The UK’s coal to clean journey

Introdução

Transformação do sistema de energia do Reino Unido

Em 2010, a fonte de alimentação do Reino Unido foi fortemente dominada por combustíveis fósseis, com carvão apenas gerando quase um terço da eletricidade do Reino Unido. No entanto, em pouco mais de uma década, o sistema de energia do Reino Unido foi transformado: o carvão agora gera pouco mais de 2% da eletricidade do Reino Unido. Um aumento enorme no vento (3-25% de participação na eletricidade) e na geração solar (0 a 4% de participação na eletricidade), bem como uma queda significativa na demanda de eletricidade (-16%). MTCO

Crucially, coal has not been replaced with other fossil fuels—gas generation fell from 46% of the electricity mix in 2010 to 39% in 2022—or even nuclear power which has remained mostly unchanged since 2010. Instead, the fall in coal power in the UK has been driven by a huge increase in wind (3–25% share of electricity) and solar (0–4% share of electricity) generation as well as a significant drop in electricity demand (-16%).

The result has been a substantial fall in the carbon emissions of the UK power system from 160 MtCO2 in 2010 to 58 MtCO 2 em 2022.

O Reino Unido agora pretende alcançar a descarbonização completa do setor de energia até 2035-um alvo líder do mundo. Essa ambição é ainda mais impressionante, uma vez que a demanda de energia no Reino Unido parece definida para interromper seu declínio e começar a subir rapidamente - resultando em 2050 - como mais da economia do Reino Unido eletrifica. Em vez disso, a jornada do campeão de dependente de combustível fóssil para renováveis ​​pode ser atribuído a cinco fatores principais: cenário de metas ambiciosas de curto prazo, a economia em mudança de carvão, apoio de políticas para energia eólica, reformas de mercado e investimentos e inovações em que o UK se viu a um dos cinco fatores, que é um dos cinco fatores que se destacam em um dos cinco fatores que se destacam em que os cinco fatores são difíceis de que os cinco fatores são difíceis de que os cinco fatores são difíceis de que o gestão de cinco fatores, que é difícil, o que é um dos cinco fatores em que os cinco fatores são difíceis de que o gestão de cinco fatores, que é difícil, o que é um dos impacto em um dos cinco fatores, que é um dos cinco fatores de que os cinco fatores são difíceis de que os cinco fatores são difíceis de que os cinco fatores de que são de um dos cinco fatores. hoje. 

There is no single cause for the rapid decline of coal in the UK. Instead, the journey from fossil-fuel dependent to renewables champion can be attributed to five main factors: setting of ambitious short-term targets, the changing economics of coal, policy support for wind power, market reforms, and investments and innovations in the grid.

Although it is difficult to individually quantify the impacts of any one of these five factors, their combined effect has seen coal capacity in the UK fall from 32 GW in 2010 to 4 GW today. 

Lições aprendidas com a jornada do Reino Unido para atingir 100% de energia limpa até 2035

Cinco takeaways da história de carvão para limpeza do Reino Unido

1. Metas ambiciosas de curto prazo

Muitos governos estabeleceram metas de meados do século, mas o Reino Unido possui metas ambiciosas e legalmente vinculativas do setor de energia que enviam sinais claros em sua direção de viagem. Isso se estabeleceu em lei uma economia inteira, alvo legalmente vinculativo de uma redução de 80% nas emissões de gases de efeito estufa abaixo dos níveis de 1990 até 2050. Em 2019, em reconhecimento ao Acordo de Paris da ONU de 2015, a Lei foi revisada para aumentar sua ambição para as emissões líquidas em toda a economia. Os tomadores de decisão que o uso de carvão inabalável era incompatível com a obtenção de uma economia líquida zero. Esse fato, em combinação com a pior da economia do carvão, u

In 2008, the UK passed the world-leading Climate Change Act. This set into law a whole-economy, legally binding target of an 80% reduction in greenhouse gas emissions below 1990 levels by 2050. In 2019, in recognition of the 2015 UN Paris Agreement, the Act was revised to increase its ambition to economy-wide net zero emissions by 2050.

