La Red Nacional cubre la mayor parte de Gran Bretaña continental y varias de las islas circundantes, y hay interconectores con Irlanda del Norte y otros países europeos. La energía se suministra a los consumidores a 230 voltios CA con una frecuencia de 50 Hz . En 2023, alrededor de un tercio de la electricidad utilizada en Gran Bretaña se generó a partir de gas fósil y dos tercios fueron energía baja en carbono . La energía eólica genera la mayor cantidad de energía con bajas emisiones de carbono, seguida de la nuclear , parte de la cual se importa de Francia. [6] El gobierno tiene como objetivo que las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la electricidad en Gran Bretaña sean netas cero para 2035. [7]
El uso de electricidad disminuyó en la década de 2010 y principios de 2020, lo que se atribuye en gran medida a una disminución de la actividad industrial y a un cambio hacia iluminación y electrodomésticos más eficientes desde el punto de vista energético. [8] Sin embargo, se prevé que la demanda aumente considerablemente debido a la electrificación , como las bombas de calor [9] y los vehículos eléctricos . [10]
La política energética del Reino Unido incluye limitar algunas tarifas de la energía residencial, [11] y el gobierno puede estabilizar los precios mayoristas de algunas nuevas fuentes de energía bajas en carbono. [12]
Los planes de nacionalización están actualmente en marcha tras la introducción propuesta de Great British Energy después del discurso del Rey de 2024 , que también supervisó una mayor dedicación hacia los objetivos de cero emisiones netas para 2050. Esto se enfatiza aún más a través de GB Energy a través de fuertes inversiones en fuentes de energía renovables, como energía mareomotriz y parques eólicos marinos. El futuro organismo también pretende operar y gestionar proyectos de energía limpia a nivel estatal, a diferencia de las entidades privadas que lo hacen desde hace varios años.
Según las estimaciones más recientes, el plan ascenderá a 8.000 millones de libras esterlinas. para el gobierno, una cifra criticada tanto por la oposición como por los medios, aunque el Secretario de Energía, Ed Miliband, ha afirmado que tendrá un impacto ambiental al promover la sostenibilidad, además de predecir que reducirá los umbrales promedio de electricidad en £ 1,400 a nivel universal. La entidad permanecerá en etapas preliminares antes de la implementación del Great British Energy Bill , después de lo cual se establecerá después del consentimiento real otorgado de conformidad con la ley del Reino Unido .
Electricidad de la red británica en 2023 [13]
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. [14] 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 cubierta por energía eólica. [15] 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. [16] En 2019, National Grid anunció que las tecnologías de generación bajas en carbono habían producido más electricidad que los generadores fósiles por primera vez. en Gran Bretaña. [17]
El primero en utilizar la distribución de energía eléctrica de alto voltaje trifásico de Nikola Tesla en el Reino Unido fue Charles Merz , de la sociedad de consultoría Merz & McLellan , en su central eléctrica de Neptune Bank, cerca de Newcastle upon Tyne . Este se inauguró en 1901, [18] y en 1912 se había convertido en el sistema eléctrico integrado más grande de Europa. [19] El resto del país, sin embargo, siguió utilizando un mosaico de pequeñas redes de suministro.
En 1925, el gobierno británico 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 recomendaba que se creara un sistema de suministro de " parrilla nacional ". [20] La Ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA nacional sincronizada 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, [21] y las obras se completaron en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [22] [23] 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, [24] 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. [25] 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 . [25] La red fue nacionalizada por la Ley de Electricidad de 1947 , que también creó la Autoridad de Electricidad Británica . En 1949, la Autoridad Eléctrica Británica decidió mejorar la red añadiendo 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 prevista de 30.000 MW para 1970. Esta demanda prevista ya fue superada en 1960. El rápido crecimiento de la carga llevó a la Central de Electricidad 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 consideró, junto con el aumento de la demanda, el efecto en el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de los generadores, que dieron como resultado 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 suministros adecuados de agua de refrigeración, pero estas ubicaciones no coincidían con los centros de carga. Un ejemplo típico es West Burton, con máquinas de 4 × 500 MW, situada en la yacimiento carbonífero de Nottinghamshire, cerca del río Trent . Estos acontecimientos cambiaron el énfasis en el sistema de transmisión, de la interconexión a la función principal de transferencias masivas de energía desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia prevista en 1970 de unos 6.000 MW de las Midlands a los condados de origen .
