Cutting the bills: UK households profit from clean power

Delivering the government’s own commitments would save money for UK citizens. Falling behind on renewables deployment would drive costs up and miss the opportunity for the UK to profit from power exports.

The UK is capable of producing 98% of its electricity from clean sources by 2030, if existing commitments are delivered on time. This would bring cost savings for consumers, as well as increasing energy security and helping the UK reach its net zero targets. A clean power system minimises the UK’s exposure to imported gas prices and instead turns it into a net exporter of electricity. However, the government is lagging behind and urgent action must be taken if UK climate ambition is to be met.

The UK is capable of producing 98% of its electricity from clean sources by 2030 if existing commitments are delivered on time. However, the current government is lagging behind, and the UK risks missing out on opportunities to cut consumer bills and become a net exporter of electricity to the EU.

In some ways, the UK has been at the forefront of energy transition. Over the last two decades, the UK mudou rapidamente de um sistema de energia que se baseava fortemente no carvão para gerar apenas 2% de seu poder a partir do carvão no ano passado. Enquanto isso, a energia limpa se expandiu, com a energia eólica crescendo rapidamente para fornecer um quarto da energia do Reino Unido em 2022. Uma mistura de condições permitiu essa mudança impressionante: alvos ambiciosos do setor de energia de curto prazo; novos regulamentos colocando um preço na poluição do ar e emissões de combustíveis fósseis; Apoio político estável e consistente para a energia eólica offshore que dava confiança à indústria; e reformas no mercado de energia. Isso parecia pronto para continuar: em 2021, o Reino Unido se comprometeu a gerar toda a eletricidade a partir de fontes limpas até 2035, direcionando 95% de energia limpa em 2030 de acordo com o Estratégia de Segurança Energética Britânica. O governo permitiu que os principais facilitadores cumpassem os alvos de transição energética. O último sinal de alerta foi uma rodada de leilão renovável que

However, the UK now risks ceding its advantage in the clean power transition. The government has allowed key enablers to meet energy transition targets to slip. The latest warning sign was a renewable auction round that não conseguiu garantir qualquer capacidade de vento offshore, uma tecnologia crítica para a ambição de energia limpa do Reino Unido. Com a meta eólica offshore de 2030 de 50 GW agora em risco, o governo deve atender a esse aviso e tomar medidas imediatas para garantir a capacidade suficiente de leilões futuros. Os alvos devem ser implementados para que os benefícios sejam sentidos; Se o Reino Unido puder priorizar atingir seus objetivos ambiciosos, as famílias e a economia do Reino Unido colherão as recompensas. Caso contrário, os custos da dependência de combustíveis fósseis continuarão a cair nas famílias. Isso inclui relatórios do operador do sistema de transmissão britânico

Delivering on these power sector targets is feasible, according to multiple modelling studies. This includes reports by the British transmission system operator GRID NACIONAL, The Independent Comitê de mudança climática, bem como a própria Ember Modelagem. No entanto, o progresso inadequado do governo está no caminho, incluindo pobre Leilão renovável Resultados e melhorias limitadas para Regulamentos de permissão de vento onshore. Quanto mais esse foco se afasta de uma abordagem coordenada e comprometida à transição do setor de poder, mais íngreme as trajetórias se tornam alvos. Esses benefícios não são uma promessa distante: até o final da década, a energia limpa pode proporcionar economia, diminuindo os custos de vida em comparação com um futuro no qual os planos do governo não são entregues no prazo. No entanto, dado um progresso lento nos últimos anos, isso agora exigirá um avanço significativo na entrega. Os planos atuais do governo incluem atingir 50 GW de vento offshore até 2030, 70 GW de energia solar até 2035, 10 GW de baixa capacidade de produção de hidrogênio em carbono até 2030 e mais de 2 GW de

Building on the existing research, we show that if the UK can reach its targets, ambitious decarbonisation of the power sector will substantially bring down household bills. These benefits are not some distant promise: by the end of the decade clean power can deliver savings, lowering costs of living compared to a future in which the government’s plans are not delivered on time.

