odliczanie do 2025: śledzenie UK coal phase out

Update 6 / 5 / 2020 – właściciel elektrowni Kilroot w Irlandii Północnej wygrał kontrakt na wsparcie konwersji elektrowni na spalanie gazu zamiast węgla do zimy 2023. Tylko Ratcliffe i West Burton nie ogłosili jeszcze planów zamknięcia.

aktualizacja 27/2/2020 – Drax ogłosił, że zamknie swoje jednostki węglowe po wrześniu 2022 r.i “nie spodziewa się wykorzystywać węgla” po marcu 2021 r.

gdy Drax zamknie swoje jednostki węglowe, tylko trzy elektrownie węglowe pozostaną w systemie brytyjskim: Ratcliffe, West Burton i Kilroot w Irlandii Północnej.

Update 1 / 8 – 2019-niemiecka firma RWE zamknie swoją ostatnią elektrownię węglową w Wielkiej Brytanii, 1500 megawatów (MW) Aberthaw B w Walii, pod koniec marca 2020 roku.

tylko cztery elektrownie węglowe pozostaną w systemie brytyjskim. Są to Drax, Ratcliffe, West Burton i Kilroot w Irlandii Północnej. Mapa i tracker zostały zaktualizowane.

wiadomość wynika z czerwcowej Zapowiedzi SSE, że pozostałe 1500 MW na Fiddler ‘ s Ferry zostanie zamknięte pod koniec marca 2020 roku. Kilroot, który miał zostać zamknięty zeszłej zimy, został kupiony przez czeską firmę energetyczną EPH.

Update 8 / 5 / 19 – Wielka Brytania przeszła siedem dni z rzędu bez używania węgla do wytwarzania energii elektrycznej, po raz pierwszy od czasu zbudowania publicznego systemu energetycznego pod koniec XIX wieku.

passa bez węgla rozpoczęła się o 13:24 W środę 1 maja, według National Grid. Według firmy doradczej EnAppSys ma trwać do wczesnych godzin wieczornych w czwartek “najwcześniej”.

Wielka Brytania minęła do tej pory 1139 godzin bez węgla w 2019 r., wynika z krótkiej analizy węgla, co odpowiada 47 dniom lub więcej niż jednej trzeciej wszystkich godzin w roku. Do tego momentu w 2018 roku zarejestrowano tylko 417 godzin bez węgla.

węgiel dostarcza obecnie mniej niż 5% energii elektrycznej wytwarzanej w Wielkiej Brytanii, co oznacza spadek z 40% W ostatnim czasie w 2012 roku. Produkcja w 2019 r.do tej pory spadła o 90% w porównaniu do pięciu lat temu i prawie dwie trzecie w stosunku do produkcji w 2018 r.

zauważ, że rekordowa passa bez węgla dotyczy tylko wytwarzania energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii. Irlandia Północna jest częścią oddzielnej zintegrowanej sieci na wyspie Irlandii. Wielka Brytania importuje energię elektryczną z krajów, w tym z Irlandii, Holandii i Francji, z których wszystkie czasami spalają węgiel w celu wytworzenia energii.

aktualizacja 8/2/19-arkusz kalkulacyjny Mapy i trackera został zaktualizowany, aby odzwierciedlić najnowsze osiągnięcia.

EDF Energy ogłosiło, że Cottam w Nottinghamshire zostanie zamknięte 30 września 2019 r., ponieważ nie ma kontraktów na rynku mocy po tej dacie, ale West Burton w Lincolnshire pozostanie otwarty co najmniej do września 2021 r. SSE Fiddlers Ferry w Cheshire również nie ma kontraktów na rynku mocy, ale nie został wymieniony w najnowszym oświadczeniu handlowym Spółki. Kolejna aktualizacja SSE ma nastąpić pod koniec marca. Należy pamiętać, że tylko trzy z czterech jednostek w zakładzie pozostają online. Drax w Yorkshire zakończył przebudowę czwartej jednostki na spalanie biomasy. Lynemouth w Northumberland ponownie otwarto jako zakład biomasy. Kilroot w Irlandii Północnej został tymczasowo zawieszony na okres jednego roku. Uskmouth w Walii jest offline w oczekiwaniu na konwersję na spalanie odpadów. Po zamknięciu Cottam w Wielkiej Brytanii pozostanie sześć elektrowni węglowych o łącznej mocy 9 gigawatów (GW). Wielka Brytania miała 25gw Mocy węgla w 2012 i 29gw w 2010. Produkcja węgla spadła ze 143 terawatogodzin (TWh) w 2012 r., zaspokajając 40% potrzeb Wielkiej Brytanii, do 17TWh w 2018 r. (5%).

