National Grid — это высоковольтная сеть электропередачи, обслуживающая Великобританию , соединяющая электростанции и основные подстанции и гарантирующая, что электроэнергия, вырабатываемая в любом месте сети, может быть использована для удовлетворения спроса в других местах. Сеть обслуживает большую часть Великобритании и некоторые из близлежащих островов. Она не охватывает Северную Ирландию , которая является частью ирландского единого рынка электроэнергии .
Национальная сеть — это широкомасштабная синхронная сеть, работающая на частоте 50 Гц. Большинство физических высоковольтных частей сети состоит из линий 400 кВ, а также некоторых линий 275 кВ, которые в совокупности образуют суперсеть . Она имеет несколько подводных соединительных линий : соединитель переменного тока с островом Мэн и соединители постоянного тока с Северной Ирландией, Шетландскими островами , Республикой Ирландия, Францией, Бельгией, Нидерландами, Норвегией и Данией.
После приватизации Центрального совета по производству электроэнергии в 1990 году Национальная сеть в Англии и Уэльсе принадлежит National Grid plc . В Шотландии сеть принадлежит ScottishPower Transmission на юге и SSE на севере. Инфраструктура, соединяющая офшорные ветровые электростанции с сетью, принадлежит владельцам офшорных линий электропередачи . National Grid plc является оператором системы электропередачи для всей сети Великобритании. [1]
В конце 19 века Никола Тесла установил принципы трехфазного высоковольтного распределения электроэнергии , работая в компании Westinghouse в Соединенных Штатах. [2] [3] Впервые эта система была использована в Соединенном Королевстве Чарльзом Мерцем из консалтингового партнерства Merz & McLellan на его электростанции Neptune Bank недалеко от Ньюкасл-апон-Тайн . Она открылась в 1901 году [4] и к 1912 году превратилась в крупнейшую интегрированную энергетическую систему в Европе. [5] Однако остальная часть страны продолжала использовать разрозненные небольшие сети электроснабжения.
В 1925 году британское правительство попросило лорда Вейра , промышленника из Глазго , решить проблему неэффективной и раздробленной электроэнергетической отрасли Великобритании. Вейр проконсультировался с Мерцем, и результатом стал Закон об электроэнергии (поставке) 1926 года , который рекомендовал создать «национальную сетевую » систему электроснабжения. [6] Закон 1926 года создал Центральный совет по электроэнергии , который создал первую в Великобритании синхронизированную общенациональную сеть переменного тока, работающую на 132 кВ, 50 Гц. [7]
Сеть была создана с 6400 километрами (4000 миль) кабелей – в основном воздушных – связывающих 122 наиболее эффективные электростанции. Первая «сетевая башня» была возведена около Эдинбурга 14 июля 1928 года, [8] а работа была завершена в сентябре 1933 года, с опережением графика и в рамках бюджета. [9] [10] Она начала работать в 1933 году как серия региональных сетей со вспомогательными соединениями для аварийного использования. После несанкционированного, но успешного краткосрочного параллельного включения всех региональных сетей ночными инженерами 29 октября 1937 года, [11] к 1938 году сеть работала как национальная система. К тому времени рост числа потребителей электроэнергии был самым быстрым в мире, увеличившись с трех четвертей миллиона в 1920 году до девяти миллионов в 1938 году. [10] Сеть доказала свою ценность во время Блица , когда Южный Уэльс предоставил электроэнергию для замены потерянной мощности электростанций Баттерси и Фулхэма . [10] Сеть была национализирована Законом об электричестве 1947 года , который также создал Британское управление по электроснабжению . В 1949 году Британское управление по электроснабжению решило модернизировать сеть, добавив линии 275 кВ.
