Análisis del tamaño y la cuota de mercado del petróleo y el gas en el Reino Unido: tendencias de crecimiento y previsiones (2026-2031)

Tendencias y perspectivas del mercado de petróleo y gas del Reino Unido

La disminución de los costos de extracción en el Mar del Norte impulsa la eficiencia operativa

Los costos de extracción en el Mar del Norte han disminuido sustancialmente, lo que ha generado ventajas competitivas para los operadores del Reino Unido ante los desafíos del mercado energético global. Los avances tecnológicos en sistemas submarinos y las técnicas de perforación mejoradas han reducido los costos de extracción por barril entre un 15 % y un 20 % desde 2020, manteniendo la viabilidad de la producción a pesar de las mayores presiones fiscales. Esta trayectoria de reducción de costos posiciona a los yacimientos del Reino Unido favorablemente frente a las alternativas internacionales, especialmente a medida que la preocupación por la seguridad energética eleva el valor de la producción nacional. Las mejoras en la eficiencia se deben a sistemas avanzados de gestión de yacimientos y a una programación optimizada de la producción, que maximizan las tasas de recuperación y minimizan los gastos operativos. Los operadores aprovechan estas mejoras de costos para prolongar la vida útil de los yacimientos y justificar la inversión continua en activos maduros que, de otro modo, podrían verse sometidos a un desmantelamiento prematuro.

Los incentivos del Acuerdo de Transición del Mar del Norte del Reino Unido redefinen las prioridades de inversión

El Acuerdo de Transición del Mar del Norte del Reino Unido ofrece incentivos fiscales estructurados a los operadores que demuestren un progreso medible hacia los objetivos de cero emisiones netas, lo que modifica fundamentalmente las decisiones de asignación de capital en todo el sector. Las deducciones por inversión y las tasas de agotamiento mejoradas recompensan a las empresas que integran tecnologías de captura, utilización y almacenamiento de carbono en sus operaciones, y los proyectos que cumplen los requisitos reciben una desgravación fiscal acelerada por un valor de hasta el 40 % de los gastos elegibles. ^{(4) HM Revenue & Customs, “North Sea Transition Deal Tax Incentives Framework”, HM Revenue & Customs, gov.uk} Este marco normativo ha catalizado más de 2 millones de libras esterlinas en inversiones comprometidas en CCUS desde 2024, transformando proyectos que antes no eran rentables en oportunidades de desarrollo viables. El acuerdo crea ventajas competitivas para los operadores que demuestran liderazgo tecnológico en la reducción de emisiones, subvencionando efectivamente la transición hacia la producción de hidrocarburos con bajas emisiones de carbono. La certificación de gestión ambiental ISO 14001 se ha vuelto cada vez más crucial para acceder a estos incentivos, y los operadores invierten fuertemente en procesos de cumplimiento.

La integración de una plataforma eólica flotante reduce la intensidad operativa de carbono

Las plataformas eólicas flotantes representan un avance tecnológico que aborda simultáneamente los costos operativos y el cumplimiento de las emisiones. El proyecto piloto Culzean de TotalEnergies demuestra la viabilidad de este enfoque, con una turbina eólica flotante de 3 MW que abastece aproximadamente el 20% de las necesidades energéticas de la plataforma, lo que resulta en una reducción estimada de 2,000 toneladas anuales en el consumo de diésel. La ronda de arrendamiento de innovación y petróleo y gas específico de Crown Estate Scotland ha permitido acuerdos directos de compra de energía entre promotores eólicos y operadores de plataformas, creando un nuevo modelo de ingresos que beneficia a ambos sectores. Esta estrategia de integración permite a los operadores mantener los niveles de producción y, al mismo tiempo, lograr reducciones sustanciales de emisiones de Alcance 1, cumpliendo con los requisitos regulatorios sin comprometer la producción. La escalabilidad de la tecnología sugiere su posible aplicación en 40-50 plataformas del Mar del Norte para 2030, lo que representa un cambio fundamental en el diseño de infraestructuras energéticas marinas.

Los clústeres industriales de Teesside y Humber generan demanda de hidrógeno azul

La reindustrialización de las regiones de Teesside y Humber ha generado una demanda sin precedentes de hidrógeno azul, creando nuevas oportunidades de mercado para los proveedores de gas natural como materia prima. El proyecto H2Teesside de BP aspira a alcanzar una capacidad de producción de hidrógeno de hasta 2 GW, lo que representa más del 10 % del objetivo de producción de hidrógeno del Reino Unido para 2030, y requerirá aproximadamente 1500 millones de metros cúbicos de gas natural al año. El compromiso gubernamental de financiación de 21 700 millones de libras esterlinas a lo largo de 25 años para clústeres de captura y almacenamiento de carbono ha minimizado el riesgo de estos desarrollos industriales, garantizando acuerdos de compra a largo plazo para los proveedores de gas. La capacidad de captura de CO2 de Net Zero Teesside, de 10 millones de toneladas anuales, operativa para 2028, consolidará la transformación de la región en un centro industrial con bajas emisiones de carbono. Este renacimiento industrial revierte décadas de declive de la industria manufacturera, a la vez que crea una demanda estable a largo plazo para la producción de gas en la Plataforma Continental del Reino Unido.

