Loading article…
ナショナルグリッドは、英国の電力市場を支える高電圧送電網であり、発電所と主要変電所を結び、送電網上のどこで発電された電力でも、他の地域の需要を満たすために利用できるようにしています。この送電網は、英国本土の大部分と周辺の島々の一部をカバーしています。北アイルランドはアイルランド単一電力市場の一部であるため、ナショナルグリッドの対象ではありません。
ナショナルグリッドは、50ヘルツで動作する広域同期送電網 であり、 400kVと275kVの 送電線に加え、 スコットランドには132kVの送電線も含まれています。また、マン島への交流送電線、北アイルランド、シェトランド諸島、アイルランド共和国、フランス、ベルギー、オランダ、ノルウェー、デンマークへの高圧直流送電線など、複数の海底送電線を有しています。
1990年の中央電力公社（CEGB）の民営化以降、イングランドとウェールズの送電網はナショナル・グリッド・エレクトリシティ・トランスミッション社が所有している。スコットランドでは、南部はスコティッシュパワー・トランスミッション社、北部はSSE社が送電網を所有している。洋上風力発電所と送電網を結ぶインフラは、洋上送電事業者が所有している。
ナショナル・グリッド・エレクトリシティ・トランスミッションは送電系統運用者であり、英国全土の送電網の運用を担当している一方、政府所有のナショナル・エネルギー・システム・オペレーター（NESO）は電力市場の管理と需給バランスの調整を担当している。[ 1 ]
19世紀末、ニコラ・テスラは米国ウェスティングハウス社で働いていた際に、三相高電圧配電の原理を確立した。 [ 2 ] [ 3 ]英国でこのシステムを初めて使用したのは、メルツ＆マクレラン・コンサルティング・パートナーシップのチャールズ・メルツで、ニューカッスル・アポン・タイン近郊のネプチューン・バンク発電所であった。この発電所は1901年に開設され、[ 4 ] 1912年までにヨーロッパ最大の統合電力システムに発展した。[ 5 ]しかし、国内の他の地域では、小規模な供給ネットワークの寄せ集めが引き続き使用されていた。
1925年、英国政府はグラスゴーの実業家であるウィアー卿に、英国の非効率的で断片化された電力供給産業の問題を解決するよう依頼した。ウィアー卿はメルツに相談し、その結果として「全国グリッド」供給システムの構築を推奨する1926年電力（供給）法が制定された。 [ 6 ] 1926年法により中央電力庁が設立され、英国初の同期された全国交流送電網が132kV 、50Hzで稼働するようになった。[ 7 ]
送電網は、最も効率的な 122 の発電所を結んだ6,400 キロメートル (4,000 マイル)のケーブル (ほとんどが架空) で構築されました。最初の「送電塔」は 1928 年 7 月 14 日にエディンバラ近郊に建設され[ 8 ]、工事は予定より早く予算内で 1933 年 9 月に完了しました[ 9 ] [ 10 ] 。1933年に、緊急用補助相互接続を備えた一連の地域送電網として運用が開始されました。1937 年 10 月 29 日に夜間技術者によってすべての地域送電網が無許可で短期間並列化された後[ 11 ] 、 1938 年までに送電網は全国システムとして運用されるようになりました。当時、電力利用者の増加は世界最速で、1920年の75万人から1938年には900万人に増加した。[ 10 ]送電網は、第二次世界大戦中のロンドン大空襲の際にその価値を証明し、南ウェールズはバタシー発電所とフラム発電所の発電量減少を補うために電力を供給した。[ 10 ]送電網は1947年の電気法によって国有化され、同法によって英国電気公社も設立された。
1949年、英国電力庁は275kV リンクを追加して送電網をアップグレードすることを決定した。1950年に発足した275kV 送電システムは、1970年までに総需要が30,000MWに達すると予想される全国供給システムの一部を形成するように設計された。 予測された需要は1960年には既に超過していた。この急速な成長を受けて、中央発電委員会（1958年設立）は1960年に将来の送電ニーズに関する調査を実施した。[ 12 ]
