Electricidad en Gran Bretaña

Durante finales del siglo XIX y principios del XX, surgieron cientos de pequeñas empresas locales de suministro eléctrico, una mezcla de compañías privadas y empresas de las autoridades locales. A principios del siglo XX, Gran Bretaña tenía el mayor consumo de energía per cápita del mundo, con la excepción de Estados Unidos , pero en 1920 el consumo de electricidad per cápita había caído por debajo del de EE. UU., Noruega, Alemania y Suecia, y era similar al de Francia, Italia y España. Esta caída se atribuyó a la estructura heterogénea del sector; por ejemplo, en 1914, los proveedores del área de Londres utilizaban diez frecuencias de operación diferentes y muchos voltajes distintos. ^{[ 11 ]}

En 1919, se establecieron los Comisionados de Electricidad para fomentar la fusión e interconexión, pero no tenían poder legal para obligarlas. En 1925, todavía existían casi 600 empresas eléctricas en Gran Bretaña. En marzo de 1926, el gobierno de Stanley Baldwin estableció la Junta Central de Electricidad (CEB) , con amplio apoyo político para solucionar este problema, incluyendo la provisión de líneas de transmisión para interconectar las mejores centrales eléctricas con las empresas y vender energía entre ellas a una "tarifa al por mayor", mejorando así la eficiencia general del sistema. Para 1933, se había construido una importante red eléctrica nacional . El factor de carga del sistema aumentó de aproximadamente el 28% al 38,4% en 1939, y la eficiencia térmica promedio de generación se duplicó, pasando del 10,4% en 1922 al 21% en 1940. ^{[ 11 ]}

La industria del suministro eléctrico fue nacionalizada en 1948 por la Ley de Electricidad de 1947 , dando origen a la British Electricity Authority (1948-1955) y posteriormente a la Central Electricity Authority (1955-1957). La Central Electricity Generating Board (CEGB) se hizo responsable de la generación, transmisión y venta a granel de electricidad en Inglaterra y Gales desde 1958 hasta la privatización del sector eléctrico en la década de 1990. El Electricity Council también se creó en 1958 como organismo coordinador y normativo de la industria británica del suministro eléctrico. ^{[ 12 ]}

El primero en utilizar el sistema de distribución de energía eléctrica trifásica de alta tensión de Nikola Tesla en el Reino Unido fue Charles Merz , de la consultora Merz & McLellan , en su central eléctrica de Neptune Bank, cerca de Newcastle upon Tyne . Esta se inauguró en 1901, ^{[ 13 ]} y para 1912 se había convertido en el mayor sistema eléctrico integrado de Europa. ^{[ 14 ]} Sin embargo, el resto del país continuó utilizando un mosaico de pequeñas redes de suministro.

En 1925, el gobierno británico pidió a Lord Weir , un industrial de Glasgow , que resolviera el problema de la ineficiente y fragmentada industria de suministro eléctrico de Gran Bretaña. Weir consultó con Merz, y el resultado fue la Ley de Electricidad (Suministro) de 1926 , que recomendaba la creación de un sistema de suministro de " red nacional". ^{[ 15 ]} La ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA sincronizada a nivel nacional del Reino Unido, que funcionaba a 132  kV, 50  Hz.

La red se creó con 4000 millas de cables, en su mayoría aéreos , que conectaban las 122 centrales eléctricas más eficientes. La primera "torre de red" se erigió cerca de Edimburgo el 14 de julio de 1928, ^{[ 16 ]} y el trabajo se completó en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. ^{[ 17 ] [ 18 ]} El sistema comenzó a operar en 1933 como una serie de redes regionales con interconexiones auxiliares para uso de emergencia. Tras el paralelismo temporal no autorizado pero exitoso de todas las redes regionales por parte de los ingenieros nocturnos el 29 de octubre de 1937, ^{[ 19 ]} para 1938 la red operaba como un sistema nacional. Para entonces, el crecimiento en el número de usuarios de electricidad era el más rápido del mundo, pasando de tres cuartos de millón en 1920 a nueve millones en 1938. ^{[ 20 ]} Demostró su valía durante el Blitz cuando el sur de Gales proporcionó energía para reemplazar la producción perdida de las centrales eléctricas de Battersea y Fulham . ^{[ 20 ]} La red fue nacionalizada por la Ley de Electricidad de 1947 , que también creó la Autoridad Británica de Electricidad . En 1949, la Autoridad Británica de Electricidad decidió modernizar la red añadiendo  enlaces de 275 kV.