Coal phase-out targets

The Climate Change Act made it clear to decision-makers that use of unabated coal was incompatible with achieving a net zero economy. This fact, in combination with the worsening economics of coal, u nderpinned A meta de saída de fase de carvão de 2025 definida em 2015 e tornou uma meta credível. Esse alvo foi considerado para dar tempo suficiente para o carvão ser substituído por outras fontes de energia, garantindo a segurança do Supp Ly e acessibilidade. No entanto, ainda era uma meta ambiciosa quando definido: em 2012, o carvão gerou 40% da eletricidade do Reino Unido. Mas o uso de carvão caiu ainda mais rapidamente do que o esperado (veja a seção abaixo), gerando apenas 2% da eletricidade em 2021. Consequentemente, em 2021 a data de saída de fase foi oficialmente apresentada para 2024. Invasão da Rússia da Ucrânia e do suprimento de gás associado a uma escassez de 202 23 anos. O compromisso de saída de fase permitiu o uso de carvão apenas com captura e armazenamento de carbono. Essa tecnologia não se tornou viável, no entanto, apesar do apoio do governo. A legislação também permite a reinicialização das usinas de carvão, caso haja um problema de segurança do suprimento, mas a energia limpa abundante significa que isso se mostrou principalmente desnecessário. Uma referência de concreto no caminho para a meta líquida zero do país, de acordo com o que a modelagem da IEA recomenda para os países da OCDE. A definição de uma linha do tempo também envia um sinal para o mercado sobre as prováveis ​​vidas de qualquer novo investimento e áreas de combustível fóssil para crescimento à medida que o setor de energia limpa se expande.coal remains below 2% of generation in 2022.

The UK coal phase-out commitment allowed for the use of coal only with carbon capture and storage. This technology has not become viable, however, despite government support. The legislation also allows for the restart of coal plants should there be a security of supply issue, but abundant clean power means this has mainly proved unnecessary.

Aiming for clean power

In October 2021, the UK announced a target for a decarbonised power system by 2035. This sets out a concrete benchmark on the way to the country’s Net Zero goal, in line with what IEA modelling recommends for OECD countries.

The target puts into place accountability and a timeline for the UK’s energy transition, and makes clear that much hinges on tackling the power sector: decarbonising electricity, combined with electrification, will unlock emissions cuts for other sectors. Setting out a timeline also sends a signal to the market on the likely lifespans of any new fossil fuel investments and areas for growth as the clean power sector expands.

2. A revelação dos custos ocultos do carvão

Crítico para a rápida fase de carvão do Reino Unido foram uma série de medidas que significavam que o carvão não era mais economicamente viável. O custo em queda de renováveis ​​e alvos ambiciosos do setor de energia contribuiu para isso. No entanto, também havia outras medidas específicas que limitavam a lucratividade do carvão e desencorajavam a construção de novas usinas de carvão. Isso incluiu um preço alto no carbono sustentado por um piso de preço de carbono, bem como padrões de poluição e emissões do ar. Esta foi uma legislação projetada para combater a acidificação, a formação de ozônio no nível do solo e a liberação de matéria de partículas causada por grandes usinas de combustível fóssil. O LCPD fez isso definindo novos limites mais rígidos aos óxidos de nitrogênio (NOX), óxidos de enxofre (SOX) e emissões de matéria de partículas (PM) em usinas de energia maiores que 50 mW de capacidade. Os limites de poluição dependiam do tipo de combustível queimado e do tamanho da usina. Substituído pela Diretiva de Emissões Industriais (IED), que entrou em vigor em 2016 e apertou ainda mais as emissões. Como grande parte da frota de carvão do Reino Unido era muito antiga - construída nas décadas de 1960 e 1970 - muitas plantas estavam chegando ao fim de suas vidas operacionais quando o LCPD foi introduzido. Isso significava que a construção da infraestrutura necessária de abate de poluição simplesmente tornou não econômico que essas plantas continuem funcionando. e setores de energia. Embora os ETs da UE possam ter impulsionado algumas reduções de emissões em seus primeiros anos, seu preço de carbono foi altamente volátil e caiu em 2007 (Figura 4). Embora o mercado de carbono do UE ETS tenha recuperado alguma estabilidade nos anos após 2007, o governo do Reino Unido ainda o considerava muito volátil e o preço do carbono muito baixo para fornecer aos investidores em tecnologias de baixo carbono com certeza de que precisavam direcionar a transição do Reino Unido para o carbono e atender aos requisitos da Lei do Reino Unido. O "piso de preço do carbono" (CPF) estabeleceu um preço mínimo de carbono no Reino Unido. Para atingir o preço mínimo, foi adicionado um "suporte ao preço do carbono" (CPS) ao preço do ETs do UE pago pelos geradores de energia. The CPF launched with a CPS price of £5/tCO

