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SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION
Washington, D.C. 20549
FORM 20-F
(Mark One)

£ | REGISTRATION STATEMENT PURSUANT TO SECTION 12(b) OR (g) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934
OR
R | ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934
| For the fiscal year ended 31 March 2024
OR
£ | TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934
OR
£ | 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
| For the transition period from to

Commission file number: 001-14958
NATIONAL GRID PLC
(Exact name of Registrant as specified in its charter)
England and Wales
(Jurisdiction of incorporation or organization)
1-3 Strand, London WC2N 5EH, England
(Address of principal executive offices)
Justine Campbell
011 44 20 7004 3000
Facsimile No. 011 44 20 7004 3004
Group General Counsel and Company Secretary
National Grid plc
1-3 Strand London WC2N 5EH, England
(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
Ordinary Shares of 12 204/473 pence each | NG | The New York Stock Exchange*
American Depositary Shares, each representing five | NGG | The New York Stock Exchange
5.602% Notes due 2028 | NGG28 | The New York Stock Exchange
5.809% Notes due 2033 | NGG33 | The New York Stock Exchange
5.418% Notes due 2034 | NGG34 | The New York Stock Exchange

____________
* 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.

Large accelerated filer R Non-accelerated filer £ |  | Accelerated filer £ Emerging growth company £

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 £
International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board R
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” | 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
vi
&szlig;&sup2;&sup2;&laquo;&iquest;&acute; &Icirc;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &iquest;&sup2;&frac14; &szlig;&frac12;&frac12;&plusmn;&laquo;&sup2;&not;&shy; &icirc;&eth;&icirc;&iacute;&ntilde;&icirc;&igrave; &Uuml;&raquo;&acute;&middot;&ordf;&raquo;&reg;&middot;&sup2;&sup1; &not;&cedil;&raquo; &raquo;&sup2;&raquo;&reg;&sup1;&sect; &not;&reg;&iquest;&sup2;&shy;&middot;&not;&middot;&plusmn;&sup2; &sup2;&plusmn;&copy; &szlig;&sup2;&sup2;&laquo;&iquest;&acute; &Icirc;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &iquest;&sup2;&frac14; &szlig;&frac12;&frac12;&plusmn;&laquo;&sup2;&not;&shy; &icirc;&eth;&icirc;&iacute;&ntilde;&icirc;&igrave;

&Oslash;&middot;&sup1;&cedil;&acute;&middot;&sup1;&cedil;&not;&shy; &Ugrave;&reg;&plusmn;&laquo;&deg; &ordm;&middot;&sup2;&iquest;&sup2;&frac12;&middot;&iquest;&acute; &cedil;&middot;&sup1;&cedil;&acute;&middot;&sup1;&cedil;&not;&shy; &Iacute;&not;&iquest;&not;&laquo;&not;&plusmn;&reg;&sect; &raquo;&iquest;&reg;&sup2;&middot;&sup2;&sup1;&shy; &Euml;&sup2;&frac14;&raquo;&reg;&acute;&sect;&middot;&sup2;&sup1; &Ucirc;&ETH;&Iacute; &oslash;&deg;&divide;&ouml; &Ugrave;&reg;&plusmn;&laquo;&deg; &Icirc;&raquo;&not;&laquo;&reg;&sup2; &plusmn;&sup2; &ecirc;&eth;&ograve;&eth;&deg; &eacute;&egrave;&ograve;&eth;&deg; &egrave;&ograve;&ccedil;&ucirc; &ouml; &ETH;&reg;&middot;&plusmn;&reg; &sect;&raquo;&iquest;&reg; &frac12;&plusmn;&sup3;&deg;&iquest;&reg;&iquest;&not;&middot;&ordf;&raquo;&shy; &cedil;&iquest;&ordf;&raquo; &frac34;&raquo;&raquo;&sup2; &reg;&raquo;&shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&frac14; &not;&plusmn; &reg;&raquo;&ordm;&acute;&raquo;&frac12;&not; &not;&cedil;&raquo; &frac12;&cedil;&iquest;&sup2;&sup1;&raquo; 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&not;&cedil;&middot;&shy; &reg;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &Iacute;&not;&reg;&iquest;&not;&raquo;&sup1;&middot;&frac12; &Icirc;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &Ograve;&iquest;&not;&middot;&plusmn;&sup2;&iquest;&acute; &Ugrave;&reg;&middot;&frac14; &iquest;&not; &iquest; &sup1;&acute;&iquest;&sup2;&frac12;&raquo; &icirc; &Ntilde;&laquo;&reg; &frac34;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &sup3;&plusmn;&frac14;&raquo;&acute; &igrave; &Yacute;&cedil;&iquest;&middot;&reg;&#142;&shy; &shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&sup3;&raquo;&sup2;&not; &ecirc; &Yacute;&cedil;&middot;&raquo;&ordm; &Ucirc;&uml;&raquo;&frac12;&laquo;&not;&middot;&ordf;&raquo;&#142;&shy; &reg;&raquo;&ordf;&middot;&raquo;&copy; &eacute; &Ucirc;&ordf;&plusmn;&acute;&ordf;&middot;&sup2;&sup1; &plusmn;&laquo;&reg; &shy;&not;&reg;&iquest;&not;&raquo;&sup1;&sect; &iuml;&eth; &Ntilde;&laquo;&reg; &frac34;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &raquo;&sup2;&ordf;&middot;&reg;&plusmn;&sup2;&sup3;&raquo;&sup2;&not; &iuml;&icirc; &Iacute;&laquo;&frac12;&frac12;&raquo;&raquo;&frac14;&middot;&sup2;&sup1; &copy;&middot;&not;&cedil; &plusmn;&laquo;&reg; &shy;&not;&reg;&iquest;&not;&raquo;&sup1;&sect; &iuml;&ecirc; &Ntilde;&laquo;&reg; &micro;&raquo;&sect; &deg;&raquo;&reg;&ordm;&plusmn;&reg;&sup3;&iquest;&sup2;&frac12;&raquo; &middot;&sup2;&frac14;&middot;&frac12;&iquest;&not;&plusmn;&reg;&shy; &iuml;&egrave; &times;&sup2;&not;&raquo;&reg;&sup2;&iquest;&acute; &frac12;&plusmn;&sup2;&not;&reg;&plusmn;&acute; &iquest;&sup2;&frac14; &icirc;&icirc; &Ntilde;&laquo;&reg; &deg;&reg;&middot;&sup2;&frac12;&middot;&deg;&iquest;&acute; &reg;&middot;&shy;&micro;&shy; &icirc;&igrave; &Ecirc;&middot;&iquest;&frac34;&middot;&acute;&middot;&not;&sect; &shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&sup3;&raquo;&sup2;&not; &iacute;&iuml; &Ntilde;&laquo;&reg; &frac34;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &laquo;&sup2;&middot;&not;&shy; &iacute;&icirc; &Ntilde;&laquo;&reg; &frac12;&plusmn;&sup3;&sup3;&middot;&not;&sup3;&raquo;&sup2;&not; &not;&plusmn; 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&shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&sup3;&raquo;&sup2;&not;&shy; &iuml;&icirc;&eacute; &Yacute;&plusmn;&sup3;&deg;&iquest;&sup2;&sect; &ordm;&middot;&sup2;&iquest;&sup2;&frac12;&middot;&iquest;&acute; &shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&sup3;&raquo;&sup2;&not;&shy; &icirc;&iuml;&icirc; &szlig;&frac14;&frac14;&middot;&not;&middot;&plusmn;&sup2;&iquest;&acute; &times;&sup2;&ordm;&plusmn;&reg;&sup3;&iquest;&not;&middot;&plusmn;&sup2; &Igrave;&cedil;&raquo; &frac34;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &middot;&sup2; &frac14;&raquo;&not;&iquest;&middot;&acute; &icirc;&icirc;&eth; &times;&sup2;&not;&raquo;&reg;&sup2;&iquest;&acute; &frac12;&plusmn;&sup2;&not;&reg;&plusmn;&acute; &iquest;&sup2;&frac14; &reg;&middot;&shy;&micro; &ordm;&iquest;&frac12;&not;&plusmn;&reg;&shy; &icirc;&icirc;&ecirc; &Iacute;&cedil;&iquest;&reg;&raquo;&cedil;&plusmn;&acute;&frac14;&raquo;&reg; &middot;&sup2;&ordm;&plusmn;&reg;&sup3;&iquest;&not;&middot;&plusmn;&sup2; &icirc;&iacute;&icirc; &Ntilde;&not;&cedil;&raquo;&reg; &frac14;&middot;&shy;&frac12;&acute;&plusmn;&shy;&laquo;&reg;&raquo;&shy; &icirc;&iacute;&egrave; &Ntilde;&not;&cedil;&raquo;&reg; &laquo;&sup2;&iquest;&laquo;&frac14;&middot;&not;&raquo;&frac14; &icirc;&igrave;&icirc; &Yacute;&plusmn;&sup3;&sup3;&raquo;&sup2;&not;&iquest;&reg;&sect; &plusmn;&sup2; &frac12;&plusmn;&sup2;&shy;&plusmn;&acute;&middot;&frac14;&iquest;&not;&raquo;&frac14; &ordm;&middot;&sup2;&iquest;&sup2;&frac12;&middot;&iquest;&acute; &shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&sup3;&raquo;&sup2;&not;&shy; &icirc;&euml;&eacute; &Uuml;&raquo;&ordm;&middot;&sup2;&middot;&not;&middot;&plusmn;&sup2;&shy; &iquest;&sup2;&frac14; &sup1;&acute;&plusmn;&shy;&shy;&iquest;&reg;&sect; &plusmn;&ordm; &not;&raquo;&reg;&sup3;&shy; &icirc;&euml;&ccedil; &Eacute;&iquest;&sup2;&not; &sup3;&plusmn;&reg;&raquo; &middot;&sup2;&ordm;&plusmn;&reg;&sup3;&iquest;&not;&middot;&plusmn;&sup2; &plusmn;&reg; &cedil;&raquo;&acute;&deg;&aacute; &icirc;&ecirc;&iacute; &Yacute;&iquest;&laquo;&not;&middot;&plusmn;&sup2;&iquest;&reg;&sect; &shy;&not;&iquest;&not;&raquo;&sup3;&raquo;&sup2;&not; &icirc;&ecirc;&igrave; &Uacute;&laquo;&reg;&not;&cedil;&raquo;&reg; &reg;&raquo;&iquest;&frac14;&middot;&sup2;&sup1; &Ntilde;&sup2;&acute;&middot;&sup2;&raquo; &reg;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &Igrave;&cedil;&raquo; &ETH;&Uuml;&Uacute; &plusmn;&ordm; &plusmn;&laquo;&reg; &szlig;&sup2;&sup2;&laquo;&iquest;&acute; &Icirc;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &iquest;&sup2;&frac14; &szlig;&frac12;&frac12;&plusmn;&laquo;&sup2;&not;&shy; &icirc;&eth;&icirc;&iacute;&ntilde;&icirc;&igrave; &middot;&sup2;&frac12;&acute;&laquo;&frac14;&raquo;&shy; &iquest; &ordm;&laquo;&acute;&acute; &shy;&raquo;&iquest;&reg;&frac12;&cedil; &ordm;&iquest;&frac12;&middot;&acute;&middot;&not;&sect;&ograve; &Ccedil;&plusmn;&laquo; &frac12;&iquest;&sup2; &sup2;&iquest;&not;&middot;&plusmn;&sup2;&iquest;&acute;&sup1;&reg;&middot;&frac14;&ograve;&frac12;&plusmn;&sup3;&ntilde;&middot;&sup2;&ordf;&raquo;&shy;&not;&plusmn;&reg;&shy;&ntilde; &reg;&raquo;&shy;&plusmn;&laquo;&reg;&frac12;&raquo;&shy; &Icirc;&raquo;&shy;&deg;&plusmn;&sup2;&shy;&middot;&frac34;&acute;&raquo; &frac34;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &Ograve;&iquest;&not;&middot;&plusmn;&sup2;&iquest;&acute; &Ugrave;&reg;&middot;&frac14; &iquest;&sup2;&sup2;&laquo;&iquest;&acute;&acute;&sect; &deg;&laquo;&frac34;&acute;&middot;&shy;&cedil;&raquo;&shy; &middot;&not;&shy; &Icirc;&raquo;&shy;&deg;&plusmn;&sup2;&shy;&middot;&frac34;&acute;&raquo; &THORN;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &Icirc;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not; &oslash;&Icirc;&THORN;&Icirc;&divide;&ocirc; &copy;&cedil;&middot;&frac12;&cedil; &reg;&raquo;&deg;&plusmn;&reg;&not;&shy; &deg;&reg;&plusmn;&sup1;&reg;&raquo;&shy;&shy; &plusmn;&sup2; &not;&cedil;&raquo; &reg;&raquo;&shy;&deg;&plusmn;&sup2;&shy;&middot;&frac34;&acute;&raquo; &frac34;&laquo;&shy;&middot;&sup2;&raquo;&shy;&shy; &iquest;&sup1;&raquo;&sup2;&frac14;&iquest;&ocirc; &middot;&sup2;&frac12;&acute;&laquo;&frac14;&middot;&sup2;&sup1; &not;&plusmn;&copy;&iquest;&reg;&frac14;&shy; 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&Otilde;&ETH;&times; &iquest;&sup2;&frac14; &deg;&raquo;&reg;&ordm;&plusmn;&reg;&sup3;&iquest;&sup2;&frac12;&raquo; &Iacute;&not;&reg;&iquest;&not;&raquo;&sup1;&sect; &acute;&middot;&sup2;&micro; &ETH;&reg;&plusmn;&sup1;&reg;&raquo;&shy;&shy; &middot;&sup2; &icirc;&eth;&icirc;&iacute;&ntilde;&icirc;&igrave; &Eacute;&plusmn;&reg;&micro;&ordm;&plusmn;&reg;&frac12;&raquo; &frac14;&middot;&ordf;&raquo;&reg;&shy;&middot;&not;&sect; &oslash;&ucirc;&divide; &#138; &raquo;&not;&cedil;&sup2;&middot;&frac12;&middot;&not;&sect; &Eacute;&raquo; &sup3;&raquo;&iquest;&shy;&laquo;&reg;&raquo; &not;&cedil;&raquo; &deg;&raquo;&reg;&frac12;&raquo;&sup2;&not;&iquest;&sup1;&raquo; &plusmn;&ordm; &raquo;&not;&cedil;&sup2;&middot;&frac12; &sup3;&middot;&sup2;&plusmn;&reg;&middot;&not;&middot;&raquo;&shy; &middot;&sup2; &plusmn;&laquo;&reg; &copy;&plusmn;&reg;&micro;&ordm;&plusmn;&reg;&frac12;&raquo;&ograve; &Eacute;&raquo; &iquest;&middot;&sup3; &not;&plusmn; &frac14;&raquo;&ordf;&raquo;&acute;&plusmn;&deg; 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2024 | Notes |  | Total £m
Continuing operations |  |  |
Revenue | 2(a),3 |  | 19,850
Provision for bad and doubtful debts | 4 |  | (179)
Other operating costs | 4 |  | (15,208)
Other operating income |  |  | 12
Operating profit | 2(b) |  | 4,475
Finance income | 6 |  | 248
Finance costs | 6 |  | (1,712)
Share of post-tax results of joint ventures and associates | 16 |  | 37
Profit before tax | 2(b) |  | 3,048
Tax | 7 |  | (831)
Profit after tax from continuing operations |  |  | 2,217
Profit after tax from discontinued operations | 10 |  | 74
Total profit for the year (continuing and discontinued) |  |  | 2,291
Attributable to: |  |  |
Equity shareholders of the parent |  |  | 2,290
Non-controlling interests from continuing operations |  |  | 1
Earnings per share (pence) |  |  |
Basic earnings per share (continuing) | 8 |  | 60.0
Diluted earnings per share (continuing) | 8 |  | 59.7
Basic earnings per share (continuing and discontinued) | 8 |  | 62.0
Diluted earnings per share (continuing and discontinued) | 8 |  | 61.7

