Cuenta atrás para 2025: Seguimiento de la eliminación gradual del carbón en el Reino Unido

Actualización 6/5/2020 – El propietario de la central eléctrica Kilroot en Irlanda del Norte ha ganado un contrato para apoyar la conversión de la planta para quemar gas en lugar de carbón para el invierno de 2023. Sólo Ratcliffe y West Burton aún no han anunciado planes de cierre.

Actualización 27/2/2020-Drax ha anunciado que cerrará sus unidades de carbón después de septiembre de 2022 y “no espera usar carbón” después de marzo de 2021.

Una vez que Drax cierre sus unidades de carbón, solo tres plantas de carbón permanecerán en el sistema del Reino Unido: Ratcliffe, West Burton y Kilroot en Irlanda del Norte.

Actualización 8/1/2019-La empresa alemana RWE cerrará su última central eléctrica de carbón en el Reino Unido, la Aberthaw B de 1.500 megavatios (MW) en Gales, a finales de marzo de 2020.

Solo cuatro plantas de carbón permanecerán en el sistema del Reino Unido. Estos son Drax, Ratcliffe, West Burton y Kilroot en Irlanda del Norte. El mapa y el rastreador han sido actualizados.

La noticia sigue al anuncio de SSE en junio de que los 1.500 MW restantes en Fiddler’s Ferry cerrarían a finales de marzo de 2020. Kilroot, que debía cerrar el invierno pasado, ahora ha sido comprado por la empresa de servicios públicos checa EPH.

Actualización 8/5/19-Gran Bretaña ha pasado siete días seguidos sin usar carbón para generar electricidad, por primera vez desde que se construyó un sistema de energía pública a finales de 1800.

La racha sin carbón comenzó a las 13:24 del miércoles 1 de mayo, según National Grid. Se espera que continúe hasta la madrugada del jueves “como muy pronto”, según la consultora EnAppSys.

Gran Bretaña ha pasado 1,139 horas sin carbón en lo que va de 2019, muestra un breve análisis de carbono, equivalente a 47 días o más de un tercio de todas las horas en el año hasta la fecha. En este punto de 2018, solo se habían registrado 417 horas sin carbón.

El carbón ahora suministra menos del 5% de la electricidad generada en el Reino Unido, frente al 40% en 2012. La generación en 2019 hasta la fecha ha disminuido un 90% en comparación con hace cinco años y casi dos tercios en relación con la producción en 2018.

Tenga en cuenta que la racha récord sin carbón es solo para la generación de electricidad en Gran Bretaña. Irlanda del Norte forma parte de una red independiente integrada en la isla de Irlanda. El Reino Unido importa electricidad de países como Irlanda, los Países Bajos y Francia, todos los cuales a veces queman carbón para generar energía.

Actualización 2/8/19 – La hoja de cálculo del mapa y el rastreador se ha actualizado para reflejar los últimos desarrollos.

EDF Energy anunció que Cottam en Nottinghamshire cerrará el 30 de septiembre de 2019, ya que carece de contratos de mercado de capacidad más allá de esa fecha, pero que West Burton en Lincolnshire permanecería abierto al menos hasta septiembre de 2021. El ferry Fiddlers de SSE en Cheshire también carece de contratos de mercado de capacidad, pero no se mencionó en la última declaración comercial de la compañía. Otra actualización de SSE está prevista para finales de marzo. Tenga en cuenta que solo tres de las cuatro unidades en la planta permanecen en línea. Drax, en Yorkshire, ha completado la conversión de una cuarta unidad para quemar biomasa. Lynemouth, en Northumberland, ha reabierto sus puertas como planta de biomasa. Kilroot, en Irlanda del Norte, ha recibido una suspensión temporal de la ejecución de un año. Uskmouth en Gales está fuera de línea a la espera de la conversión para quemar residuos. Después del cierre de Cottam, quedarán seis plantas de carbón en el Reino Unido, con un total de 9 gigavatios (GW). El Reino Unido tenía 25 GW de capacidad de carbón en 2012 y 29 GW en 2010. La generación de carbón ha disminuido de 143 teravatios hora (TWh) en 2012, lo que satisface el 40% de las necesidades del Reino Unido, a 17 TWh en 2018 (5%).

El Reino Unido planea eliminar gradualmente las centrales eléctricas de carbón para 2025, siempre que se mantenga la seguridad del suministro de electricidad.

La propuesta, lanzada con gran fanfarria en el período previo a la cumbre del clima de París, se confirmó el 5 de enero de 2018. Sin embargo, el uso de carbón ya está disminuyendo rápidamente, suministrando solo el 7% de la electricidad del Reino Unido en 2017.

