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Sector eléctrico de Reino Unido
Datos
Cobertura de electricidad100% (91,8% cuadrícula 2017 [1] )
Continuidad del suministro99,9999%
Capacidad instalada85 GW (2014) [1]
Producción (2017)323.157 GWh
Participación de la energía fósil47,1% (2017)
Cuota de energía renovable29,3% (2017) [1]
Emisiones de GEI de la generación de electricidad (2020)181 t de CO2 por GWh [2]
Uso promedio de electricidad (2009)5.958 kWh / persona
Pérdidas de transmisión y distribución (2017)7,5%
Instituciones
Responsabilidad por la regulaciónOficina de Mercados de Gas y Electricidad
Responsabilidad por el establecimiento de políticasParlamento del Reino Unido
Ley del sector eléctricoLey de electricidad de 1989
Electricidad suministrada (neta) de 1948 a 2008 [3]

Red británica de electricidad en 2020 [2]

  Gas natural (34,5%)
  Viento (24,8%)
  Nuclear (17,2%)
  Importaciones (8,4%)
  Biomasa (6,5%)
  Solar (4,4%)
  Hidro (1,6%)
  Carbón (1,6%)
  Almacenamiento (0,5%)

El Reino Unido tiene una red nacional que cubre la mayor parte de la Gran Bretaña continental y varias de las islas circundantes, así como cierta conectividad con otros países. En 2020, el suministro de la red del sector eléctrico provino de un 55% de energía baja en carbono (incluido un 24,8% de energía eólica, un 17,2% de energía nuclear, un 4,4% de energía solar, un 1,6% de energía hidroeléctrica, un 6,5% de biomasa), un 36,1% de energía de combustibles fósiles (casi todos del gas natural) y el 8,4% de las importaciones. La energía renovable está mostrando un fuerte crecimiento, mientras que el uso de generadores de combustibles fósiles en general y el uso de carbón en particular se está reduciendo, y los generadores de carbón históricamente dominantes ahora funcionan principalmente en invierno debido a la contaminación y los costos, y contribuyeron solo con el 1,6% del suministro en 2020. [2]

El uso de electricidad disminuyó un 9% de 2010 a 2017, atribuido en gran parte a una disminución en la actividad industrial y un cambio a iluminación y electrodomésticos más eficientes desde el punto de vista energético. [4] En 2018, la generación eléctrica per cápita había caído al mismo nivel que en 1984. [5]

En 2008 la producción de electricidad nuclear fue de 53,2 TW · h, equivalente a 860 kWh por persona. En 2014, la energía eólica generó 28,1 TW · h de energía, lo que contribuyó al 9,3% de las necesidades de electricidad del Reino Unido. [6] En 2015, 40,4 TW · h de energía fueron generados por energía eólica, y el récord de generación trimestral se estableció en el período de tres meses de octubre a diciembre de 2015, con el 13% de la demanda eléctrica del país satisfecha por el viento. [7] La energía eólica contribuyó con el 15% de la generación de electricidad del Reino Unido en 2017 y el 18,5% en el último trimestre de 2017. [8] En 2019, National Grid anunció que las tecnologías de generación con bajas emisiones de carbono habían producido más electricidad que los generadores fósiles por primera vez. en Gran Bretaña. [9]

Historia [ editar ]

Ver también: Cronología de la industria de suministro de electricidad del Reino Unido

Cuadrícula nacional [ editar ]

Artículo principal: National Grid (Gran Bretaña)
Torres de electricidad en una zona urbana en Pudsey , West Yorkshire .

El primero en utilizar Nikola Tesla 's trifásico de alta tensión de distribución de energía eléctrica en el Reino Unido fue Charles Merz , de la Merz & McLellan asociación consultar, a su estación de banco de la energía de Neptuno , cerca de Newcastle upon Tyne . Este se inauguró en 1901, [10] y en 1912 se había convertido en el sistema de energía integrado más grande de Europa. [11] El resto del país, sin embargo, siguió utilizando un mosaico de pequeñas redes de suministro.

En 1925, el gobierno británico le pidió a Lord Weir , un industrial de Glasgow , que resolviera el problema de la ineficiente y fragmentada industria de suministro de electricidad de Gran Bretaña. Weir consultó a Merz, y el resultado fue la Ley de (suministro) de electricidad de 1926, que recomendó que se creara un sistema de suministro de " parrilla nacional ". [12] La Ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA sincronizada a nivel nacional del Reino Unido, funcionando a 132 kV, 50 Hz.

