ナショナルグリッド（イギリス）
ナショナルグリッドマップ

ナショナル・グリッドは、英国の電力市場を支える高圧送電網であり、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気でも他の地域の需要を満たすことができるようにしています。この送電網は、グレートブリテン島の大部分と周辺の島嶼部の一部に電力を供給しています。アイルランド単一電力市場の一部である北アイルランドは対象外です。

ナショナル・グリッドは、 50ヘルツで運用される広域同期送電網であり、400kVおよび275kVの送電線に加え、スコットランドの132kV送電線で構成されています。複数の海底連系線を有しており、マン島への交流接続に加え、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 への高圧直流接続も備えています。

所有

1990年の中央発電委員会（CEB）民営化以来、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（National Grid Electricity Transmission）が所有しています。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（ScottishPower Transmission ）が、北部はSSEが送電網を所有しています。洋上風力発電所を送電網に接続するインフラは、洋上送電事業者が所有しています。

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システム運用者であり、英国全土の送電網の運用を担当しています。一方、政府が所有するナショナル・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ます。[ 1 ]

歴史

ウェストヨークシャー州パドジー郊外の電柱

背景

19世紀末、ニコラ・テスラはアメリカのウェスティングハウス社に勤務していた際に、三相高電圧配電の原理を確立した。 [ 2 ] [ 3 ]イギリスでこのシステムが初めて使用されたのは、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・メルツが、ニューカッスル・アポン・タイン近郊に建設したネプチューン・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、イギリスの他の地域では、小規模な供給網の寄せ集めが引き続き使用されていた。

グリッドの作成

1925年、英国政府はグラスゴー出身の実業家ウィアー卿に、英国の非効率かつ断片化された電力供給業界の問題を解決するよう依頼しました。ウィアー卿はメルツに相談し、その結果、1926年電力（供給）法が制定されました。この法律では、「全国グリッドアイアン」供給システムの創設が勧告されました。 [ 6 ] 1926年の法律により中央電力委員会が設立され、英国初の同期型全国交流送電網（132kV、50Hz）が構築されました。[ 7 ]

ナショナルグリッドのヘリコプターがグレーター・マンチェスターの架空ケーブルを点検している

送電網は、最も効率の高い122の発電所を結ぶ6,400キロメートル（4,000マイル）のケーブル（主に架空）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1933年9月に予定より早く予算内で完了しました。[ 9 ] [ 10 ] 1933年、緊急時の補助的な相互接続を備えた一連の地域送電網として運用を開始しました。1937年10月29日、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ましたが、これに成功しました。[ 11 ] 1938年までに送電網は全国的なシステムとして運用されました。当時の電力利用者数は世界で最も急速に増加し、1920年の75万人から1938年には900万人にまで増加した。[ 10 ]電力網は、イギリス空襲の際にその真価を発揮した。この時、南ウェールズはバタシー発電所とフラム発電所の失われた電力を補うために電力を供給した。[ 10 ]電力網は1947年の電力法により国有化され、これにより英国電力公社も設立された。

拡大

1949年、英国電力庁は275kV送電線を追加することで送電網のアップグレードを決定しました。1950年の開設当初、275kV送電システムは、1970年までに30,000MWの総需要を見込んで、全国供給システムの一部となるように設計されました。しかし、予測された需要は1960年には既に超過していました。この急速な需要増加を受け、 1958年に設立された中央発電委員会は、1960年に将来の送電需要に関する調査を実施しました。[ 12 ]

この調査では、需要の増加とともに、発電機設計の急速な進歩が送電系統に及ぼす影響も検討された。その結果、2,000～3,000MWの設備容量を持つ発電所が計画された。これらの新しい発電所は、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ことがほとんどだったが、これらの場所は需要の中心地とは一致しなかった。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基の500MW発電機はその一例である。これらの発展により、送電系統の重点は相互接続から、1970年にミッドランドからホームカウンティへ約6,000MWの送電が予定されていたように、発電地域から需要の中心地への大量送電へと移行した。[ 12 ]