2023 | Notes |  | Total £m
Continuing operations |  |  |
Revenue | 2(a),3 |  | 21,659
Provision for bad and doubtful debts | 4 |  | (220)
Other operating costs | 4 |  | (17,549)
Other operating income |  |  | 989
Operating profit | 2(b) |  | 4,879
Finance income | 6 |  | 138
Finance costs | 6 |  | (1,598)
Share of post-tax results of joint ventures and associates | 16 |  | 171
Profit before tax | 2(b) |  | 3,590
Tax | 7 |  | (876)
Profit after tax from continuing operations |  |  | 2,714
Profit after tax from discontinued operations | 10 |  | 5,083
Total profit for the year (continuing and discontinued) |  |  | 7,797
Attributable to: |  |  |
Equity shareholders of the parent |  |  | 7,797
Non-controlling interests from continuing operations |  |  | —
Earnings per share (pence) |  |  |
Basic earnings per share (continuing) | 8 |  | 74.2
Diluted earnings per share (continuing) | 8 |  | 73.8
Basic earnings per share (continuing and discontinued) | 8 |  | 213.1
Diluted earnings per share (continuing and discontinued) | 8 |  | 212.1

| Financial Statements

Consolidated income statement
for the years ended 31 March

| 127 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

2022 | Notes |  | Total £m
Continuing operations |  |  |
Revenue | 2(a),3 |  | 18,449
Provision for bad and doubtful debts | 4 |  | (167)
Other operating costs | 4 |  | (14,139)
Other operating income |  |  | 228
Operating profit | 2(b) |  | 4,371
Finance income | 6 |  | 50
Finance costs | 6 |  | (1,072)
Share of post-tax results of joint ventures and associates |  |  | 92
Profit before tax | 2(b) |  | 3,441
Tax | 7 |  | (1,258)
Profit after tax from continuing operations |  |  | 2,183
Profit after tax from discontinued operations | 10 |  | 171
Total profit for the year (continuing and discontinued) |  |  | 2,354
Attributable to: |  |  |
Equity shareholders of the parent |  |  | 2,353
Non-controlling interests from continuing operations |  |  | 1
Earnings per share (pence) |  |  |
Basic earnings per share (continuing) | 8 |  | 60.6
Diluted earnings per share (continuing) | 8 |  | 60.3
Basic earnings per share (continuing and discontinued) | 8 |  | 65.4
Diluted earnings per share (continuing and discontinued) | 8 |  | 65.0

