Countdown to 2025: Tracking the UK coal phase out

Update 6/5/2020 – Il proprietario della centrale elettrica Kilroot in Irlanda del Nord ha vinto un contratto per sostenere la conversione dell’impianto per bruciare gas anziché carbone entro l’inverno 2023. Solo Ratcliffe e West Burton devono ancora annunciare piani di chiusura.

Aggiornamento 27/2/2020-Drax ha annunciato che chiuderà le sue unità di carbone dopo settembre 2022 e “non si aspetta di usare il carbone” dopo marzo 2021.

Una volta che Drax chiuderà le sue unità di carbone, solo tre centrali a carbone rimarranno nel sistema britannico: Ratcliffe, West Burton e Kilroot nell’Irlanda del Nord.

Aggiornamento 1/8/2019 – L’azienda tedesca RWE chiuderà la sua ultima centrale a carbone nel Regno Unito, l’Aberthaw B da 1.500 megawatt (MW) in Galles, alla fine di marzo 2020.

Solo quattro centrali a carbone rimarranno nel sistema britannico. Questi sono Drax, Ratcliffe, West Burton e Kilroot in Irlanda del Nord. La mappa e il tracker sono stati aggiornati.

La notizia segue l’annuncio di SSE a giugno che i restanti 1.500 MW a Fiddler’s Ferry avrebbero chiuso alla fine di marzo 2020. Kilroot, che doveva chiudere lo scorso inverno, è stato ora acquistato dalla società di servizi ceca EPH.

Update 8/5/19-La Gran Bretagna è passata sette giorni di fila senza usare il carbone per generare elettricità, per la prima volta da quando è stato costruito un sistema di alimentazione pubblica alla fine del 1800.

La striscia senza carbone è iniziata alle 13:24 di mercoledì 1 maggio, secondo National Grid. Si prevede di continuare fino a sera presto il Giovedi “al più presto”, secondo la consulenza EnAppSys.

La Gran Bretagna ha ora passato 1.139 ore senza carbone finora in 2019, mostra Carbon Brief Analysis, equivalente a 47 giorni o più di un terzo di tutte le ore nell’anno fino ad oggi. A questo punto nel 2018, erano state registrate solo 417 ore senza carbone.

Il carbone fornisce ora meno del 5% dell’elettricità generata nel Regno Unito, in calo rispetto al 40% del 2012. La generazione in 2019 ad oggi è in calo del 90% rispetto a cinque anni fa e quasi due terzi rispetto alla produzione in 2018.

Si noti che la striscia record senza carbone è per la produzione di elettricità solo in Gran Bretagna. L’Irlanda del Nord fa parte di una rete integrata separata sull’isola d’Irlanda. Il Regno Unito importa elettricità da paesi tra cui Irlanda, Paesi Bassi e Francia, che a volte bruciano carbone per generare energia.

Aggiornamento 8/2/19-La mappa e tracker foglio di calcolo è stato aggiornato per riflettere gli ultimi sviluppi.

EDF Energy ha annunciato che Cottam, nel Nottinghamshire, chiuderà il 30 settembre 2019 in quanto manca di contratti di mercato della capacità oltre tale data, ma che West Burton, nel Lincolnshire, rimarrà aperto almeno fino a settembre 2021. Fiddlers Ferry di SSE nel Cheshire manca anche di contratti di mercato della capacità, ma non è stato menzionato nell’ultima dichiarazione di trading della compagnia. Un altro aggiornamento SSE è dovuto alla fine di marzo. Si noti che solo tre delle quattro unità dello stabilimento rimangono online. Drax nello Yorkshire ha completato la conversione di una quarta unità per bruciare biomassa. Lynemouth nel Northumberland ha riaperto come un impianto a biomassa. Kilroot in Irlanda del Nord è stato dato un rinvio temporaneo di un anno di esecuzione. Uskmouth in Galles è offline in attesa di conversione per bruciare i rifiuti. Dopo la chiusura di Cottam, rimarranno sei centrali a carbone nel Regno Unito, per un totale di 9 gigawatt (GW). Il Regno Unito aveva 25GW di capacità di carbone nel 2012 e 29GW nel 2010. La produzione di carbone è scesa da 143 terawattora (TWh) nel 2012, soddisfacendo il 40% del fabbisogno del Regno Unito, fino a 17TWh nel 2018 (5%).

Il Regno Unito prevede di eliminare gradualmente le centrali elettriche a carbone senza sosta entro il 2025, a condizione che venga mantenuta la sicurezza delle forniture di energia elettrica.

La proposta, lanciata con grande clamore in vista del vertice sul clima di Parigi, è stata confermata il 5 gennaio 2018. Tuttavia, l’uso del carbone sta già diminuendo rapidamente, fornendo solo il 7% dell’elettricità del Regno Unito in 2017.