La red se creó con 4.000 millas de cables: en su mayoría cables aéreos , que conectan las 122 centrales eléctricas más eficientes. La primera "torre de rejilla" se erigió cerca de Edimburgo el 14 de julio de 1928, [13] y el trabajo se completó en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [14] [15] Comenzó a operar en 1933 como una serie de redes regionales con interconexiones auxiliares para uso de emergencia. Tras el paralelo no autorizado pero exitoso a corto plazo de todas las redes regionales por parte de los ingenieros nocturnos el 29 de octubre de 1937, [16]en 1938, la red estaba funcionando como un sistema nacional. Para entonces, el crecimiento en el número de usuarios de electricidad era el más rápido del mundo, pasando de tres cuartos de millón en 1920 a nueve millones en 1938. [17] Demostró su valor durante el Blitz cuando Gales del Sur proporcionó energía para reemplazar pérdida de producción de las centrales eléctricas de Battersea y Fulham . [17] La red fue nacionalizada por la Ley de Electricidad de 1947 , que también creó la Autoridad de Electricidad Británica . En 1949, la Autoridad de Electricidad Británica decidió actualizar la red agregando enlaces de 275 kV.

En sus inicios en 1950, el Sistema de Transmisión de 275 kV fue diseñado para formar parte de un sistema de suministro nacional, con una demanda total anticipada de 30,000 MW para 1970. Esta demanda pronosticada ya fue superada en 1960. El rápido crecimiento de la carga llevó a la Central Eléctrica Generating Board (CEGB) para llevar a cabo un estudio de las necesidades futuras de transmisión, completado en septiembre de 1960. El estudio se describe en un documento presentado a la Institución de Ingenieros Eléctricos por Booth, Clark, Egginton y Forrest en 1962.

En el estudio se tuvo en cuenta, junto con el aumento de la demanda, el efecto en el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de generadores, lo que resultó en centrales eléctricas proyectadas de 2.000 a 3.000 MW de capacidad instalada. Estas nuevas estaciones debían ubicarse en su mayoría donde se pudiera aprovechar un excedente de combustible barato de baja calidad y un suministro adecuado de agua de refrigeración, pero estas ubicaciones no coincidían con los centros de carga. West Burton con máquinas 4 × 500 MW, ubicado en la cuenca carbonífera de Nottinghamshire cerca del río Trent, es un ejemplo típico. Estos desarrollos cambiaron el énfasis en el sistema de transmisión, de la interconexión a la función principal de transferencias de energía a granel desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia anticipada en 1970 de unos 6.000 MW de los condados de Midlands a Home .

Se examinó el refuerzo continuo y la ampliación de los sistemas existentes de 275 kV como una posible solución. Sin embargo, además del problema técnico de niveles de falla muy altos, se habrían requerido muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas en 275 kV. Como esto no era coherente con la política de preservación de las comodidades de la CEGB, se buscó una solución adicional. Se consideró tanto un esquema de 400 kV como uno de 500 kV como alternativas, cualquiera de los cuales daba un margen suficiente para una expansión futura. Se eligió un sistema de 400 kV por dos razones principales. Primero, la mayoría de las líneas de 275 kV podrían aumentarse a 400 kV y, en segundo lugar, se preveía que la operación a 400 kV podría comenzar en 1965, en comparación con 1968 para un esquema de 500 kV. Se inició el trabajo de diseño y, para cumplir con la escala de tiempo de 1965,la ingeniería del contrato para los primeros proyectos tuvo que ejecutarse al mismo tiempo que el diseño. Esto incluyó elSubestación interior West Burton 400 kV, cuya primera sección se puso en servicio en junio de 1965. A partir de 1965, la red se actualizó parcialmente a 400 kV, comenzando con una línea de 150 millas (241 km) desde Sundon a West Burton, para convertirse en el Supergrid .

Con el desarrollo de la red nacional y el cambio al uso de la electricidad, el consumo de electricidad del Reino Unido aumentó alrededor de un 150% entre la nacionalización de la industria de la posguerra en 1948 y mediados de la década de 1960. Durante la década de 1960, el crecimiento se desaceleró a medida que el mercado se saturó .