Zjednoczone Królestwo planuje stopniowe wycofywanie elektrowni opalanych węglem do 2025 r., o ile utrzymane zostanie bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej.

propozycja, rozpoczęta z wielką pompą w okresie poprzedzającym szczyt klimatyczny w Paryżu, została potwierdzona w dniu 5 stycznia 2018 r. Jednak zużycie węgla już gwałtownie spada, dostarczając zaledwie 7% energii elektrycznej w Wielkiej Brytanii w 2017 roku.

zużycie węgla w Wielkiej Brytanii spadło o jedną piątą w 2014 r., do historycznych najniższych od narodzin rewolucji przemysłowej. W 2015 r. popyt spadł o kolejne 22%, a w 2016 r.spadł o dwie trzecie rok do roku. W ciągu sześciu miesięcy tego roku energia słoneczna wygenerowała więcej energii elektrycznej niż węgiel.

gospodarka węgla znacznie się pogorszyła. Spadające ceny gazu i wyższe podatki od emisji dwutlenku węgla spowodowały, że wytwórcy węgla borykają się z rosnącymi stratami. Na początku maja węgiel dostarczył do Wielkiej Brytanii po raz pierwszy zerową moc. Produkcja węgla w 2015 r.była najniższa od początku lat 50., a rok 2016 jest jeszcze niższy. W 2016 r. ceny węgla wzrosły, choć wysokie ceny mocy szczytowej zapewniły możliwości dla pozostałych elektrowni węglowych.

zamknięcia węglowe

trzy duże elektrownie węglowe zostały zamknięte w 2016 roku: Longannet, Ferrybridge C i Rugeley (patrz mapa i tabele). Eggborough i Fiddlers Ferry planowali zamknięcie, ale odłożyli te plany na później. (Aktualizacja 2/2018: Eggborough zostanie zamknięte po wrześniu 2018).

w tym roku zamknięto około 4 gigawatów (GW) mocy, pozostawiając 15gw do dziś. Łącznie w 2015 r. Pozostałe elektrownie wyemitowały 53 mln ton CO2, co stanowi około 11% całkowitej emisji gazów cieplarnianych w Zjednoczonym Królestwie w tym roku. Oprócz zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych, tegoroczne zamknięcia zmniejszą zanieczyszczenie powietrza.

warto zauważyć, że od 2010 roku zamknięto już 8,4 GW mocy węglowej. Węgiel jest zwykle uważany za generację podstawowego obciążenia, która działa stale w dzień iw nocy, ale większość elektrowni węglowych wytwarzała energię mniej niż 10% czasu w maju i czerwcu, zgodnie z Aurora Energy Research. Drax i Aberthaw B właśnie przekroczyli 50% w czerwcu, podczas gdy Rugeley, teraz zamknięty, dotknął 50% W maju.

po długich okresach znacznie zmniejszonej eksploatacji, wiele elektrowni węglowych przyspieszyło działanie, ponieważ Wielka Brytania przenosi się późną jesienią. Aberthaw B, na przykład, działa blisko pojemności.

zakłady, które mają zamknięte lub będą działać w skróconych godzinach są nieco starsze niż te, które nadal oczekują, że pozostaną otwarte. Jednak wszystkie z wyjątkiem dwóch pozostałych stacji mają ponad 40 lat.

koszt utrzymania starzejącego się sprzętu został przytoczony przez SSE w uzasadnieniu swojej (obecnie odwróconej) decyzji o rozważeniu zamknięcia promu. Od tego roku zakłady borykają się z zaostrzeniem przepisów dotyczących zanieczyszczenia powietrza w ramach unijnej dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych (IED), chociaż obowiązują różne zwolnienia i ustalenia przejściowe.

biorąc pod uwagę niekorzystne warunki rynkowe, decyzję o tym, czy utrzymać elektrownie węglowe na straty, komplikują dwie odrębne polityki mające na celu utrzymanie świateł.

rynek mocy, ze względu na rozpoczęcie sezonu zimowego 2017/18, zapłaci elektrowniom zaliczkę, która będzie dostępna w zimowe wieczory. Płaci stałą cenę za każdy kilowat mocy, do poziomu oczekiwanego szczytowego popytu.

aukcja na rok 2019/20 zapłaci 18 zł/kW za łączną moc 46 GW, co oznacza, że rynek mocy będzie kosztował prawie 1 mld zł w samym 2019 roku. Kilka elektrowni węglowych zabezpieczyło kontrakty na rynku mocy o wartości 139 mln zł w 2019 r., co oznacza, że powinny one działać co najmniej do końca tej dekady (patrz tabela).

Nie udało mu się zdobyć kontraktu na sezon 2019/20. Wydawało się, że zdecydował, że zapłacenie 33 mln zł kary za złamanie umowy 2018/19 będzie tańsze niż straty, jakie poniósł wcześniej.

ta decyzja wydawała się być ciosem dla wiarygodności rynku mocy. Dodała ona do tego presję na reformy i poczucie, że system aktywnie osłabia bezpieczeństwo dostaw. Rząd planuje teraz wzmocnienie rynku mocy i wprowadzenie go o rok wcześniej, od zimy 2017/18.