Consolidated income statement
for the years ended 31 March continued

| 128 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

|  |  | 2024 | 2023 | 2022
| Notes |  | £m | £m | £m
Profit after tax from continuing operations |  |  | 2,217 | 2,714 | 2,183
Profit after tax from discontinued operations |  |  | 74 | 5,083 | 171
Other comprehensive income from continuing operations |  |  |  |  |
Items from continuing operations that will never be reclassified to profit or loss: |  |  |  |  |
Remeasurement (losses)/gains on pension assets and post-retirement benefit obligations | 25 |  | (218) | (1,362) | 2,172
Net gains on equity instruments designated at fair value through other comprehensive income |  |  | — | — | 12
Net (losses)/gains in respect of cash flow hedging of capital expenditure |  |  | (37) | 10 | (1)
Tax on items that will never be reclassified to profit or loss | 7 |  | 59 | 341 | (496)
Total items from continuing operations that will never be reclassified to profit or loss |  |  | (196) | (1,011) | 1,687
Items from continuing operations that may be reclassified subsequently to profit or loss: |  |  |  |  |
Retranslation of net assets offset by net investment hedge |  |  | (335) | 883 | 630
Exchange differences reclassified to the consolidated income statement on disposal |  |  | — | (170) | —
Net gains/(losses) in respect of cash flow hedges |  |  | 240 | — | (57)
Net gains/(losses) in respect of cost of hedging |  |  | 26 | (16) | 1
Net gains/(losses) on investment in debt instruments measured at fair value through other comprehensive income |  |  | 21 | (25) | (11)
Share of other comprehensive income of associates, net of tax |  |  | — | 1 | 1
Tax on items that may be reclassified subsequently to profit or loss | 7 |  | (66) | 11 | 15
Total items from continuing operations that may be reclassified subsequently to profit or loss |  |  | (114) | 684 | 579
Other comprehensive (loss)/income for the year, net of tax from continuing operations |  |  | (310) | (327) | 2,266
Other comprehensive income/(loss) for the year, net of tax from discontinued operations | 10 |  | 10 | (227) | 211
Other comprehensive (loss)/income for the year, net of tax |  |  | (300) | (554) | 2,477
Total comprehensive income for the year from continuing operations |  |  | 1,907 | 2,387 | 4,449
Total comprehensive income for the year from discontinued operations | 10 |  | 84 | 4,856 | 382
Total comprehensive income for the year |  |  | 1,991 | 7,243 | 4,831
Attributable to: |  |  |  |  |
Equity shareholders of the parent |  |  |  |  |
From continuing operations |  |  | 1,906 | 2,386 | 4,447
From discontinued operations |  |  | 84 | 4,856 | 382
|  |  | 1,990 | 7,242 | 4,829
Non-controlling interests |  |  |  |  |
From continuing operations |  |  | 1 | 1 | 2

| Financial Statements

Consolidated statement of comprehensive income
for the years ended 31 March

| 129 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

| Share capital £m | Share premium account £m | Retained earnings £m | Other equity reserves 1 £m |  | Total shareholders’ equity £m | Non- controlling interests £m |  | Total equity £m
At 31 March 2021 | 474 | 1,296 | 23,163 | (5,094) |  | 19,839 | 21 |  | 19,860
Profit for the year | — | — | 2,353 | — |  | 2,353 | 1 |  | 2,354
Other comprehensive income for the year | — | — | 1,871 | 605 |  | 2,476 | 1 |  | 2,477
Total comprehensive income for the year | — | — | 4,224 | 605 |  | 4,829 | 2 |  | 4,831
Equity dividends | — | — | (922) | — |  | (922) | — |  | (922)
Scrip dividend-related share issue 2 | 11 | (12) | — | — |  | (1) | — |  | (1)
Issue of treasury shares | — | — | 17 | — |  | 17 | — |  | 17
Transactions in own shares | — | 16 | (3) | — |  | 13 | — |  | 13
Share-based payments | — | — | 43 | — |  | 43 | — |  | 43
Tax on share-based payments | — | — | 7 | — |  | 7 | — |  | 7
Transfer of accumulated gains and losses on sale of equity investments 3 | — | — | 82 | (82) |  | — | — |  | —
Cash flow hedges transferred to the statement of financial position, net of tax | — | — | — | 8 |  | 8 | — |  | 8
At 1 April 2022 | 485 | 1,300 | 26,611 | (4,563) |  | 23,833 | 23 |  | 23,856
Profit for the year | — | — | 7,797 | — |  | 7,797 | — |  | 7,797
Other comprehensive (loss)/income for the year | — | — | (1,253) | 698 |  | (555) | 1 |  | (554)
Total comprehensive income for the year | — | — | 6,544 | 698 |  | 7,242 | 1 |  | 7,243
Equity dividends | — | — | (1,607) | — |  | (1,607) | — |  | (1,607)
Scrip dividend-related share issue 2 | 3 | (3) | — | — |  | — | — |  | —
Issue of treasury shares | — | — | 16 | — |  | 16 | — |  | 16
Transactions in own shares | — | 5 | (4) | — |  | 1 | — |  | 1
Share-based payments | — | — | 48 | — |  | 48 | — |  | 48
Cash flow hedges transferred to the statement of financial position, net of tax | — | — | — | 5 |  | 5 | — |  | 5
At 1 April 2023 | 488 | 1,302 | 31,608 | (3,860) |  | 29,538 | 24 |  | 29,562
Profit for the year | — | — | 2,290 | — |  | 2,290 | 1 |  | 2,291
Other comprehensive loss for the year | — | — | (168) | (132) |  | (300) | — |  | (300)
Total comprehensive income/(loss) for the year | — | — | 2,122 | (132) |  | 1,990 | 1 |  | 1,991
Equity dividends | — | — | (1,718) | — |  | (1,718) | — |  | (1,718)
Scrip dividend-related share issue 2 | 5 | (6) | — | — |  | (1) | — |  | (1)
Issue of treasury shares | — | — | 21 | — |  | 21 | — |  | 21
Transactions in own shares | — | 2 | (6) | — |  | (4) | — |  | (4)
Share-based payments | — | — | 37 | — |  | 37 | — |  | 37
Tax on share-based payments | — | — | 2 | — |  | 2 | — |  | 2
Cash flow hedges transferred to the statement of financial position, net of tax | — | — | — | 2 |  | 2 | — |  | 2
At 31 March 2024 | 493 | 1,298 | 32,066 | (3,990) |  | 29,867 | 25 |  | 29,892

1.For further details of other equity reserves, see note 28.
2.Included within the share premium account are costs associated with scrip dividends.
3.In the year ended 31 March 2022, the Group disposed of its equity instruments related to shares held as part of a portfolio of financial instruments which back some long‑term employee
l iabilities. The equity instruments were previously measured at fair value through other comprehensive income and prior to the disposal the Group recognised a gain of £12 million.
The accumulated gain of £82 million recognised in other comprehensive income was transferred to retained earnings on disposal.

Consolidated statement of changes in equity
for the years ended 31 March

| 130 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

|  |  | 2024 | 2023
| Notes |  | £m | £m
Non-current assets |  |  |  |
Goodwill | 11 |  | 9,729 | 9,847
Other intangible assets | 12 |  | 3,431 | 3,604
Property, plant and equipment | 13 |  | 68,907 | 64,433
Other non-current assets 1 | 14 |  | 848 | 620
Pension assets | 25 |  | 2,407 | 2,645
Financial and other investments | 15 |  | 880 | 859
Investments in joint ventures and associates | 16 |  | 1,420 | 1,300
Derivative financial assets | 17 |  | 324 | 276
Total non-current assets |  |  | 87,946 | 83,584
Current assets |  |  |  |
Inventories and current intangible assets | 18 |  | 828 | 876
Trade and other receivables 1 | 19 |  | 3,415 | 3,830
Current tax assets |  |  | 11 | 43
Financial and other investments | 15 |  | 3,699 | 2,605
Derivative financial assets | 17 |  | 44 | 153
Cash and cash equivalents | 20 |  | 559 | 163
Assets held for sale | 10 |  | 1,823 | 1,443
Total current assets |  |  | 10,379 | 9,113
Total assets |  |  | 98,325 | 92,697
Current liabilities |  |  |  |
Borrowings | 21 |  | (4,859) | (2,955)
Derivative financial liabilities | 17 |  | (335) | (222)
Trade and other payables | 22 |  | (4,076) | (5,068)
Contract liabilities | 23 |  | (127) | (252)
Current tax liabilities |  |  | (220) | (236)
Provisions | 26 |  | (298) | (288)
Liabilities held for sale | 10 |  | (1,474) | (109)
Total current liabilities |  |  | (11,389) | (9,130)
Non-current liabilities |  |  |  |
Borrowings | 21 |  | (42,213) | (40,030)
Derivative financial liabilities | 17 |  | (909) | (1,071)
Other non-current liabilities | 24 |  | (880) | (921)
Contract liabilities | 23 |  | (2,119) | (1,754)
Deferred tax liabilities | 7 |  | (7,519) | (7,181)
Pensions and other post-retirement benefit obligations | 25 |  | (593) | (694)
Provisions | 26 |  | (2,811) | (2,354)
Total non-current liabilities |  |  | (57,044) | (54,005)
Total liabilities |  |  | (68,433) | (63,135)
Net assets |  |  | 29,892 | 29,562
Equity |  |  |  |
Share capital | 27 |  | 493 | 488
Share premium account |  |  | 1,298 | 1,302
Retained earnings |  |  | 32,066 | 31,608
Other equity reserves | 28 |  | (3,990) | (3,860)
Total shareholders’ equity |  |  | 29,867 | 29,538
Non-controlling interests |  |  | 25 | 24
Total equity |  |  | 29,892 | 29,562