この研究では、需要の増加に加えて、発電機設計の急速な進歩により、 設備容量が 2,000～3,000 MW の発電所が計画されていることが送電システムに及ぼす影響も考慮されました。これらの新しい発電所は、主に安価な低品位燃料の余剰と十分な冷却水の供給を利用できる場所に建設される予定でしたが、これらの場所は負荷中心地とは一致しませんでした。トレント川近くのノッティンガムシャー炭田にあるウェスト・バートンの 4 × 500 MW の発電機はその一例です。これらの発展により、送電システムの重点は相互接続から、発電地域から負荷中心地への大量送電へと移行しました。例えば、1970 年にミッドランズからホームカウンティーズへ約 6,000 MW の送電が予定されていました。[ 12 ]
275 kV システムの継続的な強化と拡張が可能な解決策として検討された。しかし、高い故障レベルという技術的な問題に加えて、275 kV で推定される送電量を得るには、さらに多くの送電線が必要となる。これは、中央電力発電委員会のアメニティの維持という方針と矛盾するため、より良い解決策が模索された。400 kV と 500 kV の計画が検討された。どちらも将来の拡張に十分な余裕がある。400 kV システムを採用するという決定は、 主に 2 つの理由からなされた。第一に、275 kV 送電線の大部分を 400 kV にアップグレードできること 、第二に、 500 kV 計画では 1968 年であるのに対し、400 kV での運用は 1965 年に開始できると想定されていたことである 。[ 12 ]設計作業が開始され、1965 年の計画を満たすためには、最初のプロジェクトの契約エンジニアリングを設計と並行して進める必要があった。これらのプロジェクトの一つが、ウェスト・バートン400kV 屋内変電所であり、その最初の区間は1965年6月に稼働を開始した。1965年から、送電網は部分的に400kVにアップグレードされ、まずサンドンからウェスト・バートンまでの150マイル（240km ） の送電線が建設され、スーパーグリッドとなった。
2010 年版のナショナル グリッドを規定するコードであるグリッド コード[ 13 ]では、スーパーグリッドは、200 kV を超える電圧で接続されている英国の電力送電システムの部分として定義されています 。
スコットランドから北ウェールズへの2.2 GWの海底ウェスタンHVDCリンクは2013年から2018年にかけて建設されました。[ 14 ]これは、海外の送電網への連系線ではすでにHVDCが使用されていましたが、イギリス国内で最初の主要な非交流送電網リンクでした。
2020年代にナショナルグリッドは、洋上電源からの供給を受け入れ、電気自動車などからの需要増加に対応するための送電網の容量を増やすための17のプロジェクトからなる「グレートグリッドアップグレード」を発表しました。[ 15 ] [ 16 ]
2021年、新しい非格子構造の送電鉄塔であるT型鉄塔が、サマセット州イースト・ハンツピル近郊に、ヒンクリー・ポイントCからエイボンマウスまでの35マイルの新しい送電線接続のために建設された。[ 17 ] 2023年、ナショナル・グリッドは国家安全保障上の懸念から、中国のNARIテクノロジー社製の機器の撤去を開始した。[ 18 ]
2024年、エネルギー安全保障・ネットゼロ省は、ナショナルグリッド社から電力系統運用者ライセンスを取得するために、公営のNESOを設立した。ナショナルグリッド社は引き続き送電系統運用者である。[ 19 ] [ 20 ]
2025年12月、Ofgemはスコットランドの風力発電所の利用率向上を目的として、スコットランドの風力発電所とイングランド南部を結ぶ2つの海底送電網接続を承認した。National Grid、SSE、Scottish Powerは、2034年に運用開始予定のイースタン・グリーン・リンクス海底送電ケーブル2本（ピーターヘッド発のEGL3とファイフ州ウェストフィールド発のEGL4 ）に投資する。リンカンシャー州アンダービー・クリークにある両ケーブルの南端は、グリムズビーとノーフォーク州ウォルポールを結ぶ全長75マイル（121km ）の新設リンクに接続される。[ 21 ]
連続同期グリッドは、イングランド（ワイト島を含む）、スコットランド（オークニー諸島、スカイ島[ 27 ]、接続が限られている西諸島[ 28 ]などのスコットランドの島々を含む）、ウェールズ、マン島をカバーしています。