275 kVシステムの継続的な増強と拡張が、解決策として検討されました。しかし、高故障レベルという技術的な問題に加え、275 kVで想定される送電を確保するには、より多くの送電線が必要でした。これは、中央発電委員会のアメニティ保全方針に反するため、より良い解決策が模索されました。400 kVと500 kVの両方式が検討されました。どちらも将来の拡張に十分な余裕がありました。400 kVシステムが採用されたのは、主に2つの理由からでした。第一に、275 kV送電線の大部分を400 kVに昇圧できること、第二に、500 kV方式では1968年ですが、400 kVでの運用開始は1965年と見込まれていたことです。[ 12 ]設計作業が開始され、1965年の計画に間に合わせるため、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りました。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、その最初のセクションは1965年6月に稼働を開始しました。1965年から、グリッドは部分的に400kVにアップグレードされ、サンドンからウェストバートンまでの150マイル（240km）のラインから始まり、スーパーグリッドとなりました。

2010年に発行されたナショナルグリッドを統制するコードであるグリッドコードでは、[ 13 ]スーパーグリッドは200kVを超える電圧で接続された英国の送電システムの一部であると定義されています。

スコットランドから北ウェールズまでの2.2GWの海底西部HVDC連系線は、 2013年から2018年にかけて建設されました。[ 14 ]これはイギリス国内で最初の主要な非交流送電網連系線でしたが、外国の送電網との相互接続ではすでにHVDCが使用されていました。

2020年代以降

2020年代にナショナルグリッドは、オフショア電源からの供給を受け入れ、電気自動車などの需要の増加に対応できるように送電網の容量を増やす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年には、サマセット州イーストハントスピル近郊に、ヒンクリーポイントCからエイボンマウスへの35マイルの新しい接続用に、新しい非格子設計の送電塔であるT型鉄塔が建設されました。 [ 17 ] 2023年には、ナショナルグリッドが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ました。[ 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システム運用ライセンスを取得するため、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システム運用者としての役割を担う。[ 19 ] [ 20 ]

2025年12月、Ofgemは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本の海底送電網接続を承認し、その利用率向上を目指しました。ナショナル・グリッド、SSE、スコティッシュ・パワーは、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の2本のイースタン・グリーン・リンク海底電力ケーブルに投資し、2034年に運用開始予定です。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75マイル（121km）の新たな送電網に接続されます。[ 21 ]

グリッドの特性

1985～2020年の英国の電力生産量（電源別）[ 22 ] [ 23 ] [ 24 ] [ 25 ] [ 26 ]
1920～2014年の電力供給量（純）[ 27 ]
外部画像
画像アイコン現在のグリッドステータス、マップ
画像アイコン現在のグリッドステータス、チャート

連続した同期グリッドは、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[ 28 ] 、および接続性が限られている西部諸島[ 29 ]などのスコットランドの島々の一部を含む）、ウェールズ、マン島をカバーしています。

ネットワークサイズ

以下の数字は2005年の7年間の報告書から引用したものです。[ 30 ]

  • 最大需要（2005/6年）： 約63GW （容量の81.39%）
  • 最低需要（2020年5月）：15.3GW [ 31 ]
  • 英国で年間に使用される電気エネルギーは約360 TWh（1.3 EJ）です。
  • 容量（2005/6年）：79.9GW（2008年7年間報告書では80GW）[ 32 ]
  • 接続されている大規模発電所の数：181
  • 400 kV 送電網の長さ: 11,500 km (回線)
  • 275 kV 送電網の長さ: 9,800 km (回線)
  • 132 kV（またはそれ以下）の送電網の長さ；5,250 km（回線）

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。英国の送電網における年間送電電力は約300～360TWh（1.1～1.3EJ）で、平均負荷率は72%（すなわち3.6×10 11 /(8,760 × 57×10 6 )）です。

脱炭素化

英国政府とナショナル・グリッドが2020年に策定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マイナスになるというストレッチ目標を設定していたが、[ 33 ]これは、2050年までの達成という英国の国家目標よりも早いものであった。ナショナル・グリッドはまた、早ければ2025年には「ゼロカーボン」を実現する能力を持つことを目指していた。これは、エネルギー供給業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排出することなく送電網を稼働させることができる（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ない）ことを意味する。 [ 34 ] 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るものであり、おそらく最も風の強い日を除いて、2025年には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はほとんど供給されないと予想されていた。ハートリー・ソリューションズなどのアナリストは2020年に、2050年までに「ネットゼロ」を達成するのは困難であり、2033年までに「ネットゼロ」を達成するのはさらに困難であると予測した。[ 35 ] [ 36 ]

