La Red Nacional es la red de transmisión de energía eléctrica de alto voltaje que abastece a Gran Bretaña , conectando centrales eléctricas y subestaciones principales y asegurando que la electricidad generada en cualquier parte de la red pueda usarse para satisfacer la demanda en otras partes. La red abastece a la mayor parte de Gran Bretaña y algunas de las islas circundantes. No cubre Irlanda del Norte , que es parte del mercado eléctrico único irlandés .
La red eléctrica nacional es una red síncrona de área extensa que opera a 50 hercios. La mayoría de las partes físicas de alta tensión de la red consisten en líneas de 400 kV, así como algunas líneas de 275 kV que, en conjunto, forman una superred . Tiene varios interconectores submarinos : un conector de CA a la Isla de Man y conectores de CC a Irlanda del Norte, las Islas Shetland , la República de Irlanda, Francia, Bélgica, los Países Bajos, Noruega y Dinamarca.
Desde la privatización de la Central Electricity Generating Board en 1990, la red eléctrica nacional en Inglaterra y Gales es propiedad de National Grid plc . En Escocia, la red es propiedad de ScottishPower Transmission en el sur y de SSE en el norte. La infraestructura que conecta los parques eólicos marinos a la red es propiedad de los propietarios de las transmisiones marinas . National Grid plc es el operador del sistema de transmisión para toda la red de Gran Bretaña. [1]
A finales del siglo XIX, Nikola Tesla estableció los principios de la distribución de energía eléctrica de alto voltaje trifásica mientras trabajaba para Westinghouse en los Estados Unidos. [2] [3] El primer uso de este sistema en el Reino Unido fue por Charles Merz , de la sociedad de consultoría Merz & McLellan , en su central eléctrica Neptune Bank cerca de Newcastle upon Tyne . Esta se inauguró en 1901, [4] y en 1912 se había convertido en el sistema eléctrico integrado más grande de Europa. [5] El resto del país, sin embargo, continuó utilizando un mosaico de pequeñas redes de suministro.
En 1925, el gobierno británico pidió a Lord Weir , un industrial de Glasgow , que resolviera el problema de la ineficiente y fragmentada industria de suministro eléctrico de Gran Bretaña. Weir consultó a Merz y el resultado fue la Ley de suministro de electricidad de 1926 , que recomendaba la creación de un sistema de suministro de " red nacional". [6] La Ley de 1926 creó la Junta Central de Electricidad , que estableció la primera red de CA sincronizada a nivel nacional del Reino Unido, que funcionaba a 132 kV, 50 Hz. [7]
La red se creó con 6.400 kilómetros (4.000 millas) de cables, en su mayoría aéreos , que conectaban las 122 centrales eléctricas más eficientes. La primera "torre de red" se erigió cerca de Edimburgo el 14 de julio de 1928, [8] y el trabajo se completó en septiembre de 1933, antes de lo previsto y dentro del presupuesto. [9] [10] Comenzó a funcionar en 1933 como una serie de redes regionales con interconexiones auxiliares para uso de emergencia. Después de la puesta en paralelo no autorizada pero exitosa a corto plazo de todas las redes regionales por los ingenieros nocturnos el 29 de octubre de 1937, [11] en 1938 la red estaba operando como un sistema nacional. El crecimiento en ese momento en el número de usuarios de electricidad era el más rápido del mundo, aumentando de tres cuartos de millón en 1920 a nueve millones en 1938. [10] La red demostró su valor durante el Blitz , cuando el sur de Gales proporcionó energía para reemplazar la producción perdida de las centrales eléctricas de Battersea y Fulham . [10] La red fue nacionalizada por la Ley de Electricidad de 1947 , que también creó la Autoridad de Electricidad Británica . En 1949, la Autoridad de Electricidad Británica decidió modernizar la red añadiendo enlaces de 275 kV.