以下の数値は2005年の7カ年報告書から引用したものです。[ 29 ]
総発電容量は、再生可能エネルギー、ガス火力、原子力、石炭火力発電所によってほぼ均等に供給されています。英国の送電網で送電される年間エネルギーは約300～360 TWh (1.1～1.3 EJ)で、平均負荷率は 72% (つまり 3.6×10 11 /(8,760 × 57×10 6 )) です。
2020年に英国政府とナショナル・グリッドが発表した脱炭素化計画では、当初、2033年までにカーボンニュートラルまたはカーボンネガティブになるという野心的な目標が設定されました[ 32 ]。これは、2050年までに達成するという英国の国家目標よりも早いものでした。ナショナル・グリッドはまた、2025年には「ゼロカーボン」になる能力を持つことを目指しました。これは、エネルギー供給者が十分なグリーン電力を生産できれば、理論的には温室効果ガスを全く排出せずに送電網を稼働させることができることを意味します（つまり、「ネットゼロ」の場合のように、炭素回収やオフセットは必要ありません）。 [ 33 ] 2020年には、送電網のエネルギーの約40%が天然ガスの燃焼によって供給されており、2025年に送電網をゼロカーボンで稼働させるのに十分なグリーン電力が利用可能になるとは予想されていませんでした。ただし、風の強い日には例外があるかもしれません。 Hartree Solutionsなどのアナリストは2020年に、2050年までに「ネットゼロ」を達成することは困難であり、2033年までに「ネットゼロ」を達成することはさらに困難であると考えていた。[ 34 ] [ 35 ]
炭素中立に向けて着実に進歩が見られ、2020年までの5年間で炭素強度は53%減少しました。石炭の段階的廃止は完了し、2020年には英国の電力のわずか1.6%が石炭から供給されたのに対し、2015年には約25%でした。2020年には、英国は電力のために石炭を燃やす必要が2か月以上なくなり、産業革命以来最長の期間となりました。[ 36 ] [ 37 ] [ 38 ] 2024年9月30日、最後の石炭火力発電所が閉鎖され、英国の電力は石炭フリーになりました。[ 39 ]
2024 年 7 月、英国王立工学アカデミーは、ナショナル グリッドの脱炭素化戦略の進捗状況に関する報告書を発表しました。[ 40 ]「英国電力システムの急速な脱炭素化」と題されたこの報告書は、2030 年までにクリーンな電力を供給するという政府の使命は、すでに困難な 2035 年目標から野心のレベルを大幅に引き上げるものであると述べています。2024 年に改訂された戦略により、英国政府は当初の目標である 2035 年よりも前倒しして、2030 年までにこの目標を達成することを目指すようになりました。この期日の変更は、最近のインフラ投資と、2026 年～ 2031 年の間に送電網を強化するために提案された 770 億ポンドによって可能になりました。[ 41 ]この数か月前に、政府支援の再生可能エネルギー企業であるGreat British Energyの設立が発表されました。その設立と、同社が少数株主となるプロジェクトは、政府の 2030 年目標の達成に大きな役割を果たすことになります。 GBEは2030年までに洋上風力発電、水素発電、二酸化炭素回収、原子力発電の開発に83億ポンドの投資を計画していた。[ 42 ]
2030年の脱炭素化目標は、洋上風力発電の容量拡大によっても達成可能になった一方、陸上風力発電や太陽光発電のサイトが特定され、それらのサイトの利用が増加している。電力消費における利用者の習慣を変えるために、公共情報プログラムやキャンペーンが導入されており、これはピーク時間帯以外に大規模な電源を使用することを意味する。夜間の電気自動車充電コストの削減は、2024年に広く利用されたそのような計画の1つである。[ 43 ]