Línea eléctrica de 400 kV en Cheshire

Tras la disolución de CEGB en 1990, la propiedad y el funcionamiento de National Grid en Inglaterra y Gales pasaron a National Grid Company plc, que más tarde se convertiría en National Grid Transco, y ahora National Grid plc . En Escocia, la red se dividió en dos entidades separadas, una para el sur y centro de Escocia y la otra para el norte de Escocia, conectadas por interconectores. La primera es propiedad y está mantenida por SP Energy Networks, una subsidiaria de Scottish Power , y la otra por SSE . Sin embargo, National Grid plc sigue siendo el operador del sistema para toda la red británica.

Generación [ editar ]

El modo de generación ha cambiado a lo largo de los años.

Durante la década de 1940, alrededor del 90% de la capacidad de generación se utilizaba con carbón , y el petróleo proporcionaba la mayor parte del resto.

La antigua central eléctrica de Battersea

El Reino Unido comenzó a desarrollar una capacidad de generación nuclear en la década de 1950, y Calder Hall se conectó a la red el 27 de agosto de 1956. Aunque la producción de plutonio apto para armas fue la razón principal detrás de esta central eléctrica , siguieron otras centrales civiles, y El 26% de la electricidad del país se generó a partir de energía nuclear en su punto máximo en 1997.

Durante las décadas de 1960 y 1970, se construyeron plantas de carbón para abastecer el consumo a pesar de los desafíos económicos . Durante los años setenta y ochenta se construyeron algunos emplazamientos nucleares. Desde la década de 1990, las centrales eléctricas de gas se beneficiaron del Dash for Gas suministrado por gas del Mar del Norte . Después de la década de 2000, las energías renovables como la solar y la eólica agregaron una capacidad significativa. [18] En el tercer trimestre de 2016, la energía nuclear y las renovables suministraron cada una una cuarta parte de la electricidad británica, y el carbón suministró el 3,6%. [19] [20]

A pesar del flujo de petróleo del Mar del Norte desde mediados de la década de 1970, la generación impulsada por petróleo siguió siendo relativamente pequeña y continuó disminuyendo.

A partir de 1993 y continuando durante la década de 1990, una combinación de factores condujo al llamado Dash for Gas , durante el cual se redujo el uso de carbón en favor de la generación a gas. Esto fue provocado por preocupaciones políticas, la privatización de la Junta Nacional del Carbón , British Gas y la Junta Central de Generación de Electricidad ; la introducción de leyes que faciliten la competencia en los mercados energéticos; la disponibilidad de gas barato del Mar del Norte y otros lugares y la alta eficiencia y la reducción de la contaminación de las turbinas de gas de ciclo combinado(CCGT) generación. En 1990, sólo el 1,09% de todo el gas consumido en el país se utilizaba en generación eléctrica; en 2004 la cifra era del 30,25%. [21]

En 2004, el uso de carbón en las centrales eléctricas había caído a 50,5 millones de toneladas, lo que representa el 82,4% de todo el carbón utilizado en 2004 (una caída del 43,6% en comparación con los niveles de 1980), aunque ligeramente superior al mínimo de 1999. [21] En varios ocasiones en mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para obtener electricidad por primera vez desde 1882. [22] [23] El 21 de abril de 2017, Gran Bretaña pasó un día completo sin usar energía de carbón por primera vez desde la Revolución Industrial , según el Red nacional . [24]

A partir de mediados de la década de 1990, nuevas fuentes de energía renovable comenzaron a contribuir a la electricidad generada, sumándose a una pequeña capacidad de generación de energía hidroeléctrica .

Reino Unido 'brecha energética' [ editar ]

Margen de capacidad de electricidad del Reino Unido [25]

En los primeros años de la década de 2000, aumentaron las preocupaciones sobre la perspectiva de una "brecha energética" en la capacidad de generación del Reino Unido. Se pronosticó que esto surgiría porque se esperaba que varias centrales eléctricas de carbón cerraran debido a que no podían cumplir con los requisitos de aire limpio de la Directiva europea de grandes instalaciones de combustión (directiva 2001/80 / EC). [26] Además, las centrales nucleares Magnox restantes del Reino Unido debían haber cerrado en 2015. La central nuclear AGR más antigua ha tenido su vida útil extendida en diez años, [27]y era probable que muchos de los otros pudieran prolongarse, reduciendo la brecha potencial sugerida por las fechas actuales de cierre contable entre 2014 y 2023 para las centrales eléctricas AGR. [28]