The UK avoided subsidising coal or paying to close polluting plants because coal plants became uneconomic ahead of the phase-out target and closed of their own accord. The plummeting cost of renewables and ambitious power sector targets contributed to this. However, there were also other specific measures that limited coal’s profitability and discouraged construction of new coal plants. This included a high price on carbon sustained by a carbon price floor, as well as air pollution and emissions standards.

Air Pollution Upgrade Requirements

In 2001 the EU set out the Large Combustion Plant Directive (LCPD). This was a piece of legislation designed to combat the acidification, ground-level ozone formation and release of particulate matter caused by large fossil fuel power plants. The LCPD did this by setting new, tighter limits on nitrogen oxides (NOx), sulphur oxides (SOx) and particulate matter (PM) emissions on power plants larger than 50 MW in capacity. Pollution limits depended on the type of fuel burned and the size of the power plant.

These limits came into effect in 2008 and were applied to all new plants (commissioned after 1987) while existing plants (commissioned before 1987) had the option of either: complying with the limits, limiting generation to 20,000 hours between 1st Jan 2008 and 31st Dec 2015, or closing before 1st Jan 2008. The LCPD was superseded by the Industrial Emissions Directive (IED) which came into effect in 2016 and tightened emissions limits even further.

Compliance with these limits required many power plants to be equipped with new and expensive infrastructure upgrades. As much of the UK’s coal fleet was very old—built in the 1960s and 1970s—many plants were coming to the end of their operational lives when the LCPD was introduced. This meant that building the necessary pollution-abatement infrastructure simply made it uneconomic for these plants to continue running.

Carbon Pricing

The EU Emissions Trading Scheme (ETS) was launched in 2005. It was the world’s first major carbon market and was aimed at helping the EU meet its Kyoto commitments by reducing emissions from the industry and power sectors. While the EU ETS may have driven some emissions reductions in its early years, its carbon price was highly volatile and crashed in 2007 (Figure 4). Although the EU ETS carbon market recovered some stability in the years after 2007, the UK government still considered it too volatile and the carbon price too low to provide investors in low-carbon technologies with certainty they needed to drive the UK’s transition to renewables and meet the requirements of the Climate Change Act.

As a result, in 2013 the UK introduced a mechanism to stabilise the carbon tax on electricity generation at a sufficiently high level. The ‘Carbon Price Floor’ (CPF) set a minimum carbon price in the UK. In order to achieve the minimum price, a ‘Carbon Price Support’ (CPS) was added to the EU ETS price paid by power generators. The CPF launched with a CPS price of £5/tCO2 which rose to £9/tCO2 in 2014 and £18/tCO2 in April 2015. These prices were set by the UK government who determined them to be high enough to encourage low-carbon investments but low enough not to impact consumer bills (the cost of the CPS was passed on to consumidores). Isso causou o custo de gerar eletricidade a partir do carvão para subir acima do gás pela primeira vez desde 2010 (Figura 5) e o empurrou ainda mais acima dos custos de geração renovável. Isso contribuiu para a queda acentuada na geração de carvão a partir de 2015 e o aumento correspondente da energia e do vento. Como era um imposto "recarga" que trabalhava em conjunto com os ETs da UE, havia preocupações de que isso colocasse a indústria do Reino Unido em desvantagem para seus concorrentes na UE. Diante dessas preocupações, em 2015 o governo do Reino Unido congelou o CPS a £ 18/TCO

The year-on-year doubling of the CPS in April 2015 had a significant effect on UK coal power. It caused the cost of generating electricity from coal to rise above that of gas for the first time since 2010 (Figure 5) and pushed it even further above renewable generation costs. This contributed to the sharp fall in coal generation from 2015 and the corresponding increase in gas and wind power.