El impuesto acelerado a la captura y almacenamiento de carbono (CCS) afecta los flujos de efectivo de los operadores

La introducción de gravámenes acelerados por captura y almacenamiento de carbono para los operadores upstream ha generado una presión financiera inmediata en toda la Plataforma Continental del Reino Unido, con costos de cumplimiento estimados entre 150 y 200 millones de libras esterlinas anuales para los principales productores. Este marco regulatorio exige a los operadores contribuir al desarrollo de infraestructura nacional de captura y almacenamiento de carbono (CAC), independientemente de su participación en proyectos individuales, lo que subsidia eficazmente los objetivos más amplios de transición energética mediante impuestos sectoriales. La estructura de gravámenes afecta de forma desproporcionada a las empresas independientes más pequeñas, que carecen de la escala necesaria para absorber estos costos adicionales, lo que podría acelerar la consolidación a medida que los operadores marginales buscan socios más grandes o abandonan el mercado por completo. El cumplimiento de los requisitos de los gravámenes exige capacidades mejoradas de monitoreo y presentación de informes, lo que añade complejidad operativa y sobrecarga aún más los recursos.

La integración de la energía eólica marina en la red reduce la demanda máxima de gas

La capacidad eólica marina conectada a la red ha alcanzado niveles que reducen significativamente la demanda de gas natural para la generación de electricidad, generando volatilidad en los ingresos de las centrales eléctricas de gas y los proveedores upstream. La generación eólica representó el 35 % del suministro eléctrico del Reino Unido en 2023, y los períodos de máxima producción desplazaron a la generación de gas, que tradicionalmente proporcionaba servicios de equilibrio de la red. Esta canibalización de la demanda es más pronunciada durante los períodos de vientos fuertes, cuando la producción renovable supera las necesidades de carga base, lo que obliga a las centrales de gas a operar con patrones de operación cada vez más intermitentes que reducen su viabilidad económica. La creciente penetración de las renovables en la red genera una destrucción estructural de la demanda de gas natural, lo que afecta especialmente a los contratos de suministro a largo plazo que asumen patrones de consumo de carga base constantes.

Análisis de segmento

Por sector: el dominio del upstream se enfrenta a un auge del crecimiento del midstream

La dominante cuota de mercado del segmento upstream, con un 71.65% en 2025, refleja la continua centralidad de las actividades de extracción para las operaciones de petróleo y gas del Reino Unido. Sin embargo, la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 4.18% del segmento midstream hasta 2031 señala un cambio fundamental hacia las inversiones en infraestructura y procesamiento. Las actividades upstream se benefician de técnicas de recuperación mejorada y programas de prolongación de la vida útil de los yacimientos que maximizan el valor de los activos existentes en el Mar del Norte. Operadores como Harbour Energy han invertido más de 1.3 millones de dólares en la adquisición de activos durante 2024 para consolidar las capacidades de producción. El crecimiento acelerado del segmento midstream se debe a los requisitos críticos de infraestructura para proyectos de captura, utilización y almacenamiento de carbono, con redes de oleoductos e instalaciones de procesamiento que requieren mejoras sustanciales para gestionar el transporte de CO2 y la producción de hidrógeno. Las operaciones downstream mantienen un rendimiento estable gracias a la demanda de productos refinados, aunque el segmento se enfrenta a dificultades a largo plazo derivadas de las tendencias de electrificación y los mandatos de combustibles renovables.

Las inversiones en infraestructura midstream se concentran especialmente en el Clúster de la Costa Este, donde la planta H2NorthEast de Kellas Midstream cuenta con una capacidad de producción de hidrógeno azul de 1 GW que requiere importantes modificaciones en los ductos y la instalación de nuevas estaciones de compresión. El tamaño del mercado británico de petróleo y gas para operaciones midstream alcanzó los 2.19 millones de dólares en 2025, con tasas de crecimiento anual que superaron la media del sector en 1.5 puntos porcentuales. El sistema de transporte de gas del Reino Unido abarca más de 7,600 km de ductos de alta presión, y National Grid invierte 2.5 millones de libras esterlinas anuales en proyectos de mantenimiento y mejora de la red que respaldan tanto el transporte tradicional de gas como las aplicaciones emergentes del hidrógeno. Las capacidades de procesamiento se están expandiendo mediante el despliegue de buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga, que permiten el desarrollo de reservas previamente estancadas. Mientras tanto, la infraestructura de almacenamiento se beneficia de los requisitos estratégicos de reservas de petróleo y de las necesidades de equilibrio de la demanda estacional.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Por ubicación: La supremacía offshore impulsa la innovación tecnológica