Como posibles soluciones se examinaron el refuerzo continuo y la ampliación de los sistemas de 275 kV existentes. Sin embargo, además del problema técnico de niveles de falla muy altos, se habrían requerido muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas a 275 kV. Como esto no era coherente con la política del CEGB de preservar los servicios, se buscó otra solución. Se consideraron como alternativas un esquema de 400 kV y uno de 500 kV, cualquiera de los cuales ofrecía un margen suficiente para una futura expansión. Se eligió un sistema de 400 kV por dos razones principales. En primer lugar, la mayoría de las líneas de 275 kV podrían ampliarse 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 iniciaron los trabajos de diseño y, para cumplir con el cronograma de 1965, la ingeniería del contrato para los primeros proyectos tuvo que ejecutarse al mismo tiempo que el diseño. Esto incluyó la subestación interior de 400 kV de West Burton , 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 241 km (150 millas) desde Sundon hasta West Burton. para convertirse en la Superred .
Con el desarrollo de la red nacional y el cambio al uso de electricidad, el consumo de electricidad en el Reino Unido aumentó alrededor de un 150% entre la nacionalización de la industria en 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 .
Tras la disolución de CEGB en 1990, la propiedad y operación de National Grid en Inglaterra y Gales pasó a National Grid Company plc, que más tarde se convertiría en National Grid Transco y ahora National Grid plc . En Escocia, la red ya estaba dividida en dos entidades separadas, una para el sur y el centro de Escocia y otra para el norte de Escocia, conectadas por interconectores. El primero es propiedad y está mantenido por SP Energy Networks, una filial de Scottish Power , y el otro por SSE . Sin embargo, National Grid plc sigue siendo el operador del sistema para toda la red británica.
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 alimentaba con carbón , y el petróleo proporcionaba la mayor parte del resto.
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 principal razón detrás de esta central eléctrica , le 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 1970 y 1980 se construyeron algunas instalaciones nucleares. A partir de los años 1990, las centrales eléctricas de gas se beneficiaron del Dash for Gas suministrado por el gas del Mar del Norte . Después de la década de 2000, las energías renovables como la solar y la eólica agregaron una capacidad significativa. [26] En el tercer trimestre de 2016, la energía nuclear y las energías renovables suministraron cada una una cuarta parte de la electricidad británica, y el carbón suministró el 3,6%. [27] [28]
A pesar del flujo de petróleo del Mar del Norte desde mediados de la década de 1970, la generación alimentada por petróleo siguió siendo relativamente pequeña y siguió disminuyendo.
A partir de 1993 y durante la década de 1990, una combinación de factores condujo a la llamada Dash for Gas , durante la cual el uso de carbón se redujo en favor de la generación alimentada por 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 dentro de 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 la generación con turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT). En 1990 sólo el 1,09% de todo el gas consumido en el país se utilizó en la generación de electricidad; en 2004 la cifra era del 30,25%. [29]
En 2004, el uso de carbón en las centrales eléctricas había caído a 50,5 millones de toneladas, lo que representa el 82,4 por ciento de todo el carbón utilizado en 2004 (una caída del 43,6 por ciento en comparación con los niveles de 1980), aunque ligeramente superior a su mínimo de 1999. [29] En varios En mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para generar electricidad por primera vez desde 1882. [30] [31] El 21 de abril de 2017, Gran Bretaña pasó un día completo sin utilizar energía del carbón por primera vez desde la Revolución Industrial , según el Cuadrícula Nacional . [32]
Desde mediados de la década de 1990, nuevas fuentes de energía renovables comenzaron a contribuir a la electricidad generada, sumándose a una pequeña capacidad de generación hidroeléctrica .