En sus inicios en 1950, el Sistema de Transmisión de 275 kV fue diseñado para formar parte de un sistema de suministro nacional con una demanda total prevista de 30.000 MW para 1970. La demanda prevista ya se había superado en 1960. Este rápido crecimiento llevó a la Junta Central de Generación de Electricidad (creada en 1958) a realizar un estudio en 1960 sobre las futuras necesidades de transmisión. [12]
En el estudio se tuvo en cuenta, junto con el aumento de la demanda, el efecto sobre el sistema de transmisión de los rápidos avances en el diseño de generadores, que dieron como resultado centrales eléctricas proyectadas de 2.000 a 3.000 MW de capacidad instalada. Estas nuevas centrales se situarían principalmente en lugares donde se pudiera aprovechar un excedente de combustible barato de baja calidad y suministros adecuados de agua de refrigeración, pero estos sitios no coincidían con los centros de carga. Las máquinas de 4 × 500 MW de West Burton , en el yacimiento de carbón de Nottinghamshire cerca del río Trent , son un ejemplo. Estos avances desplazaron el énfasis en el sistema de transmisión desde la interconexión a las transferencias de energía a granel desde las áreas de generación a los centros de carga, como la transferencia prevista en 1970 de unos 6.000 MW desde las Midlands a los condados de origen . [12]
Se examinó como posible solución el refuerzo y la ampliación continuados de los sistemas de 275 kV. Sin embargo, además del problema técnico de los altos niveles de averías, se habrían necesitado muchas más líneas para obtener las transferencias estimadas a 275 kV. Como esto no era coherente con la política de la Junta Central de Generación de Electricidad de preservar las instalaciones, se buscó una mejor solución. Se consideraron los esquemas de 400 kV y 500 kV: ambos proporcionaban un margen suficiente para una futura expansión. La decisión a favor de un sistema de 400 kV se tomó por dos razones principales. En primer lugar, la mayoría de las líneas de 275 kV podrían actualizarse a 400 kV, y en segundo lugar se previó que la operación a 400 kV podría comenzar en 1965 en comparación con 1968 para un esquema de 500 kV. [12] Se inició el trabajo de diseño y, para cumplir con el programa para 1965, fue necesario que la ingeniería del contrato para los primeros proyectos se ejecutara simultáneamente con el diseño. Uno de estos proyectos fue la subestación interior de 400 kV de West Burton, cuya primera sección se puso en servicio en junio de 1965. A partir de 1965, la red se actualizó parcialmente a 400 kV, comenzando con una línea de 150 millas (240 km) desde Sundon a West Burton , para convertirse en la Supergrid .
En la edición de 2010 del código que rige la Red Nacional, el Código de Red , [13] la Superred se define como aquellas partes del sistema de transmisión de electricidad británico que están conectadas a voltajes superiores a 200 kV.
El enlace submarino HVDC occidental de 2,2 GW entre Escocia y el norte de Gales se construyó entre 2013 y 2018. [14] Este fue el primer enlace de red de corriente no alterna importante dentro de Gran Bretaña, aunque los interconectores a redes extranjeras ya utilizaban HVDC .
En 2021, se construyó un nuevo diseño de torre eléctrica sin celosía, la T-pylon, cerca de East Huntspill , Somerset, para la nueva conexión de 35 millas de Hinkley Point C a Avonmouth . [15]
En 2023, National Grid comenzó a retirar equipos de NARI Technology de China por preocupaciones de seguridad nacional. [16]
La red sincrónica contigua cubre Inglaterra (incluida la Isla de Wight ), Escocia (incluidas algunas de las islas escocesas como Orkney , Skye [23] y las Islas Occidentales que tienen conectividad limitada [24] ), Gales y la Isla de Man .