1.In the year, we have revised our policy in relation to the classification of capital expenditure prepayments between current and non-current in order to align these to the operating cycles
of the underlying assets to which they relate. Accordingly, comparative amounts have been re-presented to reflect this change (see notes 14 and 19).
The consolidated financial statements set out on pages 127 – 211 were approved by the Board of Directors on 22 May 2024 and were signed
on its behalf by:
John Pettigrew Chief Executive
Andy Agg Chief Financial Officer
National Grid plc
Registered number: 4031152

| Financial Statements

Consolidated statement of financial position
as at 31 March

| 131 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

|  |  | 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: |  |  |  |  |
Gain on sale of investments |  |  | — | (846) | (228)
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 |  |  | (147) | 547 | (223)
Changes in provisions |  |  | 840 | (155) | 149
Changes in pensions and other post-retirement benefit obligations |  |  | 31 | (46) | (84)
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
Cash flows from investing activities |  |  |  |  |
Purchases of intangible assets |  |  | (549) | (567) | (446)
Purchases of property, plant and equipment |  |  | (6,904) | (6,325) | (5,098)
Disposals of property, plant and equipment |  |  | 52 | 87 | 26
Investments in joint ventures and associates |  |  | (332) | (443) | (265)
Dividends received from joint ventures, associates and other investments |  |  | 176 | 190 | 166
Acquisition of National Grid Electricity Distribution¹ |  |  | — | — | (7,837)
Disposal of interest in the UK Gas Transmission business 2 | 10 |  | 681 | 4,027 | —
Disposal of interest in The Narragansett Electric Company 2 |  |  | — | 2,968 | —
Disposal of interest in Millennium Pipeline Company LLC |  |  | — | 497 | —
Disposal of interest in St William Homes LLP |  |  | — | — | 413
Disposal of financial and other investments |  |  | 102 | 116 | 215
Acquisition of financial investments |  |  | (81) | (95) | (197)
Contributions to National Grid Renewables and Emerald Energy Venture LLC |  |  | (19) | (19) | (16)
Net movements in short-term financial investments |  |  | (1,141) | 586 | (781)
Interest received | 29(b) |  | 148 | 65 | 40
Cash inflows on derivatives | 29(b) |  | 123 | — | 17
Cash outflows on derivatives | 29(b) |  | — | (362) | (122)
Insurance claim from loss of property, plant and equipment |  |  | 143 | 79 | —
Net cash flow (used in)/from investing activities – continuing operations |  |  | (7,601) | 804 | (13,885)
Net cash flow from/(used in) investing activities – discontinued operations |  |  | 102 | (564) | (125)
Cash flows from financing activities |  |  |  |  |
Proceeds from issue of treasury shares |  |  | 20 | 16 | 33
Transactions in own shares |  |  | (4) | 1 | (3)
Proceeds received from loans | 29(b) |  | 5,563 | 11,908 | 12,347
Repayment of loans | 29(b) |  | (1,701) | (15,260) | (1,261)
Payments of lease liabilities | 29(b) |  | (118) | (155) | (117)
Net movements in short-term borrowings | 29(b) |  | 544 | (511) | (11)
Cash inflows on derivatives | 29(b) |  | 86 | 190 | 20
Cash outflows on derivatives | 29(b) |  | (58) | (118) | (114)
Interest paid | 29(b) |  | (1,627) | (1,430) | (1,053)
Dividends paid to shareholders | 9 |  | (1,718) | (1,607) | (922)
Net cash flow from/(used in) financing activities – continuing operations |  |  | 987 | (6,966) | 8,919
Net cash flow used in financing activities – discontinued operations |  |  | — | (207) | (1,150)
Net increase/(decrease) in cash and cash equivalents | 29(b) |  | 427 | (35) | 31
Reclassification to held for sale | 10,29(b) |  | (30) | 9 | (11)
Exchange movements | 29(b) |  | (1) | 7 | 5
Cash and cash equivalents at start of year |  |  | 163 | 182 | 157
Cash and cash equivalents at end of year | 20 |  | 559 | 163 | 182

1.Balance consists of cash consideration paid and cash acquired from National Grid Electricity Distribution (NGED).
2.The balance for the year ended 31 March 2023 consists of cash proceeds received, net of cash disposed.

Consolidated cash flow statement
for the years ended 31 March

| 132 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

1. Basis of preparation and recent accounting developments

Accounting policies describe our approach to recognising and measuring transactions and balances in the year. The accounting policies applicable across the financial statements are shown below, whereas accounting policies that are specific to a component of the financial statements have been incorporated into the relevant note. This section also shows areas of judgement and key sources of estimation uncertainty in these financial statements. In addition, we have summarised new International Accounting Standards Board (IASB) accounting standards, amendments and interpretations and whether these are effective for this year end or in later years, explaining how significant changes are expected to affect our reported results.

National Grid’s principal activities involve the transmission and
distribution of electricity in Great Britain and of electricity and gas in
northeastern US. The Company is a public limited liability company
incorporated and domiciled in England and Wales, with its registered
office at 1–3 Strand, London, WC2N 5EH.
The Company, National Grid plc, which is the ultimate parent of the
Group, has its primary listing on the London Stock Exchange and is
also quoted on the New York Stock Exchange.
These consolidated financial statements were approved for issue
by the Board on 22 May 2024.
These consolidated financial statements have been prepared in
accordance with International Accounting Standards (IAS) and
International Financial Reporting Standards (IFRS) and related
interpretations as issued by the IASB. They are prepared on the basis
of all IFRS accounting standards and interpretations that are
mandatory for the period ended 31 March 2024 and in accordance
with the Companies Act 2006. The comparative financial information
has also been prepared on this basis.
The consolidated financial statements have been prepared on
a historical cost basis, except for the recording of pension assets
and liabilities, the revaluation of derivative financial instruments and
certain commodity contracts and certain financial assets and liabilities
measured at fair value.
These consolidated financial statements are presented in pounds
sterling, which is also the functional currency of the Company.
The notes to the financial statements have been prepared on a
continuing basis unless otherwise stated.
A. Going concern
As part of the Directors’ consideration of the appropriateness of
adopting the going concern basis of accounting in preparing these
financial statements, the Directors have assessed the principal risks
alongside potential downside business cash flow scenarios impacting
the Group’s operations. The Directors specifically considered both a
base case and reasonable worst-case scenario for business cash flows.
As part of the assessment the Directors have included the expected
receipt of the fully underwritten Rights Issue. The assessment is
prepared on the conservative assumption that the Group has no access
to the debt capital markets.
The main cash flow impacts identified in the reasonable worst-case
scenario are:
•the timing of the sale of assets classified as held for sale (see note 10);
•adverse impacts of inflation and incremental spend on our capital
expenditure programme;
•adverse impact from timing across the Group (i.e. a net under-
recovery of allowed revenues or reductions in over-collections)
and slower collections of outstanding receivables;
•higher operating and financing costs than expected, including
non‑delivery of planned efficiencies across the Group; and
•the potential impact of further significant storms in the US.
As part of their analysis, the Board also considered the following
potential levers at their discretion to improve the position identified
by the analysis if the debt capital markets are not accessible:
•the payment of dividends to shareholders;
•significant changes in the phasing of the Group’s capital expenditure
programme, with elements of non-essential works and programmes
delayed; and
•a number of further reductions in operating expenditure across
the Group.
Having considered the reasonable worst-case scenario and the further
levers at the Board’s discretion, the Group continues to have headroom
against the Group’s committed facilities identified in note 33 to the
financial statements.
In addition to the above, the ability to raise new and extend existing
financing was separately included in the analysis, and the Directors
noted £5.6 billion of new long-term senior debt issued in the period
from 1 April 2023 to 31 March 2024 as evidence of the Group’s ability
to continue to have access to the debt capital markets if needed.
Based on the above, the Directors have concluded the Group is well
placed to manage its financing and other business risks satisfactorily
and have a reasonable expectation that the Group will have adequate
resources to continue in operation for at least 12 months from the
signing date of these consolidated financial statements. They therefore
consider it appropriate to adopt the going concern basis of accounting
in preparing the financial statements.

