Национальная сеть охватывает большую часть материковой части Великобритании и несколько близлежащих островов, а также имеются соединительные линии с Северной Ирландией и другими европейскими странами. Электроэнергия поставляется потребителям при напряжении 230 вольт переменного тока с частотой 50 Гц . В 2023 году около трети электроэнергии, используемой в Великобритании, было получено из ископаемого газа , а две трети — из низкоуглеродной энергии . Ветроэнергетика вырабатывает самую низкоуглеродную энергию, за ней следует атомная энергия , часть которой импортируется из Франции. [6] Правительство стремится к тому, чтобы выбросы парниковых газов от электроэнергии в Великобритании были чистыми нулевыми к 2035 году. [7]
Потребление электроэнергии снизилось в 2010-х и начале 2020-х годов, что в значительной степени объясняется спадом промышленной активности и переходом на более энергоэффективное освещение и приборы. [8] Однако прогнозируется, что спрос значительно возрастет из-за электрификации , например, тепловых насосов [9] и электромобилей [10] .
Энергетическая политика Великобритании включает установление предельных цен на некоторые виды энергии для населения [11], а оптовые цены на некоторые новые виды энергии с низким содержанием углерода могут быть стабилизированы правительством. [12]
В настоящее время разрабатываются планы национализации после предлагаемого введения Great British Energy после речи короля 2024 года , которая также курировала повышенную приверженность целям чистого нуля к 2050 году. Это дополнительно подчеркивается GB Energy посредством крупных инвестиций в возобновляемые источники энергии, такие как приливная энергия и морские ветряные электростанции. Будущий орган также намерен эксплуатировать и управлять проектами чистой энергии на государственном уровне, в отличие от частных компаний, которые делали это в течение нескольких лет.
Согласно последним оценкам, план обойдется правительству в £8 млрд., эта цифра подвергается критике со стороны оппозиции и СМИ, хотя министр энергетики Эд Милибэнд заявил, что он окажет влияние на окружающую среду в плане продвижения устойчивости, а также предсказал, что он снизит средние пороговые значения электроэнергии на £1400 во всем мире. Организация останется на предварительных стадиях до внедрения законопроекта Great British Energy Bill, после чего она будет создана после королевского согласия, данного в соответствии с законодательством Соединенного Королевства .
Электроснабжение Великобритании в 2023 году [13]
В 2008 году производство электроэнергии на АЭС составило 53,2 ТВт·ч, что эквивалентно 860 кВт·ч на человека. В 2014 году 28,1 ТВт·ч энергии было выработано ветровой энергией, что составило 9,3% от потребности Великобритании в электроэнергии. [14] В 2015 году 40,4 ТВт·ч энергии было выработано ветровой энергией, а квартальный рекорд генерации был установлен в трехмесячный период с октября по декабрь 2015 года, при этом 13% спроса страны на электроэнергию было удовлетворено ветром. [15] Ветровая энергия составила 15% от выработки электроэнергии в Великобритании в 2017 году и 18,5% в последнем квартале 2017 года. [16] В 2019 году National Grid объявила, что технологии генерации с низким содержанием углерода впервые в Великобритании произвели больше электроэнергии, чем ископаемые генераторы. [17]
Первым, кто использовал трехфазное высоковольтное распределение электроэнергии Николы Теслы в Соединенном Королевстве, был Чарльз Мерц из консалтингового партнерства Merz & McLellan на своей электростанции Neptune Bank недалеко от Ньюкасл-апон-Тайн . Она открылась в 1901 году [18] и к 1912 году превратилась в крупнейшую интегрированную энергетическую систему в Европе [19] . Однако остальная часть страны продолжала использовать мозаику небольших сетей электроснабжения.
В 1925 году британское правительство попросило лорда Вейра , промышленника из Глазго , решить проблему неэффективной и раздробленной электроэнергетической отрасли Великобритании. Вейр проконсультировался с Мерцем, и результатом стал Закон об электроэнергии (поставке) 1926 года , который рекомендовал создать «национальную сетевую » систему электроснабжения. [20] Закон 1926 года создал Центральный совет по электроэнергии , который создал первую в Великобритании синхронизированную общенациональную сеть переменного тока, работающую на 132 кВ, 50 Гц.