Las siguientes cifras se han tomado del Informe de Siete Años de 2005. [25]
La capacidad total de generación se suministra de forma aproximadamente igualitaria entre centrales eléctricas que funcionan con energía renovable , gas , nuclear y carbón . La energía anual transmitida en la red del Reino Unido es de alrededor de 300–360 TWh (1,1–1,3 EJ), con un factor de carga promedio del 72% (es decir, 3,6×10 11 /(8760 × 57×10 6 ). [ necesita actualización ]
La Red Nacional tiene el ambicioso objetivo de ser neutral o negativa en carbono para 2033, muy por delante del objetivo nacional del Reino Unido de lograrlo para 2050. También pretende tener la capacidad de ser "cero carbono" ya en 2025, lo que significa que si los proveedores de energía pueden producir suficiente energía verde, la red podría funcionar teóricamente sin ninguna emisión de gases de efecto invernadero (es decir, no se necesitaría captura o compensación de carbono como es el caso de "cero neto"). [28] En 2020, alrededor del 40% de la energía de la red provino de la quema de gas natural, y no se espera que haya disponible ni de lejos suficiente energía verde para hacer funcionar la red con cero emisiones de carbono en 2025, excepto quizás en los días más ventosos. Analistas como Hartree Solutions consideraron en 2020 que llegar a "cero neto" para 2050 sería un desafío, más aún alcanzar "cero neto" para 2033. Sin embargo, ha habido un progreso sostenido hacia la neutralidad de carbono , con una intensidad de carbono que cayó un 53% en los cinco años hasta 2020. La eliminación gradual del carbón está progresando rápidamente: solo el 1,6% de la electricidad del Reino Unido proviene del carbón en 2020, en comparación con aproximadamente el 25% en 2015. En 2020, el Reino Unido pasó más de dos meses sin necesidad de quemar carbón para generar electricidad, el período más largo desde la Revolución Industrial . [29] [30] [31] [32] [33] [34]
Las cifras proceden nuevamente del Informe de Siete Años de 2005.
Aunque las pérdidas generales en la red nacional son bajas, hay pérdidas significativas adicionales en la distribución de electricidad hacia el consumidor, lo que causa una pérdida de distribución total de aproximadamente el 7,7%. [ cita requerida ] Las pérdidas difieren significativamente para los clientes conectados a diferentes voltajes; conectados a alto voltaje, las pérdidas totales son de aproximadamente el 2,6%, a medio voltaje del 6,4% y a bajo voltaje del 12,2%. [35]
La energía generada que ingresa a la red se mide en el lado de alto voltaje del transformador del generador. [36] [37] Por lo tanto, cualquier pérdida de energía en el transformador del generador se contabiliza a la empresa generadora, no al sistema de red. La pérdida de energía en el transformador del generador no contribuye a las pérdidas de la red.
En 2009-2010, hubo un flujo de energía promedio de aproximadamente 11 GW desde el norte del Reino Unido, en particular desde Escocia y el norte de Inglaterra, hacia el sur del Reino Unido a través de la red. Se esperaba que este flujo aumentara a aproximadamente 12 GW para 2014. [38] La finalización del enlace Western HVDC en 2018 agregó capacidad para un flujo de 2,2 GW entre Escocia occidental y Gales del norte. [39]
Debido a la pérdida de energía asociada con este flujo de norte a sur, la eficacia y eficiencia de la nueva capacidad de generación se ve afectada significativamente por su ubicación. Por ejemplo, la nueva capacidad de generación en la costa sur tiene aproximadamente un 12% más de eficacia debido a las menores pérdidas de energía del sistema de transmisión en comparación con la nueva capacidad de generación en el norte de Inglaterra, y aproximadamente un 20% más de eficacia que en el norte de Escocia. [40]
Hay un cable de CA de 40 MW a la Isla de Man, el interconector de la Isla de Man a Inglaterra y un cable HVDC de 260 km y 600 MW a las Islas Shetland . [41]
La red eléctrica del Reino Unido está conectada a las redes eléctricas europeas adyacentes mediante cables eléctricos submarinos .
