La Junta Central de Generación de Electricidad ( CEGB ) fue responsable de la generación, transmisión y ventas a granel de electricidad en Inglaterra y Gales desde 1958 hasta la privatización de la industria eléctrica en la década de 1990. [1]
Se creó el 1 de enero de 1958 para asumir las funciones de la Central Electricity Authority (1955-1957), que a su vez había sustituido a la British Electricity Authority (1948-1955). El Electricity Council también se creó en enero de 1958, como organismo de coordinación y formulación de políticas para la industria de suministro de electricidad británica.
La CEGB era responsable de la generación, transmisión y ventas a granel de electricidad en Inglaterra y Gales , mientras que en Escocia la generación de electricidad estaba a cargo de la Junta de Electricidad del Sur de Escocia y la Junta Hidroeléctrica del Norte de Escocia .
La función de la CEGB era desarrollar y mantener un sistema eficiente, coordinado y económico de suministro de electricidad en grandes cantidades para Inglaterra y Gales y, con ese fin, generar o adquirir suministros de electricidad y proporcionar suministros de electricidad en grandes cantidades a las empresas eléctricas de la zona para su distribución. También tenía la facultad de suministrar electricidad en grandes cantidades a las empresas eléctricas escocesas o a las empresas eléctricas situadas fuera de Gran Bretaña.
La organización era inusual porque la mayoría de su personal superior eran ingenieros profesionales, apoyados en áreas financieras y de gestión de riesgos. [2]
En 1954, seis años después de la nacionalización, el Gobierno nombró al Comité Herbert para examinar la eficiencia y la organización de la industria eléctrica. El comité concluyó que la doble función de la Autoridad Británica de Electricidad (generación y supervisión de la electricidad) había llevado a una concentración central de responsabilidades y a una duplicación entre el personal de la sede y el de las divisiones, lo que provocó demoras en la puesta en servicio de nuevas centrales. Las recomendaciones del Comité se implementaron mediante la Ley de Electricidad de 1957 , que estableció el Consejo de Electricidad para supervisar la industria y la CEGB con la responsabilidad de la generación y la transmisión. [3]
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La CEGB fue creada por la sección 2 de la Ley de Electricidad de 1957. [ 4] Estaba formada por una Junta de Generación integrada por un presidente y de siete a nueve miembros a tiempo completo o parcial, designados por el Ministro de Energía , que tenían experiencia o capacidad en "la generación o suministro de electricidad, asuntos industriales, comerciales o financieros, ciencias aplicadas, administración o la organización de trabajadores". El poder de nombramiento pasó posteriormente al Ministro de Tecnología , y luego al Secretario de Estado de Comercio e Industria .
Había seis presidentes del CEGB:
El ejecutivo estaba integrado por el presidente y los miembros de la junta directiva a tiempo completo. El Departamento de Operaciones de la Sede prestaba un servicio al directorio y al ejecutivo y podía proporcionar personal especializado. [2]
El presidente y otros dos miembros de la junta, además de los presidentes de las juntas de área, eran miembros del Consejo de Electricidad. [2]
Las funciones de diseño, construcción y desarrollo asociadas con las centrales eléctricas y la transmisión estaban a cargo de dos divisiones: la División de Desarrollo y Construcción de Generación con sede en Cheltenham y luego en Barnwood Gloucester, y la División de Desarrollo y Construcción de Transmisión con sede en Guildford. [2] En 1979, la División de Transmisión se había reestructurado como la División de Transmisión y Servicios Técnicos con sede en Guildford, y una División de Planificación e Investigación Tecnológica con sede en Londres, esta última formada a partir de las Ramas de Estudios Técnicos del Sistema y de Generación de la División de Investigación. [6] [7]
En 1981 se creó un Departamento de Estrategia Corporativa a partir de algunos elementos del Departamento de Planificación. También se creó un Grupo de Apoyo a las Operaciones Nucleares para brindar apoyo especializado. [7]
La escultura "Power in Trust" del logotipo de CEGB fue realizada por Norman Sillman para representar una mano hecha con tubos de caldera y una turbina , fue encargada en 1961 para la inauguración de la central eléctrica Staythorpe B. [8]
Cuando se constituyó por primera vez, la sede de la CEGB en Londres estaba en el antiguo edificio de la Autoridad Central de Electricidad en Winsley Street W1; también había oficinas en Buchanan House, 24/30 Holborn, Londres, EC1. [9]
En 1989, en la industria de suministro de electricidad había un total de 131.178 empleados, distribuidos de la siguiente manera: [10]