Un informe de la industria en 2005 pronosticó que, sin medidas para llenar el vacío, habría un déficit del 20% en la capacidad de generación de electricidad para 2015. Un informe publicado en 2000 por la Comisión Real sobre Contaminación Ambiental ( Energía - El clima cambiante ). El Energy Review de 2006 atrajo una considerable cobertura de prensa, en particular en relación con la perspectiva de construir una nueva generación de centrales nucleares, a fin de evitar el aumento de las emisiones de dióxido de carbono que se producirían si se construyeran otras centrales eléctricas convencionales.

Entre el público, según una encuesta de noviembre de 2005 realizada por YouGov para Deloitte , el 35% de la población esperaba que para 2020 la mayoría de la generación de electricidad provendría de energía renovable (más del doble del objetivo del gobierno y mucho más grande que el 5,5%). generado a partir de 2008), [29] el 23% espera que la mayoría provenga de la energía nuclear, y solo el 18% que la mayoría provenga de combustibles fósiles. El 92% pensó que el Gobierno debería hacer más para explorar tecnologías alternativas de generación de energía para reducir las emisiones de carbono. [30]

Cubriendo la brecha energética [ editar ]

El primer paso para cerrar la brecha de energía proyectada del Reino Unido fue la construcción de la forma convencional de gas en la central eléctrica de Langage y la central eléctrica de Marchwood que entró en funcionamiento en 2010.

En 2007, se anunciaron propuestas para la construcción de dos nuevas centrales eléctricas de carbón, en Tilbury , Essex y en Kingsnorth , Kent. Si se hubieran construido, habrían sido las primeras estaciones de carbón que se construirían en el Reino Unido en 20 años. [31]

Más allá de estas nuevas plantas, había una serie de opciones que podrían utilizarse para proporcionar la nueva capacidad de generación, minimizando al mismo tiempo las emisiones de carbono y produciendo menos residuos y contaminación. Las centrales eléctricas de combustibles fósiles podrían proporcionar una solución si existiera una forma satisfactoria y económica de reducir sus emisiones de carbono. La captura de carbono podría proporcionar una forma de hacer esto; sin embargo, la tecnología está relativamente sin probar y los costos son relativamente altos. En 2006 no había centrales eléctricas en funcionamiento con un sistema completo de captura y almacenamiento de carbono, y en 2018 la situación es que no existen sistemas de CAC viables en todo el mundo.

La brecha energética desaparece [ editar ]

Sin embargo, debido a la reducción de la demanda en la recesión de fines de la década de 2000, que eliminó cualquier brecha a mediano plazo y los altos precios del gas, en 2011 y 2012 se suspendieron más de 2 GW de una planta de generación de gas más antigua y menos eficiente. [32] [33] En 2011, la demanda de electricidad se redujo un 4%, y se agregaron alrededor de 6,5 GW de capacidad adicional a gas durante 2011 y 2012. [ Desactualizado ] A principios de 2012, el margen de reserva se mantuvo en el alto nivel de 32 %. [34]

Otro factor importante en la reducción de la demanda eléctrica en los últimos años ha sido la eliminación gradual de las bombillas incandescentes y el cambio a la iluminación LED y fluorescente compacta . Una investigación de la Universidad de Oxford [35] ha demostrado que el consumo eléctrico anual medio de iluminación en una casa del Reino Unido se redujo de 720 kWh en 1997 a 508 kWh en 2012. Entre 2007 y 2015, la demanda eléctrica máxima del Reino Unido se redujo de 61,5 GW a 52.7.GW. [35] [36]

En junio de 2013, el regulador de la industria Ofgem advirtió que el sector energético del Reino Unido enfrentaba "desafíos sin precedentes" y que "la capacidad de producción de energía eléctrica de reserva podría caer al 2% en 2015, aumentando el riesgo de apagones". Las soluciones propuestas "podrían incluir negociar con los principales usuarios para que reduzcan la demanda durante las horas pico a cambio de un pago". [37]

El uso de electricidad disminuyó un 9% de 2010 a 2017, atribuido en gran parte a una disminución en la actividad industrial y un cambio a iluminación y electrodomésticos más eficientes desde el punto de vista energético. [4] En 2018, la generación eléctrica per cápita había caído al mismo nivel que en 1984. [5]