En 2014, el nivel de interconexión eléctrica del Reino Unido (capacidad de transmisión fuera de la isla en relación con la capacidad de producción) fue del 6%. [42]
A partir de 2024 [actualizar], la capacidad total de estos conectores es de más de 9 GW. [ cita requerida ] Incluyen cables de corriente continua al norte de Francia (2 GW HVDC Cross-Channel , 1 GW HVDC IFA-2 , 1 GW ElecLink a través del Túnel del Canal [43] ); Bélgica (1 GW HVDC Nemo Link ); los Países Bajos (1 GW HVDC BritNed ); Noruega (1,4 GW HDVC North Sea Link ); Irlanda del Norte (500 MW HVDC Moyle Interconnector ); la República de Irlanda (500 MW HVDC East-West Interconnector ) y Dinamarca (1,4 GW Viking Link ).
Está previsto un enlace adicional de 500 MW con la República de Irlanda ( Greenlink ) para 2024. [44] Otros esquemas potenciales incluyen enlaces con Alemania ( NeuConnect , 1,4 GW); Islandia ( Icelink , alrededor de 1 GW) [45] y Marruecos (3,6 GW de nueva generación solar respaldada por baterías). [46]
La red del Reino Unido tiene acceso a grandes sistemas de almacenamiento por bombeo, en particular la central eléctrica de Dinorwig , que puede proporcionar 1,7 GW durante 5 a 6 horas, y las más pequeñas de Cruachan y Ffestiniog .
También hay algunas baterías de red . En mayo de 2021, había 1,3 GW de almacenamiento en baterías en funcionamiento en el Reino Unido, con 16 GW de proyectos en trámite que podrían implementarse en los próximos años. [47] Se informó que una planta de 100 MW de potencia financiada por China en Minety , Wiltshire, era la más grande de Europa cuando se inauguró en julio de 2021; [48] cuando se complete una extensión de 50 MW, la capacidad de almacenamiento del sitio será de 266 MWh. [49]
National Grid es responsable de contratar la provisión de generación a corto plazo para cubrir errores de predicción de la demanda y fallas repentinas en las centrales eléctricas. Esto cubre unas pocas horas de operación, lo que da tiempo para que se establezcan contratos de mercado para cubrir el equilibrio a más largo plazo.
Las reservas de respuesta de frecuencia actúan para mantener la frecuencia de CA del sistema dentro de ±1% de 50 Hz , excepto en circunstancias excepcionales. Se utilizan segundo a segundo para reducir la demanda o para proporcionar generación adicional. [50]
Los servicios de reserva son un grupo de servicios, cada uno de los cuales actúa en diferentes tiempos de respuesta: [50]
Estas reservas se dimensionan en función de tres factores: [51]
Las partes inglesa y galesa de la Red Nacional se controlan desde el Centro de Control de la Red Nacional, que se encuentra en St Catherine's Lodge, Sindlesham , Wokingham en Berkshire. [52] [53] [54] [55] A veces se lo describe como una ubicación "secreta". [56] A partir de 2015, [actualizar]el sistema está bajo constantes ataques cibernéticos . [57]
Aunque la red de transmisión en Escocia es propiedad de empresas separadas –SP Transmission plc (parte de ScottishPower ) en el sur, y Scottish Hydro Electric Transmission plc (parte de Scottish and Southern Electricity Networks ) en el norte [58] – el control general recae en el Operador del Sistema Eléctrico de la Red Nacional. [1]
Los costos de operación del Sistema Nacional de Red son recuperados por el Operador del Sistema Eléctrico Nacional de Red (NGESO) a través de la imposición de cargos por Uso del Sistema de la Red de Transmisión (TNUoS) a los usuarios del sistema. [59] Los costos se dividen entre los generadores y los usuarios de electricidad. [60]
Las tarifas las fija anualmente la NGESO y el país está dividido en zonas, cada una con una tarifa diferente para la generación y el consumo. En general, las tarifas son más altas para los generadores en el norte y los consumidores en el sur, ya que generalmente hay un flujo de electricidad de norte a sur.