| Financial Statements

Notes to the consolidated financial statements

| 133 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

1. Basis of preparation and recent accounting developments continued
B. Basis of consolidation
The consolidated financial statements incorporate the results, assets
and liabilities of the Company and its subsidiaries, together with a share
of the results, assets and liabilities of joint operations.
A subsidiary is defined as an entity controlled by the Group. Control is
achieved where the Group is exposed to, or has the rights to, variable
returns from its involvement with the entity and has the ability to affect
those returns through its power over the entity.
The Group accounts for joint ventures and associates using the equity
method of accounting, where the investment is carried at cost plus
post‑acquisition changes in the share of net assets of the joint venture
or associate, less any provision for impairment. Losses in excess of the
consolidated interest in joint ventures and associates are not recognised,
except where the Company or its subsidiaries have made a commitment
to make good those losses.
Where necessary, adjustments are made to bring the accounting policies
used in the individual financial statements of the Company, subsidiaries,
joint operations, joint ventures and associates into line with those used
by the Group in its consolidated financial statements under IFRS.
Intercompany transactions are eliminated.
The results of subsidiaries, joint operations, joint ventures and associates
acquired or disposed of during the year are included in the consolidated
income statement from the effective date of acquisition or up to the
effective date of disposal, as appropriate.
Acquisitions are accounted for using the acquisition method, where
the purchase price is allocated to the identifiable assets acquired and
liabilities assumed on a fair value basis and the remainder recognised
as goodwill.
C. Foreign currencies
Transactions in currencies other than the functional currency of the
Company or subsidiary concerned are recorded at the rates of exchange
prevailing on the date of the transactions. At each reporting date,
monetary assets and liabilities that are denominated in foreign currencies
are retranslated at closing exchange rates. Non-monetary assets are not
retranslated unless they are carried at fair value.
Gains and losses arising on the retranslation of monetary assets and
liabilities are included in the income statement, except where
the application of hedge accounting requires inclusion in other
comprehensive income (see note 32(e)).
On consolidation, the assets and liabilities of operations that have a
functional currency different from the Company’s functional currency
of pounds sterling, principally our US operations that have a functional
currency of US dollars, are translated at exchange rates prevailing at
the reporting date. Income and expense items are translated at the
average exchange rates for the period where these do not differ
materially from rates at the date of the transaction. Exchange differences
arising are recognised in other comprehensive income and transferred
to the consolidated translation reserve within other equity reserves
(see note 28).
D. Disposal of the UK Electricity System Operator
(ESO)
As described further in note 10, at the end of October 2023, the
legislation required to enable the separation of the ESO and the
formation of the National Energy System Operator (NESO) was passed
through Parliament. The NESO is expected to be established as an
independent Public Corporation this calendar year, with responsibilities
across both the electricity and gas systems. As a result, the Group took
the judgement to classify the associated assets and liabilities of the ESO
as held for sale in the consolidated statement of financial position at the
end of October 2023. The ESO has not met the criteria for classification
as a discontinued operation and therefore its results have not been
separately disclosed on the face of the income statement, and are
instead included within the results from continuing operations.
E. Disposal of the UK Gas Transmission business
Following the Group’s disposal of a 60% controlling stake in the UK Gas
Transmission business in the year ended 31 March 2023, the Group
completed the sale of a further 20% of its retained interest in the
business (held through GasT TopCo Limited) on 11 March 2024. The
other 80% of GasT TopCo Limited is owned by Macquarie Infrastructure
and Real Assets (MIRA) and British Columbia Investment Management
Corporation (BCI) (together, the Consortium). The Group’s remaining
20% interest in GasT TopCo Limited is classified as an investment in
an associate on the basis that the Group has a significant influence
over the business.
The remaining 20% interest is subject to an option agreement with the
Consortium, the Remaining Acquisition Agreement (RAA), which on
9 July 2023 replaced the previous Further Acquisition Agreement (FAA)
under which the 20% disposal in the year was executed. The RAA option
is exercisable, at the Consortium’s option, between 1 May 2024 and
31 July 2024. If the RAA option is partially exercised by the Consortium,
the Group will have the right to put the remainder of its interests in
GasT TopCo Limited to the Consortium, which can be exercised by the
Group between 1 December 2024 and 31 December 2024. Taking into
consideration the timing of the RAA exercise window, the Group has
continued to classify its remaining interest in GasT TopCo Limited as
held for sale and has not equity accounted for its share of the
associate’s results.
The loss on the 20% disposal of GasT TopCo Limited and the
remeasurements in relation to the FAA option and the RAA option have
been recorded within discontinued operations. As an associate held for
sale, the Group has not recognised any share of results in the year
ended 31 March 2024. The classification impacts on the consolidated
income statement, the consolidated statement of comprehensive income
and the consolidated cash flow statement, as well as earnings per share
(EPS) split between continuing and discontinued operations.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 134 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

1. Basis of preparation and recent accounting developments continued
F. Areas of judgement and key sources
of estimation uncertainty
The preparation of financial statements requires management to make
estimates and assumptions that affect the reported amounts of assets
and liabilities, disclosures of contingent assets and liabilities, and the
reported amounts of revenue and expenses during the reporting period.
Actual results could differ from these estimates. Information about such
judgements and estimations is in the notes to the financial statements,
and the key areas are summarised below.
Areas of judgement that have the most significant effect on the amounts
recognised in the financial statements are:
•the judgement that it is appropriate to classify our 20% equity
investment in GasT TopCo Limited, together with the RAA option,
as held for sale, as detailed in note 10; and
•the judgement that, notwithstanding legislation enacted and targets
committing the states of New York and Massachusetts to achieving
net zero greenhouse gas emissions by 2050, these do not shorten the
remaining useful economic lives (UELs) of our US gas network assets,
which we consider will have an expected use and utility beyond 2050
(see key sources of estimation uncertainty below and note 13).
Key sources of estimation uncertainty that have a significant risk
of causing a material adjustment to the carrying amounts of assets
and liabilities within the next financial year are:
•the cash flows and real discount rates applied in determining the
US environmental provisions, in particular relating to three Superfund
sites and certain other legacy Manufacturing Gas Plant (MGP) sites
(see note 26);
•the estimates made regarding the UELs of our gas network assets
due to uncertainty over the pace of delivery of the energy transition
and the multiple pathways by which it could be delivered. Our
estimates consider anticipated changes in customer behaviour and
developments in new technology, the potential to decarbonise fuel
through the use of renewable natural gas and green hydrogen, and
the feasibility and affordability of increased electrification (see note 13
for details and sensitivity analysis); and
•the valuation of liabilities for pensions and other post-retirement
benefits (see note 25).
In order to illustrate the impact that changes in assumptions for
the valuation of pension assets and liabilities and cash flows for
environmental provisions could have on our results and financial
position, we have included sensitivity analysis in note 35.
G. Impact of climate change and the transition
to net zero – areas of judgement and key sources
of estimation uncertainty
In preparing these financial statements for the year ended 31 March
2024, management has taken into account the Group’s commitments
regarding its transition to net zero and the impact of climate change.
The Group has a published climate transition plan which sets out its
targets to achieve this commitment by 2050, in line with the Paris
Agreement. Management has also identified a number of significant
climate-related risks and opportunities. Changes to the Group’s
commitments and the impact of climate change may have a material
impact on the currently reported amounts of the Group’s assets and
liabilities and on similar assets and liabilities that may be recognised
in future reporting periods, as set out above with respect to the
judgement and key source of estimation uncertainty regarding the UELs
of our US gas network assets, and as further detailed below.
Repairs to property, plant and equipment and climate
adaptation activities
The Group’s network assets recorded within property, plant and
equipment (PP&E) are at risk of physical impacts from extreme weather
events such as major storms which may be accentuated by increased
frequency of weather incidents and changing long-term climate trends,
thereby leading to asset damage. M ajor storm costs, net of deductibles
and disallowances, incurred by the Group are recoverable as revenue in
future periods under our rate plans but the associated repair costs are
expensed as incurred as other operating costs under IFRS.
Impairment of property, plant and equipment and goodwill
Included within the Group’s plant and machinery (see note 13) are
£325 million of oil- and gas-fired electricity generation units with
approximately 3,800 MW of electric generation capacity located in
Long Island, New York. Whilst the Group retains ownership of these
assets, it sells all of the capacity, energy in response to dispatch
requests, and any related ancillary services provided by the generating
facilities to the Long Island Power Authority (LIPA) via a Power Supply
Agreement running until 2028.
The maximum UEL for these units ends in 2040, which aligns to the
target set by the state of New York to achieve decarbonised power
generation by 2040. However, there is a risk that the UEL of certain,
or all, of the units may be shortened, depending on the progress of
decarbonisation activities in Long Island. The Group believes there are
no material accounting judgements in respect of the generation assets
and the UELs have not been accelerated in the year.
The assets related to the Group’s liquefied natural gas (LNG) storage
facility at the Isle of Grain in the UK have a maximum UEL to 2045,
which is in line with the current commercial contracts. The UELs of
our assets related to our commercial operations in LNG at Providence,
Rhode Island are informed by the recovery periods used for ratemaking
purposes and the majority of the UELs are covered by fixed price
service contracts. The net book value of these assets will be immaterial
by 2050. Accordingly, the Group believes there are no material
accounting judgements in respect of the UELs of the LNG assets
as of 31 March 2024.

