Nigérie vypsala výběrové řízení na výstavbu jaderné elektrárny o výkonu 4 GW

Nigerijská jaderná regulační agentura zahájila výběrové řízení na výstavbu jaderné elektrárny o výkonu 4 GW, která poskytne téměř jednu třetinu instalované výrobní kapacity Nigérie.

Nigérie vypsala výběrové řízení na výstavbu jaderné elektrárny o výkonu 4 GW
Nigérie vypsala výběrové řízení na výstavbu jaderné elektrárny o výkonu 4 GW

Podle generálního ředitele nigerijské jaderné regulační agentury Yau Idrise čtyřreaktorová jaderná elektrárna přidá rozhodující 4GW kapacity k zásobování energií v zemi a poslouží jako klíčová iniciativa nigerijské vlády k diverzifikaci jejího energetického mixu, zajištění energetickou bezpečnost a řešení výpadků elektřiny.

Od roku 2009 se vláda Nigérie pustila do četné spolupráce s různými zúčastněnými stranami, včetně ruské vlády, za účelem rozvoje jaderných elektráren, které by uspokojily energetické potřeby země. Zejména rusko-nigerijský společný koordinační výbor pro národní atomovou energii byl založen v roce 2009 s cílem dokončit jadernou elektrárnu v Nigérii do roku 2020. Tento výbor byl však v červenci 2021 obnoven, aby umožnil rozvoj jaderných elektráren Geregu a Itu. elektrárny ve střední a jižní Nigérii v celkové výši 20 miliard dolarů.

Ve spolupráci s ruskou státní korporací pro atomovou energii Rosatom plánovala nigerijská vláda v roce 2016 také výstavbu čtyř jaderných elektráren s celkovými náklady 80 miliard USD. Kromě toho byly podepsány dohody s Pákistánem, Francií a Jižní Koreou o výstavbě jaderných elektráren. žádný z plánovaných projektů se však zatím neuskutečnil a západoafrická země je nadále svědkem výpadků elektřiny.

14. března Nigérie utrpěla celostátní výpadek, který byl způsoben neschopností společností vyrábějících energii uspokojit požadovanou poptávku. IfeOluwa Oyedele, výkonný ředitel pro energetiku, Niger Delta Power Holding Company, však uvedl, že problémem je stárnoucí přenosová a distribuční infrastruktura v zemi. Oyedele dále nastínil, že současný přenosový a distribuční systém Nigérie má kapacitu pouze 5 GW elektřiny, ale cokoliv nad to by mělo za následek kolaps sítě.

Nigérie pokračuje v plánu jaderné elektrárny

Generální ředitel nigerijského úřadu pro jaderný dozor (NNRA), Yau Idris, uvedl, že byly podepsány dohody s regulačními orgány řady dalších zemí, protože plány na navrhovanou elektrárnu se čtyřmi bloky pokračují.

Yau Idris řekl, že dohody byly podepsány s řadou zemí
Yau Idris řekl, že dohody byly podepsány s řadou zemí

Ve svém projevu na nigerijském mezinárodním energetickém summitu v Abuji začátkem tohoto měsíce Idris řekl, že Nigérie měla malý jaderný výzkumný reaktor v provozu 18 let „takže pokud vám někdo říká, že Nigérie nemůže řídit jadernou elektrárnu – říká vám to jen příběh“.

„Na celém světě jsou zavedeny mechanismy, pomocí kterých může jakákoli země, která má kapacitu, postavit jadernou elektrárnu, a Nigérie v tom zašla daleko,“ řekl.

„Nigérie se snaží dodat 4000 MW elektřiny prostřednictvím jaderné energie. Plánujeme výstavbu čtyř bloků a v současné době jsme ve fázi výběrového řízení na program jaderné energetiky v Nigérii,“ řekl.

Země se od 70. let snažila diverzifikovat svůj energetický mix a on odhadoval, že dalších 4000 MW by zvýšilo nigerijskou výrobní kapacitu na přibližně 13 000 MW.

Uvedl, že dohody týkající se projektu elektrárny byly podepsány s Jižní Koreou, Francií, Ruskem a Indií, přičemž NNRA má také dohody o spolupráci a školení s regulátory v USA, Pákistánu, Jižní Koreji a Rusku.

