Countdown bis 2025: Verfolgung des britischen Kohleausstiegs

Update 6 / 5 / 2020 – Der Eigentümer des Kilroot-Kraftwerks in Nordirland hat einen Vertrag zur Unterstützung der Umstellung der Anlage auf die Verbrennung von Gas anstelle von Kohle bis zum Winter 2023 erhalten. Nur Ratcliffe und West Burton haben noch Schließungspläne bekannt gegeben.

Update 27/2/2020 – Drax hat angekündigt, seine Kohleblöcke nach September 2022 zu schließen und “erwartet keine Kohle” nach März 2021.

Sobald Drax seine Kohlekraftwerke schließt, bleiben nur noch drei Kohlekraftwerke im Vereinigten Königreich: Ratcliffe, West Burton und Kilroot in Nordirland.

Update 8.1.2019 – Das deutsche Unternehmen RWE schließt Ende März 2020 sein letztes britisches Kohlekraftwerk, das 1.500 Megawatt (MW) starke Aberthaw B in Wales.

Nur noch vier Kohlekraftwerke werden im britischen Netz verbleiben. Dies sind Drax, Ratcliffe, West Burton und Kilroot in Nordirland. Die Karte und der Tracker wurden aktualisiert.

Die Nachricht folgt auf die Ankündigung von SSE im Juni, dass die verbleibenden 1.500 MW bei Fiddler’s Ferry Ende März 2020 geschlossen werden. Kilroot, das im vergangenen Winter schließen sollte, wurde jetzt vom tschechischen Energieversorger EPH gekauft.

Update 8/5/19 – Großbritannien ist sieben Tage ohne Kohle zur Stromerzeugung gegangen, zum ersten Mal seit dem Bau eines öffentlichen Stromnetzes in den späten 1800er Jahren.

Die kohlefreie Serie begann am Mittwoch, dem 1. Mai, um 13:24 Uhr, so National Grid. Es wird voraussichtlich bis zum frühen Abend am Donnerstag “frühestens” fortgesetzt, so das Beratungsunternehmen EnAppSys.

Großbritannien hat im Jahr 2019 bisher 1.139 Stunden ohne Kohle verbracht, wie eine kurze Analyse zeigt, was 47 Tagen oder mehr als einem Drittel aller Stunden im bisherigen Jahr entspricht. Zu diesem Zeitpunkt im Jahr 2018 wurden nur 417 kohlefreie Stunden registriert.

Kohle liefert heute weniger als 5% des im Vereinigten Königreich erzeugten Stroms, gegenüber 40% im Jahr 2012. Die Erzeugung im Jahr 2019 ist im Vergleich zu vor fünf Jahren um 90% und im Vergleich zur Produktion im Jahr 2018 um fast zwei Drittel gesunken.

Beachten Sie, dass der Rekordwert kohlefreier Kohle nur für die Stromerzeugung in Großbritannien gilt. Nordirland ist Teil eines separaten integrierten Netzes auf der Insel Irland. Das Vereinigte Königreich importiert Strom aus Ländern wie Irland, den Niederlanden und Frankreich, die alle manchmal Kohle verbrennen, um Strom zu erzeugen.

Update 8/2/19 – Die Karten- und Tracker-Tabelle wurde aktualisiert, um die neuesten Entwicklungen widerzuspiegeln.

EDF Energy gab bekannt, dass Cottam in Nottinghamshire am 30.September 2019 geschlossen wird, da es über dieses Datum hinaus keine Kapazitätsmarktverträge gibt, West Burton in Lincolnshire jedoch bis mindestens September 2021 geöffnet bleiben wird. Die Fiddlers Ferry von SSE in Cheshire verfügt ebenfalls nicht über Kapazitätsmarktverträge, wurde jedoch in der jüngsten Handelserklärung des Unternehmens nicht erwähnt. Ein weiteres SSE-Update ist Ende März fällig. Beachten Sie, dass nur drei von vier Einheiten im Werk online bleiben. Drax in Yorkshire hat den Umbau einer vierten Anlage zur Verbrennung von Biomasse abgeschlossen. Lynemouth in Northumberland wurde als Biomassekraftwerk wiedereröffnet. Kilroot in Nordirland hat einen vorübergehenden einjährigen Hinrichtungsaufenthalt erhalten. Uskmouth in Wales ist bis zur Umstellung auf Abfallverbrennung offline. Nach der Schließung von Cottam bleiben in Großbritannien sechs Kohlekraftwerke mit insgesamt 9 Gigawatt (GW) übrig. Das Vereinigte Königreich verfügte 2012 über 25 GW Kohlekapazität und 2010 über 29 GW. Die Kohleerzeugung ist von 143 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2012, die 40% des britischen Bedarfs decken, auf 17 TWh im Jahr 2018 (5%) gesunken.