| Financial Statements

| 135 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

1. Basis of preparation and recent accounting developments continued
G. Impact of climate change and the transition
to net zero – areas of judgement and key sources
of estimation uncertainty continued
The net zero pathway may also impact our US gas networks which
in turn may affect the recoverable amount of our New York and New
England cash-generating units (CGUs). In assessing the recoverability
of our CGUs (see note 11), we calculate the value-in-use based on
projections that incorporate our best estimates of future cash flows and
assumptions pertaining to the net zero plans of the jurisdictions that we
operate in. In respect of our New York and New England CGUs, our
forecast cash flow duration used in our impairment testing is five years.
We apply a terminal growth rate informed by expected long-term
economic inflation and the discount rate used takes into consideration
the potential impact of net zero plans on our gas business. Accordingly,
the impact of certain variables that will play out in the medium to long
term as a result of the anticipated transition to decarbonised power
generation are not anticipated to have an impact on the recoverable
amount of our New York and New England CGUs.
Decommissioning provisions
Provisions to decommission significant portions of our regulated
transmission and distribution assets are not recognised where no legal
obligations exist, and a realistic alternative exists to incurring costs to
decommission assets at the end of their life. Included within the Group’s
decommissioning provisions as at 31 March 2024 (see note 26) is
£57 million relating to legal requirements to remove asbestos upon
major renovation or demolition of our oil- and gas-fired electricity
generation structures and facilities located in Long Island, New York.
As noted above, the progress of decarbonisation activities in Long
Island may bring forward the decommissioning of these assets, thereby
increasing the present value of associated decommissioning provisions.
In the current year, there have been no material changes to the
expected timing of decommissioning expenditures. Currently, the
expected timing of decommissioning expenditures has not materially
been brought forward but management will continue to review the
facts and circumstances.
Sensitivity to commodity contract derivatives
The Group has contracts associated with the forward purchase of
gas and enters into derivative financial instruments linked to commodity
prices, including gas options and swaps which are used to manage
market price volatility (see note 17(b)). As at 31 March 2024, the Group’s
gas commodity contract derivatives are primarily short-term and
accordingly we do not anticipate a risk as a result of the transition
to net zero.
H. Accounting policy choices
IFRS provides certain options available within accounting standards.
Choices we have made, and continue to make, include the following:
•Presentational formats: we use the nature of expense method for our
income statement and aggregate our statement of financial position
to net assets and total equity.
•Financial instruments: we normally opt to apply hedge accounting
in most circumstances where this is permitted (see note 32(e)).
I. New IFRS accounting standards and
interpretations effective for the year ended
31 March 2024
The Group adopted the following new standards and amendments
to standards which have had no material impact on the Group’s results
or financial statement disclosures:
•IFRS 17 ‘Insurance Contracts’;
•amendments to IAS 1 and IFRS Practice Statement 2 – ‘Making
Materiality Judgements’;
•amendments to IAS 12 ‘International Tax Reform — Pillar Two Model
Rules’; and
•amendments to IAS 8 ‘Accounting Policies, Changes in Accounting
Estimates and Errors’.
In May 2021, the IASB issued amendments to IAS 12 ‘Income Taxes’
in order to narrow the scope of the initial recognition exemption to
exclude transactions that give rise to equal and offsetting temporary
differences. Following the amendments, the Group recognised separate
deferred tax assets in relation to its lease liabilities and decommissioning
obligations, and deferred tax liabilities in relation to its right-of-use assets
(see note 7). As the balances qualify for offset, there is no impact on the
consolidated statement of financial position and the opening retained
earnings as at 1 April 2023.
J. New IFRS accounting standards and
interpretations not yet adopted
The following new accounting standards and amendments to existing
standards have been issued but are not yet effective:
•amendments to IFRS 10 and IAS 28 ‘Sale or Contribution of Assets
between an Investor and its Associate or Joint Venture’;
•amendments to IAS 1 ‘Classification of Liabilities as Current or
Non‑current’;
•amendments to IAS 1 ‘Non-current Liabilities with Covenants’;
•amendments to IAS 7 and IFRS 7 ‘Supplier Finance Arrangements’;
•amendments to IFRS 16 ‘Lease Liability in a Sale and Leaseback’; and
•amendments to IAS 21 ‘The Effects of Changes in Foreign Exchange
Rates’.
The Group is currently assessing the impact of the above standards,
but they are not expected to have a material impact.
The Group has not adopted any other standard, amendment or
interpretation that has been issued but is not yet effective.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 136 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

2. Segmental analysis

This note sets out the financial performance for the year split into the different parts of the business (operating segments). The performance of these operating segments is monitored and managed on a day-to-day basis. Revenue and the results of the business are analysed by operating segment, based on the information the Board of Directors uses internally for the purposes of evaluating the performance of each operating segment and determining resource allocation between them. The Board is National Grid’s chief operating decision maker (as defined by IFRS 8 ‘Operating Segments’) and assesses the profitability of operations principally on the basis of a profit measure that excludes certain income and expenses. We call that measure ‘adjusted profit’. Adjusted profit excludes exceptional items and remeasurements (as defined in note 5) and is used by management to monitor financial performance as it is considered that it aids the comparability of our reported financial performance from year to year. As a matter of course, the Board also considers profitability by segment, excluding the effects of timing, major storm costs and deferred tax in our UK Electricity Transmission and UK Electricity Distribution businesses. However, the measure of profit disclosed in this note is operating profit before exceptional items and remeasurements, as this is the measure that is most consistent with the IFRS results reported within these financial statements.

The results of our six principal businesses are reported to the Board of Directors and are accordingly treated as reportable operating segments.
All other operating segments are reported to the Board of Directors on an aggregated basis. The following table describes the main activities for
each reportable operating segment:

UK Electricity Transmission | The high-voltage electricity transmission networks in England and Wales. This includes our Accelerated Strategic Transmission Investment projects to connect more clean, low-carbon power to the transmission network in England and Wales.
UK Electricity Distribution | The electricity distribution networks of NGED in the East Midlands, West Midlands and South West of England and South Wales.
UK Electricity System Operator | The Great Britain system operator. The ESO met the criteria to be classified as held for sale at the end of October 2023 (see note 10).
New England | Gas distribution networks, electricity distribution networks and high-voltage electricity transmission networks in New England.
New York | Gas distribution networks, electricity distribution networks and high-voltage electricity transmission networks in New York.
National Grid Ventures | Comprises all commercial operations in LNG at the Isle of Grain in the UK and Providence, Rhode Island in the US, our electricity generation business in the US, our electricity interconnectors in the UK and our investment in National Grid Renewables Development LLC, our renewables business in the US. Whilst NGV operates outside our regulated core business, the electricity interconnectors in the UK are subject to indirect regulation by Ofgem regarding the level of returns they can earn. Our US LNG operations were reclassified from the New England segment following an internal reorganisation in the year.

Other activities that do not form part of any of the segments in the above table primarily relate to our UK property business together with insurance
and corporate activities in the UK and US and the Group’s investments in technology and innovation companies through National Grid Partners.
(a) Revenue
Revenue primarily represents the sales value derived from the generation, transmission and distribution of energy, together with the sales value
derived from the provision of other services to customers. Refer to note 3 for further details.
Sales between operating segments are priced considering the regulatory and legal requirements to which the businesses are subject. The analysis
of revenue by geographical area is on the basis of destination. There are no material sales between the UK and US geographical areas.

| 2024 |  | 2023 |  | 2022
| Total sales £m | Sales between segments £m | Sales to third parties £m |  | Total sales £m | Sales between segments £m | Sales to third parties £m |  | Total sales £m | Sales between segments £m | Sales to third parties £m
Operating segments – continuing operations: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
UK Electricity Transmission | 2,735 | (40) | 2,695 |  | 1,987 | (41) | 1,946 |  | 2,035 | (7) | 2,028
UK Electricity Distribution | 1,795 | (5) | 1,790 |  | 2,045 | (12) | 2,033 |  | 1,482 | (14) | 1,468
UK Electricity System Operator | 3,788 | (35) | 3,753 |  | 4,690 | (31) | 4,659 |  | 3,455 | (18) | 3,437
New England | 3,948 | — | 3,948 |  | 4,427 | — | 4,427 |  | 4,550 | — | 4,550
New York | 6,094 | — | 6,094 |  | 6,994 | — | 6,994 |  | 5,561 | — | 5,561
National Grid Ventures | 1,389 | (57) | 1,332 |  | 1,341 | (58) | 1,283 |  | 1,024 | — | 1,024
Other | 244 | (6) | 238 |  | 317 | — | 317 |  | 381 | — | 381
Total revenue from continuing operations | 19,993 | (143) | 19,850 |  | 21,801 | (142) | 21,659 |  | 18,488 | (39) | 18,449
Split by geographical areas – continuing operations: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
UK |  |  | 9,063 |  |  |  | 9,611 |  |  |  | 7,803
US |  |  | 10,787 |  |  |  | 12,048 |  |  |  | 10,646
Total revenue from continuing operations |  |  | 19,850 |  |  |  | 21,659 |  |  |  | 18,449

| Financial Statements

| 137 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

2. Segmental analysis continued
(b) Operating profit
A reconciliation of the operating segments’ measure of profit to profit before tax from continuing operations is provided below. Further details of the
exceptional items and remeasurements are provided in note 5.

| Before exceptional items and remeasurements |  | Exceptional items and remeasurements (see note 5) |  | After exceptional items and remeasurements
| 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Operating segments – continuing operations: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
UK Electricity Transmission | 1,677 | 995 | 1,067 |  | (3) | (2) | (12) |  | 1,674 | 993 | 1,055
UK Electricity Distribution | 993 | 1,091 | 909 |  | (18) | (22) | — |  | 975 | 1,069 | 909
UK Electricity System Operator | 880 | 238 | 7 |  | (498) | (1) | (2) |  | 382 | 237 | 5
New England | 643 | 708 | 743 |  | (2) | 424 | 21 |  | 641 | 1,132 | 764
New York | 860 | 741 | 780 |  | (498) | (200) | 315 |  | 362 | 541 | 1,095
National Grid Ventures | 469 | 490 | 286 |  | 89 | 467 | (3) |  | 558 | 957 | 283
Other | (60) | 31 | 21 |  | (57) | (81) | 239 |  | (117) | (50) | 260
Total operating profit from continuing operations | 5,462 | 4,294 | 3,813 |  | (987) | 585 | 558 |  | 4,475 | 4,879 | 4,371
Split by geographical area – continuing operations: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 3,923 | 2,825 | 2,234 |  | (487) | 26 | 224 |  | 3,436 | 2,851 | 2,458
US | 1,539 | 1,469 | 1,579 |  | (500) | 559 | 334 |  | 1,039 | 2,028 | 1,913
Total operating profit from continuing operations | 5,462 | 4,294 | 3,813 |  | (987) | 585 | 558 |  | 4,475 | 4,879 | 4,371

| Before exceptional items and remeasurements |  | Exceptional items and remeasurements (see note 5) |  | After exceptional items and remeasurements
| 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Reconciliation to profit before tax: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Operating profit from continuing operations | 5,462 | 4,294 | 3,813 |  | (987) | 585 | 558 |  | 4,475 | 4,879 | 4,371
Share of post-tax results of joint ventures and associates | 101 | 190 | 148 |  | (64) | (19) | (56) |  | 37 | 171 | 92
Finance income | 244 | 166 | 65 |  | 4 | (28) | (15) |  | 248 | 138 | 50
Finance costs | (1,723) | (1,680) | (1,146) |  | 11 | 82 | 74 |  | (1,712) | (1,598) | (1,072)
Profit before tax from continuing operations | 4,084 | 2,970 | 2,880 |  | (1,036) | 620 | 561 |  | 3,048 | 3,590 | 3,441

