SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION
Washington, D.C. 20549
FORM
20-F
(Mark One)
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REGISTRATION STATEMENT PURSUANT TO SECTION 12(b) OR (g) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 | ||||
| OR | |||||
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ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 | ||||
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For the fiscal year ended
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| OR | |||||
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TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 | ||||
| OR | |||||
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SHELL COMPANY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 | ||||
| Date of event requiring this shell company report | |||||
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For the transition period from
to
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Commission file number:
001-14958
(Exact name of Registrant as specified in its charter)
(Jurisdiction of incorporation or organization)
(Address of principal executive offices)
011
44
20
7004 3000
Facsimile No.
011 44 20 7004 3004
Group General Counsel and Company Secretary
National Grid plc
(Name, Telephone, E-mail and/or Facsimile number and Address of Company Contact Person)
Securities registered or to be registered pursuant to Section 12(b) of the Securities Exchange Act of 1934:
| Title of each class | Trading Symbol(s) | Name of each exchange on which registered | ||||||
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* Not for trading, but only in connection with the registration of American Depositary Shares representing Ordinary Shares pursuant to the requirements of the Securities and Exchange Commission.
Securities registered or to be registered pursuant to Section 12(g) of the Securities Exchange Act of 1934:
None.
Securities for which there is a reporting obligation pursuant to Section15(d) of the Securities Exchange Act of 1934:
None.
The number of outstanding shares of each of the issuer’s classes of capital or common stock as of 31 March 2024 was
Ordinary Shares of 12
204/473
pence each
3,967,138,214
Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act:
Yes
R
No
£
If this report is an annual or transition report, indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934. Yes
£
No
R
Note — Checking the box above will not relieve any registrant required to file reports pursuant to Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 from their obligations under those Sections.
Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days:
Yes
R
No
£
Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§ 232.405 of this chapter) during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files).:
Yes
R
No
£
Indicate by check mark whether the registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer or an emerging growth company. See definition of “large accelerated filer” “accelerated filer” and “emerging growth company” in Rule 12b-2 of the Exchange Act.
|
Non-accelerated filer
£
|
Accelerated filer
£
Emerging growth company
|
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If an emerging growth company that prepares its financial statements in accordance with U.S. GAAP, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards
†
provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. ☐
†The term “new or revised financial accounting standard” refers to any update issued by the Financial Accounting Standards Board to its Accounting Standards Codification after April 5, 2012.
Indicate by check mark whether the registrant has filed a report on and attestation to its management’s assessment of the effectiveness of its internal control over financial reporting under Section 404(b) of the Sarbanes-Oxley Act (15 U.S.C. 7262(b)) by the registered public accounting firm that prepared or issued its audit report.
R
If securities are registered pursuant to Section 12(b) of the Act, indicate by check mark whether the financial statements of the registrant included in the filing reflect the correction of an error to previously issued financial statements.
☐
Indicate by check mark whether any of those error corrections are restatements that required a recovery analysis of incentive-based compensation received by any of the registrant’s executive officers during the relevant recovery period pursuant to §240.10D-1(b). ☐
Indicate by check mark which basis of accounting the registrant has used to prepare the financial statements included in this filing:
U.S. GAAP
£
Other
£
If “Other” has been checked in response to the previous question, indicate by check mark which financial statement item the registrant has elected to follow. Item 17
£
Item 18
£
If this is an annual report, indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Exchange Act). Yes
£
No
R
This constitutes the annual report on Form 20-F of National Grid plc (the “Company”) in accordance with the requirements of the US Securities and Exchange Commission (the “SEC”) for the year ended 31 March 2024 and is dated 23 May 2024. Details of events occurring subsequent to the approval of the annual report on 22 May 2024 are summarised in section “Further Information” which forms a part of this Form 20-F. The content of the Group’s website (www.nationalgrid.com/uk) should not be considered to form part of this annual report on Form 20-F.
Form 20-F Cross Reference Table
| Item | Form 20-F caption | Location in the document | Page(s) | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 1 | Identity of directors, senior management and advisors | Not applicable | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2 | Offer statistics and expected timetable | Not applicable | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 3 | Key Information | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 3A [Reserved] | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 3B Capitalization and indebtedness | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 3C Reasons for the offer and use of proceeds | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 3D Risk Factors |
“Additional Information—Internal control and risk factors—Risk factors”
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226-231 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4 | Information on the company | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4A History and development of the company | “Strategic Report—National Grid at a glance”; “—Where we operate”; “—Our business model: “What we do” “—How we create value” | 2-5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Chair’s statement” | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Chief Executive’s review” | 7-9 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our business environment” | 12-15 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Succeeding with our strategy” | 16-17 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our key performance indicators (KPI)” | 18-21 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our business units “—UK Electricity Transmission (UK ET)”; “—UK Electricity System Operator (ESO)”; “—UK Electricity Distribution (UK ED)”; —New England”; —New York”; “—National Grid Ventures (NGV)”; “—Other activities” | 32-36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Financial review—Summary of Group financial performance for the year ended 31 March 2024” | 61-73 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—2. Segmental analysis—(c) Capital investment” | 139 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—10. Assets held for sale and discontinued operations” | 156-158 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—The business in detail—UK Regulation”; “—US Regulation” and “—Summary of US price controls and rate plans” | 220-225 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Shareholder information—Articles of Association—General” | 232 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Shareholder Information— Documents on display” | 233 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Other unaudited financial information—Alternative performance measures/non-IFRS reconciliations—Capital investment at constant currency” | 248 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Want more information or help?” | 263 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4B Business overview | “Strategic Report—National Grid at a glance”; “—Where we operate”; “—Our business model: “What we do” “—How we create value” | 2-5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Chair’s statement” | 6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our Business environment” | 12-15 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Succeeding with our strategy” | 16-17 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
i
| “Strategic Report—Our business units “—UK Electricity Transmission (UK ET)”; “—UK Electricity System Operator (ESO)”; “—UK Electricity Distribution (UK ED)”; —New England”; —New York”; “—National Grid Ventures (NGV)”; “—Other activities” | 32-36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Financial review—Segmental operating profit” | 63-66 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—2. Segmental analysis” | 137-139 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—3. Revenue” | 140-143 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—10. Assets held for sale and discontinued operations” | 156-158 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—17. Derivative financial instruments—(b) Commodity contract derivatives” | 171-172 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—The business in detail—UK Regulation”; “—US Regulation” and “—Summary of US price controls and rate plans” | 220-225 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Internal control and risk factors—Risk factors” | 226-231 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4C Organizational structure | “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—34. Subsidiary undertakings, joint ventures and associates” | 206-209 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4D Property, plants and equipment | “National Grid at a glance—Where we operate” | 3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD)” | 44-58 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Financial review—Financial Position” | 70 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Consolidated statement of financial position” | 131 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—5. Exceptional items and remeasurements—“—2023—Changes in environmental provisions” | 148 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—13. Property, plant and equipment” | 162-165 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—21. Borrowings” | 175-176 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Other disclosures—Property, plant, equipment and borrowings” | 240 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 4A | Unresolved staff comments | “Additional Information—Other disclosures—Unresolved SEC staff comments” | 239 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5 | Operating and financial review and prospects | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5A Operating results | “Strategic Report—Our business model” | 4-5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our business environment” | 12-15 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our business units “—UK Electricity Transmission (UK ET)”; “—UK Electricity System Operator (ESO)”; “—UK Electricity Distribution (UK ED)”; —New England”; —New York”; “—National Grid Ventures (NGV)”; “—Other activities” | 32-36 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Financial review” | 60-73 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—2. Segmental analysis” | 137-139 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—32. Financial risk management—(c) Currency risk” | 196 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—The business in detail—UK Regulation”; “—US Regulation” and “—Summary of US price controls and rate plans” | 220-225 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ii
| “Additional Information—Internal control and risk factors—Risk factors—Law, regulation and political and economic uncertainty” | 229 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Commentary on consolidated financial statements” | 257-258 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5B Liquidity and capital resources | “Strategic Report—Financial review” | 60-73 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Consolidated cash flow statement” | 132 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—1.A Going concern” | 133 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—17. Derivative financial instruments” | 170-172 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—20. Cash and cash equivalents” | 174 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—21. Borrowings” | 175-176 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—29. Net debt” | 189-190 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—30. Commitments and contingencies” | 191 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—32. Financial risk management” | 192-204 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—33. Borrowing facilities” | 205 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Internal control and risk factors—Risk factors—Financing and liquidity” | 231 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5C Research and development, patents and licenses, etc. | “Additional Information—Other disclosures—Research, development and innovation activity” | 241 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5D Trend information | “Strategic Report—Financial review” | 60-73 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 5E Critical Accounting Estimates | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6 | Directors, senior management and employees | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6A Directors and senior management | “Corporate Governance Report—Our Board” | 78-79 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6B Compensation | “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report” | 98-114 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report—Summary of Policy table and approach taken for 2023/24 with intended approach for 2024/25” | 100-114 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report—Statement of implementation of Policy in 2023/24” | 103-105 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report—Statement of implementation of Policy in 2023/24—Single total figure of remuneration–Executive Directors” | 103 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report—Statement of implementation of Policy in 2023/24—Single total figure of remuneration—Non-executive Directors” | 109 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—4. Other operating costs—(c) Key management compensation” | 145 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—25. Pensions and other post-retirement benefits” | 178-184 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6C Board practices | “Corporate Governance Report—Our Board” | 78-79 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Corporate Governance overview” | 76-77 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Audit & Risk Committee report” | 90-95 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
iii
| “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report” | 98-114 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
“Additional Information—Shareholder Information—Articles of Association—Directors”
|