The CPF was met with a mixed reaction from industry and civil society. As it was a ‘top-up’ tax that worked in tandem with the EU ETS, there were concerns that it would put UK industry at a disadvantage to its competitors in the EU. In the face of these concerns, in 2015 the UK government froze the CPS at £18/tCO 2 onde permanece hoje. Como resultado da saída do Reino Unido da UE, o Reino Unido deixou o ETS e lançou o ETS do Reino Unido em 1º de janeiro de 2021. Os participantes do Reino Unido no ETs foram concedidos até abril de 2021 para render suas concessões existentes nos ETs. O ETS do Reino Unido foi lançado com um preço de carbono de £ 45/TCO 2. O preço atual de mercado nas emissões de carbono é de £ 80/t. No centro desta legislação estava a reforma do mercado de eletricidade, projetada para fornecer mais renováveis ​​e um fornecimento de energia seguro durante uma década, quando muita capacidade de carvão existente estava ficando offline. Uma das disposições da Lei de Energia foi o Padrão de Desempenho de Emissões (EPS). O EPS define limites para as emissões de CO2 a 450g/kWh para todas as novas usinas de energia de combustível fóssil

Emissions Performance Standard

In 2013 the UK passed the Energy Act. At the core of this legislation was electricity market reform designed to deliver more renewables and a secure power supply during a decade when much existing coal capacity was coming offline. One of the Energy Act’s provisions was the Emissions Performance Standard (EPS). The EPS sets limits for CO2 emissions at 450g/KWh for all new fossil fuel fired power plants construído após 18 de fevereiro de 2014. Esse limite foi escolhido, pois é aproximadamente metade das emissões de carvão inabalável, o que significa que novas usinas a carvão só poderiam ser construídas se estivessem equipadas com captura e armazenamento de carbono (CCS). O EPS também se aplica a novas usinas de gás, mas o limite foi definido em um nível que era improvável que as impactasse. Como os CCs de carvão não se tornaram uma opção econômica ou tecnologicamente viável dentro dos cronogramas de descarbonização, o EPS efetivamente descartou o investimento em novas usinas de carvão.

3. À medida que o vento cresce rapidamente, o carvão cai

Suporte político estável à energia eólica permitiu um crescimento surpreendentemente rápido. Grande parte da costa do Reino Unido é de águas rasas, tornando a construção de parques eólicos em larga escala relativamente fácil. Por outro lado, o Reino Unido não recebe altos níveis de luz solar consistente ao longo do ano, o que significa que seu potencial de energia solar é menor que o vento. O apoio político estável levou a um enorme investimento e colapsou rapidamente os preços do vento, à medida que o carvão se tornou cada vez mais não econômico. Quanto mais turbinas eólicas foram construídas no Reino Unido, maior o apoio para elas. Em abril de 2022,

The UK is very rich in wind resources – both in terms of atmospheric factors (lots of wind) but also in terms of site availability; much of the UK coastline is shallow water making the construction of large scale wind farms relatively easy. On the other hand the UK does not receive high levels of consistent sunlight throughout the year meaning its solar power potential is lower than wind.

The more the UK embraced wind, the easier and cheaper it became to scale up quickly. Stable policy support led to enormous investment and rapidly collapsing prices for wind, as coal became increasingly uneconomic. The more wind turbines that have been built in the UK, the greater the support for them. In April 2022, 79% do edifício do edifício de apoio público britânico adicional mais energia eólica. Como a ação do governo coordenaria e apoiaria ainda mais o crescimento da indústria. Iniciativas. O OWGP é um programa de transformação de negócios de longo prazo. Consiste em quatro fluxos de trabalho principais:

Policy support

The 2019 Offshore Wind Sector Deal identified offshore wind as one of the UK’s leading industries, and provided a roadmap for how government action would coordinate with and further support industry growth.

Government commitments to the sector included:  

• Assurance of long-term funding through an earmarked £557m for future Contracts for Difference.
• £7bn investment into research and development by 2022.
• Coordination between stakeholders, and connecting industry to relevant government initiatives.
• Oversight of deployment strategy on a national level, balancing security and environmental concerns.
• Support for home-grown industry, including a focus on the domestic supply chain and bolstering UK wind companies internationally.