L’uso del carbone nel Regno Unito è diminuito di un quinto durante il 2014, ai minimi storici che non si vedevano dalla nascita della rivoluzione industriale. La domanda è diminuita di un altro 22% durante 2015 ed è scesa di due terzi anno su anno in 2016 ad oggi. In sei mesi di quest’anno, il solare ha generato più elettricità in totale rispetto al carbone.

L’economia del carbone si è notevolmente deteriorata. Il calo dei prezzi del gas e l’aumento delle tasse sul carbonio hanno combinato per lasciare i generatori di carbone alle crescenti perdite. Il carbone ha fornito energia zero al Regno Unito per la prima volta all’inizio di maggio. La generazione di carbone in 2015 è stata la più bassa dai primi 1950 e 2016 è ancora più bassa. Nel corso del 2016, i prezzi del carbone sono aumentati, anche se i prezzi elevati dell’energia di picco hanno fornito opportunità per le centrali a carbone rimanenti.

Chiusure a carbone

Tre grandi centrali a carbone hanno chiuso nel corso del 2016: Longannet, Ferrybridge C e Rugeley (vedi mappa e tabelle). Ferryborough e Fiddlers Ferry avevano programmato di chiudere, ma hanno messo quei piani in attesa. (Aggiornamento 2/2018: Eggborough chiuderà dopo settembre 2018).

Circa 4 gigawatt (GW) di capacità ha chiuso quest’anno, lasciando 15GW in grado di operare oggi. Insieme, questi impianti rimanenti hanno emesso 53 milioni di tonnellate di CO2 nel 2015, circa l ‘ 11% delle emissioni totali di gas serra nel Regno Unito quell’anno. Oltre a ridurre le emissioni di gas serra, le chiusure di quest’anno ridurranno l’inquinamento atmosferico.

Vale la pena notare che 8,4 GW di capacità di carbone sono già stati chiusi dal 2010. Il carbone è di solito pensato come generazione di carico di base che opera costantemente giorno e notte, ma la maggior parte delle centrali a carbone sono state generando energia meno del 10% del tempo in maggio e giugno, secondo Aurora Energy Research. Drax e Aberthaw B hanno appena superato il 50% a giugno mentre Rugeley, ora chiuso, ha toccato il 50% a maggio.

Dopo lunghi periodi di funzionamento molto ridotto, un certo numero di centrali a carbone ha aumentato il funzionamento mentre il Regno Unito si sposta verso il tardo autunno. Aberthaw B, per esempio, è stato in esecuzione vicino alla capacità.

Gli impianti che hanno chiuso o opereranno ore ridotte sono leggermente più vecchi di quelli che si aspettano ancora di rimanere aperti. Tuttavia, tutte le stazioni rimanenti tranne due hanno più di 40 anni.

Il costo del mantenimento delle attrezzature invecchiate è stato citato da SSE nello spiegare la sua decisione (ora invertita) di considerare la chiusura di Fiddlers Ferry. A partire da quest’anno, gli impianti devono affrontare un inasprimento delle norme sull’inquinamento atmosferico ai sensi della direttiva UE sulle emissioni industriali (IED), sebbene siano in gioco varie esenzioni e disposizioni transitorie.

Date le condizioni sfavorevoli del mercato, la decisione sull’opportunità di mantenere in perdita le centrali a carbone è complicata da due politiche distinte volte a mantenere accese le luci.

Il mercato della capacità, in arrivo a partire dall’inverno 2017/18, pagherà alle centrali un fermo per essere disponibili durante le serate invernali. Si paga un prezzo fisso per ogni kilowatt di capacità, fino al livello di picco della domanda prevista.

L’asta per 2019/20 pagherà £18/kW per un totale di 46GW, il che significa che il mercato della capacità costerà quasi £1bn nel solo 2019. Diverse centrali a carbone hanno ottenuto contratti di mercato di capacità del valore di £139m in 2019, il che significa che dovrebbero continuare a funzionare almeno fino alla fine di questo decennio (vedi tabella).

Tuttavia, Fiddlers Ferry ha considerato la chiusura nonostante si sia assicurato un contratto per 2018/19. Non è riuscito a vincere un contratto 2019/20. Sembrava aver deciso che pagare una penalità di £33m per aver violato il suo accordo 2018 / 19 sarebbe più economico delle perdite che deve affrontare prima di allora.

Tale decisione sembrava aver inflitto un duro colpo alla credibilità del mercato della capacità. Ha aggiunto alla pressione per le riforme e la sensazione che il regime sta minando attivamente la sicurezza dell’approvvigionamento. Il governo prevede ora di rafforzare il mercato della capacità e portarlo in un anno di anticipo, dall’inverno 2017/18.