232 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6D Employees | “Strategic Report—Our business model” | 4-5 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our commitment to being a responsible business —Our People” —Gender demographic as at 31 March 2024” | 40 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—4. Other operating costs—(b) Number of employees” | 144 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6E Share ownership | “Corporate Governance Report—Directors’ Remuneration report—Summary of Policy table and approach take for 2023/24 with intended approach for 2024/25” | 100-102 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Other disclosures—All-employee share plans” | 238 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Share ownership” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 6F Disclosure of a registrant’s action to cover erroneously awarded compensation | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 7 | Major shareholders and related party transactions | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 7A Major shareholders | “Additional Information—Shareholder information—Material interests in shares” | 234 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Material interests in shares”; and “Material interest in American Depositary Shares” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 7B Related party transactions | “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—30. Commitments and contingencies” | 191 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—31. Related party transactions” | 192 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Material interests in shares” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 7C Interests of experts and counsel | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 8 | Financial information | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 8A Consolidated statements and other financial information | “Strategic Report—Chair’s statement” | 6 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Financial review” | 60-73 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Corporate governance overview—Board focus during the year” | 80-81 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance—Audit & Risk Committee report—Significant issues/judgments relating to the financial statements—Application of the Group’s exceptional items framework” | 91 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Financial Statements—“Financial Statements” | 127-218 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—5. Exceptional items and remeasurements” | 146-149 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—9. Dividends” | 156 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Reports of Independent Registered Public Accounting Firm—Audit opinions for Form 20-F” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 8B Significant changes | “Strategic Report—Financial Review—Post balance sheet events” | 73 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—36. Post balance sheet events” | 211 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Shareholder Information—Events after the reporting period” | 233 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Subsequent Events” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 9 | The offer and listing | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
iv
| 9A Offer and listing details | “Additional Information—Shareholder Information—Share information” | 234 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 9B Plan of distribution | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 9C Markets | “Additional Information—Shareholder information—Share Information” | 234 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 9D Selling shareholders | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 9E Dilution | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 9F Expenses of the issue | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10 | Additional information | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10A Share capital | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10B Memorandum and articles of association |
“Additional Information—Shareholder information—Articles of Association”
|
232 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Other disclosures—Change of control provisions” | 238 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
“Additional Information—Other disclosures—Corporate governance practices: differences from NYSE listing standards”
|
238 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10C Material contracts |
“Additional Information—Other disclosures—Material contracts”
|
240 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10D Exchange controls |
“Additional Information—Shareholder information—Exchange controls”
|
233 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10E Taxation |
“Additional Information——Shareholder information—Taxation”
|
236-237 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10F Dividends and paying agents | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10G Statement by experts | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10H Documents on display | “Additional Information—Shareholder information—Documents on display” | 233 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 10I Subsidiary information | “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—34. Subsidiary undertakings, joint ventures and associates” | 206-209 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 11 | Quantitative and qualitative disclosures about market risk | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 11(a) Quantitative information about market risk | “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—17. Derivative financial instruments” | 170-172 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—32. Financial risk management” | 192-204 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Internal Control and Risk factors—Risk Factors” | 226-231 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 11(b) Qualitative information about market risk | “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—35. Sensitivities” | 210-211 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 11(c) Interim Periods | Not Applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 11(d) Forward looking statement safe harbor | “Additional Information—Cautionary statement” | 264 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12 | Description of securities other than equity securities | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12A Debt securities | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12B Warrants and rights | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12C Other securities | Not applicable | —– | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12D American depositary shares | “Additional Information—Shareholder information—Depositary payments to the Company” | 233 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Definitions and glossary of terms” | 259-262 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Material interest in American Depositary Shares” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 13 | Defaults, dividend arrearages and delinquencies | Not applicable | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 14 | Material modifications to the rights of security holders and use of proceeds | Not applicable | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 15 | Controls and procedures | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
v
| 15(a) Disclosure controls and procedures | “Additional information —Internal control and risk factors—Disclosure controls” | 226 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 15(b) Management’s annual report on internal control over financial reporting | “Additional Information—Internal control and risk factors——Internal control over financial reporting” | 226 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Audit & Risk Committee report” | 90-95 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 15(c) Attestation report of the registered public accounting firm | “Report of Independent Registered Public Accounting Firm—Audit opinions for Form 20-F” | “Further Information” | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16 | 16A Audit committee financial expert | “Corporate Governance Report—Our Board” | 78-79 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance—Audit & Risk Committee report—Committee financial experience” | 91 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16B Code of ethics |
“Additional Information—Other disclosures—Code of Ethics”
|
238 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16C Principal accountant fees and services | “Corporate Governance Report—Audit & Risk Committee report—External audit—External Auditor fees” | 95 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Corporate Governance Report—Audit & Risk Committee report—External audit—Non-audit services” | 95 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—Note 4. Other operating costs—(e) Auditors’ remuneration” | 145 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16D Exemptions from the listing standards for audit committees | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16E Purchases of equity securities by the issuer and affiliated purchasers | “Additional Information—Shareholder information—Material interests in shares—Authority to purchase shares” | 235 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16F Change in registrant’s certifying accountant | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16G Corporate governance | “Additional Information—Other disclosures—Corporate governance practices: differences from NYSE listing standards” | 238 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16H Mine safety disclosure | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16I Disclosure Regarding Foreign Jurisdictions that Prevent Inspections | Not applicable | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16J Insider Trading Policies | “Insider Trading Policy” | “Further Information” and Exhibit 11(b) | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16K Cybersecurity Disclosures | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16K(b) Risk management and strategy | “Strategic Report—Our principal risks and uncertainties—Catastrophic cyber security incident” | 24 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Our principal risks and uncertainties—Cyber security risk management and strategy” | 29 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Additional Information—Internal control and risk factors—Risk factors—Cyber or physical security breaches” | 226 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 16K(c) Governance | “Strategic Report—Our principal risks and uncertainties—Catastrophic cyber security incident” | 24 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Strategic Report—Cybersecurity governance” | 29 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 17 | Financial statements | Not applicable | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 18 | Financial statements | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Financial Statements—“Financial Statements” | 127-218 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| “Financial Statements—Reports of Independent Registered Public Accounting Firm—Audit opinions for Form 20-F” | “Further Information” | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 19 | Exhibits | Filed with the SEC | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
NG plc Annual Report and Accounts 2023/24
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Alternative performance measures/non-IFRS reconciliations Within the Annual Report, a number of financial measures are presented. These measures have been categorised as alternative performance measures (APMs), as per the European Securities and Markets Authority (ESMA) guidelines and the Securities and Exchange Commission (SEC) conditions for use of non-GAAP financial measures. An APM is a financial measure of historical or future financial performance, financial position, or cash flows, other than a financial measure defined under IFRS. The Group uses a range of these measures to provide a better understanding of its underlying performance. APMs are reconciled to the most directly comparable IFRS financial measure where practicable. The Group has defined the following financial measures as APMs derived from IFRS: net revenue, the various adjusted operating profit, earnings and earnings per share metrics detailed in the ‘adjusted profit measures’ section below, net debt, funds from operations (FFO), FFO interest cover and retained cash flow (RCF)/adjusted net debt. For each of these we present a reconciliation to the most directly comparable IFRS measure. We present ‘constant currency’ comparative period performance and capital investment by applying the current year average exchange rate to the relevant US dollar amounts in the comparative periods presented, to remove the year-on-year impact of foreign exchange translation. We also have a number of APMs derived from regulatory measures which have no basis under IFRS; we call these Regulatory Performance Measures (RPMs). They comprise: Group RoE, operating company RoE, regulated asset base, regulated financial performance, regulatory gearing, Asset growth, Value Added, including Value Added per share and Value Growth. These measures include the inputs used by utility regulators to set the allowed revenues for many of our businesses. We use RPMs to monitor progress against our regulatory agreements and certain aspects of our strategic objectives. Further, targets for certain of these performance measures are included in the Company’s Annual Performance Plan (APP) and LTPP and contribute to how we reward our employees. As such, we believe that they provide close correlation to the economic value we generate for our shareholders and are therefore important supplemental measures for our shareholders to understand the performance of the business and to ensure a complete understanding of Group performance. As the starting point for our RPMs is not IFRS, and these measures are not governed by IFRS, we are unable to provide meaningful reconciliations to any directly comparable IFRS measures, as differences between IFRS and the regulatory recognition rules applied have built up over many years. Instead, for each of these we present an explanation of how the measure has been determined and why it is important, and an overview as to why it would not be meaningful to provide a reconciliation to IFRS. Alternative performance measures Net revenue and underlying net revenue ‘Net revenue’ is revenue less pass-through costs, such as UK system balancing costs and gas and electricity commodity costs in the US. Pass- through costs are fully recoverable from our customers and are recovered through separate charges that are designed to recover those costs with no profit. Where revenue received or receivable exceeds the maximum amount permitted by our regulatory agreement, adjustments will be made to future prices to reflect this over-recovery. No liability is recognised, as such an adjustment to future prices relates to the provision of future services. Similarly, no asset is recognised where a regulatory agreement permits adjustments to be made to future prices in respect of an under-recovery. ‘Underlying net revenue’ further adjusts net revenue to remove the impact of ‘timing’, i.e. the in-year difference between allowed and collected revenues, including revenue incentives, as governed by our rate plans in the US or regulatory price controls in the UK (but excluding totex-related allowances and adjustments). Year ended 31 March 2024 Gross revenue £m Pass- through costs £m Net revenue £m Timing £m Underlying net revenue £m UK Electricity Transmission 2,735 (225) 2,510 (363) 2,147 UK Electricity Distribution 1,795 (233) 1,562 159 1,721 UK Electricity System Operator 3,788 (2,605) 1,183 (800) 383 New England 3,948 (1,653) 2,295 69 2,364 New York 6,094 (2,057) 4,037 20 4,057 National Grid Ventures 1,389 — 1,389 — 1,389 Other 244 — 244 — 244 Sales between segments (143) — (143) — (143) Total – continuing operations 19,850 (6,773) 13,077 (915) 12,162 Discontinued operations — — — — — Total 19,850 (6,773) 13,077 (915) 12,162 Year ended 31 March 2023 Gross revenue1 £m Pass- through costs £m Net revenue £m Timing £m Underlying net revenue £m UK Electricity Transmission 1,987 (217) 1,770 112 1,882 UK Electricity Distribution 2,045 (418) 1,627 139 1,766 UK Electricity System Operator 4,690 (4,152) 538 (207) 331 New England 4,427 (2,095) 2,332 39 2,371 New York 6,994 (2,957) 4,037 (53) 3,984 National Grid Ventures 1,341 — 1,341 — 1,341 Other 317 — 317 — 317 Sales between segments (142) — (142) — (142) Total – continuing operations 21,659 (9,839) 11,820 30 11,850 Discontinued operations 1,604 (658) 946 (12) 934 Total 23,263 (10,497) 12,766 18 12,784 1. Excluding exceptional income. Other unaudited financial information 242 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Year ended 31 March 2022 Gross revenue £m Pass- through costs £m Net revenue £m Timing £m Underlying net revenue £m UK Electricity Transmission 2,035 (152) 1,883 85 1,968 UK Electricity Distribution 1,482 (125) 1,357 (22) 1,335 UK Electricity System Operator 3,455 (3,215) 240 47 287 New England 4,550 (2,050) 2,500 32 2,532 New York 5,561 (2,161) 3,400 (126) 3,274 National Grid Ventures 1,024 — 1,024 — 1,024 Other 192 — 192 — 192 Sales between segments (39) — (39) — (39) Total – continuing operations 18,260 (7,703) 10,557 16 10,573 Discontinued operations 1,362 (397) 965 80 1,045 Total 19,622 (8,100) 11,522 96 11,618 Adjusted profit measures In considering the financial performance of our business and segments, we use various adjusted profit measures in order to aid comparability of results year-on-year. The various measures are presented on pages 61 – 67 and reconciled below. Adjusted results – these exclude the impact of exceptional items and remeasurements that are treated as discrete transactions under IFRS and can accordingly be classified as such. This is a measure used by management that is used to derive part of the incentive target set annually for remunerating certain Executive Directors, and further details of these items are included in note 5 to the financial statements. Underlying results – further adapts our adjusted results for continuing operations to take account of volumetric and other revenue timing differences arising due to the in-year difference between allowed and collected revenues, including revenue incentives, as governed by our rate plans in the US or regulatory price controls in the UK (but excluding certain totex-related allowances and adjustments or allowances for pension deficit contributions). For 2023/24, as highlighted below, our underlying results exclude £915 million (2022/23: £30 million) of timing differences as well as £226 million (2022/23: £258 million) of major storm costs (as costs exceeded our $100 million threshold in both years). We expect to recover major storm costs incurred through regulatory mechanisms in the US. Underlying results also exclude deferred tax in our UK regulated business (NGET and NGED). Our UK regulated revenue contain an allowance for current tax, but not for deferred tax, so excluding the IFRS deferred tax charge aligns our underlying results APM more closely with our regulatory performance measures. Constant currency – the adjusted profit measures are also shown on a constant currency basis to show the year-on-year comparisons excluding any impact of foreign currency translation movements. Reconciliation of statutory, adjusted and underlying profits from continuing operations at actual exchange rates Year ended 31 March 2024 Statutory £m Exceptionals and remeasurements £m Adjusted £m Timing £m Major storm costs £m Deferred tax on underlying profits in NGET and NGED £m Underlying £m UK Electricity Transmission 1,674 3 1,677 (363) — — 1,314 UK Electricity Distribution 975 18 993 159 — — 1,152 UK Electricity System Operator 382 498 880 (800) — — 80 New England 641 2 643 69 90 — 802 New York 362 498 860 20 136 — 1,016 National Grid Ventures 558 (89) 469 — — — 469 Other (117) 57 (60) — — — (60) Total operating profit 4,475 987 5,462 (915) 226 — 4,773 Net finance costs (1,464) (15) (1,479) — — — (1,479) Share of post-tax results of joint ventures and associates 37 64 101 — — — 101 Profit before tax 3,048 1,036 4,084 (915) 226 — 3,395 Tax (831) (152) (983) 227 (61) 302 (515) Profit after tax 2,217 884 3,101 (688) 165 302 2,880 Additional Information 243 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Year ended 31 March 2023 Statutory £m Exceptionals and remeasurements £m Adjusted £m Timing £m Major storm costs £m Deferred tax on underlying profits in NGET and NGED £m Underlying1 £m UK Electricity Transmission 993 2 995 112 — — 1,107 UK Electricity Distribution 1,069 22 1,091 139 — — 1,230 UK Electricity System Operator 237 1 238 (207) — — 31 New England 1,132 (424) 708 39 72 — 819 New York 541 200 741 (53) 186 — 874 National Grid Ventures 957 (467) 490 — — — 490 Other (50) 81 31 — — — 31 Total operating profit 4,879 (585) 4,294 30 258 — 4,582 Net finance costs (1,460) (54) (1,514) — — — (1,514) Share of post-tax results of joint ventures and associates 171 19 190 — — — 190 Profit before tax 3,590 (620) 2,970 30 258 — 3,258 Tax (876) 241 (635) (4) (70) 178 (531) Profit after tax 2,714 (379) 2,335 26 188 178 2,727 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Year ended 31 March 2022 Statutory £m Exceptionals and remeasurements £m Adjusted £m Timing £m Major storm costs £m Deferred tax on underlying profits in NGET and NGED £m Underlying1 £m UK Electricity Transmission 1,055 12 1,067 85 — — 1,152 UK Electricity Distribution 909 — 909 (22) — — 887 UK Electricity System Operator 5 2 7 47 — — 54 New England 764 (21) 743 32 111 — 886 New York 1,095 (315) 780 (126) 52 — 706 National Grid Ventures 283 3 286 — — — 286 Other 260 (239) 21 — — — 21 Total operating profit 4,371 (558) 3,813 16 163 — 3,992 Net finance costs (1,022) (59) (1,081) — — — (1,081) Share of post-tax results of joint ventures and associates 92 56 148 — — — 148 Profit before tax 3,441 (561) 2,880 16 163 — 3,059 Tax (1,258) 589 (669) 3 (42) 133 (575) Profit after tax 2,183 28 2,211 19 121 133 2,484 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Reconciliation of adjusted and underlying earnings from continuing operations at constant currency At constant currency Adjusted at actual exchange rate £m Constant currency adjustment £m Adjusted £m Timing £m Major storm costs £m Deferred tax on underlying profits in NGET and NGED £m Underlying1 £mYear ended 31 March 2023 UK Electricity Transmission 995 — 995 112 — — 1,107 UK Electricity Distribution 1,091 — 1,091 139 — — 1,230 UK Electricity System Operator 238 — 238 (207) — — 31 New England 708 (26) 682 37 69 — 788 New York 741 (27) 714 (51) 179 — 842 National Grid Ventures 490 (1) 489 — — — 489 Other 31 — 31 — — — 31 Total operating profit 4,294 (54) 4,240 30 248 — 4,518 Net finance costs (1,514) 22 (1,492) — — — (1,492) Share of post-tax results of joint ventures and associates 190 (1) 189 — — — 189 Profit before tax 2,970 (33) 2,937 30 248 — 3,215 Tax (635) 8 (627) (4) (68) 178 (521) Profit after tax 2,335 (25) 2,310 26 180 178 2,694 Attributable to non-controlling interests — — — — — — — Earnings 2,335 (25) 2,310 26 180 178 2,694 Earnings per share (pence) 63.8 (0.7) 63.1 0.7 4.9 4.9 73.6 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Other unaudited financial information continued 244 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
At constant currency Adjusted at actual exchange rate £m Constant currency adjustment £m Adjusted £m Timing £m Major storm costs £m Deferred tax on underlying profits in NGET and NGED £m Underlying1 £mYear ended 31 March 2022 UK Electricity Transmission 1,067 — 1,067 85 — — 1,152 UK Electricity Distribution 909 — 909 (22) — — 887 UK Electricity System Operator 7 — 7 47 — — 54 New England 743 81 824 35 123 — 982 New York 780 85 865 (140) 58 — 783 National Grid Ventures 286 5 291 — — — 291 Other 21 1 22 — — — 22 Total operating profit 3,813 172 3,985 5 181 — 4,171 Net finance costs (1,081) (55) (1,136) — — — (1,136) Share of post-tax results of joint ventures and associates 148 4 152 — — — 152 Profit before tax 2,880 121 3,001 5 181 — 3,187 Tax (669) (32) (701) 6 (47) 133 (609) Profit after tax 2,211 89 2,300 11 134 133 2,578 Attributable to non-controlling interests (1) — (1) — — — (1) Earnings 2,210 89 2,299 11 134 133 2,577 Earnings per share (pence) 61.4 2.5 63.9 0.3 1.1 3.7 69.0 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Earnings per share calculations from continuing operations – at actual exchange rates The table below reconciles the profit after tax from continuing operations as per the previous tables back to the earnings per share from continuing operations for each of the adjusted profit measures. Earnings per share is only presented for those adjusted profit measures that are at actual exchange rates, and not for those at constant currency. Profit after tax £m Non- controlling interest £m Profit after tax attributable to shareholders £m Weighted average number of shares millions Earnings per share penceYear ended 31 March 2024 Statutory 2,217 (1) 2,216 3,692 60.0 Adjusted 3,101 (1) 3,100 3,692 84.0 Underlying 2,880 (1) 2,879 3,692 78.0 Profit after tax £m Non- controlling interest £m Profit after tax attributable to shareholders £m Weighted average number of shares millions Earnings per share penceYear ended 31 March 2023 Statutory 2,714 — 2,714 3,659 74.2 Adjusted 2,335 — 2,335 3,659 63.8 Underlying1 2,727 — 2,727 3,659 74.5 Profit after tax £m Non- controlling interest £m Profit after tax attributable to shareholders £m Weighted average number of shares millions Earnings per share penceYear ended 31 March 2022 Statutory 2,183 (1) 2,182 3,599 60.6 Adjusted 2,211 (1) 2,210 3,599 61.4 Underlying1 2,484 (1) 2,483 3,599 69.0 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Additional Information 245 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Reconciliation of total Group statutory operating profit to adjusted earnings (including and excluding the impact of timing, major storm costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED) Year ended 31 March Including timing, major storm costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED Excluding timing, major storm costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED 2024 2023 2022 2024 20231 20221 £m £m £m £m £m £m Continuing operations Adjusted operating profit 5,462 4,294 3,813 4,773 4,582 3,992 Adjusted net finance costs (1,479) (1,514) (1,081) (1,479) (1,514) (1,081) Share of post-tax results of joint ventures and associates 101 190 148 101 190 148 Adjusted profit before tax 4,084 2,970 2,880 3,395 3,258 3,059 Adjusted tax (983) (635) (669) (515) (531) (575) Adjusted profit after tax 3,101 2,335 2,211 2,880 2,727 2,484 Attributable to non-controlling interests (1) — (1) (1) — (1) Adjusted earnings from continuing operations 3,100 2,335 2,210 2,879 2,727 2,483 Exceptional items after tax (852) 619 (320) (852) 619 (320) Remeasurements after tax (32) (240) 292 (32) (240) 292 Earnings from continuing operations 2,216 2,714 2,182 1,995 3,106 2,455 Discontinued operations Adjusted operating profit — 714 654 — 702 734 Adjusted net finance costs 17 (295) (218) 17 (295) (218) Share of post-tax results of joint ventures and associates — — — — — — Adjusted profit before tax 17 419 436 17 407 516 Adjusted tax (4) (99) (92) (4) (97) (107) Adjusted profit after tax 13 320 344 13 310 409 Attributable to non-controlling interests — — — — — — Adjusted earnings from discontinued operations 13 320 344 13 310 409 Exceptional items and gain on disposal after tax (4) 4,811 (163) (4) 4,811 (163) Remeasurements after tax 65 (48) (10) 65 (48) (10) Earnings from discontinued operations 74 5,083 171 74 5,073 236 Total Group (continuing and discontinued operations) Adjusted operating profit 5,462 5,008 4,467 4,773 5,284 4,726 Adjusted net finance costs (1,462) (1,809) (1,299) (1,462) (1,809) (1,299) Share of post-tax results of joint ventures and associates 101 190 148 101 190 148 Adjusted profit before tax 4,101 3,389 3,316 3,412 3,665 3,575 Adjusted tax (987) (734) (761) (519) (628) (682) Adjusted profit after tax 3,114 2,655 2,555 2,893 3,037 2,893 Attributable to non-controlling interests (1) — (1) (1) — (1) Adjusted earnings from continuing and discontinued operations 3,113 2,655 2,554 2,892 3,037 2,892 Exceptional items after tax (856) 5,430 (483) (856) 5,430 (483) Remeasurements after tax 33 (288) 282 33 (288) 282 Total Group earnings from continuing and discontinued operations 2,290 7,797 2,353 2,069 8,179 2,691 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Reconciliation of adjusted EPS to statutory earnings (including and excluding the impact of timing, major storm costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED) Year ended 31 March Including timing, major storm costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED Excluding timing, major storm costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED 2024 2023 2022 2024 20231 20221 pence pence pence pence pence pence Adjusted EPS from continuing operations 84.0 63.8 61.4 78.0 74.5 69.0 Exceptional items and remeasurements after tax from continuing operations (24.0) 10.4 (0.8) (24.0) 10.4 (0.8) EPS from continuing operations 60.0 74.2 60.6 54.0 84.9 68.3 Adjusted EPS from discontinued operations 0.3 8.7 9.6 0.3 8.5 11.4 Exceptional items and remeasurements after tax from discontinued operations 1.7 130.2 (4.8) 1.7 130.2 (4.8) EPS from discontinued operations 2.0 138.9 4.8 2.0 138.7 6.6 Total adjusted EPS from continuing and discontinued operations 84.3 72.5 71.0 78.3 83.0 80.4 Total exceptional items and remeasurements after tax from continuing and discontinued operations (22.3) 140.6 (5.6) (22.3) 140.6 (5.6) Total Group EPS from continuing and discontinued operations 62.0 213.1 65.4 56.0 223.6 74.9 1. Prior year comparatives have been restated to reflect the change in our underlying earnings definition to remove the deferred tax in UK regulated businesses (NGET and NGED). Other unaudited financial information continued 246 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Timing and regulated revenue adjustments As described on pages 220 – 225, our allowed revenues are set in accordance with our regulatory price controls or rate plans. We calculate the tariffs we charge our customers based on the estimated volume of energy we expect will be delivered during the coming period. The actual volumes delivered will differ from the estimate. Therefore, our total actual revenue will be different from our total allowed revenue. These differences are commonly referred to as timing differences. If we collect more than the allowed revenue, adjustments will be made to future prices to reflect this over-recovery, and if we collect less than the allowed level of revenue, adjustments will be made to future prices to reflect the under-recovery. In the US, a substantial portion of our costs are pass-through costs (including commodity and energy-efficiency costs) and are fully recoverable from our customers. Timing differences between costs of this type being incurred and their recovery through revenue are also included in timing. The amounts calculated as timing differences are estimates and subject to change until the variables that determine allowed revenue are final. Our continuing operating profit for the year includes a total estimated in-year over-collection of £915 million (2023: £30 million under-collection, or £30 million under-collection at constant currency). For continuing operations, our closing balance at 31 March 2024 was £954 million over-recovered. Excluding discontinued operations, there was a cumulative over-recovery of £744 million at 31 March 2024 (2023: under-recovery of £246 million) in the UK. In the US, cumulative timing over-recoveries at 31 March 2024 were £210 million (2023: £299 million over-recovery). The total estimated in-year over- or under-collection excludes opening balance adjustments related to estimates or finalisation of balances as part of regulatory submissions. In addition to the timing adjustments described above, as part of the RIIO price controls in the UK, outperformance against allowances as a result of the totex incentive mechanism, together with changes in output-related allowances included in the original price control, will almost always be adjusted in future revenue recoveries, typically starting in two years’ time. We also receive revenues in relation to certain costs incurred or expected to be incurred (for example pension deficit contributions), with differences between revenues received and cost incurred adjusted in future revenue recoveries, e.g. after a triennial actuarial pension funding valuation has been concluded. Our current IFRS revenues and earnings include these amounts that relate to certain costs incurred in prior years or that will need to be repaid or recovered in future periods. Such adjustments will form an important part of the continuing difference between reported IFRS results and underlying economic performance based on our regulatory obligations. For our UK regulated businesses as a whole (including discontinued operations), timing and regulated revenue adjustments totalled a net over-recovery of £1,004 million in the year (2023: £32 million net under-recovery). In the US, accumulated regulatory entitlements cover a range of different areas, with the most significant being environmental remediation and pension assets, as well as deferred storm costs. All regulatory entitlements are recoverable (or repayable) over different periods, which are agreed with the regulators to match the expected payment profile for the liabilities. New England and New York in-year over/(under)-recovery and all New England and New York balances have been translated using the average exchange rate of $1.26 for the year ended 31 March 2024. UK Electricity Transmission £m UK Electricity Distribution £m UK Electricity System Operator £m New England £m New York £m Continuing £m Discontinued £m Total £m 1 April 2023 opening balance1 (213) (124) 77 (384) 683 39 — 39 (Under)/over-recovery 363 (159) 800 (69) (20) 915 — 915 31 March 2024 closing balance to (recover)/return2 150 (283) 877 (453) 663 954 — 954 UK Electricity Transmission £m UK Electricity Distribution £m UK Electricity System Operator £m New England £m New York £m Continuing £m Discontinued £m Total £m 1 April 2022 opening balance1 (95) 22 (129) (330) 632 100 (160) (60) (Under)/over-recovery (112) (139) 207 (37) 51 (30) 12 (18) Disposals — — — (17) — (17) 148 131 31 March 2023 closing balance to (recover)/return2 (207) (117) 78 (384) 683 53 — 53 UK Electricity Transmission £m UK Electricity Distribution £m UK Electricity System Operator £m New England £m New York £m Continuing £m Discontinued £m Total £m 1 April 2021 opening balance1 — — (80) (295) 497 122 (76) 46 Over/(under)-recovery (85) 22 (47) (35) 135 (10) (80) (90) 31 March 2022 closing balance to (recover)/return2 (85) 22 (127) (330) 632 112 (156) (44) 1. Opening balances have been restated to reflect the finalisation of calculated over/(under)-recoveries in both the UK and the US and also adjusted for the regulatory time value of money impact on opening balances, where appropriate, in the UK. 2. The closing balance at 31 March 2024 was £954 million over-recovered (translated at the closing rate of $1.26:£1). 31 March 2023 was £59 million over-recovered (including discontinued operations and translated at the closing rate of $1.23:£1). 31 March 2022 was £45 million under-recovered (including discontinued operations and translated at the closing rate of $1.31:£1). Additional Information 247 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Capital investment at constant currency We have updated our definition of capital investment this year. ‘Capital investment’ or ‘investment’ both refer to additions to property, plant and equipment and intangible assets, including capital prepayments plus equity contributions to joint ventures and associates during the period. This measure of capital investment is aligned with how we present our segmental information (see note 2(c) to the financial statements for further details). References to ‘capital investment’ in our regulated networks include the following segments: UK Electricity Transmissions, UK Electricity Distribution, UK Electricity System Operator, New England and New York, but exclude National Grid Ventures and ‘Other’. Capital investment measures are presented at actual exchange rates, but are also shown on a constant currency basis to show the year-on-year comparisons excluding any impact of foreign currency translation movements. Year ended 31 March At actual exchange rates At constant currency 2024 20231 change 2024 20231 change£m £m £m £m UK Electricity Transmission 1,912 1,301 47% 1,912 1,301 47% UK Electricity Distribution 1,247 1,220 2% 1,247 1,220 2% UK Electricity System Operator 85 108 (21%) 85 108 (21%) New England 1,673 1,527 10% 1,673 1,470 14% New York 2,654 2,454 8% 2,654 2,363 12% Capital investment (regulated networks) 7,571 6,610 15% 7,571 6,462 17% National Grid Ventures 662 970 (32%) 662 955 (31%) Other 2 13 (85%) 2 13 (85%) Group capital investment – continuing 8,235 7,593 8% 8,235 7,430 11% Discontinued operations — 301 (100%) — 301 (100%) Group capital investment – total 8,235 7,894 4% 8,235 7,731 7% 1. Comparative amounts have been represented to reflect the reclassification of our US LNG operations from New England to NGV following an internal reorganisation in the year and the change in presentation for capital investments. Capital expenditure Capital expenditure (for the purposes of measuring green capex aligned to EU Taxonomy) comprises additions to property, plant and equipment and intangible assets, but excludes capital prepayments and equity contributions to joint ventures and associates during the period. 2024 20231 £m £m Asset type: Property, plant and equipment 7,124 6,783 Non-current intangible assets 481 578 Transfers from prepayments 43 70 Group capital expenditure – continuing 7,648 7,431 Equity investments in joint ventures and associates 332 197 Capital expenditure prepayments 298 35 Transfers to capital expenditure additions (43) (70) Group capital investment – continuing 8,235 7,593 1. Comparative amounts have been represented to reflect the reclassification of our US LNG operations from New England to NGV following an internal reorganisation in the year and the change in presentation for capital investments. Cash flow statement used in credit metric calculation below The table below re-analyses our IFRS operating cash flows for the purposes of facilitating calculation of certain measures of credit worthiness – being RCF/adjusted net debt and FFO/adjusted net debt as described further below. The differences between this table and the consolidated cash flow statement relate to the disaggregation of cash flows relating to items considered ‘exceptional’ as described in note 5, as explained within the footnotes below: 2024 2023 2022 Notes £m £m £m Cash flows from operating activities Total operating profit from continuing operations 2(b) 4,475 4,879 4,371 Adjustments for: Exceptional items and remeasurements 5 987 (585) (558) Other fair value movements (16) 21 (65) Depreciation, amortisation and impairment 2,061 1,984 1,830 Share-based payments 37 48 38 Changes in working capital (49) 286 361 Changes in provisions (154) 23 140 Changes in pensions and other post-retirement benefit obligations 31 (46) (76) Cash flows relating to exceptional items (91) (178) (253) Cash generated from operations – continuing operations 7,281 6,432 5,788 Tax paid (342) (89) (298) Net cash inflow from operating activities – continuing operations 6,939 6,343 5,490 Net cash inflow from operating activities – discontinued operations — 555 782 Other unaudited financial information continued 248 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Net debt See note 29 the financial statements on page 189 for the definition and reconciliation of net debt. Funds from operations and interest cover FFO are the cash flows generated by the operations of the Group. Credit rating metrics, including FFO, are used as indicators of balance sheet strength. 2024 2023¹ 2022¹ Year ended 31 March £m £m £m Interest expense (income statement) 1,723 1,680 1,146 Hybrid interest reclassified as dividend (38) (39) (38) Capitalised interest 251 249 152 Pensions interest adjustment 9 11 11 Unwinding of discount on provisions (102) (88) (73) Pension interest 94 85 — Interest charge (discontinued operations) — — 218 Adjusted interest expense 1,937 1,898 1,416 Net cash inflow from operating activities 6,939 6,343 5,490 Interest received on financial instruments 148 65 40 Interest paid on financial instruments (1,627) (1,430) (1,053) Dividends received 176 190 166 Working capital adjustment 49 (286) (361) Excess employer pension contributions 27 116 99 Hybrid interest reclassified as dividend 38 39 38 Add back accretions 208 483 241 Difference in net interest expense in income statement to cash flow (253) (395) (177) Difference in current tax in income statement to cash flow (24) (281) 72 Current tax related to prior periods — — (35) Cash flow from discontinued operations — 555 668 Funds from operations (FFO) 5,681 5,399 5,188 FFO interest cover ((FFO + adjusted interest expense)/adjusted interest expense) 3.9x 3.8x 4.7x 1. Numbers for 2023 and 2022 reflect the calculations for the total Group as based on the published accounts for the respective years. Retained cash flow/adjusted net debt RCF/adjusted net debt is one of two credit metrics that we monitor in order to ensure the Group is generating sufficient cash to service its debts, consistent with maintaining a strong investment-grade credit rating. We calculate RCF/adjusted net debt applying the methodology used by Moody’s, as this is one of the most constrained calculations of credit worthiness. The net debt denominator includes adjustments to take account of the equity component of hybrid debt. 2024 20231 20221 Year ended 31 March £m £m £m Funds from operations (FFO) 5,681 5,399 5,188 Hybrid interest reclassified as dividend (38) (39) (38) Ordinary dividends paid to shareholders (1,718) (1,607) (922) RCF 3,925 3,753 4,228 Borrowings 47,072 42,985 45,465 Less: 50% hybrid debt (1,034) (1,049) (1,027) Cash and cash equivalents (578) (126) (190) Financial and other investments (3,084) (1,764) (2,292) Underfunded pension obligations 266 292 326 Borrowings in held for sale 13 — 5,234 Collateral – cash received under collateral agreements2 — — — Adjusted net debt (includes pension deficit) 42,655 40,338 47,516 RCF/adjusted net debt 9.2 % 9.3 % 8.9 % 1. Numbers for 2023 and 2022 reflect the calculations for the total Group as based on the published accounts for that year. 2. Below agency threshold to adjust in 2024, 2023 and 2022. Additional Information 249 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Regulatory performance measures Regulated financial performance – UK Regulatory financial performance is a pre-interest and tax measure, starting at segmental operating profit and making adjustments (such as the elimination of all pass-through items included in revenue allowances and timing) to approximate regulatory profit for the UK regulated activities. This measure provides a bridge for investors between a well-understood and comparable IFRS starting point and through the key adjustments required to approximate regulatory profit. This measure also provides the foundation to calculate Group RoE. Under the UK RIIO regulatory arrangements the Company is incentivised to deliver efficiencies against cost targets set by the regulator. In total, these targets are set in terms of a regulatory definition of combined total operating and capital expenditure, also termed ‘totex’. The definition of totex differs from the total combined regulated controllable operating costs and regulated capital expenditure as reported in this statement according to IFRS accounting principles. Key differences are capitalised interest, capital contributions, exceptional costs, costs covered by other regulatory arrangements and unregulated costs. For the reasons noted above, the table below shows the principal differences between the IFRS operating profit and the regulated financial performance, but is not a formal reconciliation to an equivalent IFRS measure. UK Electricity Transmission 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m Adjusted operating profit 1,677 995 1,067 Movement in regulatory ‘IOUs’ (363) 107 82 UK regulatory notional deferred taxation adjustment 219 73 26 RAV indexation – 2% CPIH long-run inflation 343 309 287 Regulatory vs IFRS depreciation difference (553) (536) (433) Fast money/other (119) 37 (44) Pensions (2) (44) (42) Performance RAV created 68 68 75 Regulated financial performance 1,270 1,009 1,018 UK Electricity Distribution 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m Adjusted operating profit 993 1,091 909 Less non-regulated profits (8) (46) (51) Movement in regulatory ‘IOUs’ 158 88 (42) UK regulatory notional deferred taxation adjustment 38 65 28 RAV indexation – 2% CPIH (2023 and 2022: 3% RPI) long-run inflation 216 277 198 Regulatory vs IFRS depreciation difference (555) (506) (358) Fast money/other (36) 11 17 Pensions — (157) (111) Performance RAV created 50 22 9 Regulated financial performance 856 845 599 UK Electricity System Operator 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m Adjusted operating profit 880 238 7 Movement in regulatory ‘IOUs’ (800) (223) 31 UK regulatory notional deferred taxation adjustment 2 (4) (4) RAV indexation – 2% CPIH long-run inflation 7 7 5 Regulatory vs IFRS depreciation difference (19) 32 27 Fast money/other (29) (2) (24) Pensions — (11) (10) Performance RAV created — — — Regulated financial performance 41 37 32 Other unaudited financial information continued 250 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