カーボンニュートラルに向けて持続的な進歩が見られ、2020年までの5年間で炭素強度は53％低下しました。石炭の段階的廃止は完了しており、2020年には英国の電力のわずか1.6％が石炭から供給され、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ない期間が2か月以上あり、これは産業革命以来最長の期間でした。[ 37 ] [ 38 ] [ 39 ] 2024年9月30日に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。[ 40 ]

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た。[ 41 ]報告書「英国電力システムの急速な脱炭素化」では、2030年までにクリーン電力を供給するという政府の使命は、すでに困難な2035年の目標からさらに野心的なレベルを引き上げるものであると述べられている。2024年に改訂された戦略は、英国政府が当初の2035年の目標を繰り上げて、2030年までにこの目標を達成することを目指すことを意味した。この納期の変更は、最近のインフラ投資と、2026年から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った。 [ 42 ]その数か月前、政府支援の再生可能エネルギー企業であるグレートブリティッシュエナジーの設立が発表された。同社の設立と、同社が少数株を保有するプロジェクトは、政府の2030年目標達成に大きな役割を果たすことになる。 GBEは2030年までに洋上風力、水素発電、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る。[ 43 ]

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となった。また、陸上風力発電および太陽光発電施設の選定により、その利用率向上が期待されている。利用者の電力消費習慣の変革を促すため、広報プログラムやキャンペーンが導入されており、ピーク時以外の電力源の利用促進も期待されている。電気自動車の夜間充電コストの削減は、2024年に大きな注目を集めた施策の一つである。[ 44 ]

進歩はあるものの、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、まだ課題がいくつか残っている。これらの目標を達成するには、送電インフラの開発と設置が不可欠である。システムの柔軟性が懸念される。例えば、太陽光発電は長期間の大雨の間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となる。[ 45 ]クリーンエネルギーがこの柔軟性を達成できない場合、英国メディアは停電の可能性を示唆したが、デイリー・テレグラフは2025年1月に大規模停電は起こりそうにないと述べた。[ 45 ]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送電網に十分な電力を供給することを保証する上で重要な役割を果たすであろう。

損失

この数字も 2005 年の 7 年間の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、消費者への配電においても大きな損失が発生し、配電損失は全体で約7.7%となります。損失は接続電圧によって大きく異なり、高圧接続では約2.6%、中圧接続では6.4%、低圧接続では12.2%となります。[ 46 ]

発電された電力は、発電変圧器の高圧側で計量され、系統に供給されます。[ 47 ] [ 48 ]したがって、発電変圧器における電力損失は、系統システムではなく発電会社に計上されます。発電変圧器における電力損失は、系統損失には寄与しません。

電力フロー

2009年から2010年にかけて、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、系統を横切って平均約11GWの電力潮流がありました。この潮流は2014年までに約12GWに増加すると予想されていました。[ 49 ] 2018年に完成した西部HVDCリンクにより、スコットランド西部とウェールズ北部の間に2.2GWの潮流容量が追加されました。[ 50 ]

この南北間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性は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、送電システムの電力損失が減少するため、イングランド北部の新規発電設備と比較して約12%、スコットランド北部の新規発電設備と比較して約20%、効率性が向上します。[ 51 ]

インターコネクター

  既存のリンク
  工事中
  提案
これらのHVDC送電線の一部は、水力や風力などの再生可能エネルギー源から電力を送電します。名称については、注釈付きバージョンも参照してください。

マン島へは40MWの交流ケーブルが、シェトランド諸島へは260km、600MWの高圧直流ケーブルが敷設されている。[ 52 ]

英国の電力網は海底電力ケーブルによって隣接するヨーロッパの電力網に接続されています。

2014年、英国の電力相互接続レベル（島外送電容量と生産能力の相対比）は6％でした。[ 53 ]

2024年時点で、これらのコネクタの総容量は10GWを超えています。[ 54 ]これらには、フランス北部（2GW HVDC Cross-Channel、1GW HVDC IFA-2 、英仏海峡トンネル経由の1GW ElecLink [ 55 ]）、ベルギー（1GW HVDC Nemo Link）、オランダ（1GW HVDC BritNed）、ノルウェー（1.4GW HDVC North Sea Link）、北アイルランド（500MW HVDC Moyle Interconnector）、アイルランド共和国（500MW HVDC East–West Interconnector ）、デンマーク（1.4GW 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日に運用を開始しました。[ 56 ]