Das Vereinigte Königreich plant, bis 2025 unvermindert aus Kohlekraftwerken auszusteigen, solange die Sicherheit der Stromversorgung erhalten bleibt.

Der Vorschlag, der im Vorfeld des Pariser Klimagipfels mit großem Tamtam auf den Weg gebracht wurde, wurde am 5. Januar 2018 bestätigt. Der Kohleverbrauch sinkt jedoch bereits rapide und lieferte 2017 nur 7% des britischen Stroms.

Der Kohleverbrauch des Vereinigten Königreichs sank im Jahr 2014 um ein Fünftel auf einen historischen Tiefstand, der seit der Geburt der industriellen Revolution nicht mehr zu verzeichnen war. Die Nachfrage sank im Jahr 2015 um weitere 22% und ist im bisherigen Jahresverlauf 2016 um zwei Drittel gesunken. In den sechs Monaten dieses Jahres erzeugte Solar insgesamt mehr Strom als Kohle.

Die Wirtschaftlichkeit für Kohle hat sich deutlich verschlechtert. Sinkende Gaspreise und höhere Kohlenstoffsteuern haben dazu geführt, dass Kohleerzeuger mit zunehmenden Verlusten konfrontiert sind. Kohle lieferte Anfang Mai zum ersten Mal überhaupt keinen Strom nach Großbritannien. Die Kohleerzeugung im Jahr 2015 war die niedrigste seit den frühen 1950er Jahren und 2016 ist noch niedriger. Im Jahr 2016 sind die Kohlepreise gestiegen, obwohl hohe Spitzenstrompreise Chancen für verbleibende Kohlekraftwerke geboten haben.

Kohleschließungen

Drei große Kohlekraftwerke wurden 2016 geschlossen: Longannet, Ferrybridge C und Rugeley (siehe Karte und Tabellen). Eggborough und Fiddlers Ferry hatten geplant zu schließen, haben diese Pläne jedoch auf Eis gelegt. (Update 2/2018: Eggborough schließt nach September 2018).

Rund 4 Gigawatt (GW) Kapazität wurden in diesem Jahr geschlossen, sodass 15 GW heute in Betrieb gehen können. Zusammen emittierten diese verbleibenden Anlagen 53m Tonnen CO2 in 2015, rund 11% der gesamten britischen Treibhausgasemissionen in diesem Jahr. Neben der Reduzierung der Treibhausgasemissionen werden die diesjährigen Schließungen die Luftverschmutzung verringern.

Es ist erwähnenswert, dass seit 2010 bereits 8,4 GW Kohlekapazität stillgelegt wurden. Kohle wird normalerweise als Grundlastgeneration betrachtet, die ständig Tag und Nacht arbeitet, aber die meisten Kohlekraftwerke erzeugten im Mai und Juni weniger als 10% der Zeit, so Aurora Energy Research. Drax und Aberthaw B haben im Juni gerade 50% übertroffen, während Rugeley, jetzt geschlossen, im Mai 50% berührte.

Nach langen Perioden stark reduzierter Betriebszeiten haben eine Reihe von Kohlekraftwerken den Betrieb aufgenommen, da das Vereinigte Königreich in den Spätherbst übergeht. Aberthaw B zum Beispiel war nahe an der Kapazität.