En enero de 2019, Nick Butler , en el Financial Times , escribió: "los costos de todas las formas de energía (excepto la nuclear) se han reducido drásticamente y no hay escasez de suministro", en parte según la subasta de capacidad de reserva [38] para 2021– 2022 logrando precios extremadamente bajos. [39] [40]

Producción [ editar ]

Producción de electricidad en el Reino Unido (GWh)
ProducciónSuministradoTérmica convencional y otrosCCGTNuclearRenovables no térmicasAlmacenamiento bombeado
2017 [41]323,157319,29860.681128,15363,88767,3942,862

Modos de producción [ editar ]

En 2016, la producción total de electricidad se situó en 357 TWh (frente a un máximo de 385 TWh en 2005), generada a partir de las siguientes fuentes: [42] [43]

Una plataforma típica de petróleo / gas en alta mar
  • Gas: 40,2% (0,05% en 1990)
  • Nuclear: 20,1% (19% en 1990)
  • Viento: 10,6% (0% en 1990), de los cuales:
  • Eólica terrestre: 5,7%
  • Eólica marina: 4,9%
  • Carbón: 8,6% (67% en 1990)
  • Bioenergía: 8,4% (0% en 1990)
  • Solar: 2,8% (0% en 1990)
  • Hidroeléctrica: 1,5% (2,6% en 1990)
  • Petróleo y otros: 7,8% (12% en 1990)

La política energética del Gobierno del Reino Unido tenía como objetivo una contribución total de las energías renovables para alcanzar el 10% en 2010, pero no fue hasta 2012 que se superó esta cifra; Las fuentes de energía renovables suministraron el 11,3% (41,3 TWh) de la electricidad generada en el Reino Unido en 2012. [44] El gobierno escocés tiene como objetivo generar entre el 17% y el 18% de la electricidad de Escocia a partir de energías renovables para 2010, [45] aumentando a 40% para 2020. [46]

Producción de electricidad del Reino Unido por fuente 1980-2018 [47] [48] [49] [50] [51] [52]
Imagen externa
icono de imagen Estado actual de la red Datos similares

La producción bruta de electricidad fue de 393 TWh en 2004, lo que situó en el noveno lugar entre los principales productores mundiales en 2004. [53]

Las 6 principales empresas que dominan el mercado eléctrico británico ("The Big Six ") son: EDF , Centrica (British Gas), E.ON , RWE npower , Scottish Power y Southern & Scottish Energy .

El Reino Unido tiene previsto reformar su mercado eléctrico . Se ha introducido un mecanismo de capacidad y un Contrato por Diferencia (CfD) de compra subvencionada para fomentar la construcción de nueva generación más respetuosa con el medio ambiente.

Gas y carbón [ editar ]

La electricidad producida con gas fue de 160 TWh en 2004 y de 177 TWh en 2008. En ambos años, el Reino Unido fue el cuarto mayor productor de electricidad a partir de gas. En 2005, el Reino Unido produjo el 3,2% del gas natural total mundial; ocupando el quinto lugar después de Rusia (21,8%), Estados Unidos (18%), Canadá (6,5%) y Argelia (3,2%). En 2009, la propia producción de gas del Reino Unido fue menor y también se importó gas natural. [53] [54]

Debido a la reducción de la demanda en la recesión de fines de la década de 2000 y los altos precios del gas, en 2011 y 2012 se suspendieron más de 2 GW de una planta de generación de gas más antigua y menos eficiente. [55] [33]

En varias ocasiones, en mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para obtener electricidad por primera vez desde 1882. [56] [57] Debido a los precios más bajos del gas, la economía de las plantas de carbón se ve afectada y 3 plantas de carbón cerraron en 2016. [58] El 21 de abril de 2017, la red continental no quemó carbón para producir electricidad durante el primer período completo de 24 horas. [59] [60] Y en la primavera / verano de 2020 a partir del 10 de abril, la red del Reino Unido funcionó durante 68 días, sin quemar carbón. [2]

Energía nuclear [ editar ]

Artículo principal: Energía nuclear en el Reino Unido

La energía nuclear en el Reino Unido genera alrededor de una cuarta parte de la electricidad del país en 2016, y se prevé que aumente a un tercio para 2035. [61] El Reino Unido tiene 15 reactores nucleares en funcionamiento en siete plantas (14 reactores avanzados refrigerados por gas (AGR) y un reactor de agua a presión (PWR)), así como plantas de reprocesamiento nuclear en Sellafield y Tails Management Facility (TMF) operadas por Urenco en Capenhurst .