Navzdory tarifu založenému na službě Nigérie stále sténá ve tmě

Egbin elektrárna
Egbin elektrárna

Mnoho spotřebitelů elektřiny v Nigérii je stále více frustrováno tím, že čím více se zvýší tarif pro koncové uživatele, tím méně energie dostanou od úřadů.

To je skutečně jeden z faktorů, který dal podnět k některým populárním komentářům poškozených osob, z nichž jeden zní takto: „Nigérie je země, kde využíváte své generátory energie, abyste mohli provozovat své podnikání, abyste mohli vydělávat peníze na zaplacení elektřiny. společnosti za služby, které trvale zůstávají bezútěšné.“

Špatné dodávky elektřiny v Nigérii zůstaly přítomné po celá léta. Podle marketingového ředitele společnosti Abuja Electricity Distribution Company (AEDC) Donalda Etima je v současné době denní energetická zátěž distribuovaná do 11 distribučních společností elektřiny v zemi skrovných 2 000 megawattů.

Je smutné, že těchto 2 000 MW je určeno pro spotřebu více než 200 milionů lidí a tisíců průmyslových odvětví v největší africké zemi podle počtu obyvatel, kde se míra nezaměstnanosti pohybuje kolem 33 procent.

Současná výrobní kapacita Nigérie se blíží tomu, co denně spotřebuje město jako Miami ve Spojených státech s přibližně sedmi miliony obyvatel.

Problémy s elektřinou v zemi byly na svém vrcholu v roce 2012, a to přimělo federální vládu vedenou Goodluckem Jonathanem v roce 2013 privatizovat sektor za 2,5 miliardy dolarů, což je vývoj, díky kterému byly distribuční a výrobní segmenty rozděleny do 17 společností – šest GenCos a 11 Diskotéky.

V privatizačním procesu získalo Transcorp/Woodrock Consortium elektrárnu Ughelli za zhruba 300 milionů dolarů; Amperion Power Distribution Limited získala elektrárnu Geregu za zhruba 132 milionů dolarů, Mainstream Energy Solutions Limited získala vodní elektrárnu Kainji a vodní stanici Jebba za 170 milionů dolarů; Společnost North South Power Company Limited koupila elektrárnu Shiroro a získala ji za přibližně 111,7 milionů dolarů. Elektrárna Egbin získala společnost KEPCO Energy Resources Limited a za 407,3 milionů dolarů.

Konsorcium NEDC/KEPCO získalo společnost Ikeja Electricity Distribution Company za 131 milionů dolarů; Společnost Vigeo Power Limited získala Benin Electricity Distribution Company za 129 milionů USD, zatímco KANN Utility Consortium Company Limited získala společnost Abuja Electricity Distribution Company za 164 milionů USD a Sahelian Power SPV Limited získala společnost Kano Electricity Distribution Company za přibližně 102 milionů USD.

4Power Consortium Limited získal Port Harcourt Electricity Distribution Company za 124 milionů dolarů; Společnost Integrated Energy Distributing and Marketing Limited získala společnost Ibadan Electricity Distribution Company a společnost Yola Electricity Distribution Company za 126,75 milionů dolarů, zatímco Interstate Electrics Limited získala společnost Enugu Electricity Distribution Company za 107,4 milionů dolarů. Společnost West Power and Gas Limited získala společnost Eko Electricity Distribution Company za 135 milionů USD a Aura Energy Limited se vyrovnala se společností Jos Electricity Distribution Company za cenu 82 milionů USD.

Před privatizačním cvičením byla administrativa bývalého prezidenta Oluseguna Obasanja obviněna z toho, že utratila více než 15 miliard dolarů na energetické projekty, aniž by to mohla ukázat.

A při jedné takové příležitosti prezident Muhammadu Buhari v roce 2018 řekl: „Jeden z bývalých hlav států se mezitím chlubil, že utratil za moc více než 15 miliard amerických dolarů. kde je ta síla? kde je ta síla? A teď musíme zaplatit dluhy.“

Zatímco bývalý prezident důsledně oponoval tvrzení, že více peněz neutrácí pouze Buhariho administrativa, ale sektor se také zhoršuje, přičemž výrobní kapacita je nyní nejhorší než v předprivatizační éře.