UK Gas Transmission 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m Adjusted operating profit — 714 654 Less non-regulated profits — (129) (150) Movement in regulatory ‘IOUs’ — (24) 72 UK regulatory notional deferred taxation adjustment — 28 13 RAV indexation – 2% CPIH (2021: 3% RPI) long-run inflation — 109 126 Regulatory vs IFRS depreciation difference — (331) (281) Fast money/other — (1) (4) Pensions — (9) — Performance RAV created — 5 3 Regulated financial performance — 362 433 Regulated financial performance – US New England 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m Adjusted operating profit 643 708 743 Major storm costs 90 72 111 Timing 69 39 32 Depreciation adjustment1 — (18) (67) US GAAP pension adjustment 29 34 11 Regulated financial performance 831 835 830 1. The depreciation adjustment relates to the impact of the cessation of depreciation for NECO under IFRS following reclassification as held for sale. New York 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m Adjusted operating profit 860 741 780 Provision for bad and doubtful debts (COVID-19), net of recoveries¹ (34) (21) — Major storm costs 136 186 52 Timing 20 (53) (126) US GAAP pension adjustment 42 11 66 Regulated financial performance 1,024 864 772 1. New York financial performance includes an adjustment reflecting our expectation for future recovery of COVID-19 related provisions for bad and doubtful debts. Additional Information 251 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Total regulated financial performance 2024 2023 2022 Year ended 31 March £m £m £m UK Electricity Transmission 1,270 1,009 1,018 UK Electricity Distribution 856 845 599 UK Electricity System Operator 41 37 32 UK Gas Transmission — 362 433 New England 831 835 830 New York 1,024 864 772 Total regulated financial performance 4,022 3,952 3,684 New England and New York timing, major storms costs and movement in UK regulatory ‘IOUs’ – Revenue related to performance in one year may be recovered in later years. Where revenue received or receivable exceeds the maximum amount permitted by our regulatory agreement, adjustments will be made to future prices to reflect this over-recovery. No liability is recognised under IFRS, as such an adjustment to future prices relates to the provision of future services. Similarly, no asset is recognised under IFRS where a regulatory agreement permits adjustments to be made to future prices in respect of an under-recovery. In the UK, this is calculated as the movement in other regulated assets and liabilities. Performance RAV – UK performance efficiencies are in part remunerated by the creation of additional RAV which is expected to result in future earnings under regulatory arrangements. This is calculated as in-year totex outperformance multiplied by the appropriate regulatory capitalisation ratio and multiplied by the retained company incentive sharing ratio. Pension adjustment – Cash payments against pension deficits in the UK are recoverable under regulatory contracts. In US regulated operations, US GAAP pension charges are generally recoverable through rates. Revenue recoveries are recognised under IFRS but payments are not charged against IFRS operating profits in the year. In the UK this is calculated as cash payments against the regulatory proportion of pension deficits in the UK regulated business, whereas in the US it is the difference between IFRS and US GAAP pension charges. 2% CPIH and 3% RPI RAV indexation – Future UK revenues are expected to be set using an asset base adjusted for inflation. This is calculated as UK RAV multiplied by 2% long-run CPIH inflation assumption under RIIO-2 and a 3% long-run RPI inflation assumption under RIIO-1. UK regulatory notional deferred taxation adjustment – Future UK revenues are expected to recover cash taxation cost including the unwinding of deferred taxation balances created in the current year. This is the difference between: (1) IFRS underlying EBITDA less other regulatory adjustments; and (2) IFRS underlying EBITDA less other regulatory adjustments less current taxation (adjusted for interest tax shield) then grossed up at full UK statutory tax rate. Regulatory depreciation – US and UK regulated revenues include allowance for a return of regulatory capital in accordance with regulatory assumed asset lives. This return does not form part of regulatory profit. Fast/slow money adjustment – The regulatory remuneration of costs incurred is split between in-year revenue allowances and the creation of additional RAV. This does not align with the classification of costs as operating costs and fixed asset additions under IFRS accounting principles. This is calculated as the difference between IFRS classification of costs as operating costs or fixed asset additions and the regulatory classification. Regulated asset base The regulated asset base is a regulatory construct, based on predetermined principles not based on IFRS. It effectively represents the invested capital on which we are authorised to earn a cash return. By investing efficiently in our networks, we add to our regulated asset base over the long term, and this in turn contributes to delivering shareholder value. Our regulated asset base comprises our regulatory asset value in the UK plus our rate base in the US. Maintaining efficient investment in our regulated asset base ensures we are well positioned to provide consistently high levels of service to our customers and increases our revenue allowances in future years. While we have no specific target, our overall aim is to achieve around 10% growth in regulated asset base each year through continued investment in our networks in both the UK and US. In the UK, the way in which our transactions impact RAV is driven by principles set out by Ofgem. In a number of key areas these principles differ from the requirements of IFRS, including areas such as additions and the basis for depreciation. Further, our UK RAV is adjusted annually for inflation. RAV in each of our retained UK businesses has evolved over the period since privatisation in 1990 and, as a result, historical differences between the initial determination of RAV and balances reported under UK GAAP at that time still persist. In the case of UK ED, differences arise as the result of acquisition fair value adjustments (where PP&E at acquisition has been valued above RAV). Due to the above, substantial differences exist in the measurement bases between RAV and an IFRS balance metric, and therefore it is not possible to provide a meaningful reconciliation between the two. In the US, rate base is a regulatory measure determined for each of our main US operating companies. It represents the value of property and other assets or liabilities on which we are permitted to earn a rate of return, as set out by the regulatory authorities for each jurisdiction. The calculations are based on the applicable regulatory agreements for each jurisdiction and include the allowable elements of assets and liabilities from our US companies. For this reason, it is not practical to provide a meaningful reconciliation from the US rate base to an equivalent IFRS measure. However, we include the calculation on page 253. ‘Total regulated and other balances’ for our UK regulated businesses include the under- or over-recovery of allowances that those businesses target to collect in any year, which are based on the regulator’s forecasts for that year. Under the UK price control arrangements, revenues will be adjusted in future years to take account of actual levels of collected revenue, costs and outputs delivered when they differ from those regulatory forecasts. In the US, other regulatory assets and liabilities include regulatory assets and liabilities which are not included in the definition of rate base, including working capital where appropriate. ‘Total regulated and other balances’ for NGV and other businesses includes assets and liabilities as measured under IFRS, but excludes certain assets and liabilities such as pensions, tax, net debt and goodwill. This included a £101 million deferred balance for separation and transaction costs incurred in 2021/22 related to the sale of NECO and UK Gas Transmission, which has been released to offset against the proceeds received on disposal of these businesses in 2022/23. Other unaudited financial information continued 252 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Year ended 31 March (£m at constant currency) RAV, rate base or other business assets Total regulated and other balances 2024 2023¹ 20242,3 20231,2,3 £m £m £m £m UK Electricity Transmission 18,462 17,150 17,940 17,009 UK Electricity Distribution 11,469 10,787 11,611 10,776 UK Electricity System Operator 425 355 (452) 277 New England 8,710 7,728 10,565 9,852 New York 16,387 14,789 17,425 15,818 Total regulated 55,453 50,809 57,089 53,732 National Grid Ventures and other business balances 7,593 6,639 7,213 6,735 Total Group regulated and other balances 63,046 57,448 64,302 60,467 1. Figures relating to prior periods have, where appropriate, been re-presented at constant currency, for segmental reorganisation, opening balance adjustments following the completion of the UK regulatory reporting pack process and finalisation of US balances. 2. Includes totex-related regulatory IOUs of £514 million (2023: £502 million) and over-recovered timing balances of £744 million (2023: £246 million under-recovered). 3. Includes assets for construction work-in-progress of £2,068 million (2023: £2,319 million), other regulatory assets related to timing and other cost deferrals of £1,279 million (2023: £771 million) and net working capital liabilities of £455 million (2023: £136 million net working capital assets). New England and New York rate base and other total regulated and other balances for 31 March 2023 have been re-presented in the table above at constant currency. At actual currency the values were £10.1 billion and £16.2 billion respectively. Group RoE Group RoE provides investors with a view of the performance of the Group as a whole compared with the amounts invested by the Group in assets attributable to equity shareholders. It is the ratio of our regulatory financial performance to our measure of equity investment in assets. It therefore reflects the regulated activities as well as the contribution from our non-regulated businesses together with joint ventures and non- controlling interests. We use Group RoE to measure our performance in generating value for our shareholders, and targets for Group RoE are included in the incentive mechanisms for executive remuneration within both the APP and LTPP schemes. Group RoE is underpinned by our regulated asset base. For the reasons noted above, no reconciliation to IFRS has been presented, as we do not believe it would be practical. However, we do include the calculations below. Calculation: Regulatory financial performance including a long-run inflation assumption (3% RPI for RIIO-1; 2% CPIH for RIIO-2), less adjusted interest and adjusted taxation divided by equity investment in assets: • adjusted interest removes accretions above long-run inflation rates, interest on pensions, capitalised interest in regulated operations and unwind of discount rate on provisions; • adjusted taxation adjusts the Group taxation charge (before exceptional items and remeasurements) for differences between IFRS profit before tax and regulated financial performance less adjusted interest; and • equity investment in assets is calculated as the total opening UK regulatory asset value, the total opening US rate base plus goodwill plus opening net book value of National Grid Ventures and other activities (excluding certain amounts such as pensions, tax and commodities) and our share of joint ventures and associates, minus opening net debt as reported under IFRS restated to the weighted average sterling–dollar exchange rate for the year. Year ended 31 March 2024 2023 2022 £m £m £m Regulated financial performance 4,022 3,952 3,684 Operating profit of other activities – continuing operations 467 595 330 Operating profit of other activities – discontinued operations — 113 150 Group financial performance 4,489 4,660 4,164 Share of post-tax results of joint ventures and associates1 174 202 148 Non-controlling interests (1) — (1) Adjusted total Group interest charge (including discontinued) (1,613) (1,546) (1,191) Total Group tax charge (including discontinued) (983) (734) (761) Tax on adjustments 270 7 43 Total Group financial performance after interest and tax 2,336 2,589 2,402 Opening rate base/RAV 50,806 55,558 41,043 Opening other balances 7,973 5,410 4,864 Opening goodwill 11,444 12,253 5,266 Opening strategic pivot (asset swap) adjustment2 (3,464) — — Opening capital employed 66,759 73,221 51,173 Opening net debt (40,505) (49,691) (30,072) Opening equity 26,254 23,530 21,101 Group RoE 8.9 % 11.0 % 11.4 % 1. 2024 includes £73 million (2023: £12 million) in respect of the Group’s retained minority interest in National Gas Transmission. 2. Following the completion of our strategic pivot, regulatory gains on the disposal of NECO and UK Gas Transmission (based on the proceeds received less the RAV, rate base and other related balances used to calculate the Group RoE denominator) have been deducted against the IFRS goodwill recognised on the acquisition of National Grid Electricity Distribution in calculating the total denominator used to calculate Group RoE. For this metric, the purchase of NGED and the sales of both NECO and UK Gas Transmission are deemed to be linked transactions and so the opening equity reflects the impact of these as asset swaps rather than as unrelated transactions. Additional Information 253 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
UK and US regulated RoE Year ended 31 March Regulatory Debt: Equity assumption Achieved Return on Equity Base or Allowed Return on Equity 2024 2023 2024 2023 % % % % UK Electricity Transmission 55/45 8.0 7.5 7.0 6.3 UK Electricity Distribution 60/40 8.5 13.2 7.4 9.6 UK Gas Transmission 60/40 — 7.8 — 6.6 New England Avg. 45/55 9.2 8.3 9.9 9.9 New York Avg. 52/48 8.5 8.6 8.9 8.9 UK businesses’ regulated RoEs UK regulated businesses’ RoEs are a measure of how the businesses are performing against the assumptions used by our UK regulator. These returns are calculated using the assumption that the businesses are financed in line with the regulatory adjudicated capital structure, at the cost of debt assumed by the regulator, and that inflation is equal to a long-run assumption of 3% RPI under RIIO-1 and 2% CPIH under RIIO-2. They are calculated by dividing elements of out/under-performance versus the regulatory contract (i.e. regulated financial performance disclosed above) by the average equity RAV in line with the regulatory assumed capital structure and adding to the base allowed RoE. These are important measures of UK regulated businesses’ performance, and our operational strategy continues to focus on these metrics. These measures can be used to determine how we are performing under the RIIO framework and also help investors to compare our performance with similarly regulated UK entities. Reflecting the importance of these metrics, they are also key components of the APP scheme. The respective businesses’ UK RoEs are underpinned by their RAVs. For the reasons noted above, no reconciliation to IFRS has been presented, as we do not believe it would be practical. US businesses’ regulated RoEs US regulated businesses’ RoEs are a measure of how the businesses are performing against the assumptions used by the US regulators. This US operational return measure is calculated using the assumption that the businesses are financed in line with the regulatory adjudicated capital structure and allowed cost of debt. The returns are divided by the average rate base (or where a reported rate base is not available, an estimate based on rate base calculations used in previous rate filings) multiplied by the adjudicated equity portion in the regulatory adjudicated capital structure. These are important measures of our New England and New York regulated businesses’ performance, and our operational strategy continues to focus on these metrics. This measure can be used to determine how we are performing and also helps investors compare our performance with similarly regulated US entities. Reflecting the importance of these metrics, they are also key components of the APP scheme. The New England and New York businesses’ returns are based on a calculation which gives proportionately more weighting to those businesses which have a greater rate base. For the reasons noted above, no reconciliations to IFRS for the RoE measures have been presented, as we do not believe it would be practical to reconcile our IFRS balance sheet to the equity base. The table below shows the principal differences between the IFRS result of the New England and New York segments, and the ‘returns’ used to derive their respective US jurisdictional RoEs. In outlining these differences, we also include the aggregated business results under US GAAP for New England and New York jurisdictions. In respect of 2022/23 and 2021/22, this measure is the aggregate operating profit of our US OpCo entities’ publicly available financial statements prepared under US GAAP for the New England and New York jurisdictions respectively. For 2023/24, this measure represents our current estimate, since local financial statements have yet to be prepared. 2024 2023 2022 £m £m £m Underlying IFRS operating profit for New England segment 802 819 886 Underlying IFRS operating profit for New York segment 1,016 874 706 Weighted average £/$ exchange rate $1.262 $1.216 $1.348 Other unaudited financial information continued 254 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