Energía renovable [ editar ]

Artículos principales: Energía renovable en el Reino Unido , Energía eólica en el Reino Unido y Energía solar en el Reino Unido.

A partir de mediados de la década de 1990, la energía renovable comenzó a contribuir a la electricidad generada en el Reino Unido, sumándose a una pequeña capacidad de generación de energía hidroeléctrica . Las fuentes de energía renovables proporcionaron el 11,3% de la electricidad generada en el Reino Unido en 2012, [44] alcanzando los 41,3 TWh de electricidad generada. A partir del segundo trimestre de 2017, las energías renovables generaron el 29,8% de la electricidad del Reino Unido. [62]

Actualmente, la mayor fuente de energía renovable en el Reino Unido es la energía eólica, y el Reino Unido tiene algunos de los mejores recursos eólicos de Europa. El Reino Unido tiene un despliegue y recursos hidroeléctricos relativamente pequeños, aunque existe algo de almacenamiento por bombeo. La energía solar está creciendo rápidamente y proporciona una cantidad significativa de energía durante las horas del día, pero la energía total proporcionada aún es pequeña. Los biocombustibles también se utilizan como fuentes importantes de energía. La geotermia no es muy accesible y no es una fuente importante. Los recursos de las mareas están presentes y se están probando proyectos experimentales, pero es probable que sean costosos.

La energía eólica suministra un porcentaje creciente de la energía del Reino Unido y, a principios de febrero de 2018, constaba de 8.655 aerogeneradores con una capacidad instalada total de más de 18,4 gigavatios : 12.083 megavatios de capacidad en tierra y 6.361 megavatios de capacidad en alta mar. [63] Esto colocó al Reino Unido en este momento como el sexto productor mundial de energía eólica . [64] Las encuestas de opinión pública muestran de manera consistente un fuerte apoyo a la energía eólica en el Reino Unido, con casi tres cuartas partes de la población que está de acuerdo con su uso, incluso para las personas que viven cerca de turbinas eólicas terrestres. [65] [66] [67] [68] [69][70] Se espera que la energía eólica continúe creciendo en el Reino Unido en el futuro previsible, RenewableUK estima que se desplegarán más de 2 GW de capacidad por año durante los próximos cinco años. [71] En el Reino Unido, la energía eólica fue la segunda mayor fuente de energía renovable después de la biomasa en 2013. [44]

En 2014, el Imperial College predijo que Gran Bretaña podría tener el 40% de la electricidad a partir de energía solar en días soleados para 2020 en 10 millones de hogares en comparación con medio millón de hogares a principios de 2014. Si un tercio de los hogares generara energía solar, podría igualar 6% del consumo total de electricidad británico. [72]

Diesel [ editar ]

Gran Bretaña tiene varias granjas de diésel para suministrar horas de alta demanda del día, normalmente en invierno, cuando otros generadores, como las granjas eólicas o solares, pueden tener una producción baja. Muchos de los generadores diésel funcionan menos de 200 horas al año. [73]

Centrales eléctricas [ editar ]

Imágenes externas
icono de imagen Mapa de las centrales eléctricas del Reino Unido, archivo de 2006
icono de imagen Archivo del mapa británico Grid 2012 Fuente
icono de imagen Archivo británico del mapa de cuadrícula 2016
Véase también: Lista de centrales eléctricas en Inglaterra , Lista de centrales eléctricas en Escocia y Lista de centrales eléctricas en Gales

Almacenamiento de cuadrícula [ editar ]

Ver también: Central eléctrica de almacenamiento de batería § Reino Unido

El Reino Unido tiene algunos grandes sistemas de almacenamiento por bombeo, en particular la central eléctrica Dinorwig, que puede proporcionar 1,7 GW durante muchas horas. [ cuantificar ]

Ahora también hay algunas baterías de red y, a junio de 2019, el Reino Unido tiene 700MW de energía de batería con un crecimiento anual del 70%. [74]

Consumo [ editar ]

Iluminación [ editar ]