При создании в 1950 году система передачи электроэнергии напряжением 275 кВ была спроектирована как часть национальной системы электроснабжения с ожидаемым общим спросом в 30 000 МВт к 1970 году. Прогнозируемый спрос уже был превышен к 1960 году. Этот быстрый рост побудил Центральный совет по производству электроэнергии (создан в 1958 году) провести в 1960 году исследование будущих потребностей в передаче электроэнергии. [12]
В исследовании, наряду с возросшим спросом, рассматривалось влияние на систему передачи быстрых достижений в проектировании генераторов, что привело к проектированию электростанций с установленной мощностью 2000–3000 МВт. Эти новые станции в основном должны были быть размещены там, где можно было воспользоваться излишками дешевого низкосортного топлива и достаточными запасами охлаждающей воды, но эти места не совпадали с центрами нагрузки. Примером являются 4 × 500 МВт машины West Burton в угольном бассейне Ноттингемшира около реки Трент . Эти разработки сместили акцент в системе передачи с взаимосвязи на массовую передачу электроэнергии из зон генерации в центры нагрузки, например, ожидаемую передачу в 1970 году около 6000 МВт из Мидлендса в домашние округа . [12]
В качестве возможного решения рассматривалось дальнейшее укрепление и расширение систем 275 кВ. Однако, в дополнение к технической проблеме высокого уровня неисправности, для получения расчетных передач на уровне 275 кВ потребовалось бы гораздо больше линий. Поскольку это не соответствовало политике Центрального управления по производству электроэнергии по сохранению удобств, было найдено лучшее решение. Были рассмотрены схемы 400 кВ и 500 кВ: обе давали достаточный запас для будущего расширения. Решение в пользу системы 400 кВ было принято по двум основным причинам. Во-первых, большинство линий 275 кВ можно было повысить до 400 кВ, а во-вторых, предполагалось, что эксплуатация на уровне 400 кВ могла бы начаться в 1965 году по сравнению с 1968 годом для схемы 500 кВ. [12] Были начаты проектные работы, и для того, чтобы выполнить программу на 1965 год, необходимо было, чтобы контрактное проектирование для первых проектов выполнялось одновременно с проектированием. Одним из таких проектов стала закрытая подстанция West Burton 400 кВ, первая секция которой была введена в эксплуатацию в июне 1965 года. С 1965 года сеть была частично модернизирована до 400 кВ, начиная с линии длиной 150 миль (240 км) от Сандона до West Burton , которая стала Суперсетью .
В издании 2010 года кодекса, регулирующего национальную электросеть, « Сетевой кодекс» [13], суперсеть определяется как те части британской системы передачи электроэнергии, которые подключены под напряжением свыше 200 кВ.
Подводная линия HVDC Western HVDC мощностью 2,2 ГВт из Шотландии в Северный Уэльс была построена в 2013–2018 годах. [14] Это была первая крупная непеременная сетевая линия в Великобритании, хотя соединительные линии с зарубежными сетями уже использовали HVDC .
В 2021 году около Ист-Хантспилла , Сомерсет , была построена новая нерешетчатая конструкция опоры линии электропередач, Т-образная опора, для нового 35-мильного соединения Хинкли-Пойнт C с Эйвонмутом . [15]
В 2023 году Национальная энергосистема начала изымать оборудование из китайской компании NARI Technology из соображений национальной безопасности. [16]
Непрерывная синхронная сетка охватывает Англию (включая остров Уайт ), Шотландию (включая некоторые шотландские острова, такие как Оркнейские острова , Скай [23] и Западные острова , которые имеют ограниченную связь [24] ), Уэльс и остров Мэн .
Следующие цифры взяты из Семилетнего отчета 2005 года. [25]
Общая генерирующая мощность примерно поровну поставляется возобновляемыми , газовыми , атомными и угольными электростанциями . Ежегодная энергия, передаваемая в энергосистеме Великобритании, составляет около 300–360 ТВт·ч (1,1–1,3 ЭДж) со средним коэффициентом нагрузки 72% (т. е. 3,6×10 11 / (8760 × 57×10 6 ). [ требуется обновление ]
У Национальной энергосистемы есть амбициозная цель стать углеродно-нейтральной или отрицательной к 2033 году, что значительно опережает национальную цель Великобритании по достижению этого к 2050 году. Она также стремится иметь возможность стать «нулевой углеродной» уже к 2025 году, что означает, что если поставщики энергии смогут производить достаточно зеленой энергии, сеть теоретически может работать вообще без выбросов парниковых газов (т.е. не потребуется улавливание или компенсация углерода, как в случае с «чистым нулем»). [28] В 2020 году около 40% энергии сети было получено за счет сжигания природного газа, и не ожидается, что в 2025 году будет доступно сколько-нибудь близкое к достаточному количеству зеленой энергии для работы сети с нулевым уровнем выбросов углерода, за исключением, возможно, самых ветреных дней. Аналитики, такие как Hartree Solutions, в 2020 году считали, что достижение «чистого нуля» к 2050 году будет сложной задачей, тем более достижение «чистого нуля» к 2033 году. Однако наблюдается устойчивый прогресс в направлении углеродной нейтральности , при этом интенсивность выбросов углерода снизилась на 53% за пять лет до 2020 года. Поэтапный отказ от угля быстро прогрессирует: в 2020 году только 1,6% электроэнергии в Великобритании было получено из угля по сравнению с примерно 25% в 2015 году. В 2020 году Великобритания провела более двух месяцев без необходимости сжигать уголь для получения электроэнергии, что является самым длительным периодом со времен промышленной революции . [29] [30] [31] [32] [33] [34]
Данные снова взяты из отчета за семь лет 2005 года.