En los primeros años de la década de 2000, aumentó la preocupación por la perspectiva de una "brecha energética" en la capacidad de generación del Reino Unido. Se preveía que esto surgiera porque se esperaba que varias centrales eléctricas alimentadas con carbón cerrarían debido a que no podían cumplir con los requisitos de aire limpio de la Directiva europea sobre grandes plantas de combustión (directiva 2001/80/CE). [34] Además, las restantes centrales nucleares Magnox del Reino Unido debían haber cerrado en 2015. A la central nuclear AGR más antigua se le ha extendido su vida útil en diez años, [35] y era probable que muchas de las otras pudieran volver a funcionar. ampliado, reduciendo el potencial desfase que sugieren las actuales fechas de cierre contable de entre 2014 y 2023 para las centrales AGR. [36]
Un informe de la industria de 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) planteó preocupaciones similares. – El Clima Cambiante ). La Revista de Energía de 2006 atrajo una considerable cobertura de prensa, en particular en relación con la perspectiva de construir una nueva generación de centrales nucleares, para evitar el aumento de las emisiones de dióxido de carbono que se produciría si se construyeran otras centrales eléctricas convencionales.
Entre el público, según una encuesta realizada en noviembre de 2005 por YouGov para Deloitte , el 35% de la población esperaba que para 2020 la mayor parte de la generación de electricidad provendría de energías renovables (más del doble del objetivo del gobierno, y mucho mayor que el 5,5% generado a partir de 2008), [37] el 23% espera que la mayoría provenga de la energía nuclear, y sólo 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. [38]
El primer paso para cerrar la brecha energética proyectada en el Reino Unido fue la construcción de la central eléctrica Langage y la central eléctrica Marchwood alimentadas con gas convencional , que entraron 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 construidas en el Reino Unido en 20 años. [39]
Más allá de estas nuevas plantas, había una serie de opciones que podrían usarse 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 hacerlo; sin embargo, la tecnología aún no se ha probado 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 CAC viables en todo el mundo.
Sin embargo, debido a la reducción de la demanda en la recesión de finales de la década de 2000, que eliminó cualquier brecha a mediano plazo, y a los altos precios del gas, en 2011 y 2012 se suspendieron más de 2 GW de plantas de generación de gas más antiguas y menos eficientes. [40] [41] En 2011, la demanda de electricidad cayó un 4%, y alrededor de 6,5 GW de capacidad adicional alimentada por gas se agregarán durante 2011 y 2012. [ Desactualizado ] A principios de 2012, el margen de reserva se situó en el alto nivel de 32 %. [42]
Otro factor importante en la reducción de la demanda eléctrica en los últimos años proviene de la eliminación gradual de las bombillas incandescentes y el cambio a iluminación fluorescente compacta y LED . Una investigación de la Universidad de Oxford [43] ha demostrado que el consumo eléctrico anual medio para la iluminación de un hogar en el Reino Unido cayó de 720 kWh en 1997 a 508 kWh en 2012. Entre 2007 y 2015, la demanda eléctrica máxima del Reino Unido cayó de 61,5 GW a 52,7 GW. [43] [44]
En junio de 2013, el regulador de la industria Ofgem advirtió que el sector energético del Reino Unido se enfrentaba a "desafíos sin precedentes" y que "la capacidad excedente de producción de energía eléctrica podría caer al 2% en 2015, aumentando el riesgo de apagones". Las soluciones propuestas "podrían incluir negociar con los principales usuarios de energía para que reduzcan la demanda durante las horas pico a cambio de un pago". [45]
El uso de electricidad disminuyó un 9% entre 2010 y 2017, lo que se atribuye en gran medida a una disminución de la actividad industrial y a un cambio hacia iluminación y electrodomésticos más eficientes desde el punto de vista energético. [8] Para 2018, la generación eléctrica per cápita había caído al mismo nivel que en 1984. [46]
En enero de 2019, Nick Butler , en el Financial Times , escribió: "los costes de todas las formas de energía (aparte de la nuclear) han caído drásticamente y no hay escasez de suministro", basándose en parte en la subasta de capacidad de reserva [47] para 2021– 2022 logrando precios extremadamente bajos. [48] [49]
El sector eléctrico suministra energía a los consumidores a 230 voltios (-6%, +10%) CA con una frecuencia de 50 Hz.