進歩はあったものの、2035年までにカーボンニュートラル、2050年までにネットゼロを達成するには、まだいくつかの課題が残っています。これらの目標を達成するには、送電エネルギーインフラの開発と設置が不可欠です。システムの柔軟性が懸念事項です。たとえば、太陽光発電は長時間の豪雨時には効果が低下するため、需要を満たすには他のグリーンエネルギーソリューションが必要です。[ 44 ]クリーンエネルギーがこの柔軟性を達成できない場合、英国のメディアは停電の可能性を示唆しましたが、デイリー・テレグラフは2025年1月に大規模停電は依然として起こりそうにないと述べています。[ 44 ]規制改革とエネルギー貯蔵の革新も、クリーンエネルギーが常に十分な電力をグリッドに供給することを保証する上で重要な役割を果たします。
これらの数値は、2005年の7カ年報告書からのものです。
ナショナルグリッド全体の損失は低いものの、消費者への電力配電においてさらに大きな損失が発生し、2003年には配電損失が合計で8.7%に達しました。 [ 45 ]損失は、異なる電圧で接続されている顧客によって大きく異なり、高電圧で接続されている場合は合計損失が約2.6%、中電圧では6.4%、低電圧では12.2%となっています。[ 45 ]
発電された電力は、発電機変圧器の高電圧側で計測されます。[ 46 ] [ 47 ]したがって、発電機変圧器での電力損失は、発電会社に計上され、送電網には計上されません。発電機変圧器での電力損失は、送電網の損失には寄与しません。
2009～2010年には、送電網を介して英国北部、特にスコットランドとイングランド北部から英国南部へ平均約11 GWの電力が流れていました。この流れは 2014年までに約12 GWに増加すると予想されていました。 [ 48 ] 2018年にWestern HVDC Linkが完成し、 スコットランド西部とウェールズ北部間の2.2 GWの送電容量が追加されました。 [ 49 ]
この南北方向の電力の流れに伴う電力損失のため、新規発電設備の有効性と効率は、その立地によって大きく左右されます。例えば、南海岸の新規発電設備は、送電系統の電力損失が少ないため、イングランド北部の新規発電設備に比べて約12%有効性が高く、スコットランド北部の新規発電設備に比べて約20%有効性が高いです。[ 50 ]
マン島には 40MWの交流ケーブルがあり、シェトランド諸島には260kmの600MWの高圧直流ケーブルがある。[ 51 ]
英国の送電網は、海底送電ケーブルによって隣接するヨーロッパの送電網と接続されている。
2014年、英国の電力相互接続レベル（島外送電容量と発電容量の比率）は6%でした。[ 52 ]
2024年現在これらの接続線の総容量は 10 GWを超えています。[ 53 ]これらには、フランス北部 (2 GW HVDC Cross-Channel、1 GW HVDC IFA-2、チャネルトンネル経由の1 GW ElecLink [ 54 ] )、ベルギー (1 GW HVDC Nemo Link )、オランダ (1 GW HVDC BritNed )、ノルウェー (1.4 GW HDVC North Sea Link )、北アイルランド (500 MW HVDC Moyle Interconnector )、アイルランド共和国 (500 MW HVDC East–West Interconnector )、デンマーク (1.4 GW Viking Link ) への直流ケーブルが含まれます。
アイルランド共和国との新しい500MWのリンク（グリーンリンク）は2025年1月29日に稼働を開始した。[ 55 ]
さらに、ドイツ（ NeuConnect、1.4 GW）、アイスランド（Icelink、約1 GW）[ 56 ]、モロッコ （新しいバッテリーバックアップ付き太陽光発電による3.6 GW） [ 57 ]との連携も考えられる。
英国の送電網は、大規模な揚水発電システムを利用できる。特に、5～6時間1.7GWの電力を供給できるディノルウィグ発電所や、より小規模なクルアチャン発電所、フェスティニオグ発電所などが挙げられる。
グリッドバッテリーもいくつかあります。2021年5月現在、 英国では1.3 GWのバッテリーストレージが稼働しており、 今後数年間で展開可能なプロジェクトが16 GWパイプラインにあります。[ 58 ]ウィルトシャー州ミネティ にある中国の資金援助を受けた100 MWの発電所は、2021年7月の開業時にヨーロッパ最大と報じられました。[ 59 ] 50 MWの拡張が完了すると、この施設の蓄電容量は266 MWhになります。[ 60 ] 2026年7月までに、グリッドバッテリー容量は7 GW近く設置されました。[ 61 ]