Хотя общие потери в национальной энергосистеме невелики, существуют значительные дополнительные потери при дальнейшем распределении электроэнергии потребителю, что приводит к общим потерям при распределении около 7,7%. [ необходима ссылка ] Потери значительно различаются для потребителей, подключенных к разным напряжениям: при высоком напряжении общие потери составляют около 2,6%, при среднем напряжении 6,4% и при низком напряжении 12,2%. [35]
Генерируемая мощность, поступающая в сеть, измеряется на стороне высокого напряжения генераторного трансформатора. [36] [37] Таким образом, любые потери мощности в генераторном трансформаторе учитываются генерирующей компанией, а не сетевой системой. Потери мощности в генераторном трансформаторе не влияют на потери в сети.
В 2009–10 годах средний поток мощности составлял около 11 ГВт с севера Великобритании, особенно из Шотландии и северной Англии, на юг Великобритании через сеть. Ожидалось, что этот поток вырастет до 12 ГВт к 2014 году. [38] Завершение строительства Western HVDC Link в 2018 году добавило мощности для потока в 2,2 ГВт между Западной Шотландией и Северным Уэльсом. [39]
Из-за потери мощности, связанной с этим потоком с севера на юг, эффективность и результативность новых генерирующих мощностей существенно зависят от их местоположения. Например, новые генерирующие мощности на южном побережье имеют примерно на 12% большую эффективность из-за сниженных потерь мощности в системе передачи по сравнению с новыми генерирующими мощностями в северной Англии и примерно на 20% большую эффективность, чем в северной Шотландии. [40]
Существует кабель переменного тока мощностью 40 МВт до острова Мэн, соединительный кабель между островом Мэн и Англией и кабель постоянного тока высокой мощности длиной 260 км мощностью 600 МВт до Шетландских островов . [41]
Сеть Великобритании соединена с соседними европейскими электросетями подводными силовыми кабелями .
В 2014 году уровень объединения электросетей в Великобритании (мощность передачи электроэнергии за пределы острова относительно производственной мощности) составил 6%. [42]
По состоянию на 2024 год [обновлять]общая мощность этих соединителей составляет более 9 ГВт. [ необходима ссылка ] Они включают кабели постоянного тока в северную Францию (2 ГВт HVDC Cross-Channel , 1 ГВт HVDC IFA-2 , 1 ГВт ElecLink через туннель под Ла-Маншем [43] ); Бельгию (1 ГВт HVDC Nemo Link ); Нидерланды (1 ГВт HVDC BritNed ); Норвегию (1,4 ГВт HDVC North Sea Link ); Северную Ирландию (500 МВт HVDC Moyle Interconnector ); Республику Ирландия (500 МВт HVDC East–West Interconnector ) и Данию (1,4 ГВт Viking Link ).
Еще одна линия электропередачи мощностью 500 МВт с Республикой Ирландия ( Greenlink ) запланирована на 2024 год. [44] Другие потенциальные схемы включают линии электропередачи с Германией ( NeuConnect , 1,4 ГВт); Исландией ( Icelink , около 1 ГВт) [45] и Марокко (3,6 ГВт от новой солнечной генерации с резервным питанием от аккумуляторов). [46]
Сеть Великобритании имеет доступ к крупным системам гидроаккумулирования, в частности, к электростанции Динорвиг , которая может вырабатывать 1,7 ГВт в течение 5–6 часов, а также к станциям меньшего размера Круачан и Фестиниог .
Также имеются некоторые сетевые аккумуляторные батареи . По состоянию на май 2021 года в Соединенном Королевстве действовало 1,3 ГВт аккумуляторных батарей, а в стадии разработки находятся проекты на 16 ГВт, которые потенциально могут быть развернуты в течение следующих нескольких лет. [47] Сообщалось, что финансируемая Китаем электростанция мощностью 100 МВт в Майнети , Уилтшир, станет крупнейшей в Европе на момент ее открытия в июле 2021 года; [48] после завершения расширения на 50 МВт емкость хранилища составит 266 МВт-ч. [49]
National Grid отвечает за заключение контрактов на краткосрочное обеспечение генерации для покрытия ошибок прогнозирования спроса и внезапных сбоев на электростанциях. Это охватывает несколько часов работы, давая время для заключения рыночных контрактов для покрытия более долгосрочной балансировки.