Сеть была создана с 4000 миль кабелей: в основном воздушных кабелей , связывающих 122 наиболее эффективные электростанции. Первая «сетевая башня» была возведена около Эдинбурга 14 июля 1928 года, [21] а работа была завершена в сентябре 1933 года, с опережением графика и в рамках бюджета. [22] [23] Она начала работать в 1933 году как серия региональных сетей со вспомогательными соединениями для аварийного использования. После несанкционированного, но успешного краткосрочного параллельного подключения всех региональных сетей ночными инженерами 29 октября 1937 года, [24] к 1938 году сеть работала как национальная система. К тому времени рост числа потребителей электроэнергии был самым быстрым в мире, увеличившись с трех четвертей миллиона в 1920 году до девяти миллионов в 1938 году. [25] Она доказала свою ценность во время Блица , когда Южный Уэльс предоставил электроэнергию для замены потерянной выработки электростанций Баттерси и Фулхэма . [25] Сеть была национализирована Законом об электричестве 1947 года , который также создал Британское управление по электричеству . В 1949 году Британское управление по электричеству решило модернизировать сеть, добавив линии 275 кВ.
На момент своего создания в 1950 году система передачи электроэнергии напряжением 275 кВ была спроектирована как часть национальной системы электроснабжения с ожидаемым общим спросом в 30 000 МВт к 1970 году. Этот прогнозируемый спрос уже был превышен к 1960 году. Быстрый рост нагрузки побудил Центральное управление по производству электроэнергии (CEGB) провести исследование будущих потребностей в передаче электроэнергии, которое было завершено в сентябре 1960 года. Исследование описано в статье, представленной Институту инженеров-электриков Бутом, Кларком, Эггинтоном и Форрестом в 1962 году.
В исследовании, наряду с возросшим спросом, рассматривалось влияние на систему передачи быстрого прогресса в проектировании генераторов, что привело к проектированию электростанций с установленной мощностью 2000–3000 МВт. Эти новые станции в основном должны были быть размещены там, где можно было воспользоваться избытком дешевого низкосортного топлива и достаточным запасом охлаждающей воды, но эти местоположения не совпадали с центрами нагрузки. West Burton с 4 машинами по 500 МВт, расположенными на угольном месторождении Ноттингемшира около реки Трент , является типичным примером. Эти разработки сместили акцент на системе передачи с взаимосвязи на основную функцию массовой передачи электроэнергии из зон генерации в центры нагрузки, например, ожидаемая передача в 1970 году около 6000 МВт из Мидлендса в графства Хоум .
В качестве возможных решений рассматривались дальнейшее укрепление и расширение существующих систем 275 кВ. Однако, в дополнение к технической проблеме очень высокого уровня неисправности, для получения расчетных передач на 275 кВ потребовалось бы гораздо больше линий. Поскольку это не соответствовало политике CEGB по сохранению удобств, было найдено дополнительное решение. В качестве альтернатив рассматривались как схемы 400 кВ, так и 500 кВ, каждая из которых давала достаточный запас для будущего расширения. Система 400 кВ была выбрана по двум основным причинам. Во-первых, большинство линий 275 кВ можно было повысить до 400 кВ, а во-вторых, предполагалось, что эксплуатация на 400 кВ могла бы начаться в 1965 году по сравнению с 1968 годом для схемы 500 кВ. Были начаты проектные работы, и для соблюдения сроков 1965 года контрактное проектирование для первых проектов должно было проводиться одновременно с проектированием. Сюда входила крытая подстанция West Burton 400 кВ, первая секция которой была введена в эксплуатацию в июне 1965 года. С 1965 года сеть была частично модернизирована до 400 кВ, начиная с линии длиной 150 миль (241 км) от Сандона до West Burton, которая стала Суперсетью .