Support for home-grown industry came in the form of the Offshore Wind Growth Partnership (OWGP). The OWGP is a long-term business transformation programme. It consists of four main work streams:

1. Aprimorando o engajamento entre desenvolvedores eólicos offshore e a cadeia de suprimentos do Reino Unido. Correntes. Além dessas medidas, o acordo comprometeu o setor a estabelecer um "grupo de tarefas" para explorar novas soluções para otimizar a integração da grade, incluindo o gerenciamento da variabilidade da demanda e da oferta e explorando o papel potencial da geração e armazenamento de hidrogênio em um sistema de energia e a palha de etapa. O custo do capital da energia eólica foi reduzido através de uma combinação de apoio político consistente por meio de 'contratos para diferença' (veja abaixo), bem como os custos da cadeia de suprimentos em queda global e melhorias na tecnologia. A mistura de custos mais baixos, o aumento da escala das construções de projetos e a crescente experiência no país ajudaram a riscar grandes projetos eólicos, resultando em enorme investimento e colapsando rapidamente os preços.
2. Improving business practices and capabilities within the UK supply chain to increase their international competitiveness.
3. Facilitating new UK entrants into the offshore wind market.
4. Supporting development of next generation technologies and innovations in offshore wind supply chains.

The Offshore Wind Sector Deal also set out a series of commitments from industry — i.e., delivering on workforce diversity and regional growth goals, targets for exports and industry investments into the UK supply chain. In addition to these measures, the deal committed the sector to establishing a ‘Task Group’ to explore new solutions to optimising grid integration including managing variability of demand and supply, and exploring the potential role of hydrogen generation and storage in a decarbonised energy system.

Plunging costs

Scaling up wind quickly became easier and cheaper as the whole ecosystem came together: the cost of capital of wind power was brought down through a combination of consistent policy support through ‘Contracts for Difference’ (see below) as well as globally falling supply chain costs and technology improvements. The mixture of lower costs, increasing scale of project builds, and growing in-country expertise helped to de-risk large wind projects resulting in enormous investment and rapidly collapsing prices.

4. Reformas de mercado

Alterações no mercado Incentivado e desbaste o investimento em renováveis ​​e garantiu a segurança da oferta. Mas várias reformas apoiaram a transição do carvão para a eletricidade limpa, reduzindo os riscos de investir em renováveis ​​e garantir que uma mudança para uma maior penetração de vento e solar não levaria a dificuldades em "manter as luzes acesas". Disponível para fornecer energia quando necessário. O mercado de capacidade financiou mais de 14GW de nova capacidade - algum gás fóssil, mas também interconectores, demanda resposta e armazenamento. Isso garantiu a segurança da fonte de alimentação à medida que a energia de carvão antiga ficou offline e a parcela de renováveis ​​intermitentes no mix de energia aumentou. No esquema de CFD, os geradores de energia

Consistent policy support for renewables, and ambitious targets on power sector decarbonisation sent clear signals to the market on where to invest. But several reforms supported the transition from coal to clean electricity by reducing the risks of investing in renewables and ensuring that a shift to higher wind and solar penetration would not lead to difficulties in ‘keeping the lights on’.

Capacity Market

The 2013 Energy Act also implemented the UK’s capacity market, designed to provide payments for dispatchable sources of power to ensure they remain available to deliver energy when needed. The capacity market has funded over 14GW of new capacity – some fossil gas, but also interconnectors, demand response and storage. This has ensured security of power supply as old coal power has come offline and the share of intermittent renewables in the power mix has increased.

Contracts for Difference

As well as introducing the EPS, the 2013 Energy Act also established the Contracts for Difference (CfD) scheme. In the CfD scheme, power generators licitam um contrato de geração de eletricidade renovável de 15 anos com uma empresa de propriedade do governo (empresa de contratos de baixo carbono, ou LCCC). Os contratos corrigem um "preço de ataque", que é garantido aos geradores, independentemente do preço de mercado. O LCCC paga ao gerador a diferença se o preço de mercado estiver sob o preço de exercício e vice -versa se o preço de mercado terminar. Isso incentivou os investimentos e reduziu os preços de renováveis, fornecendo certeza em receita futura. Houve quatro rodadas de leilão desde o lançamento do esquema de CFD, que obteve um total de quase 22 GW de contratos de longo prazo para energia eólica e energia solar.