ナショナル・グリッドは、需要予測の誤差や発電所の突然の故障を補うための短期的な発電供給契約を締結する責任を負っています。これは数時間分の運転をカバーし、より長期的な需給バランスを確保するための市場契約が締結されるまでの時間稼ぎとなります。
グリッド周波数は通常 49.8 Hz から 50.2 Hz の範囲内に維持されます。[ 62 ]周波数応答予備力は、例外的な状況を除き、システムの交流周波数を 50 Hzの ±1% の範囲内に維持する役割を果たします。これらは、需要を下げるか、追加の発電を行うために、秒単位で使用されます。[ 63 ]供給と需要の不一致が大きすぎて周波数が極端に低下した場合 (48.8 Hz から 47.8 Hz まで低下した場合)、低周波需要遮断 (LFDD) 自動遮断が段階的に作動し、グリッド全体の停電を回避するために、スーパーグリッドから顧客負荷の最大 60% を除去します。[ 62 ]
予備サービスは、それぞれ異なる応答時間で動作するサービスのグループです。[ 63 ]
これらの埋蔵量は、次の3つの要素に基づいて規模が決定されます。[ 64 ]
送電網は別々の会社が所有しているが、運用管理はナショナル・グリッド・エレクトリシティ・トランスミッションが行っており、同社はウォーリックにある送電網制御センターからイギリス全土の送電網を運用している。[ 1 ] [ 65 ]
国家送電網システムの運用コストは、国家送電網電力システム運用者（NGESO）が送電網使用料（TNUoS）をシステム利用者に課すことで回収される。[ 66 ]コストは発電事業者と電力利用者の間で分担される。[ 67 ]
料金はNGESOによって毎年設定され、国は複数の地域に分けられ、それぞれの地域で発電と消費に対する料金が異なっている。一般的に、電力の流れは南北方向であるため、北部の発電事業者と南部の消費者の料金は北部よりも高くなっている。
「トライアド需要」とは、毎年冬期（11月から2月まで）のピーク需要に関する3つの数値を遡及的に報告する需要指標です。ナショナルグリッドの利用におけるピーク需要を抑制するため、このトライアドは、利用者（認可を受けた電力供給事業者）がナショナルグリッドに支払う追加料金の基準として用いられます。利用者は、電力使用量を管理してピーク需要を抑えることができれば、支払う料金が少なくなります。
各年の計算では、過去のシステム需要指標を分析して、平均需要が高い3つの30分間隔を特定します。この3つの間隔は「トライアド」と呼ばれます。これらの間隔は、（a）システム需要がピークとなる間隔、および（b）システム需要がピークとなる間隔と互いに少なくとも10日間離れている、需要が最も高い他の2つの間隔です。
発電所の場合、課金対象となる需要は正味のサイト需要のみです（CUSC規則14.17.10による）。したがって、サイトが正味輸出している場合（つまり、そのサイトでの総計量発電量が個別に計量された総ステーション需要を超える場合）、その個別に計量されたステーション需要は、トライアドのステーション需要に関連する需要TNUoS料金の対象とはなりません。
近年の三合会の日付は以下のとおりです。
これは、ナショナル・グリッドが高圧長距離送電の費用を賄うために使用する主な収入源です（低圧配電は別途料金がかかります）。また、発電事業者、配電網、大規模産業用ユーザーの接続費用を賄うため、年間料金も徴収しています。
トライアド料金は、利用者にピーク時の負荷削減を促すものであり、これはディーゼル発電機を使用することで実現されることが多い。このような発電機は、ナショナルグリッドでも日常的に使用されている。[ 72 ]
TNUoSまたはトライアドの総収入（例えば、15,000ポンド/MW・年 × 50,000 MW = 7億5,000万ポンド/年）を、英国の発電システムが1年間に供給した総ユニット数（販売された総ユニット数、例えば360テラワット時（1.3 EJ）[ 67 ] ）で割ると、送電コストの概算値が得られ、約0.2ペンス/kW・hという数値になります。他の推定値も0.2ペンス/kW・hという数値を示しています。[ 67 ]