En sus inicios, en 1950, el  sistema de transmisión de 275 kV fue diseñado para formar parte de un sistema nacional de suministro, con una demanda total prevista de 30 000  MW para 1970. Esta demanda prevista ya se había superado en 1960. El rápido aumento de la carga llevó a la Junta Central de Generación de Electricidad (CEGB) a realizar un estudio sobre las necesidades futuras de transmisión, que se completó en septiembre de 1960. El estudio se describe en un documento presentado a la Institución de Ingenieros Eléctricos por Booth, Clark, Egginton y Forrest en 1962.

En el estudio se consideró, junto con el aumento de la demanda, el efecto en el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de generadores, que dieron como resultado centrales eléctricas proyectadas con  una capacidad instalada de 2000 a 3000 MW. Estas nuevas centrales se ubicarían principalmente donde se pudiera aprovechar el combustible barato de baja calidad y un suministro adecuado de agua de refrigeración, pero estas ubicaciones no coincidían con los centros de carga. West Burton , con 4 máquinas  de 500 MW, ubicada en la cuenca carbonífera de Nottinghamshire cerca del río Trent , es un ejemplo típico. Estos desarrollos cambiaron el enfoque del sistema de transmisión, pasando de la interconexión a las transferencias de energía a granel desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia prevista en 1970 de unos 6000 MW desde las Midlands a los condados cercanos a Londres .  

Se examinó el refuerzo y la ampliación continuos de los sistemas existentes de 275  kV como posibles soluciones. Sin embargo, además del problema técnico de los niveles de falla muy altos, se habrían requerido muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas a 275  kV. Como esto no era compatible con la política de la CEGB de preservación de las instalaciones, se buscó otra solución. Se consideraron tanto un esquema de 400  kV como uno de 500  kV como alternativas, ya que cualquiera de ellos proporcionaba un margen suficiente para futuras ampliaciones.  Se optó por un sistema de 400 kV por dos razones principales. En primer lugar, la mayoría de las  líneas de 275 kV podían actualizarse a 400  kV, y en segundo lugar, se preveía que la operación a 400  kV podría comenzar en 1965, en comparación con 1968 para un  esquema de 500 kV. Se inició el trabajo de diseño y, para cumplir con el cronograma de 1965, la ingeniería contractual para los primeros proyectos tuvo que ejecutarse simultáneamente con el diseño. Esto incluía la  subestación interior de 400 kV de West Burton, cuya primera sección se puso en funcionamiento en junio de 1965. A partir de 1965, la red se modernizó parcialmente a 400 kV, comenzando con una línea de  241 km (150 millas ) desde Sundon hasta West Burton, para convertirse en la Superred . 

Con el desarrollo de la red eléctrica nacional y el auge de la electricidad, el consumo eléctrico en el Reino Unido aumentó aproximadamente un 150 % entre la nacionalización del sector tras la guerra, en 1948, y mediados de la década de 1960. Durante la década de 1960, el crecimiento se ralentizó a medida que el mercado se saturó .

Tras la disolución de la CEGB en 1990, la propiedad y la gestión de la Red Nacional en Inglaterra y Gales pasaron a manos de National Grid Company plc, que más tarde se convertiría en National Grid Transco y, actualmente, en National Grid plc . En Escocia, la red ya estaba dividida en dos entidades separadas: una para el sur y el centro del país y otra para el norte, conectadas mediante interconexiones. La primera es propiedad de SP Energy Networks, filial de Scottish Power , y está gestionada por esta, mientras que la segunda está a cargo de SSE . No obstante, National Grid plc siguió siendo el operador del sistema para toda la red británica hasta la creación del Operador Nacional del Sistema Energético el 1 de octubre de 2024.