New England New York 2024 2023 2022 2024 2023 2022 $m $m $m $m $m $m Underlying IFRS operating profit for US segments 1,013 995 1,194 1,283 1,060 951 Adjustments to convert to US GAAP as applied in our US OpCo entities Adjustment in respect of customer contributions (29) (26) (35) (37) (34) (30) Pension accounting differences1 43 39 14 63 12 88 Environmental charges recorded under US GAAP 10 (3) 3 21 58 42 Storm costs and recoveries recorded under US GAAP (56) (54) (75) 6 (39) (8) Removal of partial year Rhode Island in year of disposal — (65) — — — — Other regulatory deferrals, amortisation and other items (139) (217) (253) (155) 86 46 Results for US regulated OpCo entities, aggregated under US GAAP2 842 669 848 1,181 1,143 1,089 Adjustments to determine regulatory operating profit used in US RoE Adjustment for COVID-19-related provision for bad and doubtful debts3 — — — — (171) — Net other 14 113 71 151 171 85 Regulatory operating profit 856 782 919 1,332 1,143 1,174 Pensions1 60 (17) 7 159 219 107 Regulatory interest charge (199) (176) (227) (374) (339) (316) Regulatory tax charge (196) (159) (179) (305) (279) (263) Regulatory earnings used to determine US RoE 521 430 520 812 744 702 1. Following a change in US GAAP accounting rules, an element of the pensions charge is reported outside operating profit with effect from 2019. 2. Based on US GAAP accounting policies as applied by our US regulated OpCo entities. 3. US RoE included an adjustment reflecting our expectation for future recovery of COVID-19-related bad and doubtful debt costs in 2020/21. The adjustment is being unwound as regulated assets are recognised in respect of the same debts in our US GAAP accounts. In addition to the regulatory earnings used to determine US RoE, our US regulated businesses also earn a return on assets outside of rate base (principally construction work-in-progress) of $2.3 billion (2023: $2.7 billion) in New England and $1.3 billion (2023: $1.3 billion) in New York. In 2023/24, this additional return amounted to $66 million (2023: $81 million) in New England and $79 million (2023: $78 million) in New York. The aggregate of regulatory earnings used to determine US RoE and the return on assets outside of rate base for the year was $587 million (2023: $511 million) for New England and $891 million (2023: $822 million) for New York. New England New York 2024 2023 2022 2024 2023 2022 $m $m $m $m $m $m US equity base (average for the year) 5,645 5,155 6,253 9,517 8,670 7,946 US jurisdiction RoE 9.2 % 8.3 % 8.3 % 8.5 % 8.6 % 8.8 % Information on differences between IFRS and regulatory balances There are certain significant assets and liabilities included in our IFRS balance sheet, which are treated differently in the analysis below and to which we draw readers’ attention. Our UK OpCo RAVs are different to the IFRS carrying value of PP&E and intangibles in these entities. For example the annual indexation (inflationary uplift) adjustment applied to RAV compared with the IFRS value of these assets (which are held at amortised cost) or in the case of UK ED, the result of acquisition fair value adjustments (where PP&E at acquisition has been valued above RAV). In addition, under IFRS we recognise liabilities in respect of US environmental remediation costs, and pension and OPEB costs. For regulatory purposes, these are not shown as obligations because we are entitled to full recovery of costs through our existing rate plans. The impact of US tax reform in 2017/18 which resulted in a reduction in IFRS deferred tax liabilities, and from a regulatory perspective remains as a future obligation, results in a regulatory liability within US rate base. In our Value Added calculation, we recognised an asset in 2021/22 to reflect expected future recovery of £202 million COVID-19-related provision for bad and doubtful debts. In 2022/23 the expected recovery of these bad debts has been recognised as a regulated asset in our US operating companies. Regulatory IOUs which reflect net over- or under-recoveries compared with our regulatory allowances are treated within this table as obligations (or rights) but do not qualify for recognition as liabilities (or assets) under IFRS. The decrease in regulatory assets and other balances and the decrease in net debt as a result of the disposals of NECO and our UK Gas Transmission and Metering business along with associated transaction costs have been excluded when calculating the in-year Value Added for 2022/23. However, these balances are included within amounts reported as at 31 March 2022. Adjusted net debt movements exclude movements on derivatives which are designated in cash flow hedging arrangements and for which there is no corresponding movement in total assets and other balances. Within our Value Added calculation, total assets and other balances, goodwill and adjusted net debt movement all exclude the impact of reclassifications to held for sale. Asset growth, Value Added, Value Added per share and Value Growth To help readers’ assessment of the financial position of the Group, the table below shows an aggregated position for the Group, as viewed from a regulatory perspective. The asset growth and Value Added measures included in the table below are calculated in part from financial information used to derive measures sent to and used by our regulators in the UK and US, and accordingly inform certain of the Group’s regulatory performance measures, but are not derived from, and cannot be reconciled to, IFRS. These alternative performance measures include regulatory assets and liabilities and certain IFRS assets and liabilities of businesses that were classified as held for sale under IFRS 5. Asset growth is the annual percentage increase in our RAV and rate base and other non-regulated business balances (including our investments in NGV, UK property and other assets and US other assets) calculated at constant currency. Value Added is a measure that reflects the value to shareholders of our cash dividend and the growth in National Grid’s regulated and non-regulated assets (as measured in our regulated asset base, for regulated entities), and corresponding growth in net debt. It is a key metric used to measure our performance and underpins our approach to sustainable decision making and long-term management incentive arrangements. Value Added is derived using our regulated asset base and, as such, it is not practical to provide a meaningful reconciliation from this measure to an equivalent IFRS measure due to the reasons set out for our regulated asset base. However, the calculation is set out below. Value Added per share is calculated by dividing Value Added by the weighted average number of shares (3,692 million) set out in note 8 to the financial statements. Additional Information 255 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Value Growth of 9.5% (2023: 12.4%) is derived from Value Added by adjusting Value Added to normalise for our estimate of the long-run inflation rate (3% RPI for RIIO-1, 2% CPIH for RIIO-2) on RAV indexation and index-linked debt interest accretions. In 2024, the numerator for Value Growth was £2,503 million (2023: £2,902 million). The denominator is Group equity as used in the Group RoE calculation, adjusted for foreign exchange movements. The tables below include related balances and net debt up to the dates of disposal for NECO (25 May 2022) and the UK Gas Transmission and Metering (31 January 2023), despite being reclassified as held for sale under IFRS. 2023/24 £m 31 March 2024 31 March 2023 Value Added Change UK RAV 30,356 28,292 2,064 7 % US rate base 25,097 22,517 2,580 11 % Total RAV and rate base 55,453 50,809 4,644 9 % National Grid Ventures and other 7,593 6,639 954 14 % Total assets (used to calculate asset growth) 63,046 57,448 5,598 10 % UK other regulated balances1 (1,257) (230) (1,027) US other regulated balances2,3 3,489 3,153 791 Other balances (976) 96 (1,072) Total assets and other balances 64,302 60,467 4,290 Cash dividends 1,718 Adjusted net debt movement (3,077) Value Added 2,931 1. Includes totex-related regulatory IOUs of £514 million, under-recovered timing balances of £744 million. 2. Change in year excludes a £455 million reduction in US other regulated balances related to tax assets for net operating losses that were utilised in 2023/24 to offset tax due on disposal of NECO, which was sold in 2022/23. 3. Includes assets for construction work-in-progress of £2,068 million, other regulatory assets related to timing and other cost deferrals of £1,279 million and net working capital liabilities of £455 million. 2022/23 £m 31 March 2023 Disposal of NECO and UK Gas Transmission1 31 March 2022 Value Added Change UK RAV 28,205 (6,989) 31,577 3,617 11 % US rate base 23,038 (2,476) 23,628 1,886 8 % Total RAV and rate base 51,243 (9,465) 55,205 5,503 10 % National Grid Ventures and other 6,604 (143) 5,374 1,373 26 % Total assets (used to calculate asset growth) 57,847 (9,608) 60,579 6,876 11 % UK other regulated balances2 (255) (141) 75 (189) US other regulated balances3 3,226 (250) 2,792 684 Other balances 108 1,239 (808) (323) Total assets and other balances 60,926 (8,760) 62,638 7,048 Cash dividends 1,607 Adjusted net debt movement1 (3,848) Value Added 4,807 1. The disposal of NECO on 25 May 2022 and UK Gas Transmission on 31 January 2023 resulted in an increase in assets which has been excluded from the total change in the year used to calculate asset growth and Value Added for 2022/23. The decrease in RAV and rate base and other regulated balances relating to the businesses disposed along with the net debt disposed and cash proceeds received (plus associated transaction costs) are excluded from the total adjusted net debt movement in the year used to calculate asset growth and Value Added. 2. Includes totex-related regulatory IOUs of £502 million, under-recovered timing balances of £246 million. 3. Includes assets for construction work-in-progress of £2,319 million, other regulatory assets related to timing and other cost deferrals of £771 million and net working capital assets of £136 million. Figures relating to prior periods have, where appropriate, been re-presented at constant currency, for opening balance adjustments following the completion of the UK regulatory reporting pack process and finalisation of US balances. Regulatory gearing Regulatory gearing is a measure of how much of our investment in RAV and rate base and other elements of our invested capital (including our investments in NGV, UK property and UK other assets and US other assets) is funded through debt. Comparative amounts as at 31 March 2023 are presented at historical exchange rates and have not been restated for opening balance adjustments. 2024 2023 As at 31 March £m £m UK RAV 30,356 28,205 US rate base 25,097 23,038 Other invested capital included in gearing calculation 7,593 6,604 Total assets included in gearing calculation 63,046 57,847 Net debt (including 100% of hybrid debt and held for sale) (43,584) (40,973) change Group gearing (based on 100% of net debt including held for sale) 69 % 71 % (2% pts) Group gearing (excluding 50% of hybrid debt from net debt) including held for sale 67 % 69 % (2% pts) Other unaudited financial information continued 256 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
In compliance with SEC rules, we present a summarised analysis of movements in the income statement and an analysis of movements in adjusted operating profit (for the continuing Group) by operating segment. This should be read in conjunction with the 31 March 2024 Financial review included on pages 60 – 73. Analysis of the income statement for the year ended 31 March 2023 Revenue Revenue from continuing operations for the year ended 31 March 2023 increased by £3,399 million to £21,659 million. Revenues were driven by a £1,235 million increase in UK Electricity System Operator (mainly as a result of higher balancing service pass-through costs), a £563 million increase in UK Electricity Distribution (primarily due to a full year of ownership and inflation on base revenues, and a £1,433 million increase in New York (mainly from higher commodity pass-through costs, and rate increases). Revenue from NGV increased by £317 million, related to higher interconnector income. Other activities revenues increased, driven by higher property site sales (most notably St William). Operating costs Operating costs from continuing activities for the year ended 31 March 2023 of £17,378 million were £2,931 million higher than prior year. This increase in costs excludes the exceptional items and remeasurements impacts, which is discussed below. Operating costs were driven by higher UK Electricity System Operator balancing service pass-through costs up £900 million and increased gas and electricity purchases (mostly on behalf of our US customers) up £884 million, with the underlying cause of both of these being higher global energy prices. Higher depreciation as a result of continued asset investment was up £154 million compared with 2021/22. Provisions for bad and doubtful debts of £220 million were recorded in the year, £53 million higher than 2021/22, principally as a result of COVID arrears reviewed. Net finance costs Net finance costs (excluding remeasurements) for 2022/23 were £1,514 million, up £433 million, driven by a £244 million impact of higher inflation on RPI-linked debt and higher borrowings from organic asset growth, partly offset by favourable non-debt interest income (pensions and capitalised interest) compared with 2021/22. Tax The tax charge on profits before exceptional items and remeasurements of £635 million was £34 million lower than 2021/22. This is driven by a lower effective tax charge in 2022/23 for the remeasurement of state deferred tax charges related to the sale of our Rhode Island business in the US and larger proportion of UK property sales with a lower effective tax rate. Exceptional items and remeasurements In 2022/23, exceptional items included £511 million of gains related to disposal of NECO and £335 million of gain relating to the disposal of Millennium Pipeline Company LLC. Additional items include insurance recoveries of £130 million relating to the IFA1 fire and £176 million due to changes in environmental provisions. Exceptional items in 2021/22 include the release of St William Homes LLP deferred income of £189 million and net gain of St William Homes LLP of £228 million. Transaction, separation and integration costs have decreased by £106 million to £117m in 2022/23, with cost efficiency programme costs increasing to £100 million in 2022/23 from £66 million in 2021/22. Finally, there was an exceptional gain of £38 million in 2021/22 related to an environmental insurance recovery. An exceptional deferred tax charge of £458 million was made in 2021/22 arising as a result of the UK corporation tax rate change, effective from April 2023. Remeasurement losses of £350 million were recognised on commodity contracts in 2022/23 compared with gains of £392 million in 2020/21. Finance costs for the year ended 31 March 2023 included a net gain of £54 million on financial remeasurements of derivative financial instruments and financial assets at fair value through profit or loss, compared to a net gain of £59 million on financial remeasurements in 2021/22. Joint ventures and associates Share of post-tax results of joint ventures and associates before exceptional items for 2022/23 were £190 million compared with £148 million in 2021/22, principally due to higher revenues in our BritNed interconnector joint venture in the UK. Profit after tax from discontinued operations Adjusted profit after tax from discontinued operations was broadly flat year on year at £320 million in 2022/23 compared with £344 million in 2021/22. Statutory profit after tax from discontinued operations also included exceptional operating costs and remeasurements of £46 million in 2022/23 compared with £29 million in 2021/22. The statutory tax charge in 2021/22 included a £144 million exceptional item related to deferred tax charges for the change in the UK corporation tax rate. Adjusted earnings and EPS from continuing operations Adjusted earnings and adjusted EPS, which exclude exceptional items and remeasurements, are provided to reflect the Group’s results on an ‘adjusted profit’ basis, described further in note 8. See page 155 for a reconciliation of adjusted basic EPS to EPS. The above earnings performance translated into adjusted EPS in 2022/23 of 63.8p, compared with 61.4p in 2021/22. Including discontinued operations, adjusted EPS in 2022/23 of 72.5p, compared with 71.0p in 2021/22. Exchange rates Our financial results are reported in sterling. Transactions for our US operations are denominated in dollars, so the related amounts that are reported in sterling depend on the dollar to sterling exchange rate. The table below shows the average and closing exchange rates of sterling to US dollars. 