The scenarios

The more ambitious ‘Delivering commitments’ scenario assumes that the government delivers its own commitments on time. However, given slow progress over the last few years, this will now require a significant step up in delivery. Current government plans include reaching 50 GW of offshore wind by 2030, 70 GW of solar by 2035, 10 GW of low carbon hydrogen production capacity by 2030 and more than 2 GW of Captura de carbono, Uso e armazenamento Projetos || 735 by 2030. The scenario combines these government commitments with the National Grid’s most ambitious ‘Leading the way’ pathway from the Cenários de energia futuros 2023 que vê a capacidade da usina de energia a gás cair, o aumento da interconexão e o vento onshore dobrar em relação aos níveis de 2022. planos. Por exemplo: atrasos na permissão de vento onshore, conexões de grade solar e suporte inadequado para expansão do vento offshore. A falha em abordar essas barreiras resulta em maior dependência de importações de gás fóssil e eletricidade nesse cenário. Este relatório traduz esses números em economia de contas domésticas, calculando o impacto diferentes vias de transição energética podem ter nas contas de eletricidade do consumidor. Captura de preço em

The ‘Falling short’ scenario is based on National Grid’s ‘Falling short’ pathway and describes a pathway in which the government does not reach net zero by 2050, failing to address some of the key barriers standing in the way of its own plans. For example: delays in onshore wind permitting, solar grid connections and inadequate support for offshore wind expansion. Failure to address these barriers results in higher reliance on fossil gas and electricity imports in this scenario.

Both scenarios are largely based on capacity and demand values provided in National Grid’s Future Energy Scenarios 2023 report. This report translates these numbers into household bill savings, calculating the impact different energy transition pathways might have on consumer electricity bills.

Average household saves £300 in 2030

Our latest modelling shows that delivering ambitious renewables deployment in line with existing government commitments (the ‘Delivering commitments’ scenario) would result in an average household electricity bill £300 cheaper than the Ofgem price cap in Q3 2023. Lagging em renováveis ​​(o caminho de "cair") custaria mais às famílias, com contas de 40 libras por ano mais caras do que o cenário ambicioso. No total, o cenário "entrega de compromissos" pode economizar famílias do Reino Unido £ 8,7 bilhões em 2030 em comparação com hoje. benefícios da transição. Esse cenário também resulta em 73 TWH de importações caras de gás fósseis, o dobro do 'entrega de compromissos', com maior exposição associada aos preços globais voláteis. Os riscos disso já foram vistos: em janeiro de 2023, no auge da crise, os altos custos de gás resultaram em que os consumidores do Reino Unido pagando quatro vezes mais por sua eletricidade do que dois anos antes do limite de preço da Ofgem.

In addition to cheaper bills, the ‘Delivering commitments’ scenario reaches 98% clean electricity generation by 2030. The lower ambition ‘Falling short’ scenario would put the UK at 89% in 2030, placing more pressure on delivering the country’s clean power commitment by 2035 and delaying the economic benefits of the transition. This scenario also results in 73 TWh of expensive fossil gas imports, double that in ‘Delivering commitments’, with associated increased exposure to volatile global pricing. The risks of this have already been seen: in January 2023 at the peak of the crisis, soaring gas costs resulted in UK consumers paying four times more for their electricity than two years before under OFGEM’s price cap.