La "demanda en tríada" es una métrica de la demanda que informa retrospectivamente tres cifras sobre la demanda máxima entre noviembre y febrero (ambos incluidos) cada invierno. Para fomentar que el uso de la red nacional sea menos "pico", la tríada se utiliza como base para los cargos adicionales que pagan los usuarios (los proveedores de electricidad autorizados) a la red nacional: los usuarios pagan menos si pueden gestionar su uso de modo que sea menos "pico".
Para el cálculo de cada año, se analizan las métricas de demanda histórica del sistema para determinar tres períodos de media hora de alta demanda promedio; los tres períodos se conocen como tríadas. Los períodos son (a) el período de demanda pico del sistema y (b) otros dos períodos de mayor demanda que están separados de la demanda pico del sistema y entre sí por al menos diez días.
Para las centrales eléctricas, la demanda facturable es solo la demanda neta del sitio (según la regla 14.17.10 de CUSC), por lo que cuando el sitio exporta netamente (es decir, la generación medida total en ese sitio excede la demanda total de la estación medida por separado), esa demanda de la estación medida por separado no será responsable de los cargos de demanda TNUoS en relación con la demanda de la estación en tríada.
Las fechas de Triad en los últimos años fueron:
Esta es la principal fuente de ingresos que utiliza National Grid para cubrir sus costos de transmisión de alta tensión a larga distancia (la distribución de menor voltaje se cobra por separado). La red también cobra una tarifa anual para cubrir el costo de los generadores, las redes de distribución y los grandes usuarios industriales que se conectan.
Los cargos por tríada incentivan a los usuarios a reducir la carga en los períodos pico; esto se logra a menudo mediante el uso de generadores diésel. National Grid también utiliza estos generadores de manera rutinaria. [65]
Si se divide el total de ingresos de TNUoS o Triad (digamos £15.000/MW·año × 50.000 MW = £750 millones/año) por el número total de unidades entregadas por el sistema generador del Reino Unido en un año (el número total de unidades vendidas – digamos 360 teravatios-hora (1,3 EJ) [60] ), entonces se puede hacer una estimación aproximada de los costos de transmisión, y se obtiene la cifra de alrededor de 0,2p/kW⋅h. Otras estimaciones también dan una cifra de 0,2p/kW⋅h [60] .
Sin embargo, Bernard Quigg señala: "Según las cuentas anuales de transmisión de NGC UK de 2006/07, NGC transportó 350 TW⋅h por un ingreso de 2012 millones de libras en 2007, es decir, NGC recibe 0,66 peniques por kW⋅h. Con dos años de inflación hasta 2008/9, digamos 0,71 peniques por kW⋅h.", [66] pero esto también incluye las tarifas de conexión de los generadores.
Para poder suministrar electricidad al sistema de transmisión, los generadores deben tener una licencia (por parte de BEIS) y firmar un acuerdo de conexión con NGET que también les otorga capacidad de entrada para la transmisión (TEC). Los generadores contribuyen a los costos de funcionamiento del sistema pagando por la TEC, a las tarifas de generación TNUoS establecidas por NGET. Esto se cobra sobre la base de la capacidad máxima. En otras palabras, un generador con 100 MW de TEC que solo generó a una tasa máxima de 75 MW durante el año aún pagaría por los 100 MW completos de TEC. [ cita requerida ]
En algunos casos, existen tarifas TNUoS negativas. A estos generadores se les paga una cantidad basada en su suministro neto máximo durante tres pruebas a lo largo del año. Esto representa la reducción de costos que genera tener un generador cerca del centro de demanda del país. [ cita requerida ]
National Grid utiliza un mercado de servicios de red . La "contención dinámica" comenzó en octubre de 2020, con un precio inicial de 17 libras esterlinas por MW por hora, y la regulación dinámica (DR) comenzó en abril de 2022. [67]
Los consumidores de electricidad se dividen en dos categorías: los que tienen contadores cada media hora (HH) y los que no los tienen (NHH). Los clientes cuya demanda máxima es suficientemente alta están obligados a tener un contador HH, que, en efecto, realiza una lectura del contador cada 30 minutos. Por tanto, las tarifas que se aplican a los proveedores de electricidad de estos clientes varían 17.520 veces al año (no bisiesto).