El modo de generación ha cambiado a lo largo de los años. Durante la década de 1940, alrededor del 90% de la capacidad de generación se alimentaba con carbón , y el petróleo proporcionaba la mayor parte del resto.

El Reino Unido comenzó a desarrollar su capacidad de generación nuclear en la década de 1950, y la central de Calder Hall se conectó a la red eléctrica el 27 de agosto de 1956. Si bien la producción de plutonio apto para armas nucleares fue la principal razón de esta central , posteriormente se construyeron otras centrales civiles, y en su punto máximo, en 1997, el 26% de la electricidad del país se generaba a partir de energía nuclear.

Durante las décadas de 1960 y 1970, se construyeron centrales de carbón para abastecer el consumo a pesar de los desafíos económicos . Durante las décadas de 1970 y 1980 se construyeron algunos centros nucleares. Después de la década de 2000, las energías renovables (eólica, solar y, en menor medida, hidroeléctrica ) añadieron una capacidad significativa. ^{[ 21 ]} En el tercer trimestre de 2016, la energía nuclear y las renovables suministraron cada una una cuarta parte de la electricidad británica, mientras que el carbón suministró el 3,6 %. ^{[ 22 ] [ 23 ]} A pesar del flujo de petróleo del Mar del Norte desde mediados de la década de 1970, la generación alimentada con petróleo siguió siendo relativamente pequeña y continuó disminuyendo.

A partir de 1993, y durante la década de 1990, una combinación de factores condujo a una denominada carrera por el gas , durante la cual se redujo el uso del carbón en favor de la generación de energía a partir de gas. Esto fue impulsado por preocupaciones políticas, la privatización de la Junta Nacional del Carbón , British Gas y la Junta Central de Generación de Electricidad ; la introducción de leyes que facilitaban la competencia en los mercados energéticos; la disponibilidad de gas barato del Mar del Norte y otras fuentes, y la alta eficiencia y la menor contaminación de la generación mediante turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT). En 1990, solo el 1,09 % de todo el gas consumido en el país se utilizaba para la generación de electricidad; en 2004, la cifra era del 30,25 %. ^{[ 24 ]}

Para 2004, el uso de carbón en las centrales eléctricas había caído a 50,5 millones de toneladas, lo que representa el 82,4% de todo el carbón utilizado en 2004 (una caída del 43,6% en comparación con los niveles de 1980), aunque ligeramente superior a su mínimo de 1999. ^{[ 24 ]} En varias ocasiones en mayo de 2016, Gran Bretaña no quemó carbón para electricidad por primera vez desde 1882. ^{[ 25 ] [ 26 ]} El 21 de abril de 2017, Gran Bretaña pasó un día completo sin utilizar energía de carbón por primera vez desde la Revolución Industrial , según National Grid . ^{[ 27 ]} La última central eléctrica de carbón que quedaba en el Reino Unido dejó de funcionar el 30 de septiembre de 2024.

A principios de la década de 2000, creció la preocupación por la posibilidad de una «brecha energética» en la capacidad de generación del Reino Unido. Se preveía que esto ocurriría debido a que se esperaba el cierre de varias centrales eléctricas de carbón por no poder cumplir con los requisitos de calidad del aire de la Directiva europea sobre grandes instalaciones de combustión (Directiva 2001/80/CE). ^{[ 29 ]} Además, las centrales nucleares Magnox restantes del Reino Unido debían haber cerrado para 2015. La central nuclear AGR más antigua ha visto extendida su vida útil en diez años, ^{[ 30 ]} y era probable que muchas de las demás también pudieran extenderse, reduciendo la brecha potencial sugerida por las fechas de cierre contables actuales, entre 2014 y 2023, para las centrales AGR. ^{[ 31 ]}

Un informe del sector de 2005 pronosticó que, de no tomarse medidas para subsanar la deficiencia, habría un déficit del 20 % en la capacidad de generación de electricidad para 2015. Un informe publicado en 2000 por la Comisión Real sobre Contaminación Ambiental ( Energía: El Clima Cambiante ) planteó preocupaciones similares. La Revisión Energética de 2006 atrajo una considerable cobertura de prensa, en particular en relación con la posibilidad de construir una nueva generación de centrales nucleares para evitar el aumento de las emisiones de dióxido de carbono que se produciría si se construyeran otras centrales convencionales.