L’ultimo annuncio di SSE, a fine marzo, significa che l’impianto rimarrà aperto per l’inverno 2016/17, ma lascia ancora un punto interrogativo sull’adempimento del contratto di capacità 2018/19. La stazione ha ora anche prequalificato per i contratti di mercato della capacità in 2017/18 e 2020/21, aumentando la possibilità che rimanga aperta più a lungo.

Un secondo regime noto come Riserva di bilanciamento supplementare della rete nazionale (SBR) è destinato a garantire l’approvvigionamento negli anni precedenti l’entrata in funzione del mercato della capacità. Sta pagando una piccola quantità di capacità di riserva per rimanere in standby, operando solo quando le forniture sono strette.

Per l’inverno 2016/17, National Grid sta pagando £34/kW per 3,6 GW sotto la SBR, ad un costo totale di £122m. Mentre il costo per kW è quasi il doppio della capacità del mercato, il costo complessivo è inferiore.

Due delle centrali a carbone che prevedevano di chiudere — Eggborough e un’unità a Fiddlers Ferry — hanno assicurato contratti SBR per l’inverno 2016/17, offrendo soggiorni di esecuzione sulla loro eventuale chiusura. Vale la pena ripetere, tuttavia, che queste unità opereranno solo su richiesta dalla rete nazionale.

C’era un’aspettativa che il SBR 2016/17 potesse essere ampliato ora che ulteriori centrali a carbone dovrebbero chiudere. Tuttavia, le norme attuali limitano la dimensione del SBR a 3,7 GW, contro i 3,6 GW contratti fino ad oggi. Alcuni analisti ritengono che non sia necessario espandere l’SBR.

È possibile che più centrali a carbone opteranno per andare in pensione la prossima primavera. Aberthaw, Cottam e West Burton sono stati tutti visti come a rischio di chiusura a causa di condizioni di mercato sfavorevoli, secondo un articolo Reuters di febbraio. In effetti, Cottam e West Burton, entrambe di proprietà dell’utility francese EDF, sono inadempienti sui contratti di mercato della capacità di tre anni che detenevano, avendo deciso di non effettuare aggiornamenti. Gli impianti potrebbero ancora fare offerte per ulteriori contratti di un anno.

I timori che il Regno Unito non sarà in grado di mantenere forniture di energia elettrica sicure potrebbero creare problemi per i piani di eliminazione graduale del carbone del governo. Il governo vuole una nuova capacità di gas per colmare il divario, anche se c’è disaccordo sulla scala del requisito e sull’impatto sugli obiettivi climatici del Regno Unito. Anche gli investitori non sono attualmente attratti dalla costruzione di nuovi impianti a gas, in parte perché il prezzo di mercato della capacità non è abbastanza alto.

Nota – I dati di mercato sulle ore di funzionamento degli impianti provengono dal portale dati EOS di Aurora Energy Research.

Aggiornamento 2/2/18-La mappa e tracker foglio di calcolo è stato aggiornato per riflettere gli ultimi sviluppi. Le centrali elettriche a carbone di Kilroot e Eggborough hanno annunciato l’intenzione di chiudere a maggio e settembre 2018, lasciando sette centrali a carbone rimaste nel Regno Unito. Drax convertirà una quarta unità per bruciare biomassa. Questo dovrebbe spostare la produzione di biomassa in inverno, ma solo aumentare la produzione totale di biomassa di forse 1%.

Aggiornamento 9/6/16-La centrale elettrica di Rugeley nello Staffordshire ha chiuso prima del previsto. Era stato a causa di correre fino alla fine di giugno.

Aggiornamento 27/4/16-Aberthaw B power station in Galles è quello di eseguire ore ridotte da aprile 2017. Abbiamo aggiornato la mappa e le tabelle. Si noti inoltre che Drax, una volta la più grande centrale a carbone del Regno Unito, ha detto che potrebbe smettere di bruciare carbone entro tre anni se ricevesse sussidi extra dal governo per bruciare invece la biomassa.

Aggiornamento 31/3/16-Fiddlers Ferry ha deciso di non chiudere. Una delle sue quattro unità aveva già un contratto per essere disponibile nell’inverno 2016/17. Proprietario SSE dice una seconda unità ha vinto un contratto per fornire servizi ausiliari alla rete nazionale per il prossimo anno. La terza e la quarta unità rimarranno collegate alla rete e potranno essere immesse nel mercato della capacità per l’inverno 2017/18. Abbiamo aggiornato il testo qui sotto per riflettere questo e altri sviluppi recenti.

Aggiornamento 24/3/16-Longannet, l’ultima centrale elettrica a carbone della Scozia, si spegne oggi. Anche Ferrybridge C ha smesso di generare energia. Abbiamo aggiornato la nostra mappa.

Questo post è stato pubblicato il febbraio 10, 2016 4: 51 pm

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