Резервы частотной характеристики действуют для поддержания частоты переменного тока системы в пределах ±1% от 50 Гц , за исключением исключительных обстоятельств. Они используются посекундно, чтобы либо снизить спрос, либо обеспечить дополнительную генерацию. [50]
Резервные службы представляют собой группу служб, каждая из которых действует в течение разного времени реагирования: [50]
Размеры этих резервов определяются тремя факторами: [51]
Английская и валлийская части Национальной сети контролируются из Центра управления Национальной сетью, который расположен в St Catherine's Lodge, Sindlesham , Wokingham в Беркшире. [52] [53] [54] [55] Иногда его называют «секретным» местом. [56] По состоянию на 2015 год [обновлять]система подвергается постоянным кибератакам . [57]
Хотя сетью электропередач в Шотландии владеют разные компании — SP Transmission plc (часть ScottishPower ) на юге и Scottish Hydro Electric Transmission plc (часть Scottish and Southern Electricity Networks ) на севере [58], — общий контроль принадлежит National Grid Electricity System Operator. [1]
Расходы на эксплуатацию Национальной сетевой системы возмещаются оператором Национальной сетевой системы электроснабжения (NGESO) путем взимания платы за использование системы передающей сети (TNUoS) с пользователей системы. [59] Расходы делятся между производителями и потребителями электроэнергии. [60]
Тарифы устанавливаются ежегодно NGESO, и страна разделена на зоны, каждая из которых имеет свой тариф на генерацию и потребление. В целом, тарифы выше для производителей на севере и потребителей на юге, поскольку поток электроэнергии обычно идет с севера на юг.
«Триада спроса» — это метрика спроса, которая ретроспективно сообщает три числа о пиковом спросе между ноябрем и февралем (включительно) каждую зиму. Чтобы поощрить использование Национальной сети быть менее «пиковым», триада используется в качестве основы для дополнительных сборов, уплачиваемых пользователями (лицензированными поставщиками электроэнергии) Национальной сети: пользователи платят меньше, если они могут управлять своим потреблением так, чтобы быть менее пиковым.
Для расчета каждого года анализируются исторические показатели спроса на систему для определения трех получасовых периодов высокого среднего спроса; эти три периода известны как триады. Периоды включают в себя (a) период пикового спроса на систему и (b) два других периода наивысшего спроса, которые отделены от пикового спроса на систему и друг от друга по крайней мере десятью днями.
Для электростанций платным спросом является только чистый спрос на площадке (согласно правилу CUSC 14.17.10), поэтому, когда площадка осуществляет чистый экспорт (т.е. общая измеренная генерация на этой площадке превышает общий отдельно измеренный спрос станции), этот отдельно измеренный спрос станции не будет нести ответственности за сборы TNUoS спроса в отношении спроса станции в триаде.
Даты триады за последние годы были:
Это основной источник дохода, который National Grid использует для покрытия своих расходов на высоковольтную передачу на большие расстояния (распределение по более низкому напряжению оплачивается отдельно). Сеть также взимает ежегодную плату для покрытия расходов на подключение генераторов, распределительных сетей и крупных промышленных потребителей.
Триадные сборы поощряют пользователей сокращать нагрузку в пиковые периоды; это часто достигается с помощью дизельных генераторов. Такие генераторы также регулярно используются National Grid. [65]
Если общие поступления TNUoS или Triad (скажем, 15 000 фунтов стерлингов/МВт·год × 50 000 МВт = 750 миллионов фунтов стерлингов/год) разделить на общее количество единиц, поставленных генерирующей системой Великобритании за год (общее количество проданных единиц – скажем, 360 тераватт-часов (1,3 ЭДж) [60] ), то можно сделать грубую оценку затрат на передачу, и получится цифра около 0,2 фунта стерлингов/кВт·ч. Другие оценки также дают цифру 0,2 фунта стерлингов/кВт·ч [60]
Однако Бернард Куигг отмечает: «Согласно годовым отчетам за 06/07 по передаче электроэнергии компанией NGC UK, в 2007 году компания NGC передала 350 ТВт⋅ч, что принесло доход в размере 2012 млн фунтов стерлингов, т. е. NGC получает 0,66 пенса за кВт⋅ч. С учетом двухлетней инфляции к 2008/9 годам, скажем, 0,71 пенса за кВт⋅ч» [66] , но сюда также входит плата за подключение генераторов.