С развитием национальной сети и переходом на использование электричества потребление электроэнергии в Соединенном Королевстве увеличилось примерно на 150% между послевоенной национализацией отрасли в 1948 году и серединой 1960-х годов. В 1960-х годах рост замедлился, поскольку рынок стал насыщенным .
После распада CEGB в 1990 году право собственности и управление Национальной сетью в Англии и Уэльсе перешло к National Grid Company plc, позже ставшей National Grid Transco, а теперь National Grid plc . В Шотландии сеть уже была разделена на два отдельных субъекта: один для южной и центральной Шотландии, а другой для северной Шотландии, соединенных соединительными линиями. Первый принадлежит и обслуживается SP Energy Networks, дочерней компанией Scottish Power , а другой — SSE . Однако National Grid plc остается системным оператором для всей Британской сети.
Способ генерации менялся с годами. В 1940-х годах около 90% генерирующих мощностей работали на угле , а большую часть оставшейся энергии составляла нефть .
Соединенное Королевство начало развивать ядерные генерирующие мощности в 1950-х годах, а электростанция Колдер-Холл была подключена к сети 27 августа 1956 года. Хотя основной целью создания этой электростанции было производство оружейного плутония , за ней последовали и другие гражданские станции, и на пике своего развития в 1997 году 26% электроэнергии страны вырабатывалось с помощью ядерной энергетики.
В 1960-х и 70-х годах угольные электростанции строились для обеспечения потребления, несмотря на экономические проблемы . В 1970-х и 80-х годах было построено несколько ядерных объектов. С 1990-х годов газовые электростанции извлекали выгоду из программы Dash for Gas, поставляемой газом из Северного моря . После 2000-х годов возобновляемые источники энергии, такие как солнечная и ветровая, значительно увеличили свою мощность. [26] В третьем квартале 2016 года ядерная и возобновляемая энергия поставляли по четверти британской электроэнергии, а уголь поставлял 3,6%. [27] [28]
Несмотря на приток нефти из Северного моря с середины 1970-х годов, выработка электроэнергии на основе нефти оставалась относительно небольшой и продолжала снижаться.
Начиная с 1993 года и продолжаясь в течение 1990-х годов, сочетание факторов привело к так называемому Dash for Gas , в ходе которого использование угля было сокращено в пользу газовой генерации. Это было вызвано политическими проблемами, приватизацией Национального угольного совета , British Gas и Центрального совета по производству электроэнергии ; введением законов, способствующих конкуренции на энергетических рынках; доступностью дешевого газа из Северного моря и других мест, а также высокой эффективностью и снижением загрязнения от генерации на газовых турбинах комбинированного цикла (CCGT). В 1990 году всего 1,09% всего потребляемого в стране газа использовалось для производства электроэнергии; к 2004 году этот показатель составил 30,25%. [29]
К 2004 году использование угля на электростанциях сократилось до 50,5 млн тонн, что составило 82,4% от всего угля, использованного в 2004 году (падение на 43,6% по сравнению с уровнем 1980 года), хотя и немного выше, чем в 1999 году. [29] Несколько раз в мае 2016 года Великобритания не сжигала уголь для получения электроэнергии впервые с 1882 года. [30] [31] 21 апреля 2017 года Великобритания провела целый день без использования угольной энергии впервые со времен промышленной революции , согласно данным Национальной энергосистемы . [32]
С середины 1990-х годов новые возобновляемые источники энергии начали вносить свой вклад в выработку электроэнергии, дополняя малые мощности гидроэлектростанций .