Na zasedání Federální výkonné rady (FEC), které se konalo v dubnu tohoto roku a kterému předsedal prezident Buhari, byly schváleny mnohamiliardové naira kontrakty pro energetický sektor, jako ministr moci Abubakar Aliyu, zatímco informoval State House korespondenti, vysvětlili, že všechna tři sdělení, která jeho ministerstvo předložilo, byly rozšířeny.

Schválení se podle něj týkalo nákupu velkého zařízení pro přenos elektřiny, což zahrnuje pořízení výkonových transformátorů a výstavbu 260 km dlouhého přenosového vedení ve státě Kebbi za cenu N21,7b.

Ministr vědy a technologie Ogbonnaya Onu ze své strany řekl, že FEC schválila revidovanou energetickou politiku země (2022), stejně jako vysvětlil, že revize této politiky se stala nezbytností, aby země mohla maximálně využít všech výhod. dostupné zdroje energie v zemi.

Zdůraznil, že země má hojnost ropy, fosilních paliv a variant obnovovací energie (sluneční, vodní, větrná, geotermální a biomasa) v komerčních množstvích a dobrá kombinace těchto všech by výrazně zlepšila dodávky energie. v zemi.

Stalo se tak dva týdny poté, co Rada schválila N1.4b pro nákup dalšího zařízení pro Transmission Company of Nigeria (TCN), jako součást úsilí o zlepšení dodávky energie. To je dodatek k dohodě se společností Siemens za 2,3 miliardy dolarů.

Centrální banka Nigérie (CBN) financuje sektor více než N1,3 t. CBN spustila Power and Aviation Intervention Fund (PAIF) ve výši přibližně N300b; nigerijský nástroj pro stabilizaci trhu s elektřinou (NEMSF) přibližně N213b a intervenční nástroj pro solární připojení N140b.

V dubnu loňského roku Světová banka informovala, že během dvou let pomohla tamnímu energetickému sektoru částkou 1,25 miliardy dolarů.

Také v roce 2020 federální vláda zveřejnila, že zajistila 6,150 miliard USD na rozvoj infrastruktury kritických projektů.

Rozdělení fondu ukázalo, že 3,2 miliardy dolarů bylo zajištěno od společnosti Siemens a 1,6 miliardy dolarů od dárcovských agentur na Program obnovy a rozšíření přenosu (TREP).

Asi 1,7 miliardy dolarů mělo být zajištěno od Světové banky, Africké rozvojové banky (AfDB) a Japonské agentury pro mezinárodní spolupráci (JICA).

Jak vše pokračovalo, vláda nadále dotovala sektor, zatímco nigerijská komise pro regulaci elektřiny (NERC) pozastavila pravidelné přezkoumání tarifů, protože nedošlo k žádnému zlepšení v poskytování služeb, které by ospravedlnilo jakékoli zvýšení. Federální vláda si zároveň udržovala půjčování, protože ekonomické indexy a provozní prostředí komplikovaly problémy v tomto sektoru.

V důsledku toho uvízla řada plánovaných revizí sazeb na mrtvém bodě, protože organizace občanské společnosti a pracovníci požadovaly lepší poskytování služeb, zatímco Světová banka a Mezinárodní měnový fond (MMF) tlačily na zemi, aby dotace ukončila.

V roce 2020 NERC konečně schválilo zvýšení tarifů prostřednictvím svého tarifu založeného na službě (SBT). Jak název napovídá, tarif měl být založen na poskytování služeb. Prezident Buhari při obhajobě navýšení v září téhož roku zdůraznil, že jde o jedinou bránu ke zlepšení dodávek energie pro masy.