La Comisión Europea prohibió las bombillas incandescentes no direccionales de uso general de baja eficiencia a partir de 2012, y las bombillas halógenas de alta eficiencia con formas similares se prohibieron en 2018. Algunos tipos de bombillas especializadas, como las que se usan en hornos, están exentos de la prohibición. [75]

Exportar / importar [ editar ]

Ver también: Lista de proyectos HVDC § Europa

Hay 2 GW de interconexiones submarinas entre la red de GB y el norte de Francia ( HVDC Cross-Channel ), una segunda conexión de 1 GW con Francia ( IFA2 ), Irlanda del Norte ( HVDC Moyle ), la Isla de Man ( Interconector de la Isla de Man a Inglaterra ) , 1 GW con los Países Bajos ( BritNed ), 1 GW Bélgica ( NEMO Link ) y la República de Irlanda ( EWIC ).

La exportación de electricidad representó entre el 1 y el 3% del consumo entre 2004 y 2009. Según la IEA, el Reino Unido fue el sexto mayor importador de electricidad, importando 11 TWh, después de Brasil (42 TWh), Italia (40 TWh), Estados Unidos (33 TWh), Países Bajos (16 TWh) y Finlandia (14 TWh). [54]

También hay planes futuros para tender cables para unir la red GB con Islandia , Noruega ( North Sea Link y el interconector Escocia-Noruega ).

Facturación de electricidad [ editar ]

Artículo principal: facturación de la electricidad en el Reino Unido

En el Reino Unido, un proveedor de electricidad es un minorista de electricidad . Para cada punto de suministro, el proveedor debe pagar los diversos costos de transmisión , distribución , operación del medidor, recopilación de datos, impuestos, etc. El proveedor luego agrega los costos de energía y el cargo del proveedor.

Contaminación [ editar ]

Ver también: Medidas de descarbonización en la reforma propuesta del mercado eléctrico del Reino Unido

El Reino Unido ha tenido históricamente una red impulsada por carbón que generaba grandes cantidades de CO 2 y otros contaminantes, incluidos SO 2 y óxidos de nitrógeno, lo que provocaba algo de lluvia ácida en Noruega y Suecia. Las plantas de carbón tuvieron que equiparse con depuradores, lo que aumentó los costos. [76]

En 2019, el sector eléctrico del Reino Unido emitió 0,256 kg de CO 2 2 por kWh de electricidad. [77]

Ver también [ editar ]

  • Energía en el Reino Unido
  • Política energética del Reino Unido
  • National Grid (Gran Bretaña)
  • Listas de centrales eléctricas del Reino Unido
  • Subestaciones de alta tensión en Reino Unido

Referencias [ editar ]

  1. ^ a b c "Recopilación de estadísticas de energía del Reino Unido (DUKES): electricidad" . GOV.UK .
  2. ^ a b c d https://www.nationalgrideso.com/news/record-breaking-2020-becomes-greenest-year-britains-electricity
  3. ^ "Recopilación de estadísticas de energía del Reino Unido: informe del 60 aniversario" . Consultado el 16 de diciembre de 2013 .
  4. ↑ a b Vaughan, Adam (30 de enero de 2018). "El consumo de electricidad del Reino Unido cae, mientras que el resto de la UE aumenta" . The Guardian . Consultado el 15 de enero de 2019 .
  5. ↑ a b Harrabin, Roger (3 de enero de 2019). "Cambio climático: luces LED que hacen mella en la demanda de energía del Reino Unido" . BBC News . Consultado el 29 de enero de 2019 .
  6. ^ "Artículo del sitio web de RenewableUK News" . Archivado desde el original el 9 de mayo de 2015.
  7. ^ "Nuevos récords establecidos en el mejor año para la generación de energía eólica británica" . renovableuk.com . 5 de enero de 2016 . Consultado el 20 de octubre de 2016 .
  8. ^ "Año récord para la energía eólica - Gobierno publica cifras oficiales" . 29 de marzo de 2018. Archivado desde el original el 27 de marzo de 2019 . Consultado el 18 de abril de 2018 .
  9. ^ https://www.power-technology.com/news/uk-zero-carbon-fossil-fuel-power/ Las fuentes de carbono cero superan a los combustibles fósiles para la generación de energía del Reino Unido Por Jack Unwin
  10. ^ Alan Shaw (29 de septiembre de 2005). "Kelvin a Weir y luego a GB SYS 2005" (PDF) . Real Sociedad de Edimburgo.
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