The following items are included in the total operating profit by segment:

Depreciation, amortisation and impairment | 2024 | 2023 | 2022
£m | £m | £m
Operating segments: |  |  |
UK Electricity Transmission | (521) | (484) | (508)
UK Electricity Distribution | (223) | (223) | (158)
UK Electricity System Operator | (61) | (101) | (83)
New England | (420) | (393) | (364)
New York | (658) | (620) | (537)
National Grid Ventures | (166) | (149) | (156)
Other | (12) | (14) | (24)
Total | (2,061) | (1,984) | (1,830)
Asset type: |  |  |
Property, plant and equipment | (1,769) | (1,700) | (1,544)
Non-current intangible assets | (292) | (284) | (286)
Total | (2,061) | (1,984) | (1,830)

Notes to the consolidated financial statements continued

| 138 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

2. Segmental analysis continued
(c) Capital investment
Capital investment represents additions to property, plant and equipment, prepayments to suppliers to secure production capacity in relation to our
capital projects, non-current intangibles and additional equity investments in joint ventures and associates. Segmental information used for internal
decision making was revised in the year to include the capital expenditure prepayments and additional equity investments in joint ventures and
associates. Accordingly, comparative information for the year s ended 31 March 2023 and 2022 has been re-presented to reflect the change in the
Group’s segmental measure in the year.

| 2024 | 2023 1 | 2022 1
| £m | £m | £m
Operating segments: |  |  |
UK Electricity Transmission | 1,912 | 1,301 | 1,179
UK Electricity Distribution | 1,247 | 1,220 | 899
UK Electricity System Operator | 85 | 108 | 108
New England | 1,673 | 1,527 | 1,478
New York | 2,654 | 2,454 | 1,960
National Grid Ventures | 662 | 970 | 989
Other | 2 | 13 | 10
Total | 8,235 | 7,593 | 6,623
Asset type: |  |  |
Property, plant and equipment | 7,124 | 6,783 | 5,622
Non-current intangible assets | 481 | 578 | 471
Equity investments in joint ventures and associates 2 | 332 | 197 | 461
Capital expenditure prepayments | 298 | 35 | 69
Total | 8,235 | 7,593 | 6,623

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.
2.Excludes £nil (2023: £nil, 2022: £25 million) equity contribution to the St William Homes LLP joint venture. This was excluded based on the nature of the joint venture arrangement.
We typically contributed property assets to the joint venture in exchange for cash and accordingly did not consider these transactions to be in the nature of capital investment.
(d) Geographical analysis of non-current assets
Non-current assets by geography comprise goodwill, other intangible assets, property, plant and equipment, investments in joint ventures and
associates and other non-current assets.

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Split by geographical area: |  |  |
UK | 40,065 | 38,043 | 35,466
US | 44,270 | 41,761 | 36,411
| 84,335 | 79,804 | 71,877
Reconciliation to total non-current assets: |  |  |
Pension assets | 2,407 | 2,645 | 3,885
Financial and other investments | 880 | 859 | 830
Derivative financial assets | 324 | 276 | 305
Non-current assets | 87,946 | 83,584 | 76,897

| Financial Statements

| 139 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

3. Revenue

Revenue arises in the course of ordinary activities and principally comprises: • transmission services; • distribution services; and • generation services. Transmission services, distribution services and certain other services (excluding rental income) fall within the scope of IFRS 15 ‘Revenue from Contracts with Customers’, whereas generation services (which solely relate to the contract with LIPA in the US) are accounted for under IFRS 16 ‘Leases’ as rental income, also presented within revenue. Revenue is recognised to reflect the transfer of goods or services to customers at an amount that reflects the consideration to which the Group expects to be entitled to in exchange for those goods or services and excludes amounts collected on behalf of third parties and value added tax. The Group recognises revenue when it transfers control over a product or service to a customer. Revenue in respect of regulated activities is determined by regulatory agreements that set the price to be charged for services in a given period based on pre-determined allowed revenues. Variances in service usage can result in actual revenue collected exceeding (over-recoveries) or falling short (under-recoveries) of allowed revenues. Where regulatory agreements allow the recovery of under-recoveries or require the return of over-recoveries, the allowed revenue for future periods is typically adjusted. In these instances, no assets or liabilities are recognised for under- or over-recoveries respectively, because the adjustment relates to future customers and services that have not yet been delivered. Revenue in respect of non-regulated activities primarily relates to the sale of capacity on our interconnectors, which is determined at auctions. Capacity is sold in either day, month, quarter or year-ahead tranches. The price charged is determined by market fundamentals rather than regulatory agreement. The interconnectors are subject to indirect regulation with regard to the levels of returns they are allowed to earn. Where amounts fall below this range they receive top-up revenues and where amounts exceed this range they must pass back the excess. In these instances, assets or liabilities are recognised for the top-up or pass-back respectively.

Below, we include a description of principal activities, by reportable segment, from which the Group generates its revenue. For more detailed
information about our segments, see note 2.
(a) UK Electricity Transmission
The UK Electricity Transmission segment principally generates revenue by providing electricity transmission services in England and Wales. Our
business operates as a monopoly regulated by Ofgem, which has established price control mechanisms that set the amount of annual allowed
returns our business can earn (along with the Scottish and Offshore transmission operators amongst others).
The transmission of electricity encompasses the following principal services:
•the supply of high-voltage electricity – revenue is recognised based on usage. Our performance obligation is satisfied over time as our customers
make use of our network. We bill monthly in arrears and our payment terms are up to 60 days. Price is determined prior to our financial year end
with reference to the regulated allowed returns and estimated annual volumes; and
•construction work (principally for connections) – revenue is recognised over time, as we provide access to our network. Customers can either pay
over the useful life of the connection or upfront. Where the customer pays upfront, revenues are deferred as a contract liability and released over
the life of the asset.
For other construction where there is no consideration for any future services (for example diversions), revenues are recognised as the construction
work is completed.
(b) UK Electricity Distribution
The UK Electricity Distribution segment principally generates revenue by providing electricity distribution services in the Midlands and South West
of England and South Wales. Similar to UK Electricity Transmission, UK Electricity Distribution operates as a monopoly in the jurisdictions that it
operates in and is regulated by Ofgem.
The distribution of electricity encompasses the following principal services:
•electricity distribution – revenue is recognised based on usage by customers (over time), based upon volumes and price. The price control
mechanism that determines our annual allowances is similar to UK Electricity Transmission. Revenues are billed monthly and payment terms are
typically within 14 days; and
•construction work (principally for connections) – revenue is recognised over time as we provide access to our network. Where the customer pays
upfront, revenues are deferred as a contract liability and released over the life of the asset.
For other construction where there is no consideration for any future services, revenues are recognised as the construction work is completed.
(c) UK Electricity System Operator
The UK Electricity System Operator earns revenue for balancing supply and demand of electricity on Great Britain’s electricity transmission system,
where it acts as principal. Balancing services are regulated by Ofgem and revenue, which is payable by generators and suppliers of electricity, is
recognised as the service is provided.
The UK Electricity System Operator also collects revenues on behalf of transmission operators, principally National Grid Electricity Transmission plc
and the Scottish and Offshore transmission operators, from users (electricity suppliers) who connect to or use the transmission system. As the UK
Electricity System Operator acts as an agent in this capacity, it records transmission network revenues net of payments to transmission operators.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 140 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

3. Revenue continued
(d) New England
The New England segment principally generates revenue by providing electricity and gas supply and distribution services and high-voltage electricity
transmission services in New England. Supply and distribution services are regulated by the Massachusetts Department of Public Utilities (MADPU)
and transmission services are regulated by the Federal Energy Regulatory Commission (FERC), both of whom regulate the rates that can be charged
to customers.
The supply and distribution of electricity and gas and the provision of electricity transmission facilities encompasses the following principal services:
•electricity and gas supply and distribution and electricity transmission – revenue is recognised based on usage by customers (over time). Revenues
are billed monthly and payment terms are 30 days; and
•construction work (principally for connections) – revenue is recognised over time as we provide access to our network. Where the customer pays
upfront, revenues are deferred as a contract liability or customer contributions (where they relate to government entities) and released over the life
of the connection.
(e) New York
The New York segment principally generates revenue by providing electricity and gas supply and distribution services and high-voltage electricity
transmission services in New York. Supply and distribution services are regulated by the New York Public Service Commission (NYPSC) and
transmission services are regulated by the FERC, both of which regulate the rates that can be charged to customers.
The supply and distribution of electricity and gas and the provision of electricity transmission facilities encompasses the following principal services:
•electricity and gas supply and distribution and electricity transmission – revenue is recognised based on usage by customers (over time). Revenues
are billed monthly and payment terms are 30 days; and
•construction work (principally for connections) – revenue is recognised over time as we provide access to our network. Where the customer pays
upfront, revenues are deferred as a contract liability or customer contributions (where they relate to government entities) and released over the life
of the connection.
(f) National Grid Ventures
National Grid Ventures generates revenue from electricity interconnectors, LNG at the Isle of Grain in the UK and Providence, Rhode Island in the US,
National Grid Renewables and rental income.
The Group recognises revenue from transmission services through interconnectors and LNG importation at the Isle of Grain and Providence by
means of customers’ use of capacity and volumes. Revenue is recognised over time and is billed monthly. Payment terms are up to 60 days.
Electricity generation revenue is earned from the provision of energy services and supply capacity to produce energy for the use of customers of
LIPA through a power supply agreement, where LIPA receives all of the energy and capacity from the asset until at least 2028. The arrangement is
treated as an operating lease within the scope of the leasing standard where we act as lessor, with rental income being recorded as other revenue,
which forms part of total revenue. Lease payments (capacity payments) are recognised on a straight-line basis and variable lease payments are
recognised as the energy is generated.
Other revenue in the scope of IFRS 15 principally includes sales of renewables projects from National Grid Renewables to Emerald Energy Venture
LLC (Emerald), which is jointly controlled by National Grid and Washington State Investment Board (WSIB) (see note 16). National Grid Renewables
develops wind and solar generation assets in the US, whilst Emerald has a right of first refusal to buy, build and operate those assets. Revenue is
recognised as it is earned.
Other revenue, recognised in accordance with standards other than IFRS 15, primarily comprises adjustments in respect of the interconnector cap
and floor and Use of Revenue regimes constructed by Ofgem for certain wholly owned interconnector subsidiaries. Under the cap and floor regime,
where an interconnector expects to exceed its total five-year cap, a provision and reduction in revenue is recognised in the current reporting period
(see note 26). Where an interconnector does not expect to reach its five-year floor, either an asset will be recognised where a future inflow of
economic benefits is considered virtually certain, or a contingent asset will be disclosed where the future inflow is concluded to be probable. Under
the Use of Revenue framework, any revenues in excess of an agreed incentive level must be passed on as savings to consumers. Where the
obligation to transfer excess revenues arises, a payable and reduction in revenue is recognised in the current reporting period.
(g) Other
Revenue in Other relates to our UK commercial property business and insurance. Revenue is predominantly recognised in accordance with standards
other than IFRS 15 and comprises property sales by our UK commercial property business (including sales to the St William joint venture, which was
disposed of in the year ended 31 March 2022). Property sales are recorded when the sale is legally completed.