Během prvního ročníku ministerského setkání pro hodnocení výkonnosti ministrů, stálého tajemníka a nejvyšších vládních funkcionářů v Konferenčním centru State House, Aso Villa, Buhari, zastoupeného viceprezidentem Yemi Osinbajo, řekl: „Další bolestivá úprava, kterou jsme museli provést v roce posledních dnech je revize tarifního režimu elektřiny. Nedávná úprava tarifů na základě služeb ze strany DiscCos byla zdrojem obav pro mnohé z nás. Dovolte mi upřímně říci, že jako mnoho Nigerijců jsem byl velmi nespokojený s kvalitou služeb poskytovaných Disco. Proto jsme nařídili, aby se úpravy tarifů prováděly pouze na základě zaručeného zlepšení služeb.“

Zatímco SBT implikuje účtování spotřebitelům v závislosti na hodinách elektřiny, které si denně užívají, Světová banka v posledním průzkumu trvala na tom, že 78 procent spotřebitelů energie v Nigérii má dodávku méně než 12 hodin denně. Údaje z vládních údajů však tvrdily, že více než 45 procent Nigerijců zařazených do pásma A, B a C si užívá 13 až 24 hodin elektřiny denně.

Mimo jiné se očekávalo, že zvýšení bude řešit problémy s likviditou spolu se zlepšením poskytování elektřiny. V rámci výhodného obchodu měli být spotřebitelé také ušetřeni traumatu z nákupu elektrických sloupů, kabelů, transformátorů a dalších základních potřeb, které by privatizované elektrárenské společnosti měly opravit.

Ale protože koncoví uživatelé a zastánci práv spotřebitelů stále křičeli proti nerealistickým slibům SBT, NERC loni v lednu zvýšilo tarif na základě zvýšení ceny plynu, inflace, směnného kurzu a dostupné výrobní kapacity. Dodala, že tyto indexy by měly být přezkoumávány každých šest měsíců, aby se tarify aktualizovaly o změny v indexech, jak jsou použitelné v souladu s víceletým tarifním příkazem (MYTO).

Nový tarif má zvýšení o dvě až pět naira pro spotřebitele v pásmu A až C, dříve zmrazeném pásmu D a E, o kterém federální vláda tvrdila, že byly dotovány, aby se snížilo zatížení chudých Nigerijců, nyní mají více než N5.

Poté, co NERC v lednu zvýšil tarif, zpočátku minulý měsíc mlčel, než vydal objednávku, a jen pár dní poté, co otevřeně hájil Disco, když řekl, že čelili inflaci, devizovým problémům a nejistotě. což vedlo k jejich neschopnosti vybírat příjmy.

Většina zúčastněných stran je však tímto vývojem znepokojena, a proto poukazují na to, že dodávky elektřiny se nezlepšily a společnosti (zejména distribuční společnosti) rovněž nedokázaly zvýšit poskytování služeb.

Například, zatímco výrobní kapacita byla v roce 2020, kdy SBT vstoupila v platnost, průměrně 4 500 WM, nyní klesla na přibližně 2 000 MW a zůstala tak již několik měsíců. Stejná hra s obviňováním probíhá i mezi dalšími klíčovými hráči.

I když výběr příjmů mírně vzrostl, všechny diskotéky kromě jedné splnily minimální příkaz k úhradě, který stanovil NERC. Program hromadného měření, který byl zahájen na pozadí SBT, rovněž nepokročil. Po zavedení SBT se národní síť skutečně opakovaně zhroutila.

Problémy s montáží zasáhly střechu letos v březnu, kdy kvůli nedostatku plynu a dalším problémům vypadlo 14 elektráren.

Elektrárenské společnosti (GenCos) také obvinily vládu, že neplní své finanční závazky, a dodaly, že její (vládní) zadlužení vůči GenCos přesáhlo N1,6 t.

Společnost Nigerian Bulk Electricity Trading Company Plc, která stojí mezi společnostmi vyrábějícími elektřinu, a společnostmi Disco, které obchodují s elektřinou, místo trhu ochotných kupujících a ochotných prodávajících, tvrdila, že společnosti GenCos byly zaplaceny. Na druhou stranu, DisCos obviňují TCN z provozu zastaralého zařízení, které vede k častému kolapsu sítě.

Zatímco obviňování je z velké části založeno na systému a ne od koncových uživatelů/spotřebitelů, kteří ještě nepochopili důvod zvýšení tarifů, NERC odhalil, že přezkum tarifů bude probíhat každých šest měsíců. To znamená, že nová revize má být provedena v červenci tohoto roku.