2022/23 2021/22 % change Weighted average (income statement) 1.22 1.35 10 % Year end (statement of financial position) 1.23 1.31 6 % The movement in foreign exchange during 2022/23 has resulted in a £1,134 million increase in revenue, a £172 million increase in adjusted operating profit and a £179 million increase in underlying operating profit. Commentary on consolidated financial statements for the year ended 31 March 2023 257 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Analysis of the adjusted operating profit by segment for the year ended 31 March 2023 UK Electricity Transmission For 2022/23, revenue in the UK Electricity Transmission segment decreased by £48 million to £1,987 million, and adjusted operating profit decreased by £72 million to £995 million. Revenue was lower due to return of allowances for Western Link liquidated damages and the impact of super deductions, partially offset by higher inflation. Regulated controllable costs including pensions were higher as a result of higher energy costs which more than offset efficiency savings. The decrease in depreciation and amortisation reflects a write-down of mid-Wales project in 2021/22. Other costs were lower, mainly related to a prior year settlement and profit from scrap sales in 2022/23. Capital investment increased by £122 million compared with 2021/22 to £1,301 million primarily due to LPT2 and overhead line projects including Cottam-Wymondley, partly offset by lower Hinkley Seabank spend. UK Electricity Distribution This business (previously called WPD) was acquired by National Grid in June 2021. For 2022/23 revenue in UK Electricity Distribution segment increased £563 million compared with 2021/22 as a result of a full year of trading and higher inflation. Regulated controllable costs were higher as a result of a full year of ownership. The increase in depreciation and amortisation is due to a full year of ownership and additional asset growth due to continuing investment. Other costs were lower, primarily due to lower engineering recharges and profit on sale of smart metering business completed in 2022/23. Capital investment for the period 2022/23 was £1,220 million, an increase of £321 million from 2021/22 due to a full year of ownership. UK Electricity System Operator For 2022/23, revenue in the UK Electricity System Operator segment increased by £1,235 million to £4,690 million but this was principally as the result of higher pass-through costs, which increased from £3,215 million in 2021/22 to £4,152 million in 2022/23 (primarily reflecting higher balancing service costs due to increased global energy prices and higher intervention costs required to balance the grid). Underlying net revenue was £44 million higher, as the result of higher base revenue under RIIO-2 due to increased totex and higher inflation. Regulated controllable costs including pensions were £47 million higher from increased workload to deliver RIIO-2 and higher IT spend. Depreciation and amortisation was £18 million higher due to early asset write-off provision for Electricity Balance System and investments commissioned in 2021/22. Capital investment is in line with 2021/22 at £108 million. New England Revenue in the New England segment decreased by £123 million to £4,427 million. Of this decrease, £1,164 million was due to the sale of the Rhode Island business in year, with the majority being offset by a stronger US dollar and rate case increases. Also, £7 million was due to year-on-year timing movements as a result of under-collection of revenues compared with our regulatory allowances in 2021/22. Adjusted operating profit decreased by £35 million to £708 million. Excluding pass-through costs, timing swings and the impact of the Rhode Island disposal, underlying net revenue increased by £416 million principally reflecting increased rates in Massachusetts Gas and Massachusetts Electric and a stronger US dollar. Regulated controllable costs decreased by £58 million as a result of the sale of Rhode Island and efficiency savings, partially offset by a stronger US dollar and increased workload. Provisions for bad and doubtful debts were £26 million higher at a constant currency and excluding the Rhode Island impact, following a lower provision release from 2021/22. Depreciation and amortisation was £2 million lower at a constant currency and excluding the Rhode Island impact, mainly due to the non-recurrence of a one-off 2021/22 adjustment, partially offset by increased investment. Other costs were broadly in line at a constant currency and excluding the impact of Rhode Island. Capital investment increased by £49 million to £1,527 million, reflecting a stronger US dollar and higher spend on gas assets driven by increased gas system enhancement plan investment partially offset by the Rhode Island sale in 2022/23, New York Revenue in the New York segment increased by £1,433 million to £6,994 million. Of this increase, £796 million was due to an increase in commodity pass-through costs charged on to customers and the impact of a stronger US dollar. Adjusted operating profit decreased by £39 million to £741 million. Excluding pass-through costs and timing swings, underlying net revenue increased by £710 million (22%) principally from the benefits of rate increases under current agreements and a stronger US dollar. Regulated controllable costs were higher with increased workload, inflationary impacts and one-off items partially offset by cost efficiency savings. Provisions for bad and doubtful debts increased by £70 million, driven by write-offs related to phase 1 and 2 of the Arrears Management Programme. Depreciation and amortisation increased due to the growth in assets. Other costs increased due to higher energy efficiency programmes and increased property taxes, partly offset by a lower pension expense driven by gain on pension buyout. Capital investment increased by £494 million to £2,454 million, as a result of Volney-Marcy and Gowanus leases, higher investment in our electric assets to reinforce the network and increase capacity, and investment in digital growth to reduce cyber security risk, partially offset by lower gas investment due to lower mains replacement. National Grid Ventures (NGV) Revenue in the NGV segment increased by £317 million to £1,341 million, driven by higher interconnector revenues, which benefited from higher arbitrage from the high gas prices throughout the year. Also, a full year’s contribution of NSL due to being commissioned in FY22, along with higher commodity prices and increased revenues in our onshore renewables in the US. Capital investment in NGV was broadly in line with 2021/22, with higher investment in IFA1 as a result of the Sellindge fire and increased spend on our Grain LNG facility, partly offset by completion of the NSL interconnector (Norway) last year, lower JV investment driven by purchase of NY Bight seabed lease in 2021/22 and lower cash calls on Emerald. Other activities In 2022/23, adjusted operating profit increased by £10 million to £31 million, primarily driven by the St William property sale. Partially offset by community support payment and NG Partners loss compared to fair value gains in 2021/22. Capital investment was broadly in line with the prior year. Discontinued operations – UK Gas Transmission and Metering In 2022/23, revenue in the UK Gas Transmission segment increased by £230 million to £1,604 million, due to higher pass-through costs. Adjusted operating profit increased by £60 million to £714 million. Revenue was impacted by £261 million higher pass-through costs and £92 million favourable year-on-year timing swings. Net revenue (adjusted for timing) was £123 million lower, reflecting 2 months less ownership. Regulated controllable costs (including pensions) and other costs were broadly in line, principally from 2 months less ownership, partially offset by higher customer-funded works. Depreciation and amortisation was £91 million lower due to being classified as held for sale in 2021/22. Capital investment increased by £40 million to £301 million, mainly from continued investment at Peterborough and Huntingdon compressor stations, higher capitalised interest and higher cyber spend compared with 2021/22. Commentary on consolidated financial statements for the year ended 31 March 2023 continued 258 National Grid plc Annual Report and Accounts 2023/24
Further Information
Share ownership
At 22 May 2024, the latest practicable date, none of the directors had an individual beneficial interest amounting to greater than 1% of the Company’s shares.
Material interests in shares
The following summarizes the significant changes in the percentage ownership held by our major shareholders during the past three years:
BlackRock, Inc. held 7.21% of our outstanding share capital as at 31 March 2021, such holdings decreased to 7.16% as at 31 May 2021, such holdings decreased to 7.04% as at 6 December 2021, and such holdings increased to 9.0% as at 31 December 2022. BlackRock, Inc. held 7.04% of our outstanding share capital as at 31 March 2023, such holdings increased to 7.22% as at 25 May 2023, and such holdings remained the same as at 1 June 2023. As noted on page 234 of the 2023/2024 Annual Report and Accounts, BlackRock, Inc. Held 6.88% of our outstanding share capital as at 31 March 2024.
Capital Group Companies, Inc. held 3.88% of our outstanding share capital as at 31 March 2021, and such holdings increased to 5.05% as at 31 March 2022. As noted on page 234 of the 2023/2024 Annual Report and Accounts, Capital Group Companies, Inc. held 4.99% of our outstanding share capital as at 31 March 2023, and such holdings remained the same as at 1 June 2023 and as at 31 March 2024.
Bank of America Corporation held 5.89% of our outstanding share capital as at 7 June 2023. As noted on page 234 of the 2023/2024 Annual Report and Accounts, such holdings remained the same as at 31 March 2024.
Since 31 March 2024 we have not been notified of any other subsequent significant change in the percentage of shares held by the shareholders listed on page 234 of the 2023/2024 Annual Report and Accounts.
Material interest in American Depositary Shares
As at 22 May 2024, we had 11,305 registered holders of our American Depositary Shares (ADSs) representing ownership of 8.60% of our issued and outstanding share capital, excluding ordinary shares held in treasury. As at 22 May 2024, based on information available to us, we believe that approximately 8.60% of our issued and outstanding share capital (whether in the form of shares or ADSs), excluding shares held in treasury, was held beneficially in the United States.
Insider Trading Policy
We have
adopted
insider trading policies and procedures governing the purchase, sale, and other dispositions of our securities by directors, senior management, and employees, which policies and procedures are reasonably designed to promote compliance with applicable insider trading laws, rules and regulations, and any listing standards applicable to us. A copy of the policy is filed as Exhibit 11(b) to this Annual Report.
Subsequent Events
None.
Representations and Warranties in the Exhibits
Pursuant to the rules and regulations of the SEC, the Company has filed certain agreements as exhibits to this Annual Report on Form 20-F. These agreements may contain representations and warranties by the parties to them. These representations and warranties have been made solely for the benefit of the other party or parties to such agreement and (i) may be intended not as statements of fact, but rather as a way of allocating the risk to one of the parties to such agreements if those statements turn out to be inaccurate, (ii) may have been qualified by disclosures that were made to such other party or parties and that either have been reflected in the company’s filings or are not required to be disclosed in those filings, (iii) may apply materiality standards different from what may be viewed as material to investors and (iv) were made only as of the date of such agreements or such other date or dates as may be specified in such agreements.
In accordance with the instructions to Item 2(b)(i) of the Instructions to Exhibits to the Form 20-F, National Grid agrees to furnish to the SEC, upon request, a copy of any instrument relating to long-term debt that does not exceed 10 percent of the total assets of National Grid and its subsidiaries on a consolidated basis.
Reports of Independent Registered Public Accounting Firms—Audit opinions for Form 20-F
In addition to the financial information set forth on the pages referenced under Item 18 in the Form 20-F Cross Reference Table on page vii, the reports of Deloitte LLP (PCAOB ID
1147
), Independent Registered Public Accounting Firm, are presented below:
REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM
To the shareholders and the Board of Directors of National Grid plc.
Opinion on the Financial Statements
We have audited the accompanying consolidated statements of financial position of National Grid plc. and its subsidiaries (together the “Group”) as at 31 March 2024 and 2023, the related consolidated statements of income, comprehensive income, changes in equity, and cash flows, for each of the three years in the period ended 31 March 2024, and the related notes (collectively referred to as the "financial statements"). In our opinion, the financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of the Group as at 31 March 2024 and 2023, and the results of its operations and its cash flows for each of the three years in the period ended 31 March 2024, in conformity with International Financial Reporting Standards (“IFRS”) as issued by the International Accounting Standards Board.
We have also audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB), the Group’s internal control over financial reporting as at 31 March 2024, based on criteria established in
Internal Control — Integrated Framework (2013)
issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission and our report dated 22 May 2024, expressed an unqualified opinion on the Group’s internal control over financial reporting.
Basis for Opinion
These financial statements are the responsibility of the Group's management. Our responsibility is to express an opinion on the Group’s financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to the Group in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB.
We conducted our audits in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion.
Critical Audit Matters
The critical audit matters communicated below are matters arising from the current-period audit of the financial statements that were communicated or required to be communicated to the audit committee and that (1) relate to accounts or disclosures that are material to the financial statements and (2) involved our especially challenging, subjective, or complex judgments. The communication of critical audit matters does not alter in any way our opinion on the financial statements, taken as a whole, and we are not, by communicating the critical audit matters below, providing separate opinions on the critical audit matters or on the accounts or disclosures to which they relate.