Embora os custos de investimento da grade aumentem no caminho "Compromissos de entrega" para acomodar mais implantação renovável, as contas domésticas ainda caem em comparação com o cenário "cair curto", à medida que os custos mais baixos da geração de eletricidade superam esse aumento. No momento, é necessário

However, unlocking these savings by 2030 will only be possible if renewables and the related infrastructure are delivered at speed. At the moment it takes Cinco a seis anos para garantir todas as licenças para um parque eólico e dois anos para uma fazenda solar, e o interconector da Noruega-UK já está atrasado em três anos devido a problemas de capacidade de fabricação de cabos. Além disso, as três rodadas futuras de leilão renovável devem ser seguras 8 GW do vento offshore Se o Reino Unido atingir seu alvo 2030, uma tarefa acentuada dada a média dos quatro primeiros leilões foi de 4 gw e a corrente de corrente amidst em que a cadeia de suprimentos pressiona. Metade

However, research shows project development times could be cut in half Ao simplificar os procedimentos de permissão, reduzindo os tempos de conexão da grade e garantindo que as renováveis ​​sejam adequadamente priorizadas. Por exemplo, através de um regime de planejamento mais permissivo no vento onshore, que vai além das últimas mudanças anunciadas recentemente pelo governo e garantir que os futuros leilões reconheçam o aumento dos custos enfrentados pelos desenvolvedores renováveis. Diferentemente do cenário "Curto", o mais ambicioso "entregar compromissos" coloca o Reino Unido em um caminho para líquido zero, um caminho que promete centenas de milhares de empregos recém -criados nas indústrias verdes e acesso a bilhões de capital privado injetado na economia do Reino Unido, conforme descrito no || 1810

UK can become a net exporter of electricity

The UK economy as a whole stands to benefit from more renewables on the power grid. Unlike the ‘Falling short’ scenario, the more ambitious ‘Delivering commitments’ puts the UK on a pathway to net zero, a path which promises hundreds of thousands of newly created jobs in green industries and access to billions in private capital injected into the UK economy, as outlined in the UK Net Zero Strategy. More renewable power also has the potencial para diminuir a inflação. Essa é outra grande vantagem, não apenas da perspectiva de segurança, mas também da oferta

Compared to the ‘Falling short’ scenario, the ‘Delivering commitments’ pathway sees reliance on imported fossil gas reduced by half, equivalent to 4 bcm lower imports. This is another major upside, not only from a security perspective, but also offering Proteção contra danos em toda a economia A partir dos preços voláteis e da interrupção da oferta, como visto nos últimos dois anos devido a uma crise global de gás. De fato, se forem cumpridos compromissos de renovação existentes, o Reino Unido poderá produzir um excedente de eletricidade, transformando o país de um importador histórico em um exportador de 49 TWH de energia anualmente em 2030. Essas exportações serão possíveis porque a energia limpa do Reino Unido será mais barata que o exterior. Isso serviria para tornar a economia mais competitiva, com o país se tornando um local atraente para novos investimentos estrangeiros, juntamente com os benefícios à resiliência econômica da fonte de alimentação doméstica limpa. Se o governo ficar aquém da implantação de renováveis, conforme descrito no caminho da "queda", o Reino Unido continuará sendo um importador líquido de eletricidade - dependendo dos vizinhos por cerca de 4 TWH de poder por ano em 2030 e tornar a economia menos competitiva nos mercados europeus. À medida que os países vizinhos correm em direção a um sistema de energia limpa, o Reino Unido corre o risco de ficar para trás e

