La red eléctrica 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 de corriente alterna con una frecuencia de 50 Hz . En 2023, aproximadamente un tercio de la electricidad utilizada en Gran Bretaña se generó a partir de gas fósil y dos tercios fueron energía con bajas emisiones de carbono . La energía eólica genera la mayor parte de la energía con bajas emisiones de carbono, seguida de la nuclear , parte de la cual se importa de Francia. [5] El gobierno tiene como objetivo que las emisiones de gases de efecto invernadero de la electricidad en Gran Bretaña sean cero netas para 2035. [6]
El uso de electricidad disminuyó en la década de 2010 y principios de la de 2020, atribuido en gran medida a una disminución de la actividad industrial y un cambio hacia iluminación y electrodomésticos más eficientes energéticamente. [7] Sin embargo, se proyecta que la demanda aumentará considerablemente debido a la electrificación , como las bombas de calor [8] y los vehículos eléctricos . [9]
La política energética del Reino Unido incluye limitar algunas tarifas de precios de energía residencial [10] , y el gobierno puede estabilizar los precios mayoristas de cierta energía nueva con bajas emisiones de carbono [11] .
Actualmente, se están llevando a cabo planes de nacionalización tras la propuesta de introducción de Great British Energy tras el Discurso del Rey de 2024 , que también supervisó un mayor compromiso con los objetivos de cero emisiones netas para 2050. Esto se enfatiza aún más a través de GB Energy mediante una fuerte inversión en fuentes de energía renovables, como la energía maremotriz y los 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 han hecho durante varios años.
Según las últimas estimaciones, el plan supondrá un presupuesto de 8.000 millones de libras para el Gobierno, una cifra criticada tanto por la oposición como por los medios de comunicación, aunque el secretario de Energía, Ed Miliband, ha asegurado que tendrá un impacto medioambiental en el avance de la sostenibilidad, además de predecir que reducirá los umbrales medios de electricidad en 1.400 libras a nivel mundial. La entidad permanecerá en fases preliminares antes de la implementación del Gran Proyecto de Ley de Energía Británica, tras lo cual se creará tras la sanción real otorgada de conformidad con la ley del Reino Unido .
Red eléctrica británica en 2023 [12]
En 2008, la producción de electricidad nuclear fue de 53,2 TW·h, equivalente a 860 kWh por persona. En 2014, 28,1 TW·h de energía fueron generados por energía eólica, que contribuyó con el 9,3% de la demanda de electricidad del Reino Unido. [13] 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 de electricidad del país cubierta por la energía eólica. [14] 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. [15] 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. [16]
El primero en utilizar la distribución eléctrica de alto voltaje trifásica de Nikola Tesla en el Reino Unido fue Charles Merz , de la sociedad de consultoría Merz & McLellan , en su central eléctrica Neptune Bank cerca de Newcastle upon Tyne . Esta se inauguró en 1901, [17] y en 1912 se había convertido en el sistema eléctrico integrado más grande de Europa. [18] El resto del país, sin embargo, continuó 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 eléctrico de Gran Bretaña. Weir consultó a Merz y el resultado fue la Ley de suministro de electricidad de 1926 , que recomendaba la creación de un sistema de suministro de " red nacional". [19] La Ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA sincronizada a nivel nacional del Reino Unido, que funcionaba a 132 kV, 50 Hz.
La red se creó con 4.000 millas de cables: principalmente cables aéreos , que unían las 122 centrales eléctricas más eficientes. La primera "torre de red" se erigió cerca de Edimburgo el 14 de julio de 1928, [20] y el trabajo se completó en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [21] [22] Comenzó a funcionar en 1933 como una serie de redes regionales con interconexiones auxiliares para uso de emergencia. Después de la puesta en paralelo no autorizada pero exitosa a corto plazo de todas las redes regionales por los ingenieros nocturnos el 29 de octubre de 1937, [23] en 1938 la red estaba operando como un sistema nacional. Para entonces, el crecimiento en el número de usuarios de electricidad era el más rápido del mundo, aumentando de tres cuartos de millón en 1920 a nueve millones en 1938. [24] Demostró su valor durante el Blitz cuando el sur de Gales proporcionó energía para reemplazar la producción perdida de las centrales eléctricas de Battersea y Fulham . [24] 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 modernizar 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 se había superado en 1960. El rápido crecimiento de la carga llevó a la Central Electricity Generating Board (CEGB) a realizar un estudio de las necesidades futuras de transmisión, que se completó en septiembre de 1960. El estudio se describe en un documento presentado a la Institution of Electrical Engineers por Booth, Clark, Egginton y Forrest en 1962.