La CEGB gastó más en construcción industrial que cualquier otra organización del Reino Unido. En 1958 se estaban planificando o construyendo alrededor de 40 centrales eléctricas con un coste de capital de 800 millones de libras. [3]
Las centrales eléctricas de suministro público que estuvieron en funcionamiento en cualquier momento entre 1958 y 1990 eran propiedad de la CEGB y estaban operadas por ella. En 1971-1972 había 183 centrales eléctricas en 156 emplazamientos, con una capacidad instalada de 58.880,051 MW, y suministraban 190.525 GWh. [2] En 1981-1982 había 108 centrales eléctricas con una capacidad de 55.185 MW y suministraban 210.289 GWh. [6]
En sus inicios, la CEGB operaba 2.763 km de circuito de superred de alta tensión de 275 kV. El crecimiento de la red nacional de alta tensión durante la vida útil de la CEGB se muestra en la siguiente tabla. [3]
En 1981-2 había un total de 203 subestaciones operando a 275/400 kV, estas subestaciones incluían 570 transformadores operando a 275/400 kV. [6]
En el centro de operaciones se encontraba el Centro Nacional de Control de la Red Nacional en Londres, que formaba parte de la jerarquía de control del sistema. El Centro Nacional de Control estuvo basado en Bankside House desde 1962. [7] También había Áreas de Control de Red de Área y de Distrito, que originalmente estaban en Newcastle upon Tyne , Leeds , Manchester, Nottingham , Birmingham, St Albans , East Grinstead y Bristol . Los ingenieros de control de turno que trabajaban en estos centros de control calculaban el costo, programaban y despachaban la carga de un compromiso económico de generación al sistema interconectado principal (la red de 400/275/132 kV) con un nivel adecuado de seguridad. También tenían información sobre los costos de funcionamiento y la disponibilidad de cada planta productora de energía en Inglaterra y Gales. Anticipaban constantemente la demanda, monitoreaban y daban instrucciones a las centrales eléctricas para que aumentaran, redujeran o detuvieran la producción de electricidad. Utilizaban el " orden de mérito ", una clasificación de cada generador en las centrales eléctricas basada en cuánto costaba producir electricidad. El objetivo era garantizar que la producción y transmisión de electricidad se lograra al menor costo posible.
En 1981, la estructura de transmisión corporativa de tres niveles: Control Nacional, salas de control de área en las regiones y salas de control de distrito (áreas) se cambió a una estructura de dos niveles fusionando las salas de control de área y distrito. [7]
La electricidad generada, suministrada y vendida por la CEGB, en GWh, fue la siguiente: [10]
Nota: las importaciones son suministros a granel del sur de Escocia y Francia y de fuentes privadas, las exportaciones son suministros a granel al sur de Escocia y Francia.
El resumen de los ingresos y gastos del CEGB (en millones de libras esterlinas) es el siguiente: [10] [11]
El control detallado de los asuntos operativos, como la planificación, la generación, la transmisión y el mantenimiento de la electricidad, se delegó en cinco regiones geográficas. A partir de enero de 1971, cada región contaba con un director general, un director de generación, un director de planificación operativa, un director de transmisión, un interventor financiero, un interventor de servicios científicos y un director de personal. [2]
Sede regional: Haslucks Green Road, Shirley, Solihull , West Midlands.
La región de Midlands era responsable de la operación de 38 centrales eléctricas, más de 170 subestaciones y casi 2.000 millas de líneas de transmisión de la red en un área que abarcaba 11.000 millas cuadradas. La región producía más de una cuarta parte de la electricidad utilizada en Inglaterra y Gales y tenía una parte importante del programa de construcción industrial organizado por la CEGB durante la década de 1960.
En 1948, la capacidad total de generación de todas las centrales eléctricas de la región era de 2.016 MW, apenas un poco más que una central moderna de 2.000 MW. En 1957, la capacidad de la región había alcanzado los 4.000 MW, duplicándose hasta los 8.000 MW en 1966 y aumentando hasta los 14.000 MW en 1969 y los 16.000 MW en 1971.
Los presidentes anteriores de la región de Midlands fueron Arthur Hawkins , Gilbert Blackman y RL Batley. [12] [13]
Antes de 1968, la región de Midlands estaba dividida en la división de West Midlands y la división de East Midlands. El número de centrales eléctricas, capacidad instalada y electricidad suministrada en la región de Midlands era: [2] [6]
Sede regional: Merrion Centre, Leeds (1971). Beckwith Knowle, Otley Road, Harrogate .
La Región Nororiental, que se extiende a través de Northumberland , Durham , Yorkshire y North Lincolnshire, era responsable de la operación de 32 centrales eléctricas capaces de producir 8.000 MW de electricidad. 108 subestaciones y más de 1.200 millas de líneas aéreas transmitían la electricidad a la Junta de Electricidad de Yorkshire y a la Junta de Electricidad del Noreste para pasarla al cliente.