SBT rozdělil spotřebitele elektřiny podle hodin dodávky z pásma A do E.

V tarifním pásmu A musí koncoví uživatelé využívat 20 hodin dodávky elektřiny denně. V pásmu B musí mít spotřebitelé alespoň 16 hodin napájení; 12 hodin napájení je vyhrazeno pro osoby v pásmu C a osm pro osoby v pásmu D. Osoby v pásmu E si musí užívat alespoň čtyři hodiny elektřiny denně.

Je smutné, že realita v praxi jednoduše prezentuje SBT jako velký podvod, protože kapacita výroby elektřiny stále klesá, zatímco spotřebitelé jsou často uvrženi do temnoty kvůli přetrvávajícímu kolapsu národní sítě.

Za posledních osm let se národní síť zhroutila více než 140krát, přestože byly do přenosového segmentu tohoto sektoru napumpovány investice ve výši 1,6 miliardy dolarů z dárcovských fondů a půjček od Světové banky a Africké rozvojové banky.

Většina průmyslových hráčů a skupin na ochranu práv spotřebitelů je touto situací zuřivá a dokonce vyzývá federální vládu, aby zrušila privatizaci z roku 2013, která prodala majetek veřejného provozovatele elektřiny do soukromých rukou.

Energetický sektor, který je stále silně závislý na půjčkách, dárcovském financování a vládním financování, podle některých obhájců práv spotřebitelů přežívá z potu koncových uživatelů, kteří si pro své použití neustále pořizují elektrické transformátory, sloupy, dráty a další. přičemž vlastnictví takové utility se okamžitě po koupi změní na soukromé distribuční společnosti.

Podle bývalého předsedy NERC, Sama Amadiho, by země i nadále zažívala zvyšování sazeb za elektřinu po dlouhou dobu bez zlepšení dodávek kvůli nesčetným mezerám v elektrické síti, které nebyly vyřešeny.

„Tyto nedostatky se zhoršily selháním vlády způsobeným laxní politikou a regulačním prostředím. Navzdory těmto selháním investoři požadují tarify odrážející náklady. Mezinárodní finanční instituce také vyvíjejí tlak na vládu, aby odstranila dotace v sektoru, který vzniká kvůli výpadkům příjmů,“ řekl Amadi.

Poznamenal, že spotřebitelé mohou i nadále nést hlavní tíhu neefektivnosti tohoto sektoru, a zdůraznil, že neexistují žádné náznaky, že by došlo k výraznému zlepšení služeb, dokud země „nebude mít efektivnější politiku, efektivnější regulační prostředí a intervence“.

Průkopník generální ředitel společnosti Nigerian Bulk Electricity Trading Company Plc., (NBET), Rumundaka Wonodi, je toho názoru, že zatímco převládající ekonomická realita může způsobit zvýšení tarifů, zůstává vážným znepokojením, že zvýšení nepřináší úroveň služeb. uvažováno v tarifech založených na službě.

„Mnoho klastrů stěží zažívá hodiny dodávky v jakémkoli tarifním pásmu, do kterého byly zařazeny. Představte si, že v posledních několika měsících byla dodávka do sítě neutěšená, což vedlo ke zkrácení hodin dodávky do všech pásem tarifních spotřebitelů, dokonce i pro pásmo A, přesto tarif zůstal stejný.

„Discos správně tvrdí, že nejsou zodpovědní za nedávný pokles nabídky, ale to není na spotřebitelích, aby vybírali účet, protože spotřebitelé se zároveň musí vyrovnávat s vlastní tvorbou v době, kdy cena nafty přerostla přes střechu,“ řekl Wonodi.

Podle něj si ještě před posledním omezením nabídky mnoho spotřebitelů v tarifních pásmech stěžovalo, že nabídka nebyla v souladu s jejich příslušnými tarifními pásmy.

Zatímco spotřebitelské skupiny volají po zrušení privatizace, Wonodi poznamenal, že takové výzvy byly kontraproduktivní. Podle něj bylo potřeba, aby regulátor tvrdě zasáhl proti nevýkonným hráčům.