В начале 2000-х годов росли опасения по поводу перспективы «энергетического разрыва» в генерирующих мощностях Соединенного Королевства. Прогнозировалось, что это возникнет, поскольку ожидалось, что ряд угольных электростанций закроются из-за неспособности соответствовать требованиям по чистому воздуху Европейской директивы о крупных сжигательных установках (директива 2001/80/EC). [34] Кроме того, оставшиеся в Соединенном Королевстве атомные станции Magnox должны были закрыться к 2015 году. Срок службы старейшей атомной электростанции AGR был продлен на десять лет, [35] и, вероятно, срок службы многих других может быть продлен, что сократит потенциальный разрыв, предполагаемый текущими датами закрытия отчетности между 2014 и 2023 годами для электростанций AGR. [36]
В отчете отрасли за 2005 год прогнозировалось, что без принятия мер по устранению этого пробела к 2015 году дефицит мощностей по производству электроэнергии составит 20%. Аналогичные опасения были высказаны в отчете, опубликованном в 2000 году Королевской комиссией по загрязнению окружающей среды (Энергия – Изменение климата ). Обзор энергетики за 2006 год привлек значительное внимание прессы, в частности, в связи с перспективой строительства нового поколения атомных электростанций, чтобы предотвратить рост выбросов углекислого газа, который возник бы, если бы были построены другие обычные электростанции.
Согласно опросу, проведенному YouGov для Deloitte в ноябре 2005 года , среди населения 35% ожидали, что к 2020 году большая часть электроэнергии будет вырабатываться за счет возобновляемых источников энергии (что более чем вдвое превышает целевой показатель правительства и намного превышает 5,5%, вырабатываемые в 2008 году), [37] 23% ожидали, что большая часть будет вырабатываться за счет ядерной энергии, и только 18% — что большая часть будет вырабатываться за счет ископаемого топлива. 92% считали, что правительству следует больше делать для изучения альтернативных технологий выработки электроэнергии с целью сокращения выбросов углерода. [38]
Первым шагом по ликвидации прогнозируемого дефицита энергии в Соединенном Королевстве стало строительство электростанции Лангедж, работающей на традиционном газе , и электростанции Марчвуд , которые были введены в эксплуатацию в 2010 году.
В 2007 году были объявлены предложения о строительстве двух новых угольных электростанций в Тилбери , Эссекс и Кингснорте , Кент. Если бы они были построены, они стали бы первыми угольными станциями, построенными в Соединенном Королевстве за последние 20 лет. [39]
Помимо этих новых установок, существует ряд вариантов, которые можно использовать для обеспечения новой генерирующей мощности, минимизируя выбросы углерода и производя меньше остатков и загрязнений. Электростанции на ископаемом топливе могли бы стать решением, если бы существовал удовлетворительный и экономичный способ сокращения их выбросов углерода. Улавливание углерода могло бы стать способом сделать это; однако эта технология относительно неиспробована, а затраты относительно высоки. По состоянию на 2006 год не было ни одной работающей электростанции с полной системой улавливания и хранения углерода, а по состоянию на 2018 год ситуация такова, что в мире нет жизнеспособных систем CCS.
Однако из-за снижения спроса в конце 2000-х годов, устранившего любой среднесрочный разрыв, и высоких цен на газ, в 2011 и 2012 годах было законсервировано более 2 ГВт старых, менее эффективных газовых электростанций. [40] [41] В 2011 году спрос на электроэнергию упал на 4%, и в течение 2011 и 2012 годов было добавлено около 6,5 ГВт дополнительных газовых мощностей. [ Устарело ] В начале 2012 года резервная маржа находилась на высоком уровне в 32%. [42]
Другим важным фактором снижения спроса на электроэнергию в последние годы стал постепенный отказ от ламп накаливания и переход на компактные люминесцентные и светодиодные лампы . Исследования Оксфордского университета [43] показали, что среднегодовое потребление электроэнергии для освещения в доме в Великобритании снизилось с 720 кВт·ч в 1997 году до 508 кВт·ч в 2012 году. В период с 2007 по 2015 год пиковый спрос на электроэнергию в Великобритании снизился с 61,5 ГВт до 52,7 ГВт. [43] [44]
В июне 2013 года регулятор отрасли Ofgem предупредил, что энергетический сектор Великобритании столкнулся с «беспрецедентными проблемами» и что «резервные мощности по производству электроэнергии могут упасть до 2% к 2015 году, что увеличит риск отключений электроэнергии». Предлагаемые решения «могут включать переговоры с основными потребителями электроэнергии, чтобы они снизили спрос в часы пик в обмен на оплату». [45]
Потребление электроэнергии сократилось на 9% с 2010 по 2017 год, что в значительной степени объясняется спадом промышленной активности и переходом на более энергоэффективное освещение и приборы. [8] К 2018 году производство электроэнергии на душу населения упало до уровня 1984 года. [46]
В январе 2019 года Ник Батлер в Financial Times написал: «Стоимость всех форм энергии (кроме ядерной) резко упала, и нет недостатка в поставках», отчасти основываясь на аукционе резервных мощностей [47] на 2021–2022 годы, который достиг чрезвычайно низких цен. [48] [49]
Электроэнергетический сектор поставляет потребителям электроэнергию переменным током напряжением 230 В (-6%, +10%) и частотой 50 Гц.