The UK can go even further than reducing reliance. In fact, if existing renewables commitments are delivered, the UK could produce a surplus of electricity, turning the country from a historical importer into an exporter of 49 TWh of power annually in 2030. These exports will be possible because the UK’s clean power will be cheaper than abroad. This would serve to make the economy more competitive, with the country becoming an attractive location for new foreign investment, alongside the benefits to economic resilience from the clean domestic power supply. If the government falls short on renewables deployment as described in the ‘Falling short’ pathway, the UK will remain a net importer of electricity – relying on neighbours for around 4 TWh of power a year in 2030 and making the economy less competitive in European markets. As neighbouring countries race towards a clean power system, the UK risks falling behind and Perdendo oportunidades de investimento que vêm com a transição. De fato, no cenário "entrega de compromissos", o Reino Unido produz 34 TWH de hidrogênio verde, mais de 30 vezes o nível atual. Isso não é possível no cenário de "cair" em que a produção de hidrogênio verde é insignificante e, portanto, o Reino Unido teria que importar ou usar os métodos de produção intensiva em carbono existentes. Essas contas podem ser complexas, com vários componentes determinando os custos finais. Também é altamente provável que certos elementos possam mudar no futuro, pois a transição energética afeta a estrutura da geração de eletricidade e o que é cobrado pelos consumidores. Os componentes de atacado geralmente representam aproximadamente um terço de uma fatura média, mas à medida que os custos de gás aumentaram durante a recente crise energética, isso atingiu cerca de 70%. Enquanto os geradores de combustível fósseis continuam a definir o preço de eletricidade por atacado, é improvável que caia abaixo de £ 100 por mWh no futuro próximo.

This surplus of electricity has other advantages: it can be turned into hydrogen, contributing to the decarbonisation of other economy sectors such as industry and transport. In fact, in the ‘Delivering commitments’ scenario the UK produces 34 TWh of green hydrogen, more than 30 times the current level. This is not possible in the ‘Falling short’ scenario in which green hydrogen production is negligible and the UK would therefore have to import or use existing carbon intensive production methods.

How would a clean power system affect household electricity bills?

To understand how cost savings from renewables will reach households, it is important to first understand how electricity bills work. These bills can be complex, with multiple components determining final costs. It is also highly likely that certain elements could change in the future, as the energy transition affects the structure of electricity generation and what is charged to consumers.

The largest contributor to a UK electricity bill is the wholesale cost of electricity production, currently dictated by the price of running gas power plants. Wholesale components usually account for approximately one third of an average bill, but as gas costs rose during the recent energy crisis, this peaked at around 70%. Whilst fossil fuel generators continue to set the wholesale electricity price, it is unlikely to fall below £100 per MWh in the foreseeable future.

Enquanto isso, os mais recentes leilões para produtores de energia renovável viram lances significativamente mais baratos do que os futuros preços de energia no atacado, que atualmente rastreiam de perto os preços do gás fóssil. Isso enfatiza a economia a ser feita através da implantação de mais renováveis. Os últimos lances de leilão chegaram em torno de £ 61 por mWh para energia solar e £ 67 por mWh para o vento onshore [£ (2023) preços], com estes projetos de baixo preço de 2025 e 20 £. No entanto, dada a falta de capacidade alocada nos resultados mais recentes, houve avisos sobre a promoção de uma 'corrida para a política inferior' e exige que os futuros leilões definem corretamente seus parâmetros para garantir que os projetos sejam viáveis ​​no mercado de hoje. MWH no limite de preço do Q3 2023 da OFGEM e 25% menor que o cenário de 'curta' - que contém o dobro da geração de gás. Espera -se que as cobranças de rede aumentem devido aos investimentos necessários para reduzir o congestionamento da grade à medida que as renováveis ​​mais distribuídas ficam on -line, juntamente com custos de manutenção mais altos. Currently, grid expansion is not keeping up with the deployment of renewables, resulting in

In the 2030 ‘Delivering commitments’ scenario, the wholesale component of household electricity bills drops to £65 per MWh, a staggering two thirds lower than the £176 per MWh in OFGEM’s Q3 2023 price cap and 25% less than the ‘Falling short’ scenario – which contains double the gas generation.

After wholesale costs, the second key component of an average electricity bill is network costs, which usually make up around 20%. Network charges are expected to increase because of the investments needed to reduce grid congestion as more distributed renewables come online, along with higher maintenance costs. Currently, grid expansion is not keeping up with the deployment of renewables, resulting in £1.5 billion worth of wasted wind electricity since 2021, primarily due to the congestion on the Anglo-Scottish border.