Podle něj musí být NERC a Bureau of Public Enterprise (BPE) zmocněny a povzbuzovány k tomu, aby odstranily nevýkonné investory v každém subjektu, ať už v Disco, nebo v generujících společnostech (GenCos).

„Prospěšný obrat privatizace bude opět nákladný z hlediska času a zdrojů, stejně jako volání po zrušení narušuje kapitálovou injekci. Jakákoli nástupnická společnost, která chce navýšit dluh nebo vlastní kapitál, bude mít větší překážku, kterou bude muset skočit, když bude neustále volat po zrušení privatizace,“ varoval Wonodi.

Ale právník a obhájce práv spotřebitelů, Kunle Olubiyo, prosil, aby se s Wonodim rozcházel, a trval na tom, že zrušení privatizace zůstalo jedinou volností tváří v tvář pokračujícím tristním výkonům.

Dodal, že zlepšení sektoru může zůstat přeludem, pokud se vláda bude držet současných investorů.

Spotřebitelé jsou podle něj omezováni tím, co se v současnosti děje, a sektor zákazníky mechanicky ošklává podezřelými, nepoctivými měřiči.

Olubiyovy myšlenky se shodují s advokátem spotřebitelů a organizátorem PowerUp Nigeria Adetayem Adegbemlem, který poznamenal: „Neobviňuji všechny, kdo volají po zvrácení privatizace, i když to stále nevidím jako cestu vpřed.“

A pro profesora energetického práva na státní univerzitě v Lagosu (LASU), Yemiho Okea, by zvýšení tarifů nikdy neřešilo problémy v energetickém sektoru, protože základní problémy by tento sektor nadále narušovaly.

„Můžete pokračovat v úpravě tarifu. V určitém okamžiku nebude mít smysl podporovat DiscCos kvůli napájení, protože ostatní možnosti by byly relativně levnější. Poslední úprava byla založena na vylepšeném napájení. To se nestalo,“ řekl Oke.

Dodal, že zatímco pro komerční zákazníky, kteří používají naftu, může mít úprava smysl, domácí uživatel si s tím nemusí poradit a dokonce i průmysloví uživatelé se mohou uchýlit k embedded generaci, protože žádný seriózní výrobce by na DisCos nespoléhal.

Konzultant Nextier Power z Chiamaka Asoegwu pro The Guardian při nabízení řešení těchto nepříjemných problémů řekl The Guardian, že dohody o plnění, které vedly k oddělení zaniklého energetického sektoru do 11 distribučních společností elektřiny, byly stanovením tarifů odrážejících náklady, které by motivovaly více. investice do spolehlivosti a dostupnosti napájení. Aby bylo možné pokročit vpřed, musí regulátor a Disco tyto dohody dodržovat.

„Makroekonomickým faktorem v Nigérii, který je zvláště důležitý pro stanovení sazeb, je deviza (protože ceny plynu a mnohé kapitálové výdaje jsou indexovány k dolaru). V různých částech Nigérie jsou neustálé bezpečnostní hrozby. Na severu teroristé vyhodili do povětří části přenosové sítě. Na jihu dochází k neustálému ničení potrubí, kvůli kterému je plyn nedostupný, a společnosti DiscCos se nadále potýkají s vandalismem kabelů a krádežemi v různých oblastech své sítě, abychom zmínili alespoň některé,“ poznamenal Asoegwu.

Podle ní převažující faktory ovlivnily dostupnost energie pro zákazníky a brzdily maximální úsilí společnosti DiscCos při poskytování spolehlivých dodávek, a dodává, že stejné ekonomické a bezpečnostní výzvy postihují každého Nigerijce v jeho různých snahách a potenciálně vedou k neschopnosti zákazníků platit vyšší tarify.

Poznamenala, že země proto musí vytvořit příznivé prostředí pro podniky i obyvatelstvo, aby zvýšili svůj disponibilní příjem, zajistili bezpečnost a prosperující atmosféru pro podniky a zahraniční investice.