В 2020 году общий объем производства электроэнергии составил 312 ТВт·ч (снижение по сравнению с пиковым показателем в 385 ТВт·ч в 2005 году), полученным из следующих источников: [51]
Энергетическая политика правительства Великобритании была нацелена на достижение общего вклада возобновляемых источников энергии в 10% к 2010 году, но только в 2012 году эта цифра была превышена; возобновляемые источники энергии обеспечили 11,3% (41,3 ТВт·ч) электроэнергии, произведенной в Соединенном Королевстве в 2012 году. [52] Правительство Шотландии поставило цель производить от 17% до 18% электроэнергии Шотландии из возобновляемых источников к 2010 году, [53] увеличив эту цифру до 40% к 2020 году. [54]
Валовое производство электроэнергии составило 393 ТВт·ч в 2004 году, что обеспечило 9-е место в списке крупнейших мировых производителей в 2004 году. [61]
Шесть крупнейших компаний, доминирующих на британском рынке электроэнергии (« Большая шестерка »): EDF , Centrica (British Gas), E.ON , RWE npower , Scottish Power и Southern & Scottish Energy .
Великобритания планирует реформировать свой рынок электроэнергии . Она ввела механизм мощности и контракт на разницу (CfD) субсидируемой покупки, чтобы стимулировать строительство новых, более экологически чистых генерирующих мощностей. [62]
Электроэнергия, произведенная с использованием газа, составила 160 ТВт-ч в 2004 году и 177 ТВт-ч в 2008 году. В оба года Великобритания была четвертым по величине производителем электроэнергии из газа. В 2005 году Великобритания произвела 3,2% от общего объема мирового природного газа; занимая пятое место после России (21,8%), США (18%), Канады (6,5%) и Алжира (3,2%). В 2009 году собственное производство газа в Великобритании было меньше, и природный газ также импортировался. [61] [63]
Из-за снижения спроса в период рецессии конца 2000-х годов и высоких цен на газ в 2011 и 2012 годах было законсервировано более 2 ГВт старых, менее эффективных газовых электростанций. [64] [41]
Несколько раз в мае 2016 года Великобритания не сжигала уголь для производства электроэнергии впервые с 1882 года. [65] [66] Из-за низких цен на газ экономика угольных электростанций находится в напряжении, и в 2016 году были закрыты 3 угольные электростанции. [67] 21 апреля 2017 года материковая энергосистема не сжигала уголь для производства электроэнергии в течение первых полных 24 часов. [68] [69] А весной/летом 2020 года с 10 апреля энергосистема Великобритании работала в течение 68 дней, не сжигая уголь. [4]
В августе и сентябре 2021 года Великобритании пришлось перезапустить угольные электростанции из-за нехватки ветра, поскольку импорт электроэнергии из Европы был недостаточным для удовлетворения спроса. [70] [71]
По состоянию на 2016 год атомная энергетика в Соединенном Королевстве вырабатывает около четверти электроэнергии страны , а к 2035 году, по прогнозам, эта цифра вырастет до трети. [72] В Великобритании имеется 15 действующих ядерных реакторов на семи заводах (14 усовершенствованных газоохлаждаемых реакторов (AGR) и один реактор с водой под давлением (PWR)), а также заводы по переработке ядерного топлива в Селлафилде и завод по переработке хвостов (TMF), эксплуатируемый Urenco в Кейпенхерсте .