En el estudio se tuvo en cuenta, junto con el aumento de la demanda, el efecto sobre el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de generadores, que dieron como resultado centrales eléctricas proyectadas de 2.000 a 3.000 MW de capacidad instalada. Estas nuevas centrales se ubicarían principalmente 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. West Burton , con 4 máquinas de 500 MW, ubicadas en el yacimiento de carbón de Nottinghamshire cerca del río Trent , es un ejemplo típico. Estos avances cambiaron el énfasis en el sistema de transmisión, desde la interconexión a la función primaria de transferencias de energía a granel desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia prevista en 1970 de unos 6.000 MW desde las Midlands a los condados del Home .
Se estudiaron como posibles soluciones el refuerzo y la ampliación de los sistemas de 275 kV existentes. Sin embargo, además del problema técnico de los niveles de avería muy elevados, se habrían necesitado muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas a 275 kV. Como esto no era coherente con la política de conservación de las instalaciones de la CEGB, se buscó otra solución. Se consideraron como alternativas tanto un esquema de 400 kV como uno de 500 kV, ya que cualquiera de los dos 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 previó 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 el cronograma de 1965, la ingeniería del contrato para los primeros proyectos tuvo que ejecutarse simultáneamente con el diseño. Esto incluía 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 150 millas (241 km) desde Sundon a 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 la CEGB en 1990, la propiedad y la operación de la Red Nacional en Inglaterra y Gales pasaron a manos de National Grid Company plc, que más tarde se convertiría en National Grid Transco y, en la actualidad, National Grid plc . En Escocia, la red ya estaba dividida en dos entidades independientes, una para el sur y el centro de Escocia y otra para el norte de Escocia, conectadas mediante interconectores. La primera es propiedad de SP Energy Networks, una filial de Scottish Power , y está a cargo de su mantenimiento, y la otra de SSE . Sin embargo, National Grid plc siguió siendo el operador del sistema para toda la red británica hasta la creación del operador del sistema energético nacional el 1 de octubre de 2024.
El modo de generación ha cambiado con el paso de los años. Durante la década de 1940, aproximadamente el 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 capacidad de generación nuclear en la década de 1950, cuando 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 , otras centrales civiles siguieron su ejemplo y el 26% de la electricidad del país se generó a partir de energía nuclear en su apogeo en 1997.
Durante los años 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 plantas nucleares. A partir de los años 1990, las plantas de energía a 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 capacidad significativa. [25] 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%. [26] [27]
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 continuó disminuyendo.
A partir de 1993 y durante los años 90, una combinación de factores condujo a una denominada " Dash for Gas" , durante la cual el uso del carbón se redujo a favor de la generación de energía a base de gas. Esto fue provocado por preocupaciones políticas, la privatización de la National Coal Board , British Gas y la Central Electricity Generating Board ; la introducción de leyes que facilitaban la competencia en los mercados energéticos; la disponibilidad de gas barato del Mar del Norte y otros lugares y la alta eficiencia y la menor contaminación de la generación de energía 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%. [28]
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 a su mínimo en 1999. [28] En varias ocasiones en mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para generar electricidad por primera vez desde 1882. [29] [30] El 21 de abril de 2017, Gran Bretaña pasó un día entero sin utilizar energía de carbón por primera vez desde la Revolución Industrial , según National Grid . [31]
A partir de mediados de la década de 1990, nuevas fuentes de energía renovable comenzaron a contribuir a la electricidad generada, sumándose a la pequeña capacidad de generación hidroeléctrica .