Los cargos TNUoS para un cliente con medidor HH se basan en su demanda durante tres períodos de media hora de máxima demanda entre noviembre y febrero, conocidos como la Tríada. Debido a la naturaleza de la demanda de electricidad en el Reino Unido, los tres períodos de la Tríada siempre caen a primera hora de la tarde y deben estar separados por al menos diez días hábiles claros. Los cargos TNUoS para un cliente HH son simplemente su demanda promedio durante los períodos de la tríada multiplicada por la tarifa de su zona. Por lo tanto, (a partir de 2007 [actualizar]) un cliente en Londres con una demanda promedio de 1 MW durante los tres períodos de la tríada pagaría £19.430 en cargos TNUoS.
Los cargos de TNUoS que se aplican a los clientes con medidor de NHH son mucho más simples. Al proveedor se le cobra la suma del consumo total entre las 16:00 y las 19:00 todos los días durante un año, multiplicado por la tarifa correspondiente.
Los pagos por restricciones son pagos a los generadores que superan un cierto tamaño, cuando la Red Nacional les da instrucciones de despacho de que no pueden recibir la electricidad que los generadores normalmente proporcionarían. Esto puede deberse a una falta de capacidad de transmisión, un déficit en la demanda o un exceso de generación inesperado. Un pago por restricciones es una compensación por la reducción en la generación. [68]
Los cortes de energía debido a fallas en la red nacional o a la falta de generación para abastecerla con energía suficiente son muy poco frecuentes. El desempeño general del sistema se publica en el sitio web de National Grid e incluye una cifra simple de alto nivel para la disponibilidad del sistema de transmisión . Para 2021-22, [actualizar]fue del 99,999612 %. [69]
En 2020-21, los problemas que afectaron a las redes de distribución de bajo voltaje (de las que National Grid no es responsable) causaron casi la totalidad de los aproximadamente 60 minutos por año, en promedio, de cortes de energía domésticos no planificados. [70]
Desde 1990, se han producido una pequeña cantidad de cortes de energía importantes relacionados con National Grid:
El 28 de agosto de 2003, a primera hora de la tarde, se produjo un corte de suministro eléctrico que afectó a 476.000 clientes de la zona sur de Londres, así como al metro de Londres y a algunos servicios ferroviarios, durante aproximadamente 40 minutos. Se perdieron 724 MW de potencia total.
Una fuga de aceite había quedado sin tratar, salvo para rellenarla, durante muchos meses, a la espera de una solución adecuada. Esto provocó una alarma que fue malinterpretada por la sala de control de National Grid. Al cambiar el equipo presuntamente defectuoso, un relé de protección de tamaño incorrecto instalado varios años antes provocó que se disparara un disyuntor, lo que provocó la pérdida de suministro a dos importantes subestaciones del sur de Londres.
Una semana después del apagón de Londres, el 5 de septiembre de 2003, se produjo un incidente en la subestación de Hams Hall que afectó al suministro de 201.000 clientes del este de Birmingham. Entre los clientes afectados se encontraban Network Rail, el Aeropuerto Internacional de Birmingham y el Centro Nacional de Exposiciones, con un total de 301 MW de pérdida de carga.