El uso de carbón en el Reino Unido se redujo en una quinta parte durante 2014, a mínimos históricos no vistos desde el nacimiento de la revolución industrial. La demanda cayó otro 22% durante 2015 y se ha reducido en dos tercios interanual en 2016 hasta la fecha. A lo largo de seis meses de este año, la energía solar generó más electricidad en total que el carbón.

La economía del carbón se ha deteriorado significativamente. La caída de los precios del gas y el aumento de los impuestos al carbono se han combinado para hacer que los generadores de carbón se enfrenten a pérdidas cada vez mayores. El carbón suministró energía cero al Reino Unido por primera vez a principios de mayo. La generación de carbón a lo largo de 2015 fue la más baja desde principios de la década de 1950 y 2016 es aún menor. Durante 2016, los precios del carbón han aumentado, aunque los altos precios máximos de la energía han brindado oportunidades para las plantas de carbón restantes.

Cierres de carbón

Tres grandes plantas de carbón han cerrado durante 2016: Longannet, Ferrybridge C y Rugeley (ver mapa y tablas). Eggborough y Fiddlers Ferry habían planeado cerrar, pero han dejado esos planes en suspenso. (Actualización 2/2018: Eggborough cerrará después de septiembre de 2018).

Alrededor de 4 gigavatios (GW) de capacidad han cerrado este año, dejando 15GW en condiciones de operar hoy en día. En conjunto, estas plantas restantes emitieron 53 millones de toneladas de CO2 en 2015, alrededor del 11% de las emisiones totales de gases de efecto invernadero del Reino Unido ese año. Además de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, los cierres de este año reducirán la contaminación del aire.

Vale la pena señalar que 8,4 GW de capacidad de carbón ya han cerrado desde 2010. El carbón generalmente se considera una generación de carga base que opera constantemente de día y de noche, pero la mayoría de las plantas de carbón generaban energía en menos del 10% del tiempo en mayo y junio, según Aurora Energy Research. Drax y Aberthaw B alcanzaron el 50% en junio, mientras que Rugeley, ahora cerrado, alcanzó el 50% en mayo.

Después de largos períodos de funcionamiento muy reducido, varias plantas de carbón han aumentado su funcionamiento a medida que el Reino Unido avanza hacia finales de otoño. Aberthaw B, por ejemplo, ha estado funcionando cerca de su capacidad.

Las plantas que se han apagado o que operarán con horas reducidas son ligeramente más antiguas que las que aún esperan permanecer abiertas. Sin embargo, todas las estaciones restantes, excepto dos, tienen más de 40 años de antigüedad.

El costo de mantenimiento de equipos viejos fue citado por SSE para explicar su decisión (ahora invertida) de considerar el cierre de Fiddlers Ferry. A partir de este año, las plantas se enfrentan a normas más estrictas de contaminación del aire en virtud de la Directiva de Emisiones Industriales (IED) de la UE, aunque están en juego varias exenciones y disposiciones transitorias.

Dadas las condiciones desfavorables del mercado, la decisión de mantener las plantas de carbón en funcionamiento con pérdidas se complica por dos políticas separadas diseñadas para mantener las luces encendidas.

El mercado de capacidad, debido al inicio del invierno 2017/18, pagará a las centrales eléctricas un anticipo para que estén disponibles durante las noches de invierno. Paga un precio fijo por cada kilovatio de capacidad, hasta el nivel de demanda máxima esperada.

La subasta para 2019/20 pagará £18 / kW por un total de 46GW, lo que significa que el mercado de capacidad costará casi £1bn solo en 2019. Varias plantas de carbón han asegurado contratos de mercado de capacidad por valor de £139 millones en 2019, lo que significa que deberían seguir funcionando al menos hasta el final de esta década (consulte la tabla).

Sin embargo, Fiddlers Ferry consideró cerrar a pesar de haber obtenido un contrato para 2018/19. No logró ganar un contrato de 2019/20. Parecía haber decidido que pagar una multa de £33 millones por incumplir su acuerdo de 2018/19 sería más barato que las pérdidas que enfrenta antes de entonces.

Esta decisión parecía haber asestado un duro golpe a la credibilidad del mercado de capacidad. Aumentó la presión a favor de reformas y la sensación de que el sistema está socavando activamente la seguridad del suministro. El gobierno ahora planea fortalecer el mercado de capacidad y traerlo un año antes, a partir del invierno de 2017/18.