Entre el público, según una encuesta realizada por YouGov para Deloitte en noviembre de 2005 , el 35% de la población esperaba que para 2020 la mayor parte de la generación de electricidad proviniera de energías renovables (más del doble del objetivo del gobierno y mucho mayor que el 5,5% generado en 2008), ^{[ 32 ]} el 23% esperaba que la mayor parte proviniera de energía nuclear, y solo el 18% que la mayor parte proviniera de combustibles fósiles. El 92% pensaba que el Gobierno debería hacer más para explorar tecnologías alternativas de generación de energía para reducir las emisiones de carbono. ^{[ 33 ]}

La primera medida para paliar el déficit energético previsto en el Reino Unido fue la construcción de las centrales eléctricas de Langage y Marchwood, ambas alimentadas con gas natural, que entraron en funcionamiento en 2010.

En 2007, se anunciaron propuestas para la construcción de dos nuevas centrales eléctricas de carbón, una en Tilbury , Essex, y otra en Kingsnorth , Kent. De haberse construido, habrían sido las primeras centrales de carbón que se construirían en el Reino Unido en 20 años. ^{[ 34 ]}

Más allá de estas nuevas plantas, existían diversas opciones para proporcionar la nueva capacidad de generación, minimizando las emisiones de carbono y reduciendo la cantidad de residuos y contaminación. Las centrales eléctricas de combustibles fósiles podrían ser una solución si existiera una forma satisfactoria y económica de reducir sus emisiones de carbono. La captura de carbono podría ser una alternativa; sin embargo, esta tecnología es relativamente nueva y sus costos son relativamente altos. En 2006, no existían centrales eléctricas en funcionamiento con un sistema completo de captura y almacenamiento de carbono, y en 2018, la situación era que no existían sistemas CCS viables en todo el mundo.

Sin embargo, debido a la reducción de la demanda en la recesión de finales de la década de 2000 , que eliminó cualquier brecha a mediano plazo, y a los altos precios del gas, en 2011 y 2012  se paralizaron más de 2 GW de plantas de generación de gas más antiguas y menos eficientes. ^{[ 35 ] [ 36 ]} En 2011, la demanda de electricidad cayó un 4%, y se están agregando aproximadamente 6,5  GW de capacidad adicional de gas durante 2011 y 2012. A principios de 2012, el margen de reserva se situó en el alto nivel del 32%. ^{[ 37 ]}

Otro factor importante en la reducción de la demanda eléctrica en los últimos años ha sido la eliminación gradual de las bombillas incandescentes y el cambio a la iluminación LED y fluorescente compacta . Una investigación de la Universidad de Oxford ^{[ 38 ]} ha demostrado que el consumo eléctrico anual promedio para iluminación en un hogar del Reino Unido disminuyó de 720 kWh en 1997 a 508 kWh en 2012. Entre 2007 y 2015, la demanda eléctrica máxima del Reino Unido disminuyó de 61,5 GW a 52,7 GW. ^{[ 38 ] [ 39 ]}   

En junio de 2013, el regulador del sector Ofgem advirtió que el sector energético del Reino Unido se enfrentaba a "desafíos sin precedentes" y que "la capacidad de producción de energía eléctrica de reserva podría caer al 2 % para 2015, aumentando el riesgo de apagones". Las soluciones propuestas "podrían incluir la negociación con los principales consumidores de energía para que reduzcan la demanda durante las horas punta a cambio de un pago". ^{[ 40 ]}

El uso de electricidad disminuyó un 9% entre 2010 y 2017, debido principalmente a la disminución de la actividad industrial y al cambio hacia iluminación y electrodomésticos más eficientes energéticamente. ^{[ 6 ]} Para 2018, la generación eléctrica per cápita había caído al mismo nivel que en 1984. ^{[ 41 ]}