Die Anlagen, die stillgelegt wurden oder reduzierte Betriebszeiten haben, sind etwas älter als diejenigen, die noch offen bleiben wollen. Alle bis auf zwei verbleibenden Stationen sind jedoch mehr als 40 Jahre alt.

Die Kosten für die Wartung alternder Geräte wurden von SSE zur Begründung ihrer (jetzt umgekehrten) Entscheidung, die Schließung von Fiddlers Ferry in Betracht zu ziehen, angeführt. Ab diesem Jahr werden die Luftverschmutzungsvorschriften für Anlagen gemäß der EU-Richtlinie über Industrieemissionen (IED) verschärft, obwohl verschiedene Ausnahmen und Übergangsregelungen im Spiel sind.

Angesichts ungünstiger Marktbedingungen wird die Entscheidung darüber, ob Kohlekraftwerke mit Verlust betrieben werden sollen, durch zwei getrennte Richtlinien erschwert, die darauf abzielen, die Lichter an zu halten.

Der Kapazitätsmarkt, der ab dem Winter 2017/18 in Kraft treten wird, wird Kraftwerken eine Kaution zahlen, um an Winterabenden verfügbar zu sein. Es zahlt einen festen Preis für jedes Kilowatt Leistung, bis zur Höhe der erwarteten Spitzennachfrage.

Die Auktion für 2019/20 wird £ 18 / kW für insgesamt 46 GW zahlen, was bedeutet, dass der Kapazitätsmarkt allein im Jahr 2019 fast £ 1 Mrd. kosten wird. Mehrere Kohlekraftwerke haben sich 2019 Kapazitätsmarktverträge im Wert von £ 139m gesichert, was bedeutet, dass sie mindestens bis zum Ende dieses Jahrzehnts weiterlaufen sollten (siehe Tabelle).

Fiddlers Ferry erwog jedoch eine Schließung, obwohl er sich einen Vertrag für 2018/19 gesichert hatte. Es gelang ihm nicht, einen Vertrag für 2019/20 zu gewinnen. Es schien entschieden zu haben, dass die Zahlung einer Strafe von £ 33m für die Verletzung seiner 2018 / 19-Vereinbarung billiger wäre als die Verluste, denen es zuvor ausgesetzt war.

Diese Entscheidung schien der Glaubwürdigkeit des Kapazitätsmarktes einen Schlag versetzt zu haben. Dies erhöhte den Druck auf Reformen und das Gefühl, dass die Regelung die Versorgungssicherheit aktiv untergräbt. Die Regierung plant nun, den Kapazitätsmarkt zu stärken und ihn ab Winter 2017/18 ein Jahr früher einzuführen.

Die jüngste Ankündigung von SSE Ende März bedeutet, dass die Anlage für den Winter 2016/17 geöffnet bleibt, aber immer noch ein Fragezeichen hinterlässt, ob sie ihren Kapazitätsvertrag 2018/19 erfüllen wird. Die Station hat sich nun auch für Kapazitätsmarktverträge in den Jahren 2017/18 und 2020/21 präqualifiziert, was die Chance erhöht, dass sie länger geöffnet bleibt.

Eine zweite Regelung, die als National Grid Supplemental Balancing Reserve (SBR) bekannt ist, soll die Versorgung in den Jahren vor Beginn des Kapazitätsmarktes sicherstellen. Es zahlt eine kleine Menge an Reservekapazität, um im Standby-Modus zu bleiben und nur dann zu arbeiten, wenn die Vorräte knapp sind.

Für den Winter 2016/17 zahlt National Grid £ 34 / kW für 3,6 GW im Rahmen des SBR zu Gesamtkosten von £ 122m. Während die Kosten pro kW fast doppelt so hoch sind wie die des Kapazitätsmarktes, sind die Gesamtkosten niedriger.

Zwei der geplanten Kohlekraftwerke — Eggborough und eine Einheit bei Fiddlers Ferry — haben sich SBR-Verträge für den Winter 2016/17 gesichert und bieten Ausführungsfristen für ihre eventuelle Schließung an. Es lohnt sich jedoch zu wiederholen, dass diese Einheiten nur auf Anfrage von National Grid betrieben werden.