El último anuncio de SSE, a finales de marzo, significa que la planta permanecerá abierta para el invierno de 2016/17, pero todavía deja un signo de interrogación sobre si cumplirá con su contrato de capacidad de 2018/19. La estación también se ha precalificado para contratos de mercado de capacidad en 2017/18 y 2020/21, lo que aumenta la posibilidad de que permanezca abierta por más tiempo.

Un segundo esquema conocido como la Reserva de Balance Suplementaria de la Red Nacional (SBR) está diseñado para asegurar los suministros en los años anteriores al inicio del mercado de capacidad. Está pagando una pequeña cantidad de capacidad de reserva para permanecer en espera, operando solo cuando los suministros son escasos.

Para el invierno de 2016/17, National Grid está pagando £34 / kW por 3,6 GW bajo el SBR, a un costo total de £122m. Mientras que el costo por kW es casi el doble de la capacidad del mercado, el costo general es menor.

Dos de las plantas de carbón que planeaban cerrar, Eggborough y una unidad en Fiddlers Ferry, han asegurado contratos de SBR para el invierno de 2016/17, ofreciendo suspensiones de ejecución en su eventual cierre. Vale la pena repetir, sin embargo, que estas unidades solo funcionarán a pedido de National Grid.

Se esperaba que el SBR 2016/17 pudiera necesitar ser ampliado ahora que las plantas de carbón adicionales están por cerrar. Sin embargo, las reglas actuales limitan el tamaño del SBR a 3,7 GW, frente a los 3,6 GW contratados hasta la fecha. Algunos analistas creen que no hay necesidad de expandir el SBR.

Es posible que más plantas de carbón opten por retirarse la próxima primavera. Aberthaw, Cottam y West Burton se vieron en riesgo de cierre debido a las condiciones desfavorables del mercado, según un artículo de febrero de Reuters. De hecho, Cottam y West Burton, ambos propiedad de la empresa de servicios públicos francesa EDF, han incumplido los contratos de mercado de capacidad de tres años que tenían, habiendo decidido no llevar a cabo mejoras. Las plantas todavía podrían licitar por otros contratos de un año.

Los temores de que el Reino Unido no pueda mantener un suministro seguro de electricidad podrían significar problemas para los planes de eliminación gradual del carbón del gobierno. El gobierno quiere una nueva capacidad de gas para llenar el vacío, aunque hay desacuerdo sobre la escala del requisito y el impacto en los objetivos climáticos del Reino Unido. Los inversores tampoco se sienten atraídos actualmente por la construcción de nuevas plantas de gas, en parte porque el precio de mercado de la capacidad no es lo suficientemente alto.

Nota: Los datos de mercado sobre las horas de funcionamiento de la planta se obtienen del portal de datos EOS de Aurora Energy Research.

Actualización 2/2/18 – La hoja de cálculo del mapa y el rastreador se ha actualizado para reflejar los últimos desarrollos. Las centrales eléctricas de carbón de Kilroot y Eggborough han anunciado planes para cerrar en mayo y septiembre de 2018, dejando siete plantas de carbón en el Reino Unido. Drax convertirá una cuarta unidad para quemar biomasa. Se espera que esto cambie la generación de biomasa al invierno, pero solo aumente la producción total de biomasa en quizás un 1%.

Actualización 6/9/16-La central eléctrica de Rugeley en Staffordshire ha cerrado antes de lo esperado. Estaba previsto que funcionara hasta finales de junio.

Actualización 27/4/16-La central eléctrica Aberthaw B en Gales funcionará en horas reducidas a partir de abril de 2017. Hemos actualizado el mapa y las tablas. Tenga en cuenta también que Drax, una vez la planta de carbón más grande del Reino Unido, ha dicho que podría dejar de quemar carbón en tres años si recibiera subsidios adicionales del gobierno para quemar biomasa en su lugar.

Actualización 31/3/16-Fiddlers Ferry ha decidido no cerrar. Una de sus cuatro unidades ya tenía un contrato para estar disponible en invierno 2016/17. El propietario SSE dice que una segunda unidad ha ganado un contrato para proporcionar servicios auxiliares a National Grid para el próximo año. La tercera y cuarta unidades permanecerán conectadas a la red y podrán entrar en el mercado de capacidad para el invierno de 2017/18. Hemos actualizado el texto a continuación para reflejar este y otros desarrollos recientes.

Actualización 24/3/16-Longannet, la última central eléctrica de carbón de Escocia, se apaga hoy. Ferrybridge C también ha dejado de generar energía. Hemos actualizado nuestro mapa.

Este post fue publicado el 10 de febrero de 2016 4: 51 pm

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