Чтобы иметь возможность поставлять электроэнергию в систему передачи, генераторы должны получить лицензию (от BEIS) и заключить соглашение о подключении с NGET, которое также предоставляет пропускную способность передачи (TEC). Генераторы вносят вклад в расходы на эксплуатацию системы, оплачивая TEC по тарифам генерации TNUoS, установленным NGET. Это взимается на основе максимальной мощности. Другими словами, генератор с 100 МВт TEC, который генерировал только с максимальной скоростью 75 МВт в течение года, все равно будет платить за полные 100 МВт TEC. [ необходима цитата ]
В некоторых случаях существуют отрицательные тарифы TNUoS. Этим генераторам выплачивается сумма, основанная на их пиковом чистом предложении за три проверочных пробега в течение года. Это представляет собой сокращение расходов, вызванное тем, что генератор находится близко к центру спроса страны. [ необходима цитата ]
National Grid использует рынок сетевых услуг . «Динамическое сдерживание» началось в октябре 2020 года, изначально по цене 17 фунтов стерлингов за МВт в час, а динамическое регулирование (DR) началось в апреле 2022 года. [67]
Потребители электроэнергии делятся на две категории: с почасовым счетчиком (HH) и без почасового счетчика (NHH). Потребители, чей пиковый спрос достаточно высок, обязаны иметь счетчик HH, который, по сути, снимает показания счетчика каждые 30 минут. Таким образом, ставки, по которым взимается плата с поставщиков электроэнергии этих потребителей, меняются 17 520 раз за (невисокосный) год.
Тарифы TNUoS для клиентов HH, имеющих счетчик, основаны на их спросе в течение трех получасовых периодов наибольшего спроса с ноября по февраль, известных как Триада. Из-за характера спроса на электроэнергию в Великобритании три периода Триады всегда приходятся на ранний вечер и должны быть разделены как минимум десятью чистыми рабочими днями. Тарифы TNUoS для клиентов HH представляют собой просто их средний спрос в течение периодов триады, умноженный на тариф для их зоны. Таким образом, (по состоянию на 2007 год [обновлять]) клиент в Лондоне со средним спросом 1 МВт в течение трех периодов триады заплатит 19 430 фунтов стерлингов по тарифам TNUoS.
Плата TNUoS, взимаемая с потребителей NHH, имеющих счетчики, намного проще. Поставщику начисляется сумма его общего потребления между 16:00 и 19:00 каждый день в течение года, умноженная на соответствующий тариф.
Ограничительные платежи — это платежи производителям сверх определенного размера, когда Национальная сеть дает им диспетчерские инструкции о том, что они не могут принять электроэнергию, которую обычно поставляют генераторы. Это может быть связано с нехваткой пропускной способности, дефицитом спроса или неожиданной избыточной генерацией. Ограничительный платеж — это компенсация за сокращение генерации. [68]
Отключения электроэнергии из-за сбоев в национальной сети или отсутствия генерации для ее достаточного снабжения электроэнергией случаются очень редко. Общая производительность системы опубликована на веб-сайте National Grid и включает в себя простую общую цифру доступности системы передачи . В 2021–2022 годах [обновлять]она составила 99,999612%. [69]
В 2020–2021 годах проблемы, затрагивающие распределительные сети низкого напряжения, за которые National Grid не несет ответственности, стали причиной почти всех 60 минут или около того в год, в среднем, незапланированных отключений электроэнергии в жилых домах. [70]
С 1990 года произошло несколько крупных отключений электроэнергии, связанных с National Grid:
Ранним вечером 28 августа 2003 года отключение электроэнергии затронуло 476 000 клиентов в районе южного Лондона, а также лондонское метро и некоторые железнодорожные службы примерно на 40 минут. Общая потеря нагрузки составила 724 МВт.
Утечка масла оставалась без внимания, за исключением доливов, в течение многих месяцев, ожидая надлежащего исправления. Это вызвало сигнал тревоги, который был неправильно истолкован диспетчерской National Grid. При отключении предположительно неисправного оборудования, неправильно рассчитанное защитное реле, установленное несколько лет назад, вызвало срабатывание автоматического выключателя, что привело к потере питания на двух крупных подстанциях южного Лондона.