Ostatnie ogłoszenie SSE, pod koniec marca, oznacza, że zakład pozostanie otwarty do zimy 2016/17, ale nadal pozostawia znak zapytania, czy zrealizuje kontrakt mocowy na sezon 2018/19. Obecnie stacja ma również wstępną kwalifikację do kontraktów na rynku mocy w latach 2017/18 i 2020/21, co zwiększa szansę, że pozostanie otwarta na dłużej.

drugi program znany jako National Grid Supplemental Balancing Reserve (SBR) ma na celu zabezpieczenie dostaw w latach poprzedzających wejście na rynek mocy. Płaci niewielką ilość rezerwy mocy, aby pozostać w stanie gotowości, działa tylko wtedy, gdy zapasy są napięte.

w zimie 2016/17 National Grid płaci 34 £ / kW za 3,6 GW w ramach SBR, przy całkowitym koszcie 122 mln£. podczas gdy koszt za kW jest prawie dwukrotnie wyższy niż na rynku mocy, całkowity koszt jest niższy.

dwie z planowanych do zamknięcia elektrowni węglowych-Eggborough i jedna jednostka w Fiddlers Ferry-zabezpieczyły Kontrakty SBR na zimę 2016/17, oferując pobyty z realizacji po ich ostatecznym zamknięciu. Warto jednak powtórzyć, że jednostki te będą działać tylko na żądanie krajowej sieci energetycznej.

spodziewano się, że SBR na lata 2016/17 może wymagać rozszerzenia, ponieważ zamykane są kolejne elektrownie węglowe. Jednak obecne przepisy ograniczają rozmiar SBR do 3,7 GW, wobec 3,6 GW zakontraktowanych do tej pory. Niektórzy analitycy uważają, że nie ma potrzeby rozszerzania SBR.

możliwe, że wiosną na emeryturę zdecyduje się więcej elektrowni węglowych. Aberthaw, Cottam i West Burton byli postrzegani jako zagrożeni zamknięciem z powodu niekorzystnych warunków rynkowych – wynika z lutowego artykułu Reutersa. W rzeczywistości Cottam i West Burton, będące w posiadaniu francuskiego przedsiębiorstwa użyteczności publicznej EDF, nie wywiązały się z trzyletnich umów na rynku mocy, które zawarły, decydując się nie przeprowadzać modernizacji. Zakłady nadal mogły ubiegać się o kolejne roczne Kontrakty.

obawy, że Wielka Brytania nie będzie w stanie utrzymać bezpiecznych dostaw energii elektrycznej, mogą stanowić problem dla rządowych planów wycofywania węgla. Rząd chce, aby nowe zdolności gazowe wypełniły lukę, choć nie ma zgody co do skali wymogu i wpływu na cele klimatyczne w Wielkiej Brytanii. Inwestorzy nie są również obecnie przyciągani do budowy nowych elektrowni gazowych częściowo dlatego, że cena rynkowa mocy nie jest wystarczająco wysoka.

Uwaga-dane rynkowe dotyczące godzin pracy zakładu pochodzą z portalu danych Aurora Energy Research EOS.

aktualizacja 2/2/18-arkusz kalkulacyjny Mapy i trackera został zaktualizowany, aby odzwierciedlić najnowsze osiągnięcia. Elektrownie węglowe Kilroot i Eggborough ogłosiły plany zamknięcia w maju i wrześniu 2018 r., pozostawiając siedem elektrowni węglowych w Wielkiej Brytanii. Drax zamieni czwartą jednostkę na spalanie biomasy. Oczekuje się, że spowoduje to przesunięcie produkcji biomasy na zimę, ale tylko zwiększy całkowitą produkcję biomasy o około 1%.

aktualizacja 9 / 6 / 16-Elektrownia Rugeley w Staffordshire została zamknięta wcześniej niż oczekiwano. Miał on trwać do końca czerwca.

aktualizacja 27/4/16-Elektrownia Aberthaw B w Walii ma działać w skróconych godzinach od kwietnia 2017. Zaktualizowaliśmy mapę i tabele. Należy również zauważyć, że Drax, niegdyś największa brytyjska elektrownia węglowa, powiedział, że może przestać spalać węgiel w ciągu trzech lat, jeśli otrzyma dodatkowe dotacje od rządu na spalanie biomasy.

Update 31/3/16-Fiddlers Ferry zdecydował się nie zamykać. Jedna z jej czterech jednostek miała już kontrakt, który miał być dostępny w sezonie zimowym 2016/17. Właściciel SSE mówi, że druga jednostka wygrała kontrakt na świadczenie usług pomocniczych dla National Grid na następny rok. Trzecia i czwarta Jednostka pozostaną podłączone do sieci i mogą zostać wprowadzone na rynek mocy zimą 2017/18. Zaktualizowaliśmy poniższy tekst, aby odzwierciedlić ten i inne Ostatnie wydarzenia.

aktualizacja 24/3/16-Longannet, ostatnia Szkocka elektrownia węglowa, wyłącza się dzisiaj. Ferrybridge C również przestał wytwarzać energię. Zaktualizowaliśmy naszą mapę.

Ostatni post / autor:10-02-10, 16: 51

Dodaj komentarz

Twój adres e-mail nie zostanie opublikowany.