さらに可能性のある計画としては、ドイツ（NeuConnect、1.4GW）、アイスランド（Icelink、約1GW）[ 57 ]、モロッコ（新しいバッテリーバックアップ太陽光発電による3.6GW）とのリンクがあります。[ 58 ]

グリッドストレージ

英国の電力網には、5～6時間にわたって1.7GW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の大規模な揚水発電システムがある。

系統用バッテリーもいくつかある。2021年5月現在、英国では1.3GWのバッテリーストレージが稼働しており、今後数年間で16GWのプロジェクトがパイプラインに導入される可能性がある。[ 59 ]ウィルトシャー州ミネティにある中国が出資した100MWの発電所は、2021年7月に開業した際にヨーロッパ最大規模と報じられた。[ 60 ] 50MWの拡張が完了すると、この施設のストレージ容量は266MWhになる。[ 61 ]

予備サービスと周波数応答

ナショナル・グリッドは、需要予測の誤差や発電所の突発的な故障に対応するため、短期的な発電設備の契約を締結する責任を負っています。これは数時間の運転を対象としており、長期的な需給バランス調整のための市場契約を締結するための時間的余裕を確保しています。

グリッド周波数は通常49.8Hzから50.2Hzの範囲に維持されます。[ 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50Hzの±1%以内に 保つ役割を果たします。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 ]供給と需要の乖離が大きくなり、周波数が大幅に低下する緊急事態（48.8Hzから47.8Hzの間）が発生した場合、低周波需要切断（LFDD）自動カットアウトが段階的に作動し、スーパーグリッドから最大60%の顧客負荷を切り離して、グリッド全体の停電を回避します。[ 62 ]

予備軍は、それぞれ異なる応答時間内で活動する軍のグループです。[ 63 ]

  • 高速予備: 発電量の増加または需要の減少を迅速に (2 分以内に) 供給し、最低 15 分間持続可能。
  • 高速起動: 停止状態から起動し、自動的に 5 分以内に、または手動指示から 7 分以内に電力を供給し、発電を最低 4 時間維持する発電ユニット。
  • 需要管理: 少なくとも 1 時間、大規模電力ユーザーからの需要を少なくとも 25 MW 削減します。
  • 短期運転予備力 (STOR): 指示から 4 時間以内に単一または複数のサイトから少なくとも 3 MW を生成し、少なくとも 2 時間維持します。
  • BM 起動: 主流の主要発電ユニットは、エネルギー準備状態またはホット スタンバイ状態のいずれかで維持されます。

これらの準備金の規模は3つの要素に基づいて決定されます。[ 64 ]

  • 最も大きな想定される単一発電設備の故障事象は、現在、サイズウェルB原子力発電所（1,260MW）またはHVDC海峡横断相互接続ケーブル1本（1,000MW）のいずれかである。
  • すべての発電所の一般的な予想稼働率
  • 予想される需要予測の誤差

グリッドの制御

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の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 ]

伝送コスト

チェシャーの400kV送電線

ナショナルグリッドシステムの運用コストは、ナショナルグリッド電力システムオペレーター（NGESO）がシステムの利用者から送電網システム使用料（TNUoS）を徴収することで回収されます。[ 66 ]コストは発電業者と電力利用者の間で分割されます。[ 67 ]

料金はNGESOによって毎年設定され、国は複数のゾーンに分割され、発電と消費それぞれに異なる料金が適用されます。一般的に、電力は南北に流れるため、北部の発電事業者と南部の消費者の料金は高くなります。

トライアドの要求

「トライアド需要」とは、毎年冬季の11月から2月（2月を含む）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・グリッドの利用を「ピーク」に抑えるよう促すため、このトライアドは、ユーザー（認可電力供給業者）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。つまり、ユーザーが使用量を管理してピークを抑えることができれば、支払う料金が少なくなります。

毎年の計算では、過去のシステム需要指標を分析し、平均需要が最も高い30分間隔の期間を3つ特定します。この3つの期間は「トライアド」と呼ばれます。これらの期間は、(a) システム需要のピーク期間と、(b) システム需要のピーク期間から少なくとも10日間離れ、かつ互いに10日間以上離れた、需要が最も高い他の2つの期間です。