しかし、バーナード・クイッグは次のように指摘している。「NGC UKの送電に関する06/07年度の年次決算によると、NGCは2007年に350TW⋅hを送電し、2012百万ポンドの収入を得た。つまり、NGCは1kW 時あたり0.66ペンスを受け取っている。2年間のインフレ率を考慮して2008/9年までとすると、1kW⋅hあたり0.71ペンスになる。」[ 73 ]ただし、これには発電事業者の接続料も含まれる。
送電系統に電力を供給するためには、発電事業者は（BEISによる）認可を取得し、NGETと接続契約を締結する必要があります。この契約により、送電接続容量（TEC）も付与されます。発電事業者は、NGETが定める発電TNUoS料金に基づきTEC料金を支払うことで、系統運営コストに貢献します。この料金は最大容量に基づいて課金されます。つまり、100MWのTECを持つ発電事業者が、年間 最大75MWしか発電しなかった場合でも、100MW分のTEC料金が請求されることになります。
場合によっては、TNUoS料金がマイナスになることがあります。このような発電事業者には、年間を通して3回の実証運転における最大純供給量に基づいて料金が支払われます。これは、発電事業者が国内の需要中心地に近い場所に位置していることで生じるコスト削減を表しています。
ナショナルグリッドはグリッドサービス市場を利用しています。「ダイナミックコンテインメント」は2020年10月に開始され、当初は1MWあたり1時間あたり17ポンドで販売され、ダイナミックレギュレーション（DR）は2022年4月に開始されました。[ 74 ]
電力消費者は、30分ごとに計測されるタイプ（HH）と、30分ごとに計測されないタイプ（NHH）の2種類に分けられます。ピーク需要が十分に高い顧客は、30分ごとにメーターを読み取るHHメーターの設置が義務付けられています。そのため、これらの顧客の電力供給業者に課される料金は、平年（閏年を除く）に17,520回変動します。
HHメーター契約の顧客に対するTNUoS料金は、11月から2月までの電力需要が最も高くなる3つの30分期間（トライアドと呼ばれる）における需要に基づいて算出されます。英国の電力需要の特性上、この3つのトライアド期間は常に夕方の早い時間帯に設定され、少なくとも10営業日の間隔を空ける必要があります。HH顧客に対するTNUoS料金は、トライアド期間中の平均需要にその地域の料金を乗じたものです。したがって、（2007年現在） ) 3つの三期間における平均需要が1MWのロンドンの顧客は、 TNUoS料金として19,430ポンドを支払うことになる。
NHHのメーター制顧客に課されるTNUoS料金は、はるかにシンプルです。供給業者は、1年間を通して毎日16:00から19:00までの総消費量に、該当する料金を乗じた金額を請求されます。
制約支払いは、一定規模以上の発電事業者に対して、送電網が通常発電事業者が供給するはずの電力を受け取ることができないという指令を出した場合に支払われるものです。これは、送電容量の不足、需要の不足、または予期せぬ過剰発電が原因である可能性があります。制約支払いは、発電量の減少に対する補償です。[ 75 ]
送電網の故障や、十分な電力を供給する発電設備の不足による停電はまれです。システムの全体的なパフォーマンスはナショナルグリッドのウェブサイトで公開されており、送電システムの可用性に関する簡単な概要図も含まれています。2021 ～2022年度、これは99.999612%でした。[ 76 ]
2020年から2021年にかけて、ナショナルグリッドの責任ではない低電圧配電網に影響を与える問題が、年間平均約60分間の計画外の家庭用停電のほぼすべてを引き起こした。[ 77 ]
1990年以降、ナショナルグリッドに関連した大規模な停電が少数発生している。
2003年8月28日夕方、ロンドン南部地域で約47万6000世帯が停電に見舞われ、ロンドン地下鉄と一部の鉄道サービスも約40分間停止した。合計724 メガワットの電力が失われた。
変圧器の油漏れは、適切な修理が行われるまで数ヶ月間、補充油の散布以外は放置されていた。これにより警報が発せられたが、ナショナル・グリッドの制御室がこれを誤解釈した。故障したと思われる機器の交換作業中に、数年前に設置された不適切なサイズの保護リレーが原因で遮断器が作動し、ロンドン南部の主要変電所2か所への電力供給が停止した。