„Je potřeba přezkoumat stávající politiky a být připraveni s politickou vůlí řídit implementaci. DisCos by měly být odpovědné, stejně jako regulační orgány, za požadavky svých smluv o plnění. Diskotéky by měly optimalizovat svůj provoz a vyčistit své systémy, aby generovaly více příjmů a omezovaly plýtvání a ztráty,“ uvedla.

Asoegwu uvedl, že se špatně diverzifikovaným energetickým mixem, kde je většina (85 procent) instalované kapacity poháněna plynem a stále působí na přechodném trhu s elektřinou (TEM), oproti konečnému trhu (FM), s dvoustrannými smlouvami mezi elektřinou kupující a prodávající na všech úrovních a centrální vyrovnávací mechanismus prostřednictvím vytvoření okamžitého trhu s elektřinou, země musí zvýšit energetický mix a podnítit přijetí dalších zdrojů energie.

Energetický profil Velké Británie – zemní plyn

ZEMNÍ PLYN 

Těžba zemního plynu v Severním moři
 1980  1990  2000  2006  2007  2008
 mil. tun ropného ekvivalentu  34,8  45,5  109,3  80,0  72,1  69,7

Těžba zemního plynu vykazuje podobný vývoj s ropu. Vrcholu dosáhla těžební kapacita v roce 2000 a té doby klesá. Očekává se, že do roku 2015 se vytěží většina komerčně dostupného plynu. V rámci EU-27 se UK se podílí na těžbě zemního plynu 34 procenty. Z členských zemí Unie jen Nizozemsko (39%) a Dánsko (5%) vytěží více zemního plynu než spotřebují.

Vývoz a dovoz 

Od roku 1993 UK vyváží zemní plyn do zahraničí a mezi lety 1997 a 2003 vývoz zemního plynu přesahoval objem dovozu. Výrazně se na tom podílel plynovod Bacton-Zeebrugge, jehož provoz byl zahájen v roce 1998. S postupným vytěžením podmořských vrtů se UK opětovně stává více závislé na zahraničních dodávkách plynu (především z Norska) prostřednictvím existující infrastruktury plynovodů a LPG terminálů. 

Obchod se zemním plynem (GWh)
 1980  1990  2000  2006  2007  2008
Těžba zemního plynu 4 048 528 843 1 260 168 927 784 838 092 809 649
Dovoz 116 291 79 833 26 032 244 029 338 027 407 054
Vývoz  – 146 343 120 591 123 158 12 267
Celkem -116 291 -79 833 120 311 -123 439 -214 869 -284 384

Energetický profil UK

UK vyváží zemní plyn do Nizozemska (z těžebních polí Chiswick, Grove, Markham, Minke, Stamford a Windermere), Irska (irsko-britským plynovodem), Belgie (plynovodem Bacton-Zeebrugge) a v minimálním objemu i do Norska.

UK dováží plyn z Belgie (Bacton-Zeebrugge), z Norska (plynovody Tampen Link, Langeled a Vesterled), z Nizozemska (plynovod Bacton-Balgzand). UK dováží rovněž LNG přes terminály Isle of Grain, Milford Haven a Teesside GasPort.

Energetický profil UK

Na celkové spotřebě plynu EU-27  v roce 2008 ve výši 533 mld m3 se UK podílelo ze 4,9% (26 mld m3). Největší spotřebitelé plynu jsou  Německo (79 mld m3) a Itálie (76 mld m3). EU pokrývá těžbou z vlastních zdrojů 41% své spotřeby zemního plynu, 24% dováží z Ruské federace (vč. zemního plynu, který se vytěží v Kazachstánu a Turkmenistánu), 17% z Norska. Plynovody ze Severní Afriky bylo v roce 2008 do Španělska a Itálie dopraveno 8% spotřeby EU (z toho množství byly tři čtvrtiny z Alžírska a zbytek z Libye). Přes LNG terminály bylo ve stejném období do EU dopraveno převážně z Alžírska a Nigérie 9% spotřeby zkapalněného zemního plynu. 34% (374 TWh) britského zemního plynu bylo v roce 2008 využito k výrobě elektrické energie, 33% spotřebovaly domácnosti, 12% průmysl, 4% veřejný sektor a cca. 5% zemědělství.