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（CUSC 規則 14.17.10 による）であるため、サイトが正味輸出している場合（つまり、そのサイトで計測された総発電量が個別に計測されたステーションの総需要を超える場合）、その個別に計測されたステーションの需要は、トライアドのステーション需要に関連する需要 TNUoS 料金の対象にはなりません。

近年のトライアドの日付は次のとおりです。

年トライアド1トライアド2トライアド3
2015/16年[ 68 ]2015年11月25日（水）17:00～17:302016年1月19日（火）17:00～17:302016年2月15日（月）18:00～18:30
2016/17年[ 69 ]2016年12月5日（月）17:00～17:302017年1月5日（木）17:00～17:302017年1月23日（月）17:00～17:30
2017/18年[ 70 ]2017年12月11日（月）17:30～18:002018年2月26日（月）18:30～19:002018年2月5日（月）18:00～18:30
2018/19
2019/20
2020/21 [ 71 ]2020年12月7日（月）17:00～17:302021年1月7日（木）17:30～18:002021年2月10日（水）18:00～18:30

これはナショナル・グリッドが高圧長距離送電費用を賄うための主な収入源です（低圧配電は別途料金がかかります）。また、ナショナル・グリッドは発電機、配電網、大規模産業需要家への接続費用を賄うために年間料金を徴収しています。

トライアドチャージは、ピーク時の負荷削減をユーザーに促すものであり、これはディーゼル発電機の使用によって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 ]

送電1kW・hあたりのコストの見積もり

TNUoSまたはトライアドの収入総額（例えば15,000ポンド/MW・年×50,000MW＝7億5000万ポンド/年）を英国の発電システムによって1年間に供給されるユニットの総数（販売されたユニットの総数、例えば360テラワット時（1.3EJ））で割ると、送電コストの大まかな見積もりが得られ、約0.2ペンス/kW⋅hという数字が得られる。他の見積もりでも0.2ペンス/kW⋅hという数字が出ている。[ 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送電部門の2006/07年度決算によると、NGCは2007年に350TW⋅hを送電し、2012百万ポンドの収入を得ており、つまりNGCは1kW時あたり0.66ペンスを受け取っている。2008/09年度までの2年間のインフレを考慮すると、1kW時あたり0.71ペンスとなるだろう。」[ 73 ]しかし、これには発電機の接続料も含まれている。

発電料金

送電系統への電力供給を許可されるためには、発電事業者は（BEISによる）免許を取得し、NGETと接続契約を締結する必要があります。この契約では、送電開始容量（TEC）も付与されます。発電事業者は、NGETが定める発電TNUoS料金に基づいてTECを支払うことで、送電系統の運用コストに貢献します。これ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のTEC全額が課金されます。

場合によっては、マイナスのTNUoS料金が適用されることがあります。これらの発電事業者には、年間3回の実証試験期間におけるピーク時の純供給量に基づいて金額が支払われます。これは、発電事業者を国の需要の中心地に近い場所に設置することによ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、当初の価格は1MWあたり1時間あたり17ポンドでした。また、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 ]

需要料金

電力消費者は、30分単位メーター（HH）と非30分単位メーター（NHH）の2つのカテゴリーに分けられます。ピーク需要が十分に高い消費者は、HHメーターの設置が義務付けられており、実質的には30分ごとにメーター検針が行われます。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、閏年を除いて17,520回変動します。

世帯住宅（HH）のメーター付き顧客に対するTNUoS料金は、11月から2月にかけての需要が最も高くなる3つの30分間の時間帯（トライアド）の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つのトライアド時間帯は常に夕方の早い時間帯にあたり、少なくとも10営業日の間隔を空ける必要があります。世帯住宅（HH）の顧客に対するTNUoS料金は、トライアド時間帯の平均需要に当該地域の料金を乗じたものです。したがって（2007年現在）、ロンドン在住の顧客が3つのトライアド時間帯の平均需要が1MWの場合、TNUoS料金は19,430ポンドとなります。

NHHメーターの顧客に課されるTNUoS料金ははるかにシンプルです。供給業者は、1年間の毎日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

制約支払いとは、一定規模以上の発電事業者に対し、ナショナル・グリッドが通常供給する電力を引き受けることができないという指示を出した際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、あるいは予期せぬ発電量の過剰などが原因で発生します。制約支払いは、発電量の減少に対する補償です。[ 75 ]