A principios de la década de 2000, aumentó la preocupación por la posibilidad de una "brecha energética" en la capacidad de generación del Reino Unido. Se preveía que esto se produciría porque se esperaba que varias centrales eléctricas de carbón cerraran por no poder cumplir con los requisitos de aire limpio de la Directiva europea sobre grandes instalaciones de combustión (Directiva 2001/80/CE). [33] Además, las centrales nucleares Magnox restantes del Reino Unido debían cerrar en 2015. La central nuclear AGR más antigua ha visto su vida útil extendida diez años [34] , y era probable que muchas de las otras pudieran tener una vida útil extendida, reduciendo la brecha potencial sugerida por las fechas de cierre contable actuales de entre 2014 y 2023 para las centrales eléctricas AGR. [35]
En 2005, un informe de la industria predijo que, si no se tomaban medidas para llenar el vacío, en 2015 habría un déficit del 20% en la capacidad de generación de electricidad. Un informe publicado en 2000 por la Comisión Real sobre Contaminación Ambiental (Energía: el cambio climático ) planteó preocupaciones similares. La Revisión de la Energía de 2006 atrajo una considerable cobertura de prensa, en particular en relación con la perspectiva de construir una nueva generación de centrales nucleares, con el fin de 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 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 mayor que el 5,5% generado a partir de 2008), [36] el 23% esperaba que la mayoría provendría de energía nuclear, y sólo el 18% que la mayoría provendría de combustibles fósiles. El 92% pensaba que el Gobierno debería hacer más para explorar tecnologías alternativas de generación de energía para reducir las emisiones de carbono. [37]
La primera medida para cubrir la brecha energética prevista en el Reino Unido fue la construcción de las centrales eléctricas de gas convencional de Langage y de Marchwood , 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). De haberse construido, habrían sido las primeras centrales de carbón construidas en el Reino Unido en veinte años. [38]
Además de estas nuevas plantas, existían varias opciones que podrían utilizarse para proporcionar la nueva capacidad de generación, al tiempo que se minimizaban las emisiones de carbono y se producían menos residuos y contaminación. Las plantas de energía que utilizan combustibles fósiles podrían ser una solución si existiera una forma satisfactoria y económica de reducir sus emisiones de carbono. La captura de carbono podría ser una forma de hacerlo; sin embargo, la tecnología es relativamente nueva y los costos son relativamente altos. En 2006 no había ninguna planta de energía en funcionamiento con un sistema completo de captura y almacenamiento de carbono, y en 2018 la situación es que no hay sistemas de captura y almacenamiento de carbono 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 de mediano plazo, y a los altos precios del gas, en 2011 y 2012 se desmantelaron más de 2 GW de plantas de generación de gas más antiguas y menos eficientes. [39] [40] En 2011, la demanda de electricidad cayó un 4%, y se están añadiendo alrededor de 6,5 GW de capacidad adicional a gas durante 2011 y 2012. [ Desactualizado ] A principios de 2012, el margen de reserva se situó en el alto nivel del 32%. [41]
Otro factor importante en la reducción de la demanda eléctrica en los últimos años ha sido la eliminación progresiva de las bombillas incandescentes y el cambio a la iluminación fluorescente compacta y LED . Una investigación de la Universidad de Oxford [42] ha demostrado que el consumo eléctrico anual medio para iluminación en un hogar 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 cayó de 61,5 GW a 52,7 GW. [42] [43]
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 de producción de energía eléctrica sobrante podría caer al 2% en 2015, lo que aumentaría el riesgo de apagones". Las soluciones propuestas "podrían incluir la negociación con los principales usuarios de energía para que reduzcan la demanda durante las horas punta a cambio de un pago". [44]
El uso de electricidad disminuyó un 9% entre 2010 y 2017, debido en gran medida a una disminución de la actividad industrial y a un cambio hacia una iluminación y unos electrodomésticos más eficientes energéticamente. [7] En 2018, la generación eléctrica per cápita había caído al mismo nivel que en 1984. [45]
En enero de 2019, Nick Butler , en el Financial Times , escribió: "los costos de todas las formas de energía (excepto la nuclear) han caído drásticamente y no hay escasez de suministro", en parte debido a que la subasta de capacidad de reserva [46] para 2021-2022 logró precios extremadamente bajos. [47] [48]
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: [50]
La política energética del Gobierno del Reino Unido se había fijado como objetivo una contribución total de las energías renovables del 10% para 2010, pero no fue hasta 2012 que se superó esta cifra; las fuentes de energía renovable suministraron el 11,3% (41,3 TWh) de la electricidad generada en el Reino Unido en 2012. [51] 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, [52] aumentando al 40% para 2020. [53]
La producción bruta de electricidad fue de 393 TWh en 2004, lo que le valió el noveno puesto entre los principales productores mundiales en 2004. [60]
Las seis 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 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 nuevas centrales de generación más respetuosas con el medio ambiente. [61]
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 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 propia de gas del Reino Unido fue menor y también se importó gas natural. [60] [62]
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 desmantelaron más de 2 GW de plantas de generación de gas más antiguas y menos eficientes. [63] [40]
En noviembre de 2015, el gobierno del Reino Unido anunció que las catorce centrales eléctricas de carbón restantes se cerrarían en 2025. [64] En noviembre de 2017, el gobierno del Reino Unido cofundó la Powering Past Coal Alliance . En junio de 2021, el gobierno dijo que pondría fin a la energía a carbón en octubre de 2024. [65] [66] Esta fecha se cumplió cuando Ratcliffe-on-Soar, la última central eléctrica de carbón operativa del Reino Unido, dejó de funcionar el 30 de septiembre de 2024.