En enero de 2019, Nick Butler , en el Financial Times , escribió: "los costos de todas las formas de energía (excepto la nuclear) han caído drásticamente y no hay escasez de suministro", basándose en parte en que la subasta de capacidad de reserva ^{[ 42 ]} para 2021-2022 alcanzó precios extremadamente bajos. ^{[ 43 ] [ 44 ]}

En 2007, el Gobierno del Reino Unido acordó un objetivo general de la Unión Europea de generar el 20 % del suministro energético de la UE a partir de fuentes renovables para 2020. A cada Estado miembro de la UE se le asignó su propio objetivo; para el Reino Unido fue del 15 %. Esto se formalizó en enero de 2009 con la aprobación de la Directiva de Energías Renovables de la UE . Dado que la producción de calor y combustible renovables en el Reino Unido se encontraba en niveles extremadamente bajos, RenewableUK estimó que esto requeriría que entre el 35 % y el 40 % de la electricidad del Reino Unido se generara a partir de fuentes renovables para esa fecha, ^{[ 45 ]} que se cumpliría en gran medida con 33-35  GW de capacidad eólica instalada. La Ley de Cambio Climático de 2008 consiste en un compromiso para reducir las emisiones netas de gases de efecto invernadero en un 80 % para 2050 (en los niveles de 1990) y una reducción intermedia del 26 % para 2020.

El Green Deal fue una política del gobierno británico vigente entre 2012 y 2015. Permitía la concesión de préstamos para medidas de ahorro energético en viviendas de Gran Bretaña, con el fin de que los consumidores pudieran beneficiarse de mejoras en la eficiencia energética de sus hogares.

En 2013, las fuentes renovables proporcionaron el 14,9 % de la electricidad generada en el Reino Unido, ^{[ 46 ]} alcanzando los 53,7  TWh de electricidad generada. En el segundo trimestre de 2015, la generación de electricidad renovable superó el 25 % y superó por primera vez la generación de carbón. ^{[ 47 ]}

En 2013, las fuentes renovables representaron el 5,2% de toda la energía producida, según la metodología de la Directiva de Energías Renovables de 2009. ^{[ 46 ]} Para 2015, esta cifra había aumentado al 8,3%. ^{[ 48 ]}

En junio de 2017, por primera vez, las energías renovables combinadas con la energía nuclear generaron más electricidad en el Reino Unido que el gas y el carbón juntos. Gran Bretaña tuvo la cuarta generación de energía más limpia de Europa y la séptima a nivel mundial. Ese año, la nueva energía eólica marina resultó ser más barata que la nueva energía nuclear por primera vez. ^{[ 49 ]}

Las cifras gubernamentales de diciembre de 2020 mostraron que las fuentes renovables generaron el 41,4 % de la electricidad producida en el Reino Unido, ^{[ 50 ]} lo que representa alrededor del 6 % del consumo total de energía del Reino Unido. Las estadísticas del cuarto trimestre de 2022 fueron similares, con la generación de electricidad baja en carbono (que incluye la nuclear) en el 57,9 % de la generación total de electricidad (igual que en el cuarto trimestre de 2021). ^{[ 51 ]}

A partir de 2020, se produjo una rápida expansión del almacenamiento de baterías a escala de red , lo que ayudó a hacer frente a la variabilidad de la energía eólica y solar. A partir de mayo de 2021 , 1.3 GW of grid storage batteries was active,^[52][53] and by June 2024 the capacity was 4.6 GW of power and 5.9 GWh of energy,^[54] supplementing the earlier pumped storage at Dinorwig, Cruachan and Ffestiniog.