The UK’s electricity system operator National Grid plans to increase transmission investment to around£2.3 billion por ano entre 2022 e 2026 (o dobro do investimento médio dos últimos dois anos), enquanto também aumenta o investimento em distribuição em 20%. No total, o caminho da Grid National para 2030 estados em torno de £ 30 bilhões é necessário para que a infraestrutura da grade atinja 50 GW eólica offshore até 2030.

Devido a esses investimentos, os dois cenários analisados, veja os preços atuais em comparação com os preços atuais, em cerca de £ 75, em cerca de £ 75, por meio de £ 7, por meio de £ 7 por m. e £ 100 por MWh em "entrega de compromissos". No entanto, essas cobranças mais altas de rede são mais do que compensadas por uma queda maior nos custos de eletricidade por atacado. Comparado com 2023, no cenário de 2030 'entrega de compromissos', os custos no atacado caem em 112 libras por mWh, enquanto os custos da rede aumentam apenas £ 26 por mWh. Removido. No entanto, apesar dos alvos ambiciosos, o governo do Reino Unido não consegue cumprir seus compromissos de energia limpa, permitindo que as principais tecnologias como o vento offshore escapam e não conseguissem desbloquear obstáculos mais amplos à desarbonização. Os procedimentos de permissão devem ser simplificados e acelerados, para combater as filas de conexão da grade e fatiar os tempos de entrega de vento e solar para um a dois anos, em vez dos atuais de cinco a sete anos. O suporte adequado é necessário para a expansão da rede. O financiamento suficiente deve ser alocado para o esquema de contrato de diferença (CFD) para projetos de renováveis ​​em larga escala, juntamente com o suporte para uma forte representação de tecnologias de armazenamento dentro da capacidade e outros mercados. anos. O combate à expansão da grade lenta deve ser uma prioridade para permitir que novas gerações e armazenamento renováveis ​​se conectem à rede. O RELATÓRIO DO COMISSÁRIO DO COMISSÁRIO DO COMISSÃO DE REDOR RECNT

The government needs to ensure its own commitments are met and barriers to renewables are removed.

Delivering the wind and solar targets that are already in place will lower household electricity bills, create jobs, increase energy security, make the UK more competitive on global markets and generate a power surplus that can be used to produce hydrogen and decarbonise transport and industry. However, in spite of ambitious targets, the UK government is failing to live up to its clean power commitments, allowing key technologies such as offshore wind to slip behind and failing to unblock broader obstacles to decarbonisation.

Meeting the UK’s clean power ambition will only be possible if a mix of existing barriers are addressed. Permitting procedures must be simplified and accelerated, to tackle grid connection queues and slice wind and solar project lead times to one to two years instead of the current five to seven years. Adequate support is required for grid expansion. Sufficient funding must be allocated for the contract for difference (CfD) scheme for large-scale renewables projects, along with support for strong representation of storage technologies within capacity and other markets.

Recommendations

A grid fit for clean power

Grid development often takes longer than deploying wind and solar, with some renewable projects facing grid connection delays of 10 to 15 years. Tackling slow grid expansion must be a priority to enable new renewable generation and storage to connect to the network. The recent Electricity Network Commissioner’s report outlines 18 recommendations for accelerating the deployment of strategic electricity transmission infrastructure, ranging from urgent updates to the National Policy Statements to a focused public information campaign on the need for a grid refresh.