Un presidente anterior de la Región Nororiental fue PJ Squire. [13]
Antes de 1968, la Región Nororiental estaba dividida en la División Norte y la División Yorkshire. El número de centrales eléctricas, capacidad instalada y electricidad suministrada en la Región Nororiental era: [2] [6]
Sede regional: 825 Wilmslow Road, Manchester, M20 (1971). Europa House, Bird Hall Lane, Cheadle Heath, Stockport .
Los presidentes anteriores de la Región Noroeste fueron JL Ashworth y GB Jackson. [13]
El número de centrales eléctricas, capacidad instalada y electricidad suministrada en la Región Noroeste fue: [2] [6]
Sede regional: Bankside House, Summer Street, Londres.
Los ex presidentes de la Región Sudeste fueron GN Stone, HJ Bennett y FW Skelcher. [14] [13]
Antes de 1968, la región del sudeste se dividía en la división del norte del Támesis y la división del sur del Támesis. El número de centrales eléctricas, la capacidad instalada y la electricidad suministrada en la región del sudeste era: [2] [6]
Sede regional: 15–23 Oakfield Grove, Clifton, Bristol (1971). Bedminster Down, Bridgwater Road, Bristol. Los presidentes anteriores de la Región Suroeste fueron Douglas Pask , Roy Beatt, AC Thirtle y RH Coates. [14] Antes de 1968, la Región Suroeste se dividía en la División Sur, la División Oeste y la División Sur de Gales. El número de centrales eléctricas, capacidad instalada y electricidad suministrada en la Región Suroeste era: [2] [6]
Los suministros de electricidad de las regiones CEGB a las empresas eléctricas de área en 1971-2 y 1981-2 fueron los siguientes. [6] [2] El cargo promedio en 1971-2 fue de 0,6519 peniques/kWh, en 1981-2 el cargo fue de 3,0615 peniques/kWh.
Durante la existencia de la CEGB, la demanda máxima se había más que duplicado, pasando de 19.311 MW en 1958 a 47.925 MW en 1987. Las ventas de electricidad habían aumentado de 79,7 TWh en 1958 a 240 TWh en 1988. [3]
El CEGB tenía una amplia sección de I+D con sus tres laboratorios principales en Leatherhead (Laboratorios Centrales de Investigación de Electricidad, CERL) (inaugurado por el Ministro de Energía en mayo de 1962), [7] el Laboratorio de Ingeniería de Marchwood (MEL) y los Laboratorios Nucleares de Berkeley (BNL). También había cinco instalaciones regionales y cuatro grupos de proyectos, Norte, Sur, Midlands y el Grupo de Proyectos de Transmisión. Estos departamentos de servicio científico (SSD) tenían una base en cada región. Una de las principales funciones de los SSD era resolver problemas de ingeniería con los diversos diseños de unidades de 500 MW. Estos representaron un aumento significativo en el tamaño de las unidades y tuvieron muchos problemas iniciales, la mayoría de los cuales se resolvieron para dar como resultado un servicio confiable y proporcionar una buena experiencia para el diseño de las unidades de 660 MW.
En los años 1970 y 1980, para el control en tiempo real de las centrales eléctricas, el equipo de I+D desarrolló el lenguaje de programación Cutlass y el sistema de aplicación. Después de la privatización, los sistemas CUTLASS en National Power se eliminaron gradualmente y se reemplazaron en gran medida por el Sistema de Gestión Avanzada de Plantas (APMS), una solución SCADA desarrollada en asociación por RWE npower (una empresa descendiente de CEGB) y Thales UK . [15] El propio APMS ha quedado obsoleto desde entonces. Sin embargo, Eggborough fue la última central, en particular la unidad 2, que funcionó completamente con APMS hasta su desmantelamiento en 2017.
Por el contrario, PowerGen , posteriormente absorbida por E.ON (que luego se dividió para formar Uniper ), emprendió un programa para adaptar todo el sistema al hardware actual. La versión más actual de Cutlass, 'PT-Cutlass Kit 9', se ejecuta en hardware basado en Motorola PPC, con la estación de trabajo de ingeniería y las funciones administrativas proporcionadas por una PC estándar con Microsoft Windows. Es totalmente compatible (con algunas excepciones menores) con la versión DEC PDP-11 (kit 1) lanzada por PowerGen y tiene un alto nivel de compatibilidad con la versión final del kit 1 anteriormente utilizado en National Power. [16] Se utiliza en tres centrales eléctricas del Reino Unido: Ratcliffe-on-Soar , Cottam y Fiddlers Ferry .