In 2025, low carbon generation was 63% of total generation, with a peak of 97.7% for a short time on 1 April. Wind power peaked at 23.8 GW on 5 December and solar peaked at 14.0 GW on 8 July.^[55]

In 2020, total electricity production stood at 312 TWh (down from a peak of 385 TWh in 2005), generated from the following sources:^[61]

• Gas: 35.7% (0.05% in 1990)
• Nuclear: 16.1% (19% in 1990)
• Wind: 24.2% (0% in 1990), of which:

• Onshore Wind: 11.1%
• Offshore Wind: 13%

• Coal: 1.8% (67% in 1990)
• Bio-Energy: 12.6% (0% in 1990)
• Solar: 4.2% (0% in 1990)
• Hydroelectric: 2.2% (2.6% in 1990)
• Oil and other: 3.3% (12% in 1990)

La política energética del Gobierno del Reino Unido había fijado como objetivo una contribución total de las energías renovables para alcanzar el 10 % para 2010, pero no fue hasta 2012 que se superó esta cifra; las fuentes de energía renovable suministraron el 11,3 % (41,3  TWh) de la electricidad generada en el Reino Unido en 2012. ^{[ 46 ]} El Gobierno escocés tenía como objetivo generar entre el 17 % y el 18 % de la electricidad de Escocia a partir de energías renovables para 2010, ^{[ 62 ]} aumentando al 40 % para 2020. ^{[ 63 ]}

La producción bruta de electricidad fue de 393  TWh en 2004, lo que situó al Reino Unido en la novena posición entre los principales productores mundiales ese año. ^{[ 68 ]}

Actualmente se están llevando a cabo planes de nacionalización tras la propuesta de creación de Great British Energy, presentada después del Discurso del Rey de 2024 , que también impulsó un mayor compromiso con los objetivos de cero emisiones netas para 2050. Esto se ve reforzado por GB Energy mediante una fuerte inversión en fuentes de energía renovables, como la energía mareomotriz y los parques eólicos marinos. El futuro organismo también tiene previsto operar y gestionar proyectos de energía limpia a nivel estatal, a diferencia de lo que han hecho las entidades privadas durante varios años.

Según las estimaciones más recientes, el plan costará al gobierno 8.000 millones de libras, una cifra criticada tanto por la oposición como por los medios de comunicación. Sin embargo, el secretario de Energía, Ed Miliband, ha afirmado que tendrá un impacto ambiental positivo en el fomento de la sostenibilidad, además de predecir que reducirá los umbrales promedio de consumo eléctrico en 1.400 libras a nivel mundial. La entidad permanecerá en fase preliminar antes de la entrada en vigor de la Ley de Energía Británica , tras lo cual se constituirá definitivamente una vez otorgada la aprobación real, de conformidad con la legislación del Reino Unido .

Gas

La electricidad producida con gas fue de 160  TWh en 2004 y de 177  TWh en 2008. En ambos años, el Reino Unido fue el cuarto mayor productor de electricidad a partir de gas. En 2005, el Reino Unido produjo el 3,2 % del total mundial de gas natural, ocupando el quinto lugar después de Rusia (21,8 %), Estados Unidos (18 %), Canadá (6,5 %) y Argelia (3,2 %). En 2009, la producción propia de gas del Reino Unido disminuyó y también se importó gas natural. ^{[ 68 ] [ 69 ]}

Debido a la disminución de la demanda durante la recesión de finales de la década de 2000 y a los altos precios del gas, en 2011 y 2012  se paralizaron más de 2 GW de centrales de generación de gas antiguas y menos eficientes. ^{[ 35 ] [ 36 ]}

La Comisión Europea prohibió las bombillas incandescentes de uso general y no direccionales de baja eficiencia desde 2012, y las bombillas halógenas de mayor eficiencia con forma similar fueron prohibidas en 2018. Algunos tipos de bombillas especializadas, como las que se usan en hornos, están exentas de la prohibición. ^{[ 108 ]}

En 2022-2023, el consumo medio de electricidad doméstica fue de 3.239  kWh y el consumo mediano fue de 2.475  kWh. ^{[ 109 ]}

En el Reino Unido, un proveedor de electricidad es un minorista de electricidad . Por cada punto de suministro, el proveedor debe pagar los diversos costos de transmisión , distribución , operación del medidor, recopilación de datos, impuestos, etc. Luego, el proveedor agrega los costos de energía y su propio cargo.