El Reino Unido ha quemado carbón continuamente para la generación de electricidad desde la apertura de la central eléctrica del viaducto de Holborn en 1882. En varias ocasiones en mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para electricidad por primera vez desde 1882. [67] [68] 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. [69] El 21 de abril de 2017, la red continental no quemó carbón para generar electricidad durante el primer período completo de 24 horas. [70] [71]
El 21 de abril de 2017, por primera vez desde 1882, la red de Gran Bretaña tuvo un período completo de 24 horas sin generación de energía a partir de carbón. [72] En mayo de 2019, la red de Gran Bretaña pasó su primera semana completa sin energía a partir de carbón. [73] 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. [3] En 2020, el carbón produjo 4,4 TWh de electricidad y Gran Bretaña estuvo 5202 horas sin generación de electricidad a partir de carbón, frente a las 3665 horas de 2019 y las 1856 de 2018. [74]
En agosto y septiembre de 2021, el Reino Unido tuvo que reiniciar las plantas de carbón, en medio de una falta de energía eólica, ya que las importaciones de energía de Europa eran insuficientes para satisfacer la demanda. [75] [76]
El carbón suministró poco más del 1% de la electricidad del Reino Unido en 2023, [77] frente al 30% en 2014. [78] La última central eléctrica que quedaba en el Reino Unido dejó de funcionar el 30 de septiembre de 2024 y la producción de energía cayó a cero en algún momento entre las 15:35 y las 15:40 BST.
La energía nuclear en el Reino Unido genera alrededor de una cuarta parte de la electricidad del país en 2016, y se proyecta que aumente a un tercio para 2035. [79] El Reino Unido tiene 15 reactores nucleares operativos en siete plantas (14 reactores avanzados refrigerados por gas (AGR) y un reactor de agua presurizada (PWR)), así como plantas de reprocesamiento nuclear en Sellafield y la Instalación de Gestión de Relaves (TMF) operada por Urenco en Capenhurst .
A partir de mediados de los años 1990, las energías renovables comenzaron a contribuir a la electricidad generada en el Reino Unido, sumándose a la capacidad de generación de energía hidroeléctrica a pequeña escala . Las fuentes de energía renovables proporcionaron el 11,3% de la electricidad generada en el Reino Unido en 2012, [51] alcanzando los 41,3 TWh de electricidad generada. En el segundo trimestre de 2017, las energías renovables generaron el 29,8% de la electricidad del Reino Unido. [80]
En la actualidad, la mayor fuente de energía renovable en el Reino Unido es la energía eólica, y el país cuenta con algunos de los mejores recursos eólicos de Europa. El Reino Unido tiene una cantidad relativamente pequeña de energía hidroeléctrica y de recursos, aunque existe algún 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 energía geotérmica no es muy accesible y no es una fuente importante. Existen recursos maremotriz y se están probando proyectos experimentales, pero es probable que sean costosos.