El CEGB estuvo sujeto al examen de organismos externos y formuló políticas y estrategias para cumplir con sus responsabilidades.
En 1978, el gobierno publicó un libro blanco titulado Reorganización del suministro eléctrico en Inglaterra y Gales, que proponía la creación de una corporación eléctrica para unificar la estructura fragmentada de la industria. Las restricciones parlamentarias impidieron su promulgación. [7]
En 1981, la Comisión de Monopolios y Fusiones de la Junta Central de Generación de Electricidad publicó un informe titulado "Informe sobre el funcionamiento de la Junta de su sistema para la generación y suministro de electricidad a granel ". El informe concluyó que las operaciones de la CEGB eran eficientes, pero que su evaluación de las inversiones iba en contra del interés público. [7]
En 1964, el CEGB eligió el reactor avanzado refrigerado por gas , desarrollado por la Autoridad de Energía Atómica del Reino Unido , para un programa de construcción de nuevas centrales. Las cinco centrales eran: Dungeness B , Hinkley Point B , Hartlepool , Heysham y Hunterston B. [ 7]
En 1976, la CEGB puso en marcha un programa de cierre acelerado de centrales eléctricas. El 25 de octubre se cerraron 23 centrales eléctricas y 18 parcialmente cerradas, con una capacidad total de 2.884 MW. En marzo de 1977 se cerraron otras seis centrales con una capacidad de 649 MW. [7] [17]
En 1979, la CEGB y la Junta Nacional del Carbón llegaron a un acuerdo conjunto según el cual la CEGB se esforzaría por producir 75 millones de toneladas de carbón por año hasta 1985, siempre que el precio en boca de pozo no aumentara por encima de la tasa de inflación. [7]
En 1981, la CEGB solicitó el permiso de construcción para construir un reactor de agua a presión de 1.200 MW en Sizewell . Se llevó a cabo una larga investigación pública. [7]
En 1981, la CEGB introdujo otro programa acelerado de cierre de centrales eléctricas. El 26 de octubre se cerraron 16 centrales eléctricas con una capacidad combinada de 3.402 MW. Se mantuvieron en reserva una capacidad adicional de 1.320 MW sin personal. [7] [17]
El mercado de la electricidad en el Reino Unido se construyó a partir de la división de la CEGB en cuatro empresas en la década de 1990. Sus actividades de generación (o upstream) se transfirieron a tres empresas generadoras, 'PowerGen', ' National Power ' y ' Nuclear Electric ' (más tarde 'British Energy', eventualmente 'EDF Energy'); y sus actividades de transmisión (o downstream) a la ' National Grid Company '. [18] [19]
Las acciones de National Grid se distribuyeron entre las compañías eléctricas regionales antes de su privatización en 1990. PowerGen y National Power se privatizaron en 1991, y el 60% de las participaciones de cada compañía se vendió a inversores, quedando el 40% restante en manos del gobierno del Reino Unido . El proceso de privatización se retrasó inicialmente porque se concluyó que los "activos de plantas de energía nuclear previamente decididos en National Power" no se incluirían en la National Power privada. Se formó una nueva compañía, Nuclear Electric, que eventualmente poseería y operaría los activos de energía nuclear, y las centrales nucleares se mantuvieron en propiedad pública durante varios años. [20]
En 1995, el gobierno vendió su participación del 40% y los activos de Nuclear Electric y Scottish Nuclear se combinaron y dividieron. El proceso de combinación fusionó las operaciones de las ocho plantas nucleares más avanzadas del Reino Unido (siete reactores refrigerados por gas avanzados [AGR] y un reactor de agua a presión [PWR]) en una nueva empresa privada fundada en 1996, British Energy (ahora EDF Energy ). [21] [22] El proceso de división creó una empresa separada en 1996 llamada Magnox Electric para mantener los reactores Magnox más antiguos , que luego se fusionó con BNFL .
Aunque la privatización de la electricidad comenzó en 1990, la CEGB siguió existiendo hasta que la Orden de Disolución de la Junta Central de Generación de Electricidad de 2001 , un instrumento estatutario , entró en vigor el 9 de noviembre de 2001. [23]
Powergen es ahora E.ON UK , propiedad de la empresa de servicios públicos alemana E.ON, que luego se dividió para formar Uniper, que posee la mayoría de la antigua generación de energía convencional E.On. National Power se dividió en una empresa del Reino Unido, 'Innogy', ahora 'RWE npower', propiedad de la empresa de servicios públicos alemana RWE , y una empresa internacional, 'International Power', ahora Engie Energy International y propiedad de la empresa francesa Engie .
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