重大事件

ナショナルグリッドの故障や、十分な電力を供給できる発電量の不足による停電は稀です。システム全体の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潔な高レベルの数値も含まれています。2021～22年度の可用性は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が責任を負っていない低電圧配電網の問題が、年間平均約60分の計画外の国内停電のほぼすべてを引き起こしました。[ 77 ]

1990 年以降、ナショナル グリッドに関連する大規模な停電がいくつか発生しています。

2003年8月

2003年8月28日の夕方、停電が発生し、南ロンドン地域の47万6000人の顧客、ロンドン地下鉄、および一部の鉄道サービスが約40分間影響を受けました。合計724MWの電力が失われました。

変圧器の油漏れは、適切な修理が完了するまで、補充以外は何ヶ月も放置されていました。この油漏れにより警報が鳴り、ナショナル・グリッドの制御室はそれを誤って解釈しました。故障と推定さ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回路遮断器が作動し、ロンドン南部の2つの主要変電所への電力供給が途絶えました。

2003年9月

ロンドン大停電の1週間後、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人の顧客への電力供給が影響を受けました。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、ナショナル・エキシビション・センターなどが含まれ、合計301MWの負荷が失われました。これは、同年8月に変電所の機器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の試運転時に犯したミスが原因でした。[ 78 ]

2008年5月

2008年5月27日午前11時34分を皮切りに、英国最大の発電所2つ、ファイフ州のロンガネット発電所とサフォーク州のサイズウェルB発電所が、数分以内に相次いで送電網から切り離された（「トリップ」）。これらのトリップによる発電損失は合計で少なくとも1714MWに達し、これは当該日送電網が対応する必要があった最大損失1260MWを上回った。[ 79 ]

系統周波数は直ちに49.2Hzまで低下し、その後も自動保護機能による発電機のトリップが続き、周波数はさらに48.8Hzまで低下した。これにより配電網は周波数低下を食い止めるため、一部の顧客への供給を自動的に停止した。その後数時間にわたり、ナショナル・グリッドは需要削減のため配電網に電圧低下を命じた。少なくとも50万人の顧客が停電した。[ 80 ] [ 81 ] [ 82 ] 40分以内に配電網は全ての顧客への供給を再開したが、一部の地域では18時7分まで電圧制御が継続された。[ 79 ]

この事故は「巨大な偶然」と表現され、投資不足に起因するものとはされなかった。[ 80 ]しかしながら、この事故によって多くの問題が明らかになった。急激な周波数変動時の発電保護の挙動により、複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（LDO）と電圧制御方式も、当初の目的ほどの需要削減効果は得られなかったものの、停電への影響は大きくなかった。[ 79 ]

2019年8月

2019年8月9日、英国全土で約100万人の顧客が停電に見舞われた。[ 83 ]午後4時52分、送電線に落雷が起こり、500MWの内蔵発電（主に太陽光発電）が失われた。その直後、リトル・バーフォード発電所とホーンシー風力発電所が数秒差で相次いでトリップし、1.378GWの発電量が失われた。これは、運営者が当時維持していたバックアップ電源の1GW（予想される最大単一損失の規模）を超えていた。[ 84 ]自動負荷制限により、地域配電網の5％（110万人の顧客）が15～20分間切断される前に、系統周波数は48.8Hzに低下した。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がれた。[ 85 ] [ 84 ]

鉄道網への電力供給は常時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ていた）、運行頻度の低下により、テムズリンク700型および717型列車60本が故障した。半数は運転士によって運転を再開できたが、残りの半数は技術者が現場に出向いて運転を再開させる必要があった。[ 84 ]この結果、イーストコースト本線とテムズリンクの運行は数時間にわたり大きな混乱に見舞われた。ニューカッスル空港への電力供給も中断され、イプスウィッチ病院の予備電源設備の弱点が露呈した。[ 84 ]

オフゲム（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シー・ワンは落雷後、送電網への接続を維持できていなかったことが判明し、それぞれの運営会社であるRWEとオーステッドは、オフゲムの補償基金にそれぞれ450万ポンドを支払うことに同意した。さらに、オフゲムは配電網運営会社である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

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、空港は当日の運航を停止した。[ 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ものの、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検出され、ブッシングを交換する必要があった。[ 89 ]

軽微な事件

2015年11月

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」を理由に、自主的な停電を求める緊急通知を発令した。停電は発生しなかったものの、卸電力価格は急騰し、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 ]

参照

参考文献

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