En 2020, la producción total de electricidad fue de 312 TWh (frente a un máximo de 385 TWh en 2005), generada a partir de las siguientes fuentes: [51]
La política energética del gobierno del Reino Unido se había fijado como objetivo que la contribución total de las energías renovables alcanzara el 10% para 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. [52] El Gobierno escocés tiene el objetivo de generar entre el 17% y el 18% de la electricidad de Escocia a partir de energías renovables para 2010, [53] llegando a 40% para 2020. [54]
La producción bruta de electricidad fue de 393 TWh en 2004, lo que le situó en el noveno puesto entre los principales productores del mundo en 2004. [61]
Las 6 grandes 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 está planeando reformar su mercado eléctrico . 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. [62]
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 productor de electricidad a partir de gas. En 2005, el Reino Unido produjo el 3,2% del total mundial de gas natural; ocupando el quinto lugar después de Rusia (21,8%), Estados Unidos (18%), Canadá (6,5%) y Argelia (3,2%). En 2009, la producción de gas del Reino Unido fue menor y también se importó gas natural. [61] [63]
Debido a la reducción de la demanda en la recesión de finales de la década de 2000 y a los altos precios del gas, en 2011 y 2012 se suspendieron más de 2 GW de plantas de generación de gas más antiguas y menos eficientes. [64] [41]
En varias ocasiones en mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para generar electricidad por primera vez desde 1882. [65] [66] Debido a los precios más bajos del gas, la economía de las plantas de carbón está bajo presión y 3 plantas de carbón cerraron en 2016. [67] El 21 de abril de 2017, la red continental no quemó carbón para generar electricidad durante el primer período completo de 24 horas. [68] [69] 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. [4]
En agosto y septiembre de 2021, el Reino Unido tuvo que reiniciar plantas de carbón debido a la falta de energía eólica, ya que las importaciones de energía de Europa eran insuficientes para satisfacer la demanda. [70] [71]
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 en 2035. [72] El Reino Unido tiene 15 reactores nucleares operativos 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 .
Desde mediados de la década de 1990, las energías renovables comenzaron a contribuir a la electricidad generada en el Reino Unido, sumándose a una pequeña capacidad de generación hidroeléctrica . Las fuentes de energía renovables proporcionaron el 11,3% de la electricidad generada en el Reino Unido en 2012, [52] alcanzando 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. [73]
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 fuente importante de energía. La geotermia no es muy accesible y no es una fuente importante. Existen recursos mareomotrices y se están probando proyectos experimentales, pero es probable que sean costosos.
La energía eólica proporciona un porcentaje cada vez mayor de la energía del Reino Unido y, a principios de febrero de 2018, constaba de 8.655 turbinas eólicas con una capacidad nominal total instalada de más de 18,4 gigavatios : 12.083 megavatios de capacidad terrestre y 6.361 megavatios de capacidad marina. [74] Esto colocó al Reino Unido en ese momento como el sexto mayor productor de energía eólica del mundo . [75] Las encuestas de opinión pública muestran consistentemente un fuerte apoyo a la energía eólica en el Reino Unido, con casi tres cuartos de la población de acuerdo con su uso, incluso para las personas que viven cerca de turbinas eólicas terrestres. [76] [77] [78] [79] [80] [81] 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 el próximo cinco años. [82] En el Reino Unido, la energía eólica fue la segunda fuente más importante de energía renovable después de la biomasa en 2013. [52]
En 2014, el Imperial College predijo que Gran Bretaña podría obtener el 40% de la electricidad procedente 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. [83]