The first CfD auction ran from October 2014 to March 2015. Auctions were previously held every two years, but this was recently changed to annual auctions to secure more renewables capacity and better reflect the fast paced improvements in technology and changing costs. There have been four auction rounds since the launch of the CfD scheme which have seen a total of almost 22 GW of wind and solar power secure long-term contracts.

5. Investimento e inovação na grade

A inovação na grade acelerou a implantação de renováveis ​​e forneceu mais certeza para geradores de fontes flexíveis de eletricidade. Os tempos de entrega para projetos de transmissão em larga escala foram de cerca de uma década, o que limitou drasticamente o ritmo no qual as renováveis ​​poderiam ser construídas no Reino Unido. No entanto, em 2010, foi introduzido um novo método de gerenciamento de projetos de transmissão, o que exigia que apenas os trabalhos de transmissão local fossem implementados antes que um gerador de energia pudesse reduzir on -line, reduzindo os prazos de entrega para apenas alguns anos e aumentar enormemente o ritmo de implantação. O ENSG reuniu as partes interessadas em redes de eletricidade com o regulador do governo e do sistema de energia. O ENSG permitiu que esses grupos colaborassem e coordenassem para superar questões estratégicas de grade, como identificar importantes reforços da grade necessários para permitir que mais renováveis ​​ingressassem na grade.

Changing the way transmission projects were managed

Prior to 2010, all transmission infrastructure works would have to be completed before a new power generator could come online. Lead times for large-scale transmission projects were around a decade which drastically limited the pace at which renewables could be built in the UK. However, in 2010 a new method of transmission project management was introduced which required only local transmission works to be put in place before a power generator could come online reducing lead times to just a few years and hugely increasing the pace of deployment.

Around the same time, the ‘Electricity Networks Strategy Group’ (ENSG) was formed. The ENSG brought together the stakeholders in electricity networks with the government and energy system regulator. The ENSG allowed these groups to collaborate and coordinate to overcome strategic grid issues such as identifying important grid reinforcements needed to allow more renewables to join the grid.

Planejamento flexível do sistema de grade

Desde 2015, o operador nacional de sistemas de eletricidade da grade do Reino Unido usou um processo chamado Avaliação da Opção de Rede (NOA) para estabelecer quais projetos de reforço de grade devem ocorrer e quando. O NOA foi projetado para garantir que a grade do Reino Unido seja robusta o suficiente para lidar com o futuro sistema de energia à medida que a demanda aumenta e a transição para renováveis. O NOA é um método flexível de planejamento do sistema realizado a cada ano, permitindo que o Reino Unido modifique e revise suas opções de planejamento existente e adicione novas, conforme necessário. O processo NOA consiste em quatro estágios principais: Desenvolvimento de Cenários de energia futuros, Desenvolvimento do Declaração de dez anos de eletricidade, as propostas de investimento de transmissão (TOS) e finalmente a produção de recomendações de investimento nacional.

In the first stage, National Grid produces its annual Cenários de energia futura (FES). FES Modells O setor de energia do Reino Unido para 2050 produzindo três cenários que refletem diferentes níveis de ambição de descarbonização. Os cenários não são previstos, mas são credíveis e possíveis caminhos para o sistema de energia do Reino Unido. Os cenários descrevem uma gama de indicadores do setor de energia, incluindo demanda de energia, oferta, penetração de veículos elétricos, intensidade do carbono etc.

Na segunda etapa da NOA, a National Grid produz sua declaração Declaração de dez anos de eletricidade (ETYS). O ETYS usa os resultados do FES para modelar os requisitos do sistema de transição do Reino Unido nos próximos dez anos. Embora o NOA forneça apenas orientação e a grade nacional não toma decisões de investimento, fornece ao Reino Unido uma maneira eficaz de planejar e gerenciar seu sistema de energia, garantindo que o país atenda a futuras demandas de energia de forma sustentável. Dados pagamentos para reduzir sua produção de energia e ajudar a equilibrar a grade. Historicamente, fazer esses "pagamentos de restrição" tem sido considerado mais barato do que a construção de grandes conexões de grade. No entanto, à medida que a capacidade de renováveis ​​continua a crescer em ritmo acelerado nos últimos anos, a economia mudou. Para reduzir a redução, a National Grid está planejando

In the third stage, the UK’s TOs propose options to meet the grid requirements set out in the ETYS.