Property, plant and equipment – the impact of the energy transition on US gas assets – Refer to notes 1F, 1G and 13 to the financial statements
Critical Audit Matter Description
The US government and the states in which the US business units operate have enacted legislation and established targets in respect of net zero carbon emissions by 2050. Accordingly, climate change represents a strategic challenge for the Group, which has also set targets for reducing greenhouse gas emissions by the same date. Natural gas, when burned, emits carbon dioxide and is considered a greenhouse gas. Therefore, the strategic challenge relates to the potential future use of the Group’s US gas distribution assets, where the weighted average remaining useful economic life is c. 53 years, extending well beyond the 2050 net zero commitment date. As described in note 13 to the financial statements, the impact of changing the useful economic lives (UELs) of the gas assets in the US, such that they would be fully depreciated by 2050, would be a gross increase in the annual depreciation expense of £272 million. As the continued use of natural gas as a primary energy source beyond 2050 appears to be in conflict with net zero targets and the impact of shortening the UELs of the gas assets to 2050 has a material impact on annual depreciation, there is a risk that management’s estimate taken to determine the useful lives of US gas assets in the context of net zero commitments is not reasonable. The Group’s Clean Energy Vision (“CEV”) was updated in August 2023 to align to the Group’s updated 2030 1.5°C pathway targets accredited by the Science Based Target initiative (“SBTi”). The Group’s updated
CEV continues to set out a hybrid pathway with increased electrification and use of renewable natural gas (‘RNG’) and green hydrogen to eliminate fossil fuels from its gas networks in New York state and Massachusetts by 2050.
Both New York and Massachusetts, the largest states in which the Group operates in the US, previously announced non legally binding climate action plans, which were unchanged in FY24. The New York Scoping Plan targets 85% of homes and commercial building space in New York being electrified by 2050, subject to certain exemptions. The Massachusetts Clean Energy and Climate Plan for 2025 and 2030 (“CECP”) targets a high use of electrification including widespread deployment of heat pumps for buildings. Both plans envisage moderate demand for RNG and hydrogen in 2050.
In December 2023, the Massachusetts Department of Public Utilities (“DPU”) issued Order 20-80 (“the Order”), a regulatory strategy for natural gas, which seeks to initiate a managed and affordable transition away from the gas distribution system. The Order stated that the DPU would no longer allow cost recovery for new gas infrastructure without demonstration that non-gas pipeline alternatives were considered. The Order makes clear that existing investments in natural gas infrastructure by local gas distribution companies will not be affected. Further, the DPU declined to introduce changes to its gas supply procurement policy to mandate the addition of RNG to local gas distribution companies’ supply portfolios. However, the DPU also observed that there are numerous concerns regarding the affordability for customers of full electrification, including the upfront costs required for conversion.
Whilst recognising the uncertainties over the role of RNG and the use of hydrogen for home heating as both technologies are in early stages of development, management considers a hybrid electric-gas heating system approach to be a more feasible and achievable pathway to meet the federal and state decarbonisation goals than full electrification, given the climate and housing stock in the states in which it operates. Management’s updated CEV will require legislative and regulatory support to implement. This hybrid approach supports the need for the Group’s US gas assets in the longer term and hence management’s judgement is that the regulatory lives of US gas assets continue to be considered as the best estimate of its UELs.
Management has disclosed a key source of estimation uncertainty in relation to the UELs of the US gas assets, along with disclosure of sensitivity analysis were asset lives to be shortened. We have identified the estimated UELs of the Group’s gas distribution assets in the US as a key audit matter due to the significance of the judgement involved.
How the Critical Audit Matter Was Addressed in the Audit
We tested the effectiveness of controls over management’s assessment of the impact of the energy transition and climate change on the UELs of US gas assets and the associated disclosures. With the assistance of our sustainability specialists, we challenged the appropriateness of the UELs of the US gas assets, including management’s judgement that it is probable they will extend beyond 2050 in light of the different goals, commitments and legislation relating to net zero in the US states in which the Group operates by:
• understanding management’s updated CEV and other potential pathways to achieve net zero targets in New York and Massachusetts;
• obtaining and reading key federal and state policy announcements for achieving net zero targets including those set out below, and evaluating the extent to which they were consistent with or contradictory to management’s updated CEV including the Massachusetts DPU Order 20-80 (issued in December 2023);
• obtaining and reading studies on the affordability of full home electrification relative to hybrid scenarios;
• obtaining and reading third-party engineering and technical studies to assess the viabilities of the potential pathways;
• discussing with our specialists in other countries the different future energy scenarios including management’s updated CEV;
• enquiring with key operational, strategic and financial management regarding the probability of full electrification within the timeline of the UELs;
• evaluating correspondence from the Group’s regulators, including rate cases in the US, to consider whether they presented any contradictory evidence; and
• assessing the disclosures set out in notes 1F and 1G to the financial statements and the sensitivity analysis set out in note 13 to the financial statements regarding the UELs of the US gas assets for compliance with the disclosure requirements of IAS 1 - Presentation of Financial Statements.
US environmental provisions – Refer to notes 1F, 26 and 35 to the financial statements
Critical Audit Matter Description
At 31 March 2024 the Group has £2,418 million (2023: £1,891 million) of environmental provisions, of which £2,310 million (2023: £1,768 million) are in the US and £108 million (2023: £123 million) are in the UK. The Group has recognised total additions in the current year of £600 million. The Group’s environmental provisions relate to a number of sites owned and managed by the Group together with certain US sites which are no longer owned.
In the US, the provision is in respect of 218 sites which vary in the level of remediation performed to date and remaining remediation required. Of the total US environmental provisions of £2,310 million, the majority relates to three former sites which were identified by the Environmental Protection Agency (“EPA”) as sites of significant contamination (Superfund sites) or to legacy Manufactured Gas Plant sites (“MGP”). The EPA, and additional environmental agencies at the state level including the New York State Department of Environmental Conservation (“DEC”), have the authority to force the parties responsible for the contamination of these sites either to perform remediation works or reimburse the remediation costs for work led by other parties. In response to correspondence received from the environmental agencies during the year ended 31 March 2024, the Group has recognised additions of £496 million relating to the remediation of the Gowanus Canal Superfund site and the certain legacy MGP sites.
Environmental provisions are calculated based on management’s best estimate of the cash flows that will be required, discounted at a real discount rate, calculated based on the US government bond yield curve and the weighted average life of the provisions. There are a number of estimation uncertainties across all of the sites, including the Superfund and MGP sites. The Superfund and MGP sites are particularly complicated because of their size, the number of parties involved and the stage of remediation the projects are at. The uncertainties that exist in relation to these sites include:
• the impact of changes in regulation or the environmental agencies’ interpretation and implementation of the regulations;
• the extent of contamination identified and modelled from ongoing exploratory and remediation works;
• the form, timing, extent, and associated cost of remediation needed;
• the methods and technologies used in remediation;
• the allocation of responsibility for remediation; and
• the discount rate applied to the forecast cash flows.
Management is required to make judgements in selecting an appropriate discount rate which reflects changes in US treasury rates as current market assessments of the time value of money. The Group has continued to use a real discount rate of 1.5% (2023: 1.5%) to the undiscounted cash flows on the basis that there has not been a substantial and sustained change in US government bond yield curves. As described in note 35, changes to the discount rate applied could have a material impact on the provision balance in the next year.
We have identified the US environmental provisions as a critical audit matter due to the complexities in estimating the future cost of remediation and the judgement involved in the determination of the discount rate applied.
How the Critical Audit Matter Was Addressed in the Audit
We tested the effectiveness of controls over management’s compilation of forecast cash flows and determination of the discount rate.
With regard to the estimated cash outflows:
• We performed detailed risk assessments to categorise US sites based on size and the level of estimation uncertainty;
• We read relevant correspondence and minutes of meetings with the environmental agencies to assess the timing and measurement of the provision recognised, with the assistance of our environmental specialists to evaluate management’s position where significant estimation uncertainty exists;
• With respect to the Gowanus Canal Superfund site and the legacy MGP sites, we reconciled the proposed remediation activities to agreements with the environmental agencies where available, or considered latest correspondence with the environmental agencies where remediation plans are yet to be agreed. The associated costings of these activities were agreed to third-party contracts and estimates. We utilised our environmental specialists to assist us in evaluating management’s key assumptions;
• In order to assess the completeness of the liability as of 31 March 2024, we completed public domain searches on federal databases across all Group subsidiaries to determine whether any relevant costs or applicable sites were omitted. We further checked for the latest regulatory changes at the federal and local level, and precedent from remediation plans recently agreed with the environmental agencies, to determine whether the potential impact to other sites had been considered appropriately;
• We evaluated the results of ongoing environmental testing at selected sites for potential non-compliance or evidence that the existing or planned remediation activities would require revision or enhancement; and
• We performed additional procedures on the Gowanus Canal Superfund site with ongoing uncertainty around the allocation of responsibility. Specifically relating to the judgement over the estimated allocation of total remediation costs, we made enquiries of internal legal counsel and obtained analysis directly from external legal counsel to understand any potential changes to the previously determined positions regarding the Potentially Responsible Party (“PRP”) allocation. We evaluated settlements in the period with PRPs and compared the results to their assumed shares. We evaluated publicly available financial statement information and disclosures for a selection of PRPs to identify contradictory evidence in their share percentage and assess financial viability. We assessed the extent to which there is evidence obtained demonstrating the allocations will be substantially followed by all parties.
We challenged the methodology that management has adopted for calculating the discount rate with the support of our valuation specialists. In addition, we independently calculated an appropriate discount rate range and used this to assess management’s rate.
We assessed management’s disclosures in notes 1F, 26 and 35 for compliance with the IFRS disclosure requirements.
/s/ Deloitte LLP
London, United Kingdom
22 May 2024
22 May 2024
The first accounting period we audited was 31 March 2018. In 2017, we began preparing for audit firm transition.
REPORT OF INDEPENDENT REGISTERED PUBLIC ACCOUNTING FIRM
To the shareholders and the Board of Directors of National Grid plc
Opinion on Internal Control over Financial Reporting
We have audited the internal control over financial reporting of National Grid plc. and its subsidiaries (together the “Group”) as of 31 March 2024, based on criteria established in
Internal Control—Integrated Framework (2013)
issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO). In our opinion, the Group maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of 31 March 2024, based on criteria established in
Internal Control—Integrated Framework (2013)
issued by COSO.
We have also audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB), the consolidated financial statements as of and for the year ended 31 March 2024, of the Group and our report dated 22 May 2024, expressed an unqualified opinion on those financial statements.
Basis for Opinion
The Group’s management is responsible for maintaining effective internal control over financial reporting and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting, included in the accompanying internal control over financial reporting section appearing on page 226 of the Additional Information section. Our responsibility is to express an opinion on the Group’s internal control over financial reporting based on our audit. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to the Group in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB.
We conducted our audit in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether effective internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our audit included obtaining an understanding of internal control over financial reporting, assessing the risk that a material weakness exists, testing and evaluating the design and operating effectiveness of internal control based on the assessed risk, and performing such other procedures as we considered necessary in the circumstances. We believe that our audit provides a reasonable basis for our opinion.
Definition and Limitations of Internal Control over Financial Reporting
A company’s internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company’s internal control over financial reporting includes those policies and procedures that (1) pertain to the maintenance of records that, in reasonable detail, accurately and fairly reflect the transactions and dispositions of the assets of the company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial statements in accordance with generally accepted accounting principles and that receipts and expenditures of the company are being made only in accordance with authorizations of management and directors of the company; and (3) provide reasonable assurance regarding prevention or timely detection of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company’s assets that could have a material effect on the financial statements.
Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate.
/s/
Deloitte LLP
22 May 2024
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Amended and Restated Trust Deed dated 22 February 2012 among National Grid Gas plc, National Grid Gas Finance (No 1) plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €10,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme.
(Exhibit 2(b).3 to National Grid plc Form 20-F dated 12 June 2012 File No. 1-14958)
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Amended and Restated Trust Deed dated 2 August 2011 among National Grid plc, National Grid Electricity Transmission plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €15,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme.
(Exhibit 2(b).5 to National Grid plc Form 20-F dated 12 June 2012 File No. 1-14958)
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| 2(b).18 | Filed herewith | ||||||||||
| 2(b).19 | Filed herewith | ||||||||||
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| 4(a).1* | Filed herewith | ||||||||||
| 4(b).1* | Filed herewith | ||||||||||
| 4(b).2* | Filed herewith | ||||||||||
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List of subsidiaries - The list of the Company’s significant subsidiaries as of 31 March 2024 is incorporated by reference to “Financial Statements—Notes to the consolidated financial statements—34. Subsidiary undertakings, joint venture and associates—Subsidiary undertakings” on pages 206-208 included in the Annual Report on Form 20-F for the financial year ended 31 March 2024. This list excludes subsidiaries that do not, in aggregate, constitute a “significant subsidiary” as defined in Rule 1-02(w) of Regulation S-X as at 31 March 2024.
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| 11(b) |
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| 97.1 |
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* Portions of this exhibit have been
redacted
in compliance with
Regulation S-K
Item
601(b)(10).
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The registrant hereby certifies that it meets all of the requirements for filing on Form 20-F and that it has duly caused and authorised the undersigned to sign this annual report on its behalf.
NATIONAL GRID PLC
By: /s/ Andrew Agg
Andrew Agg
Chief Financial Officer
London, England
23 May 2024
TABLE OF CONTENTS