GRID NACIONAL TAMBÉM lançou um plano de ação no início deste ano para permitir que a grade do Reino Unido cumpra suas metas de energia limpa. As etapas descritas incluem: Reformar o sistema de planejamento para reduzir o processo de consentimento para os principais projetos de energia; criar um "plano de energia espacial estratégico" até 2025 que estabelece futuros requisitos de investimento em grade; Mudar do processo atual de conexão de grade "primeiro a chegar, primeiro a ser servido" para "conectar ou mover"; e esclarecer funções e responsabilidades nas instituições responsáveis ​​pela transição energética. A Grid Nacional também destaca a importância de colocar as comunidades na vanguarda da transição e o desenvolvimento da rede devem ser realizadas juntamente com um foco mais amplo em questões ambientais e sociais. A última rodada de leilão não conseguiu garantir qualquer capacidade eólica offshore, pois, apesar dos avisos, os parâmetros do leilão ignoraram as condições atuais do mercado. O governo deve agora reconstruir a confiança dos investidores e confirmar que os futuros leilões levarão isso em consideração, garantindo que o orçamento e os parâmetros de leilões possam permitir lances a preços sustentáveis. Com a UE e os EUA anunciando suas próprias estratégias industriais verdes e uma crescente concorrência global, o Reino Unido não deve ser deixado para trás.

Support for renewables contracts for difference auctions

The UK’s CfD scheme has secured substantial volumes of renewable energy projects and seen prices drop sharply since its first round in 2015. However, the latest auction round failed to secure any offshore wind capacity as, despite warnings, the auction’s parameters ignored current market conditions. The government must now rebuild investor confidence and confirm that future auctions will take this into account, ensuring the budget and parameters for auctions enable bids at sustainable prices. With the EU and US announcing their own green industrial strategies and growing global competition, the UK must not be left behind.

Bring consumers onboard

The transition to a clean power system will require buy-in from citizens, through engagement with technologies such as smart metres and participation in demand side response. Octopus Energy está demonstrando que isso já é possível, testando o primeiro programa de resposta à demanda de clientes do Reino Unido no inverno passado e oferecendo aos clientes energia gratuita quando houver excesso de energia limpa em sua grade local. Esquemas como esses, que fornecem serviços de balanceamento para a grade, devem ser expandidos para permitir que mais clientes capitalizem os benefícios de um sistema de energia limpo. demanda. Os interconectores são projetos de infraestrutura significativos e os requisitos futuros devem ser planejados com antecedência, além de tomar medidas para mitigar potenciais bloqueadores, como o

Increased interconnection capacity

With increasing volumes of variable renewable energy, interconnection will be a crucial form of flexibility to ensure that the UK can trade clean electricity with its neighbours at times of high and low demand. Interconnectors are significant infrastructure projects, and future requirements should be planned well in advance, whilst also taking steps to mitigate potential blockers such as the Congestão do mercado de cabos which delayed the Viking Link.

Scaling up the clean power workforce

The huge expansion of renewable energy and associated infrastructure will require an equally important increase in the number of green, skilled jobs. Plans must be put in place to up- and re-skill a workforce (especially considering workers who will be at risk of losing their jobs as fossil fuels are phased out), ready to undertake jobs across the clean energy sector.

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Methodology

Ember’s power system model

A análise apresentada no relatório usa o modelo de otimização do sistema de energia interno da Ember P-PYPSA, que está publicamente disponível juntamente com todos os dados de entrada em relação ao UK. O P-PYPSA é baseado noMIT licence, allowing for all analysts to replicate our results or build their own scenarios for the UK’s future energy system. EMBER-PyPSA is based on the PYPSA Framework, uma caixa de ferramentas de código aberto baseado em Python para simular e otimizar os sistemas de energia modernos ', usados ​​globalmente em pesquisas e aplicações políticas. 2022, mas várias atualizações foram feitas - como levar em consideração os mais recentes cenários da National Grid

The base assumptions and methodology are described in the ‘Path out of the gas crisis’ report from 2022, but several updates have been made – such as taking into account National Grid’s latest Future Energy 2023, adicionando um perfil de demanda de hidrogênio, além de combinar os modelos de RUEN e UK (descrito em REIM e UK a 1077 = avermante em conjunto, em conjunto, em conjunto, em conjunto, o que é um dos modelos do Reino Unido e da UK. Sistema.‘In it together’) to provide a comprehensive overview of the internal and external factors influencing the UK’s power system.