Gran Bretaña tiene una serie de parques diésel para abastecer las horas del día de mayor demanda, normalmente en invierno, cuando otros generadores, como los parques eólicos o solares, pueden tener baja producción. Muchos de los generadores diésel funcionan menos de 200 horas al año. [84]
El Reino Unido tiene algunos grandes sistemas de almacenamiento por bombeo, en particular la central eléctrica Dinorwig , que puede proporcionar 1,7 GW durante más de 5 horas y tiene una capacidad de almacenamiento de aproximadamente 9 GWh. [85]
También cuenta con un importante almacenamiento en batería de red que puede suministrar varios gigavatios durante unas horas. En mayo de 2021, había 1,3 GW de almacenamiento en baterías en funcionamiento en el Reino Unido, y 16 GW de proyectos en tramitación podrían implementarse en los próximos años. [86] En 2022, la capacidad del Reino Unido creció en 800 MWh, finalizando en 2,4 GW/2,6 GWh. [87]
En diciembre de 2019, comenzó la construcción del proyecto de almacenamiento de energía en batería Minety, ubicado cerca de Minety , Wiltshire y desarrollado por Penso Power. [88] La inversión china proporcionó la financiación y el Grupo China Huaneng es responsable de la construcción y operación. La capacidad diseñada fue de 100 MWh y utiliza tecnología de batería LiFePo4 . [88] Comenzó a operar en julio de 2021. [89] En 2020, Penso Power decidió ampliar el proyecto en 50 MWh, que se espera que comience a operar más adelante en 2021. [88] [90] Es la instalación de baterías de almacenamiento más grande de Europa. [89]
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La Comisión Europea prohibió las bombillas incandescentes no direccionales de uso general de baja eficiencia a partir de 2012, y las bombillas halógenas de forma similar y mayor eficiencia se prohibieron en 2018. Algunos tipos de bombillas especializadas, como las que se usan en hornos, están exentas de la prohibición. [91]
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 con Bélgica ( NEMO Link ), 1,4 GW con Noruega ( North Sea 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 AIE, el Reino Unido fue el sexto mayor importador de electricidad, con 11 TWh, después de Brasil (42 TWh), Italia (40 TWh), Estados Unidos (33 TWh). ), Países Bajos (16 TWh) y Finlandia (14 TWh). [63]
También hay planes futuros para tender cables que conecten la red GB con Islandia ( Icelink ), Noruega ( interconector Escocia-Noruega ) y Dinamarca ( Viking Link ).
El cable más largo, North Sea Link, tiene 720 kilómetros de largo y conecta Blyth , Northumberland , noreste de Inglaterra , con Kvilldall, suroeste de Noruega . [92]
El mercado de la electricidad está desregulado en el Reino Unido y el costo por MWh de gran parte de la electricidad generada se paga al precio marginal local , que ocasionalmente es negativo durante períodos de bajo consumo y fuertes vientos, a partir de 2019. [93] El precio se negocia en un mercado al contado (APX Power UK, propiedad del grupo APX ).
En el Reino Unido, un proveedor de electricidad es un minorista de electricidad . Para cada punto de suministro, el proveedor tiene que pagar los distintos costos de transmisión , distribución , operación de medidores, recopilación de datos, impuestos, etc. Luego, el proveedor suma los costos de energía y su propio cargo.
Históricamente, el Reino Unido tuvo una red alimentada por carbón que generó grandes cantidades de CO 2 y otros contaminantes, incluidos SO 2 y óxidos de nitrógeno, lo que provocó cierta lluvia ácida en Noruega y Suecia. Las plantas de carbón tuvieron que equiparse con depuradores, lo que aumentó los costos. [94]
En 2019, el sector eléctrico del Reino Unido emitió 0,256 kg de CO 2 por kWh de electricidad. [95]
{{cite book}}: Mantenimiento CS1: otros ( enlace )La participación de la electricidad baja en carbono en la generación representó un récord del 50,0 por ciento en el tercer trimestre de 2016, frente al 45,3 por ciento en el mismo período de 2015, con una mayor generación a partir de energías renovables (eólica y solar) y nuclear. La participación del carbón cayó al 3,6%
{{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace )Los parques eólicos del Reino Unido produjeron menos de un gigavatio en ciertos días, según Konstantinov. La capacidad total es de 24 gigavatios