Las operaciones offshore dominan una abrumadora cuota del 88.35% en el mercado británico de petróleo y gas en 2025. Este mismo segmento mantiene su liderazgo en crecimiento con una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 3.02% hasta 2031, lo que subraya el papel irremplazable del Mar del Norte en la producción de hidrocarburos del Reino Unido. El predominio del segmento offshore refleja ventajas geológicas y redes de infraestructura consolidadas que crean importantes barreras para el desarrollo onshore, en particular dada la limitada base de recursos no convencionales del Reino Unido y las restrictivas políticas de fracturación hidráulica. Las innovaciones tecnológicas en sistemas submarinos y plataformas flotantes de producción permiten el desarrollo de reservas previamente inaccesibles, con profundidades de agua superiores a los 200 metros que se vuelven económicamente viables mediante el uso de técnicas de perforación avanzadas. Las actividades onshore están sujetas a restricciones regulatorias y a la oposición pública, lo que limita las oportunidades de expansión, confinando el crecimiento principalmente a los yacimientos convencionales existentes y a las instalaciones de procesamiento de gas asociadas.

El segmento offshore se beneficia de las economías de escala en las operaciones de plataforma y del uso de infraestructura compartida, lo que reduce los costos de desarrollo por barril. Los sistemas de producción radiales permiten desarrollos de interconexión que prolongan la vida útil del campo con una inversión mínima de capital. El tamaño del mercado británico de petróleo y gas para operaciones offshore alcanzó los 9.58 millones de dólares en 2025, lo que representa casi el 90 % del valor total del sector. Los marcos de cumplimiento ambiental establecidos por el Regulador de Petróleo Offshore para Medio Ambiente y Desmantelamiento crean protocolos operativos estandarizados que facilitan la transferencia de tecnología y el intercambio de mejores prácticas entre los operadores. Los proyectos de integración de energía eólica flotante demuestran la adaptabilidad del segmento offshore a los requisitos de la transición energética, con plataformas híbridas que combinan la producción de hidrocarburos y la generación de energía renovable en una sola instalación, optimizando el uso de la infraestructura y reduciendo el impacto ambiental.

Por servicio: la madurez de la construcción contrasta con el auge del desmantelamiento

Los servicios de construcción poseen la mayor participación de mercado, con un 46.95 % en 2025, lo que refleja las modificaciones continuas de las plataformas y las mejoras de infraestructura necesarias para las operaciones extendidas de los campos. Por otro lado, los servicios de desmantelamiento experimentan un explosivo crecimiento de la tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 6.05 % hasta 2031, a medida que los campos del Mar del Norte llegan al final de su vida útil. El segmento de construcción se beneficia de proyectos complejos en terrenos industriales abandonados que requieren capacidades de ingeniería especializada y operaciones con buques de carga pesada, y los operadores invierten considerablemente en programas de extensión de la vida útil de las plataformas que pueden añadir de 10 a 15 años a la capacidad productiva. Los servicios de mantenimiento y parada proporcionan flujos de ingresos constantes mediante ciclos predecibles de inspección y reparación, aunque los sistemas de monitorización digital están reduciendo los requisitos de intervención y ampliando los intervalos de servicio. La rápida expansión del segmento de desmantelamiento refleja la proximidad del final de la vida útil de los campos desarrollados durante el auge del Mar del Norte en las décadas de 1970 y 1980, con más de 2,200 pozos que podrían quedar inactivos entre 2025 y 2029.

Las actividades de desmantelamiento requieren capacidades especializadas en remoción de plataformas, taponamiento y abandono de pozos, y remediación ambiental, que exigen precios premium debido a su complejidad técnica y estrictos requisitos regulatorios. La participación en el mercado británico de petróleo y gas para servicios de desmantelamiento alcanzó el 18.75% en 2025, con tasas de crecimiento anual que superaron la media del sector en 3.4 puntos porcentuales. La responsabilidad total del Reino Unido por desmantelamiento asciende a aproximadamente 40 000 millones de libras esterlinas, y la Autoridad de Transición del Mar del Norte pretende reducirla a 33 300 millones de libras esterlinas para 2028 mediante una mejor planificación y una mayor eficiencia en la cadena de suministro. El análisis de la cadena de suministro indica que las empresas del Reino Unido pueden captar aproximadamente el 70% del trabajo de desmantelamiento nacional, lo que crea importantes oportunidades para los proveedores de servicios que desarrollan capacidades técnicas adecuadas y marcos de cumplimiento regulatorio. El cumplimiento de las normas de salud y seguridad ocupacional ISO 45001 se ha vuelto obligatorio para los contratistas de desmantelamiento, lo que impulsa la inversión en capacitación especializada y equipos que respaldan la estructura de precios premium del segmento.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.