Es wurde erwartet, dass der SBR 2016/17 erweitert werden muss, da weitere Kohlekraftwerke geschlossen werden sollen. Die derzeitigen Vorschriften beschränken die Größe des SBR jedoch auf 3,7 GW gegenüber 3,6 GW, die bisher vertraglich vereinbart wurden. Einige Analysten glauben, dass es keine Notwendigkeit gibt, den SBR zu erweitern.

Es ist möglich, dass weitere Kohlekraftwerke im nächsten Frühjahr in den Ruhestand gehen. Aberthaw, Cottam und West Burton wurden alle aufgrund ungünstiger Marktbedingungen als von einer Schließung bedroht angesehen, laut einem Reuters-Artikel vom Februar. Tatsächlich sind Cottam und West Burton, die beide dem französischen Energieversorger EDF gehören, mit ihren dreijährigen Kapazitätsmarktverträgen in Verzug geraten, nachdem sie beschlossen hatten, keine Upgrades durchzuführen. Die Werke könnten noch für weitere Einjahresverträge bieten.

Befürchtungen, dass Großbritannien nicht in der Lage sein wird, eine sichere Stromversorgung aufrechtzuerhalten, könnten die Kohleausstiegspläne der Regierung in Schwierigkeiten bringen. Die Regierung möchte, dass neue Gaskapazitäten die Lücke schließen, obwohl es Meinungsverschiedenheiten über das Ausmaß des Bedarfs und die Auswirkungen auf die britischen Klimaziele gibt. Investoren werden derzeit auch nicht für den Bau neuer Gasanlagen angezogen, zum Teil, weil der Kapazitätsmarktpreis nicht hoch genug ist.

Hinweis – Marktdaten zu Betriebsstunden von Anlagen stammen aus dem EOS-Datenportal von Aurora Energy Research.

Update 2/2/18 – Die Karten- und Tracker-Tabelle wurde aktualisiert, um die neuesten Entwicklungen widerzuspiegeln. Die Kohlekraftwerke Kilroot und Eggborough haben angekündigt, im Mai und September 2018 zu schließen, sodass sieben Kohlekraftwerke in Großbritannien verbleiben. Drax wird eine vierte Einheit zur Verbrennung von Biomasse umrüsten. Dies wird voraussichtlich die Biomasseerzeugung in den Winter verlagern, aber nur die gesamte Biomasseproduktion um vielleicht 1% erhöhen.

Update 9 / 6 / 16 – Das Kraftwerk Rugeley in Staffordshire wurde früher als erwartet geschlossen. Es sollte bis Ende Juni laufen.

Update 27/4/16 – Das Kraftwerk Aberthaw B in Wales wird ab April 2017 mit reduzierten Betriebsstunden betrieben. Wir haben die Karte und Tabellen aktualisiert. Beachten Sie auch, dass Drax, einst das größte Kohlekraftwerk Großbritanniens, gesagt hat, es könnte die Verbrennung von Kohle innerhalb von drei Jahren einstellen, wenn es zusätzliche Subventionen von der Regierung erhält, um stattdessen Biomasse zu verbrennen.

Update 31/3/16 – Fiddlers Ferry hat beschlossen, nicht zu schließen. Eine seiner vier Einheiten hatte bereits einen Vertrag, um im Winter 2016/17 verfügbar zu sein. Eigentümer SSE sagt, dass eine zweite Einheit einen Vertrag zur Erbringung von Nebenleistungen für National Grid für das nächste Jahr erhalten hat. Der dritte und vierte Block bleiben am Netz und können im Winter 2017/18 in den Kapazitätsmarkt aufgenommen werden. Wir haben den folgenden Text aktualisiert, um diese und andere aktuelle Entwicklungen widerzuspiegeln.

Update 24/3/16 – Longannet, Schottlands letztes Kohlekraftwerk, schaltet heute ab. Ferrybridge C hat auch die Stromerzeugung eingestellt. Wir haben unsere Karte aktualisiert.

Dieser Beitrag wurde veröffentlicht am Februar 10, 2016 4:51 pm

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