The model is run for each hour of the year, with 12 nodes representing the regions of the UK and 28 nodes representing all EU countries except Luxembourg, Malta and Cyprus, plus Norway, Switzerland, Turkey and Russia.

Locais atuais e planejados da usina são usados ​​(com base em Dukes DATOS, Hydro planejado unidades de armazenamento de bombeamento, the REPD database, among others), with some generators being decommissioned and some replaced e.g.  gas turbines being replaced/equipped with carbon-capture and storage units (CCS). For countries outside of the UK, generation units and installed capacities are based on the Anúncios nacionais mais recentes e planos oficiais, incluindo o que os cem do Models de Modelo de Motores Atualizados e da Fase de Carvão. Operadores europeus de grade em seu planejamento. The European Network of Transmission System Operators (ENTSOE) prepares Ten Year Network Development Plans (updated National Energy and Climate Plans or coal phase out commitments.

The model runs the capacity projections against ‘worst case scenario weather years’, following a methodology used by European grid operators in their planning. The European Network of Transmission System Operators (ENTSOE) prepares Ten Year Network Development Plans (TYNDP) and the European Resource Adequacy Assessment (ERAA) to assess the safety of the European power system, the availability of generators against the demand, grid expansion needs, etc. Both processes use the Banco de dados climático pan-europeu ( PECD) para estimar a demanda e as renováveis ​​variáveis ​​se alimentam em diferentes condições climáticas, com os caminhos do Tyndp verificados em 1995, 2008 e 2009 (o ano basal) dos perfis climáticos como os pior dos casos. O uso da metodologia do ENSO-E garante que o modelo mantenha a segurança energética, com a demanda de combinação de oferta a cada hora, mesmo em situações de alto estresse (por exemplo, dunkelflaute ou balas de vento no meio do inverno). As previsões de preços de combustível e CO2 foram estimadas com base nos últimos contratos a seguir. Os custos de operação dos geradores não fósseis foram definidos para representar sua prioridade de despacho na ordem de mérito. As unidades CHP foram definidas para executar os seguintes perfis horários de temperatura do país derivados usando a ferramenta

A merit-order scheme is resembled, in which the dispatching is optimised based on short-run marginal costs. Fuel and CO2 price forecasts were estimated based on latest forward contracts. The running costs of non-fossil generators were set to represent their dispatching priority in the merit order.

The model was calibrated using historical weather and demand data to ensure the cost assumptions correctly represent reality. CHP units were set to run following hourly country temperature profiles derived using the ATLITE Ferramenta. Uma carga mínima de 40% para usinas nucleares foi assumida com base em ERAA da EntSO-es Dados de entrada. Não foram introduzidos limites para cima/para baixo, não foram introduzidos devido ao seu impacto nos tempos de resolução de modelos, mas eles podem ser adicionados pelo usuário, se necessário.

The outputs produced by the model give an indication of the resources needed to fulfil the power demand in the future, as well as the emissions intensity, load balancing needs across regions, storage requirements, among other metrics.

All model input files as well as the Python code are available on Github. famílias em

Calculating future bill costs

There are several different components that make up a household electricity bill and different approaches have been used to estimate how they might change in 2030. Current average household electricity bill costs are taken from OFGEM’s default tariff cap level for ‘Other payment’, single-rate metering households in Q3 2023. O limite de tarifa padrão da OFGEM foi introduzido para proteger as famílias, limitando o valor dos clientes em variáveis ​​padrão e tarifas de inadimplência de termo fixo poderiam pagar. No entanto, devido à crise energética, a A grande maioria das famílias agora estão em tarifas variáveis ​​padrão e, portanto, a tampa de tarifa padrão da OFGEM é levada para representar a média do ukings. O custo marginal das plantas atua como um proxy para os preços do dia seguinte. O OFGEM inclui custos de CFD neste componente, juntamente com os custos diretos de combustível. Supõe -se que a maioria desses custos de CFD virá do vento offshore e uma estimativa do