С середины 1990-х годов возобновляемые источники энергии начали вносить вклад в электроэнергию, вырабатываемую в Соединенном Королевстве, дополняя небольшую гидроэнергетическую мощность. Возобновляемые источники энергии обеспечили 11,3% электроэнергии, вырабатываемой в Соединенном Королевстве в 2012 году, [52] достигнув 41,3 ТВт·ч выработанной электроэнергии. По состоянию на 2-й квартал 2017 года возобновляемые источники энергии вырабатывали 29,8% электроэнергии Великобритании. [73]
В настоящее время крупнейшим возобновляемым источником энергии в Великобритании является энергия ветра, и Великобритания обладает одними из лучших ветровых ресурсов в Европе. В Великобритании относительно небольшое развертывание гидроэлектростанций и ресурсов, хотя существует некоторое количество гидроаккумулирующих станций. Солнечная энергия быстро растет и обеспечивает значительную мощность в дневные часы, но общий объем вырабатываемой энергии все еще невелик. Биотопливо также используется в качестве существенного источника энергии. Геотермальная энергия не очень доступна и не является существенным источником. Приливные ресурсы присутствуют, и экспериментальные проекты тестируются, но они, вероятно, будут дорогими.
Ветроэнергетика обеспечивает растущий процент энергии в Соединенном Королевстве , и к началу февраля 2018 года она состояла из 8655 ветряных турбин с общей установленной паспортной мощностью более 18,4 гигаватт : 12 083 мегаватт наземной мощности и 6361 мегаватт офшорной мощности. [74] Это поставило Соединенное Королевство на шестое место в мире по производству ветроэнергии . [75] Опросы общественного мнения неизменно показывают сильную поддержку ветроэнергетики в Великобритании, причем почти три четверти населения согласны с ее использованием, даже для людей, живущих рядом с наземными ветряными турбинами. [76] [77] [78] [79] [80] [81] Ожидается, что ветроэнергетика продолжит расти в Великобритании в обозримом будущем, RenewableUK оценивает, что в течение следующих пяти лет будет вводиться более 2 ГВт мощности в год. [82] В Великобритании ветроэнергетика была вторым по величине источником возобновляемой энергии после биомассы в 2013 году. [52]
В 2014 году Имперский колледж предсказал, что к 2020 году в Великобритании в 10 миллионах домов в солнечные дни 40% электроэнергии будет вырабатываться за счет солнечной энергии , по сравнению с полумиллионом домов в начале 2014 года. Если треть домохозяйств будет вырабатывать солнечную энергию, это может составить 6% от общего потребления электроэнергии в Великобритании. [83]
В Британии есть несколько дизельных ферм для обеспечения высокого спроса в часы дня, обычно зимой, когда другие генераторы, такие как ветряные или солнечные, могут иметь низкую производительность. Многие дизельные генераторы работают менее 200 часов в год. [84]
В Великобритании имеется несколько крупных гидроаккумулирующих систем, в частности, электростанция Динорвиг , которая может обеспечивать 1,7 ГВт в течение более 5 часов, имея емкость хранения около 9 ГВт-ч. [85]
Он также имеет значительное сетевое аккумуляторное хранилище, которое может поставлять несколько гигаватт в течение нескольких часов. По состоянию на май 2021 года в Соединенном Королевстве работало 1,3 ГВт аккумуляторного хранилища, а 16 ГВт проектов находятся в стадии разработки и могут быть потенциально развернуты в течение следующих нескольких лет. [86] В 2022 году мощность Великобритании выросла на 800 МВт·ч, достигнув 2,4 ГВт / 2,6 ГВт·ч. [87]