Análisis geográfico

Las provincias geológicas del Mar del Norte presentan características de producción y trayectorias de desarrollo distintivas que configuran los patrones de inversión regionales y las estrategias operativas. La zona central del Mar del Norte mantiene la mayor densidad de producción, con redes de infraestructura consolidadas que respaldan desarrollos eficientes de interconexión e instalaciones de procesamiento compartidas. En cambio, la zona sur del Mar del Norte se beneficia de la proximidad a los centros de demanda de gas del Reino Unido y de las conexiones de gasoductos existentes, lo que reduce los costos de transporte. La zona norte del Mar del Norte presenta el entorno operativo más complejo, pero contiene las mayores reservas restantes, con profundidades de agua superiores a 150 metros que requieren tecnologías submarinas avanzadas y sistemas de producción flotantes que, a pesar de tener costos de desarrollo más elevados, ofrecen un potencial de recursos considerable.

El desempeño regional en materia de emisiones varía significativamente entre los sectores del Mar del Norte: el sur del Mar del Norte logró una reducción del 11.1 % en las emisiones de los yacimientos durante 2023, mientras que el centro del Mar del Norte registró una disminución del 6.8 % y el norte del Mar del Norte logró una disminución del 2.9 %. El tamaño del mercado británico de petróleo y gas en estas regiones refleja tanto los volúmenes de producción como la complejidad operativa, siendo el centro del Mar del Norte el que representa la mayor participación, con un 42.05 % del valor total del mercado. El este del Mar de Irlanda experimentó un aumento del 8.6 % en las emisiones, lo que refleja el envejecimiento de la infraestructura y la disminución de la eficiencia de la producción, lo que podría acelerar los plazos de desmantelamiento de los yacimientos marginales. Estas variaciones regionales en el desempeño ambiental influyen cada vez más en las decisiones de inversión, ya que los operadores priorizan los activos que pueden cumplir con las estrictas regulaciones sobre emisiones y, al mismo tiempo, mantener la viabilidad económica.

Las actividades terrestres se mantienen concentradas geográficamente en zonas de producción consolidadas, principalmente en el sur de Inglaterra y las Tierras Medias Orientales, donde los yacimientos convencionales proporcionan una producción estable, aunque en descenso, que alcanzó mínimos trimestrales históricos de 7.7 millones de toneladas en el segundo trimestre de 2024. El segmento terrestre se enfrenta a retos estructurales derivados de las restricciones regulatorias sobre la fracturación hidráulica y la oposición pública a nuevos desarrollos que limitan las oportunidades de expansión y limitan el crecimiento a las zonas con licencia existentes. Las aguas marinas de Escocia albergan la mayor parte de las reservas restantes de hidrocarburos del Reino Unido, y la región del oeste de las Shetland se perfila como una zona clave de crecimiento para los sistemas de producción flotante que pueden acceder a recursos de aguas profundas previamente varados mediante innovaciones tecnológicas en infraestructura submarina y operaciones en entornos hostiles.

Panorama regulatorio

El sector de petróleo y gas del Reino Unido opera bajo un marco interinstitucional liderado por la Autoridad de Transición del Mar del Norte (NSTA) para la concesión de licencias y autorizaciones, mientras que el Regulador de Petróleo Marino para el Medio Ambiente y el Desmantelamiento (OPRED) se encarga de las aprobaciones ambientales y la supervisión del desmantelamiento. El Plan Futuro del Mar del Norte del Gobierno del Reino Unido (publicado en noviembre de 2025) representa el cambio más notable, ya que centra la gestión de la cuenca en maximizar el valor de los yacimientos existentes y detiene la emisión de nuevas licencias de exploración para nuevos yacimientos de petróleo y gas, redirigiendo la actividad hacia la reconexión, la extensión de la vida útil y la rehabilitación de yacimientos existentes.

Los requisitos regulatorios vinculan cada vez más la actividad de hidrocarburos con la infraestructura de transición, incluido el almacenamiento de carbono y la gobernanza de las emisiones. En 2026, el Reglamento de la Autoridad de Petróleo y Gas (Almacenamiento de Carbono y Petróleo Marino) (Períodos Específicos para la Divulgación de Material Protegido) de 2026 actualizó los períodos de confidencialidad y divulgación de la información protegida sobre almacenamiento de carbono y ciertos materiales de petróleo marino, lo que afecta el acceso a los datos y los flujos de trabajo de desarrollo de proyectos para los operadores de CCUS y upstream. La actividad en tierra (cuando corresponda) aún se rige por la regulación ambiental y los procesos de permisos, como los establecidos por la Agencia de Medio Ambiente, junto con el marco de licencias más amplio administrado por la NSTA.