Wholesale costs

The EMBER-PyPSA model outlined above was used to estimate the average price of UK power in 2030, assuming the short run marginal cost of plants acts as a proxy for day ahead prices. Ofgem includes CfD costs in this component along with direct fuel costs. It is assumed that the majority of these CfD costs will come from offshore wind, and an estimate of the Taxa de taxa interina (o custo necessário para cobrir pagamentos para o esquema por mWh) é calculado com base na metodologia descrita em || 1131 a recent report on UK CfDs. The difference of the hourly price returned by the model and the average strike price (taken from a weighted average of existing prices, assuming future capacity secures the same price as auction round 4) is multiplied by the proportion of offshore wind generation assumed to be under a CfD (75% in the ‘Falling short’ scenario and 84% under ‘Delivering commitments’). This number is then divided by electricity demand in 2030.

Custos de rede

Previsão da grade nacional Investimentos de capital esperados em suas grades de transmissão e distribuição. Para o cenário "Compromissos de entrega", isso é retirado do National Grid's Proposição de investimento mais recente. O cenário "Calling" assume Investment anunciado antes da estratégia de segurança energética britânica quando os alvos eólicos e solares offshore foram aumentados. A proporção do investimento nacional nacional futuro e atual é usado para dimensionar o investimento total da grade (custos de capital e operacional) em todos os operadores de distribuição e transmissão de 2022/23 a 2030, usando o uso de distribuição e transmissão de cobranças do sistema dadas pelo OFGEM no limite de preço do terceiro trimestre de 2023. Presume -se que as cobranças de balanceamento permaneçam em níveis semelhantes aos do Q3 2023, com maior investimento no investimento na grade de transmissão e distribuição, deve reduzir os custos de redução. Caso contrário, supõe -se que os custos operacionais permaneçam os mesmos que o limite de preço do Q3 2023 OFGEM. Embora vários desses esquemas tenham terminado, eles têm obrigações de pagamento após 2030 e, portanto, supõe -se que o componente de custo da política das contas permanecerá o mesmo. Um adicional de 5% é adicionado à fatura total para o IVA. Dados

Operating costs

A small decrease in operating costs due to a successful rollout of smart meters by 2025 is assumed in the ‘Delivering commitments’ scenario. Otherwise, operating costs are assumed to remain the same as the Q3 2023 Ofgem price cap.

Policy costs

Policy costs are made up of (in descending order of magnitude): Renewables Obligation, Warm Homes Discount, Energy Company Obligation, Feed in Tariff and assistance for areas with high electricity distribution costs. Although several of these schemes have ended, they have payment obligations past 2030, and it is therefore assumed the policy cost component of bills will remain the same.

Margins & VAT

Margins (EBIT and headroom) are calculated based on Ofgem Q3 2023 price cap percentages of total bills. An additional 5% is added to the total bill for VAT.

Total household savings are calculated by multiplying expected household bill savings by the projected number of households in the UK in 2030. The latter number is derived by applying the national population projection increase to ONS 2022 household data. Aplicado. Arxiv: 1707.09913, doi: 10.5334/jors.188

Fossil gas avoided cost calculations

A gas plant efficiency rate of 50% (gross calorific value/higher heating value) has been used and a conversion factor of 1 bcm = 9.7 TWh has been applied.

Acknowledgements

Model

Ember’s power system model is based on the PyPSA framework: T. Brown, J. Hörsch, D. Schlachtberger, PyPSA: Python for Power System Analysis, 2018, Journal of Open Research Software, 6(1), arXiv:1707.09913, DOI:10.5334/jors.188

revisores

Obrigado a Green Alliance por sua contribuição. Phil MacDonald, Richard Black

Contributors at Ember

Alison Candlin, Reynaldo Dizon, Sarah Brown, Phil MacDonald, Richard Black

Imagem da capa

Linhas de energia de transmissão

Crédito:= TILKWINKEL/ WOIKE/ Alamy Stock foto