ロンドン大停電から1週間後の2003年9月5日、ハムズ・ホール変電所で事故が発生し、バーミンガム東部の20万1000世帯への電力供給に影響が出た。影響を受けた顧客には、ネットワーク・レール、バーミンガム国際空港、国立展示センターなどが含まれ、合計301MW の負荷が失われた。これは、同年8月に変電所の部品をアップグレードした後、ナショナル・グリッドが保護システムを試運転した際に犯したミスが原因とされた。[ 78 ]
2008年5月27日午前11時34分から、英国最大の発電所2基、ファイフのロンガネット発電所とサフォークのサイズウェルB発電所が、数分間隔で送電網から切り離された（「トリップ」した）。これらのトリップによって発生した発電量の合計損失は少なくとも1714MWで 、送電網がその日にサポートする必要があった最大損失1260MWを上回った 。[ 79 ]
システムの周波数はすぐに 49.2 Hz まで低下し、自動保護による発電の追加トリップにより周波数はさらに低下し、最低 48.8 Hz となった。これにより、配電網は周波数低下を食い止めるために一部の顧客を自動的に切断し、その後数時間にわたり、ナショナル グリッドは需要を減らすために配電網に電圧を下げるよう指示した。少なくとも 50 万世帯が停電した。[ 80 ] [ 81 ] [ 82 ] 40 分以内に配電網はすべての顧客を再接続することが許可されたが、電圧制御は一部の地域で 18:07 まで続いた。[ 79 ]
この事件は「巨大な偶然」と表現され、投資不足とは関係がないとされた。[ 80 ]それにもかかわらず、この事件によっていくつかの問題が露呈した。急激な周波数変化時の発電保護の動作により、多数の発電機が誤って系統から切り離された。低周波需要遮断および電圧制御方式も、意図したほどの需要削減効果を発揮しなかったが、これは停電に大きな影響を与えなかった。[ 79 ]
2019年8月9日、イギリス全土で約100万人の顧客が停電に見舞われた。[ 83 ]午後4時52分に送電線に落雷があり、500MW の分散型（主に太陽光発電）発電が失われた。ほぼ同時に、リトル・バーフォード発電所とホーンジー風力発電所が数秒以内に停止し、1.378GW の発電が停止した。これは、 当時事業者が維持していた1GWのバックアップ電源（想定される最大の単一損失の規模）を上回っていた。[ 84 ]グリッド周波数は48.8Hzまで低下し、 自動負荷遮断により、地域の配電網の5%（110万人の顧客）が15～20分間遮断された。この措置により、システムの残りの95%が安定し、より広範囲の停電が防止された。[ 85 ] [ 84 ]
鉄道網への電力供給は常に維持されていたものの（信号システムへの電力供給は維持されなかった）、周波数の低下により、テムズリンクの700形と717形の列車60本が故障した。半数は運転士によって再起動されたが、残りの半数は技術者が列車に出向いて再起動する必要があった。[ 84 ]これにより、イーストコースト本線とテムズリンクの運行に数時間にわたる大きな混乱が生じた。ニューカッスル空港への電力供給も途絶え、イプスウィッチ病院のバックアップ電源設備の弱点が露呈した。[ 84 ]
Ofgemによる調査は2020年1月に終了した。調査の結果、リトル・バーフォードとホーンジー・ワンは落雷後も送電網への接続を維持できなかったことが判明し、それぞれの運営会社であるRWEとØrstedは、Ofgemの救済基金にそれぞれ450万ポンドを支払うことに合意した。さらに、Ofgemは配電網運営会社UK Power Networksに対し、許可を得る前に顧客への再接続を開始したとして150万ポンドの罰金を科したが、この手続き違反はシステムの復旧には影響しなかった。[ 86 ] [ 87 ]
2025年3月、ヒースロー空港に電力を供給する変電所の変圧器が火災を起こし、空港はその日の運航を中止した。[ 88 ] 2025年7月、NESOは、ナショナルグリッドが2018年7月に故障を認識していたが、修理されていなかったと報告した。変電所の部品に過剰な水分が見つかり、ブッシングを交換する必要があった。[ 89 ]
2015年11月4日、ナショナル・グリッドは「複数の発電所の故障」のため自主的な停電を求める緊急通知を発出した。停電は発生しなかったが、卸売電力価格は劇的に上昇し、送電網は1メガワット時あたり最大2,500ポンドを支払った。[ 90 ]