Infrastruktura

Plynovod Bacton-Zeebrugge, který je v provozu od roku 1998, spojuje britskou přenosovou soustavu s belgickou. Od července 2005 byl uveden do provozu LNG terminál na Isle of Braun. Jižní větev plynovodu Langeled z norského Sleipneru do UK s potenciální přenosovou kapacitou 27 mld m3zemního plynu ročně byla zprovozněna v roce 2006. V prosinci 2006 byl uveden do provozu již druhý plynovod (Balgzand-Bacton) spojující UK s Nizozemskem. Potenciální kapacita tohoto plynovodu, který ústí u města Bacton v hrabství Norfolk, je 27 mld m3 zemního plynu ročně. 

Energetický profil UK
Plynovody do/z zahraničí

Energetický profil UK

 

 Vlastnická struktura 

Zákon o plynu z roku 1995 vyčlenil ze státního monopolu British Gas dceřinou společnost British Gas Trading a v roce 1997 samostatnou společnost holdingového typu Centrica, která pod sebou sdružila aktivity produkční a distribuční aktivity firem British Gas Trading, British Gas Service a Retail Energy Centres. British Gas plc si ponechal společnost Transco, které patří výsadní postavení v odvětví dopravy a skladování zemního plynu, výzkumné, těžařské aktivity a kapacity k mezinárodní přepravě zemního plynu. V roce 2000 štěpení British Gas plc pokračovalo vznikem holdingové společnosti Lattice Group plc (aktivity Transco) a přejmenováním zbytku společnosti (doprava a skladování) na BG Group plc. V roce 2002 sloučením společností Transco a National Grid Company vznikla National Grid.

Severní Irsko až do roku 1997 nebylo zásobeno zemním plynem. Až výstavba plynovodu ze skotského Portpatricku umožnila vybudovat potřebnou infrastrukturu. Prvními zákazníky byly elektrárna v Ballylumfordu, kterou koupil British Gas v roce 1992 a následně transformoval ze spalování nafty na zemní plyn, resp. nová plynová elektrárna Coolkeeragh, která byla uvedena do provozu v roce 2005. Od konce roku 2007 je Severní Irsko plynovody propojeno s Irskem. V současnosti stále probíhá výstavba přenosové soustavy, která umožní odběr plynu veřejnosti a širšímu spektru komerčních zákazníků. 79% zemního plynu spotřebovaného v Severním Irsku bylo v roce 2008 odebráno plynovými elektrárnami.

Strategické zásoby pro uskladnění LNG 

Lokalita kapacita celkem (GWh) denní kapacita (GWh/d) počet dní
Avonmouth 663,0 143,0 4,6
Glenmavis 385,1 92,6 4,2
Partington 192,1 154,2 1,2
Celkem 1 240,2 389,8  

 
Zásobníky na zemní plyn a LNG

Energetický profil UK

UHLÍ

Těžba uhlí (v milionech tun)
 1980  1990  2000  2006  2007  2008
Hloubkové doly 112,4 72,9 17,2 9,4 7,7 8,1
Povrchová těžba 15,8 18,1 13,4 8,6 8,9 9,5
Celkem 130,1 92,8 31,2 18,5 17 18,1

V roce 2009 bylo v Anglii v provozu 6 hlavních uhelných dolů: Wellbeck, Daw Mill, Kellingley a Thoresby (provoz zabezpečuje společnost UK Coal PLC), Hatfield (provozována společností Powerfuel Mining Ltd) a Maltby (provozována společností Hargreaves Group). UK Coal PLC vlastní další, zatím nevyužívaný uhelný důl Harworth. Ve Walesu jsou v provozu dva středně velké hloubkové uhelné doly: Aberpergwm (provozuje společnost Energybuild Mining Ltd), Unity (Unity Mining Ltd.) a dva měnší v Eckingtonu a v Hay Royds. Samosprávy Walesu a Skotska povrchovou těžbu omezují (resp. omezují vydávání povolení k těžbě v nových lokalitách). Podrobný přehled těžby uhlí v UK v roce 2009 je ke stažení na stránkách The Coal