Esto se atribuyó a un error cometido por National Grid al poner en servicio los sistemas de protección después de actualizar los componentes de la subestación en agosto de ese año. [71]
El 27 de mayo de 2008, a las 11:34, dos de las centrales eléctricas más grandes de Gran Bretaña, Longannet en Fife y Sizewell B en Suffolk, se desconectaron de la red con unos minutos de diferencia. La pérdida total combinada de generación causada por estas desconexiones fue de al menos 1714 MW, mayor que la pérdida máxima de 1260 MW que la red debía soportar ese día. [72]
La frecuencia del sistema cayó inmediatamente a 49,2 Hz, y posteriores disparos adicionales de generación debido a la protección automática hicieron que la frecuencia cayera aún más hasta un mínimo de 48,8 Hz. Esto provocó que las redes de distribución desconectaran automáticamente a algunos clientes para detener la caída de frecuencia, y durante las siguientes horas National Grid ordenó a las redes de distribución que redujeran el voltaje para reducir la demanda. Al menos 500.000 clientes se quedaron sin electricidad. [73] [74] [75] En 40 minutos, se permitió a las redes de distribución reconectar a todos los clientes, aunque el control de voltaje continuó en algunas áreas hasta las 18:07. [72]
El incidente fue descrito como una "casualidad gigantesca" y no se atribuyó a la falta de inversión. [73] No obstante, el evento expuso una serie de problemas. El comportamiento de la protección de la generación durante cambios repentinos de frecuencia provocó que varios generadores se desconectaran de la red de manera incorrecta. Los esquemas de Desconexión de Demanda de Baja Frecuencia y control de voltaje tampoco ofrecieron tanta reducción de la demanda como se pretendía, pero esto no tuvo un impacto significativo en el corte de energía. [72]
El tercer evento ocurrió el 9 de agosto de 2019, cuando alrededor de un millón de clientes en toda Gran Bretaña se quedaron sin energía. [76] Un rayo cayó sobre una línea de transmisión a las 4:52 pm, causando la pérdida de 500 MW de generación integrada (en su mayoría solar). Casi inmediatamente, la central eléctrica de Little Barford y el parque eólico de Hornsea se dispararon con segundos de diferencia, eliminando 1,378 GW de generación, que era más del 1 GW de energía de respaldo (el tamaño de la mayor pérdida individual esperada) que el operador mantenía en ese momento. [77] La frecuencia de la red cayó a 48,8 Hz antes de que el deslastre automático de carga desconectara el 5% de las redes de distribución locales (1,1 millones de clientes) durante 15 a 20 minutos; esta acción estabilizó el 95% restante del sistema y evitó un apagón más amplio. [78] [77]
Aunque se mantuvo el suministro eléctrico en todo momento a la red ferroviaria (pero no al sistema de señalización), la reducción de frecuencia provocó que 60 trenes Thameslink de las clases 700 y 717 fallaran. La mitad de ellos fueron reiniciados por los maquinistas, pero en el resto fue necesario que un técnico acudiera al tren para reiniciarlo. [77] Esto provocó una importante interrupción del tráfico durante varias horas en la línea principal de la costa este y en los servicios de Thameslink. También se interrumpió el suministro al aeropuerto de Newcastle y se descubrió una debilidad en los sistemas de energía de reserva en el hospital de Ipswich . [77]
En enero de 2020, Ofgem concluyó una investigación que determinó que Little Barford y Hornsea One no habían permanecido conectados a la red después del rayo, y sus operadores ( RWE y Ørsted respectivamente) acordaron pagar 4,5 millones de libras cada uno al fondo de reparación de Ofgem. Además, Ofgem multó al operador de la red de distribución UK Power Networks con 1,5 millones de libras por comenzar a reconectar a los clientes antes de recibir autorización para hacerlo, aunque esta infracción del procedimiento no afectó a la recuperación del sistema. [79] [80]
El 4 de noviembre de 2015, National Grid emitió un aviso de emergencia solicitando cortes de energía voluntarios debido a "múltiples averías en la planta". No hubo cortes de energía, pero los precios mayoristas de la electricidad aumentaron drásticamente y la red llegó a pagar hasta £2500 por megavatio-hora. [81]
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