Finally, the fourth stage of NOA sees National Grid assess the TOs proposals using a variety of economic analyses before setting out its selection of recommended grid investments. Although the NOA only provides guidance and National Grid makes no investment decisions of their own, it provides the UK with an effective way to plan and manage its energy system, ensuring the country meets future power demands sustainably.

The outlook going forward

The future of the UK’s journey to clean power 2035

Investing in the grid

In the UK, generators are given payments to curtail their power production and help balance the grid. Historically, making these ‘constraint payments’ has been considered less expensive than building large grid connections. However, as renewables capacity continues to grow at a rapid pace in recent years the economics has changed. In order to reduce curtailment, National Grid are planning on Investindo cerca de 10 bilhões de libras para expandir a grade do Reino Unido. Grande parte desse investimento será gasta em melhor conectar a Escócia, onde grande parte da energia eólica do Reino Unido é gerada, para a Inglaterra, onde a maior parte do poder é consumida. Em 2021, o Link do Mar do Norte - uma interconexão de 1,4 GW entre o Reino Unido e a Noruega - coube on -line. Este link fornecerá ao Reino Unido a oportunidade de importar e exportar mais energia renovável, com o valor da Noruega, maximizando sua geração de vento. Em 2020, a National Grid lançou seu serviço de 'contenção dinâmica', que usa dados em tempo real para permitir recursos energéticos flexíveis e distribuídos - como as baterias - para responder mais rapidamente às mudanças na demanda e garantir a segurança da grade. Um sistema de energia confiável e seguro baseado em energia limpa, em 2019, a National Grid lançou a iniciativa de estabilidade do Pathfinder. Este projeto foi projetado para proteger novas fontes de inércia. Por meio de um processo de leilão, os participantes qualificados oferecem a oportunidade de oferecer os métodos mais econômicos para garantir a inércia do sistema. O leilão inicial garantiu 12,5 GVAs de inércia até 2026, proporcionando uma economia de £ 52 milhões a £ 128m. O terceiro leilão, concluído em novembro de 2022, garantiu 17 GWs de inércia, que é projetado para salvar a grade nacional £ 14,9 bilhões de 2025 a 2035.

In addition to expanding its grid capacity, the UK has increased its interconnection with other countries. In 2021, the North Sea Link—a 1.4GW interconnection between the UK and Norway—came online. This link will provide the UK with the opportunity to import and export more renewable power with Norway maximising value from its wind generation.

New ways of managing the grid

In the past few years, the UK’s grid operator National Grid ESO has made digitalisation of grid management a top priority. In 2020 National Grid launched its ‘Dynamic Containment’ service which uses real time data to enable flexible and distributed energy resources—such as batteries—to more rapidly respond to changes in demand and ensure security of the grid.

Securing future system stability

National Grid is preparing the UK’s grid to operate with zero carbon power from 2025. In order to ensure a reliable and secure power system based on clean power, in 2019 National Grid launched the Stability Pathfinder initiative. This project is designed to secure new sources of inertia. Through an auction process, qualified participants bid for the opportunity to offer the most cost-effective methods for securing system inertia. The initial auction secured 12.5 GVAs of inertia by 2026, providing savings of £52m to £128m. The third auction, completed in November 2022, secured 17 GWs of inertia, which is projected to save the National Grid £14.9bn from 2025 to 2035.

Histórico, os serviços de energia reativa foram fornecidos pelas usinas térmicas através do sistema de energia reativa obrigatória (ORPs). Através das ORPs, todas as usinas de energia acima de 47MW são obrigadas a fornecer serviços de energia reativos. No entanto, à medida que mais energia térmica é substituída por fontes renováveis ​​variáveis, há menos centrais elétricas que podem fornecer esses serviços. Como resultado, a National Grid está agora focada em garantir serviços de energia reativa de fontes locais dedicadas. O projeto do Pathfinder de alta tensão foi estabelecido para identificar áreas que podem ter problemas de sobretensão. Um leilão realizado em 2019 ajudou o Reino Unido a garantir 200 MVAR de reatores e 38 mvar de armazenamento de energia para absorção de energia reativa na região de Mersey. Em março de 2021, outro leilão foi realizado para garantir a absorção de energia reativa na região de Pennines, garantindo um total de 700 mvar de absorção de energia reativa e esperava economizar £ 22,5m. Journey