La energía eólica proporciona un porcentaje creciente de la energía del Reino Unido y a principios de febrero de 2018, consistía en 8.655 turbinas eólicas con una capacidad nominal instalada total de más de 18,4 gigavatios : 12.083 megavatios de capacidad terrestre y 6.361 megavatios de capacidad marina. [81] Esto colocó al Reino Unido en este momento como el sexto mayor productor mundial de energía eólica . [82] Las encuestas de opinión pública muestran constantemente un fuerte apoyo a la energía eólica en el Reino Unido, con casi tres cuartas partes de la población de acuerdo con su uso, incluso para las personas que viven cerca de turbinas eólicas terrestres. [83] [84] [85] [86] [87] [88] Se espera que la energía eólica continúe creciendo en el Reino Unido en el futuro previsible, RenewableUK estima que se implementarán más de 2 GW de capacidad por año durante los próximos cinco años. [89] En el Reino Unido, la energía eólica fue la segunda fuente más importante de energía renovable después de la biomasa en 2013. [51]
En 2014, el Imperial College predijo que Gran Bretaña podría tener el 40% de la electricidad proveniente de energía solar en días soleados para el año 2020 en 10 millones de hogares, en comparación con el medio millón de hogares a principios de 2014. Si un tercio de los hogares generaran energía solar, esto podría equivaler al 6% del consumo total de electricidad británica. [90]
Gran Bretaña cuenta con una serie de parques diésel para abastecer las horas de mayor demanda del día, normalmente en invierno, cuando otros generadores, como los parques eólicos o solares, pueden tener una producción baja. Muchos de los generadores diésel funcionan menos de 200 horas al año. [91]
El Reino Unido tiene algunos grandes sistemas de almacenamiento por bombeo, en particular la central eléctrica de Dinorwig , que puede proporcionar 1,7 GW durante más de 5 horas y tiene una capacidad de almacenamiento de unos 9 GWh. [92]
También cuenta con un importante sistema de almacenamiento en baterías de red que puede suministrar varios gigavatios durante unas pocas horas. En mayo de 2021, había 1,3 GW de almacenamiento en baterías en funcionamiento en el Reino Unido, con 16 GW de proyectos en trámite que podrían implementarse en los próximos años. [93] En 2022, la capacidad del Reino Unido creció en 800 MWh, hasta llegar a 2,4 GW/2,6 GWh. [94]
En diciembre de 2019, comenzó la construcción del Proyecto de almacenamiento de energía con baterías Minety, ubicado cerca de Minety , Wiltshire y desarrollado por Penso Power. [95] 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 baterías LiFePo4 . [95] Comenzó a operar en julio de 2021. [96] En 2020, Penso Power decidió ampliar el proyecto en 50 MWh, que se espera que comience a operar a finales de 2021. [95] [97] Es la instalación de baterías de almacenamiento más grande de Europa. [96]
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La Comisión Europea prohibió las bombillas incandescentes no direccionales de uso general y baja eficiencia a partir de 2012, y las bombillas halógenas de mayor eficiencia y forma similar fueron prohibidas en 2018. Algunos tipos de bombillas especializadas, como las que se utilizan en hornos, están exentas de la prohibición. [98]
En 2022-2023, el consumo eléctrico doméstico medio fue de 3.239 kWh y el consumo medio fue de 2.475 kWh. [99]
Hay 2 GW de interconexiones submarinas entre la red de Gran Bretaña 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 ( Isle of Man to England Interconnector ), 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, importando 11 TWh, después de Brasil (42 TWh), Italia (40 TWh), Estados Unidos (33 TWh), Países Bajos (16 TWh) y Finlandia (14 TWh). [62]
También hay planes futuros para tender cables para conectar la red de Gran Bretaña con Islandia ( Icelink ), Noruega ( interconector Escocia-Noruega ) y Dinamarca ( Viking Link ).
El cable más largo, North Sea Link, tiene 720 kilómetros de longitud y conecta Blyth , Northumberland , al noreste de Inglaterra , con Kvilldall, al suroeste de Noruega . [100]
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 vientos fuertes, a partir de 2019. [101] El precio se negocia en un mercado spot (APX Power UK, propiedad del Grupo APX ).
En el Reino Unido, un proveedor de electricidad es un minorista de electricidad . Por cada punto de suministro, el proveedor debe pagar los distintos costos de transmisión , distribución , operación del medidor, recopilación de datos, impuestos, etc. El proveedor luego agrega los costos de energía y el cargo propio del proveedor.
Históricamente, el Reino Unido tenía una red alimentada por carbón que generaba grandes cantidades de CO2 y otros contaminantes, como SO2 y óxidos de nitrógeno, lo que provocó la lluvia ácida que se produjo en Noruega y Suecia. Las plantas de carbón debían estar equipadas con depuradores, lo que aumentaba los costos. [102]
En 2019, el sector eléctrico del Reino Unido emitió 0,256 kg de CO2 por kWh de electricidad. [103]
{{cite book}}: Mantenimiento de CS1: otros ( enlace )frente al 45,3 por ciento en el mismo período de 2015, con un aumento de la generación a partir de energías renovables (eólica y solar) y nuclear. La participación del carbón cayó al 3,6 %.
{{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace )Los parques eólicos del Reino Unido produjeron menos de un gigavatio en determinados días, según Konstantinov. La capacidad total se sitúa en 24 gigavatios