall stillschweigend zusehen und sie einfach machen lassen, sobald sie ihren letzten Schritt getan hatten.

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