В декабре 2019 года началось строительство проекта по хранению энергии Minety Battery, расположенного недалеко от Minety , Уилтшир и разработанного Penso Power. [88] Китайские инвестиции обеспечили финансирование, а China Huaneng Group отвечает за строительство и эксплуатацию. Проектная мощность составляет 100 МВт·ч, и использует технологию аккумуляторов LiFePo4 . [88] Он начал работу в июле 2021 года. [89] В 2020 году Penso Power решила расширить проект на 50 МВт·ч, который, как ожидается, начнет работу в конце 2021 года. [88] [90] Это крупнейший объект по хранению аккумуляторных батарей в Европе. [89]
.jpg/1280px-Moulded_and_rewireable_BS_1363_plugs_(horizontal).jpg)
Европейская комиссия запретила малоэффективные ненаправленные лампы накаливания общего назначения с 2012 года, а галогенные лампы аналогичной формы с более высокой эффективностью были запрещены в 2018 году. Несколько специализированных типов ламп, например, для использования в духовках, освобождены от запрета. [91]
Имеется 2 ГВт подводных соединений между сетью Великобритании и северной Францией ( HVDC Cross-Channel ), второе соединение мощностью 1 ГВт с Францией ( IFA2 ), Северной Ирландией ( HVDC Moyle ), островом Мэн ( соединитель между островом Мэн и Англией ), 1 ГВт с Нидерландами ( BritNed ), 1 ГВт с Бельгией ( NEMO Link ), 1,4 ГВт с Норвегией ( североморская линия ) и Республикой Ирландия ( EWIC ).
Экспорт электроэнергии составлял 1–3% от потребления в период с 2004 по 2009 год. По данным МЭА, Великобритания была шестым по величине импортером электроэнергии, импортировав 11 ТВт·ч, после Бразилии (42 ТВт·ч), Италии (40 ТВт·ч), США (33 ТВт·ч), Нидерландов (16 ТВт·ч) и Финляндии (14 ТВт·ч). [63]
Также в будущем планируется проложить кабели для соединения сети Великобритании с Исландией ( Icelink ), Норвегией ( соединительная линия Шотландия–Норвегия ) и Данией ( Viking Link ).
Самый длинный кабель, North Sea Link, имеет длину 720 километров и соединяет Блит , Нортумберленд , северо-восточная Англия , с Квиллдаллом, юго-западная Норвегия . [92]
Рынок электроэнергии в Великобритании не регулируется, и стоимость за МВт·ч для большей части вырабатываемой электроэнергии оплачивается по локальной предельной цене , которая иногда бывает отрицательной в периоды низкого потребления и сильного ветра, начиная с 2019 года. [93] Цена торгуется на спотовом рынке (APX Power UK принадлежит APX Group ).
В Великобритании поставщик электроэнергии является розничным продавцом электроэнергии . Для каждой точки поставки поставщик должен оплачивать различные расходы на передачу , распределение , эксплуатацию счетчика, сбор данных, налоги и т. д. Затем поставщик добавляет расходы на электроэнергию и собственную плату поставщика.
В Великобритании исторически была угольная сеть, которая генерировала большие объемы CO 2 и других загрязняющих веществ, включая SO 2 и оксиды азота, что приводило к кислотным дождям, которые наблюдались в Норвегии и Швеции. Угольные электростанции должны были быть оснащены скрубберами, что увеличивало расходы. [94]
В 2019 году электроэнергетический сектор Великобритании выбросил 0,256 кг CO2 на кВт·ч электроэнергии. [95]
{{cite book}}: CS1 maint: другие ( ссылка )Доля низкоуглеродной электроэнергии в генерации составила рекордные 50,0 процентов в третьем квартале 2016 года, по сравнению с 45,3 процента за тот же период 2015 года, с ростом генерации из возобновляемых источников энергии (ветер и солнце) и атомной энергии. Доля угля упала до 3,6%
{{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка ){{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка ){{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка ){{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка ){{cite web}}: CS1 maint: архивная копия как заголовок ( ссылка )словам г-на Константинова, ветровые электростанции Великобритании в определенные дни вырабатывали менее одного гигаватта. Полная мощность составляет 24 гигаватта