Через неделю после лондонского отключения, 5 сентября 2003 года, произошел инцидент на подстанции Hams Hall, который повлиял на поставку 201 000 клиентов в восточном Бирмингеме. Среди пострадавших клиентов были Network Rail, Международный аэропорт Бирмингема и Национальный выставочный центр, с общей потерей нагрузки в 301 МВт.
Это было связано с ошибкой, допущенной National Grid при вводе в эксплуатацию систем защиты после модернизации компонентов на подстанции в августе того же года. [71]
27 мая 2008 года, начиная с 11:34, две крупнейшие электростанции Великобритании, Longannet в Файфе и Sizewell B в Саффолке, отключились от сети («отключились») с разницей в несколько минут. Общая совокупная потеря генерации, вызванная этими отключениями, составила не менее 1714 МВт — больше максимальной потери в 1260 МВт, которую сеть должна была поддерживать в тот день. [72]
Частота системы немедленно упала до 49,2 Гц, а последующие дополнительные отключения генерации из-за автоматической защиты привели к дальнейшему падению частоты до минимума в 48,8 Гц. Это заставило распределительные сети автоматически отключить некоторых клиентов, чтобы остановить падение частоты, и в течение следующих нескольких часов National Grid приказала распределительным сетям снизить напряжение, чтобы уменьшить спрос. По меньшей мере 500 000 клиентов остались без электроэнергии. [73] [74] [75] В течение 40 минут распределительным сетям было разрешено повторно подключить всех клиентов, хотя контроль напряжения продолжался в некоторых районах до 18:07. [72]
Инцидент был описан как «гигантское совпадение» и не был отнесен к отсутствию инвестиций. [73] Тем не менее, событие выявило ряд проблем. Поведение защиты генерации во время внезапных изменений частоты привело к тому, что ряд генераторов были неправильно отключены от сети. Схемы отключения по низкочастотному спросу и управления напряжением также не обеспечили такого снижения спроса, как предполагалось, но это не оказало существенного влияния на отключение. [72]
Третье событие произошло 9 августа 2019 года, когда около миллиона клиентов по всей Великобритании остались без электроэнергии. [76] Молния ударила в линию электропередачи в 16:52, что привело к потере 500 МВт встроенной (в основном солнечной) генерации. Почти сразу же, с разницей в несколько секунд, отключились электростанция Little Barford и ветряная электростанция Hornsea , отключив 1,378 ГВт генерации, что превышало 1 ГВт резервной мощности (размер самой большой единовременной ожидаемой потери), которую оператор поддерживал в то время. [77] Частота сети упала до 48,8 Гц, прежде чем автоматическое отключение нагрузки отключило 5% местных распределительных сетей (1,1 миллиона клиентов) на 15–20 минут; это действие стабилизировало оставшиеся 95% системы и предотвратило более масштабное отключение электроэнергии. [78] [77]
Хотя электроснабжение железнодорожной сети (но не сигнальной системы) поддерживалось постоянно, снижение частоты привело к отказу 60 поездов Thameslink Class 700 и 717. Половина была перезапущена машинистами, но для перезапуска других потребовался выход техника на поезд. [77] Это привело к существенному сбою движения на несколько часов на East Coast Main Line и Thameslink. Также было нарушено снабжение аэропорта Ньюкасла , и была выявлена слабость в резервных схемах электроснабжения в больнице Ипсвича . [77]
Расследование Ofgem завершилось в январе 2020 года. Оно установило, что Little Barford и Hornsea One не смогли оставаться подключенными к сети после удара молнии, а их операторы — RWE и Ørsted соответственно — согласились выплатить по 4,5 млн фунтов стерлингов в фонд возмещения ущерба Ofgem. Кроме того, Ofgem оштрафовал оператора распределительной сети UK Power Networks на 1,5 млн фунтов стерлингов за то, что он начал повторно подключать клиентов до получения разрешения на это, хотя это нарушение процедуры не повлияло на восстановление системы. [79] [80]
4 ноября 2015 года National Grid выпустила экстренное уведомление с просьбой о добровольном отключении электроэнергии из-за «множественных аварий на заводах». Отключений электроэнергии не произошло, но оптовые цены на электроэнергию резко выросли, и сеть платила до 2500 фунтов стерлингов за мегаватт-час. [81]
{{cite web}}: |author=имеет общее название ( помощь )