| Financial Statements

| 141 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

3. Revenue continued
(h) Disaggregation of revenue
In the following tables, revenue is disaggregated by primary geographical market and major service lines. The table below reconciles disaggregated
revenue with the Group’s reportable segments (see note 2).

Revenue 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 | National Grid Ventures £m | Other £m | Total £m
Revenue under IFRS 15 |  |  |  |  |  |  |  |
Transmission 1 | 2,591 | — | (10) | 73 | 493 | 869 | — | 4,016
Distribution | — | 1,712 | — | 3,786 | 5,500 | — | — | 10,998
System Operator | — | — | 3,763 | — | — | — | — | 3,763
Other 2 | 25 | 73 | — | 8 | 15 | 168 | 4 | 293
Total IFRS 15 revenue | 2,616 | 1,785 | 3,753 | 3,867 | 6,008 | 1,037 | 4 | 19,070
Other revenue |  |  |  |  |  |  |  |
Generation | — | — | — | — | — | 360 | — | 360
Other 3 | 79 | 5 | — | 81 | 86 | (65) | 234 | 420
Total other revenue | 79 | 5 | — | 81 | 86 | 295 | 234 | 780
Total revenue from continuing operations | 2,695 | 1,790 | 3,753 | 3,948 | 6,094 | 1,332 | 238 | 19,850

1.The UK Electricity System Operator transmission revenue in the year represents transmission revenues collected, net of payments made to transmission owners.
2.The UK Electricity Transmission and UK Electricity Distribution other IFRS 15 revenue principally relates to engineering recharges, which are the recovery of costs incurred for
construction work requested by customers, such as the rerouting of existing network assets. Within NGV, the other IFRS 15 revenue principally relates to revenue generated from
our National Grid Renewables business.
3.Other revenue, recognised in accordance with accounting standards other than IFRS 15, includes property sales by our UK commercial property business, rental income, income arising
in connection with the Transition Services Agreements following the sales of NECO and the UK Gas Transmission business in the prior year, and an adjustment to NGV revenue in
respect of the interconnector cap and floor and Use of Revenue regimes constructed by Ofgem.

Geographical split 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 | National Grid Ventures £m | Other £m | Total £m
Revenue under IFRS 15 |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 2,616 | 1,785 | 3,753 | — | — | 878 | 1 | 9,033
US | — | — | — | 3,867 | 6,008 | 159 | 3 | 10,037
Total IFRS 15 revenue | 2,616 | 1,785 | 3,753 | 3,867 | 6,008 | 1,037 | 4 | 19,070
Other revenue |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 79 | 5 | — | — | — | (76) | 22 | 30
US | — | — | — | 81 | 86 | 371 | 212 | 750
Total other revenue | 79 | 5 | — | 81 | 86 | 295 | 234 | 780
Total revenue from continuing operations | 2,695 | 1,790 | 3,753 | 3,948 | 6,094 | 1,332 | 238 | 19,850

Revenue for the year ended 31 March 2023 | UK Electricity Transmission £m | UK Electricity Distribution £m | UK Electricity System Operator £m | New England £m | New York £m | National Grid Ventures £m | Other £m | Total £m
Revenue under IFRS 15 |  |  |  |  |  |  |  |
Transmission | 1,868 | — | 126 | 52 | 567 | 791 | — | 3,404
Distribution | — | 1,951 | — | 4,314 | 6,373 | — | — | 12,638
System Operator | — | — | 4,533 | — | — | — | — | 4,533
Other 1 | 31 | 77 | — | 8 | 13 | 131 | — | 260
Total IFRS 15 revenue | 1,899 | 2,028 | 4,659 | 4,374 | 6,953 | 922 | — | 20,835
Other revenue |  |  |  |  |  |  |  |
Generation | — | — | — | — | — | 394 | — | 394
Other 2 | 47 | 5 | — | 53 | 41 | (33) | 317 | 430
Total other revenue | 47 | 5 | — | 53 | 41 | 361 | 317 | 824
Total revenue from continuing operations | 1,946 | 2,033 | 4,659 | 4,427 | 6,994 | 1,283 | 317 | 21,659

1.The UK Electricity Transmission and UK Electricity Distribution other IFRS 15 revenue principally relates to engineering recharges, which are the recovery of costs incurred for
construction work requested by customers, such as the rerouting of existing network assets. Within NGV, the other IFRS 15 revenue principally relates to revenue generated from
our National Grid Renewables business.
2.Other revenue, recognised in accordance with accounting standards other than IFRS 15, includes property sales by our UK commercial property business, rental income, income arising
in connection with the Transition Services Agreements following the sales of NECO and the UK Gas Transmission business, and a provision and adjustment to NGV revenue in respect
of the interconnector cap and floor regime constructed by Ofgem. In the year ended 31 March 2023, the Group also recognised other income relating to an insurance claim.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 142 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

3. Revenue continued
(h) Disaggregation of revenue continued

Geographical split for the year ended 31 March 2023 | UK Electricity Transmission £m | UK Electricity Distribution £m | UK Electricity System Operator £m | New England £m | New York £m | National Grid Ventures £m | Other £m | Total £m
Revenue under IFRS 15 |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 1,899 | 2,028 | 4,659 | — | — | 799 | — | 9,385
US | — | — | — | 4,374 | 6,953 | 123 | — | 11,450
Total IFRS 15 revenue | 1,899 | 2,028 | 4,659 | 4,374 | 6,953 | 922 | — | 20,835
Other revenue |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 47 | 5 | — | — | — | (31) | 205 | 226
US | — | — | — | 53 | 41 | 392 | 112 | 598
Total other revenue | 47 | 5 | — | 53 | 41 | 361 | 317 | 824
Total revenue from continuing operations | 1,946 | 2,033 | 4,659 | 4,427 | 6,994 | 1,283 | 317 | 21,659

Revenue for the year ended 31 March 2022 | UK Electricity Transmission £m | UK Electricity Distribution £m | UK Electricity System Operator £m | New England £m | New York £m | National Grid Ventures £m | Other £m | Total £m
Revenue under IFRS 15 |  |  |  |  |  |  |  |
Transmission | 1,983 | — | — | 52 | 405 | 627 | — | 3,067
Distribution | — | 1,375 | — | 4,434 | 5,110 | — | — | 10,919
System Operator | — | — | 3,418 | — | — | — | — | 3,418
Other¹ | 35 | 89 | 19 | 10 | 10 | 147 | — | 310
Total IFRS 15 revenue | 2,018 | 1,464 | 3,437 | 4,496 | 5,525 | 774 | — | 17,714
Other revenue |  |  |  |  |  |  |  |
Generation | — | — | — | — | — | 373 | — | 373
Other 2 | 10 | 4 | — | 54 | 36 | (123) | 381 | 362
Total other revenue | 10 | 4 | — | 54 | 36 | 250 | 381 | 735
Total revenue from continuing operations | 2,028 | 1,468 | 3,437 | 4,550 | 5,561 | 1,024 | 381 | 18,449

1.The UK Electricity Transmission and UK Electricity Distribution other IFRS 15 revenue principally relates to engineering recharges, which are the recovery of costs incurred for
construction work requested by customers, such as the rerouting of existing network assets. UK Electricity System Operator other IFRS 15 revenue reflects the net income from its
role as agent in respect of transmission network revenues. Within NGV, the other IFRS 15 revenue principally relates to revenue generated from our National Grid Renewables business.
2.Other revenue, recognised in accordance with accounting standards other than IFRS 15, includes property sales by our UK commercial property business and rental income.
Included within NGV is a provision and adjustment to NGV revenue in respect of the interconnector cap and floor regime constructed by Ofgem.

Geographical split for the year ended 31 March 2022 | UK Electricity Transmission £m | UK Electricity Distribution £m | UK Electricity System Operator £m | New England £m | New York £m | National Grid Ventures £m | Other £m | Total £m
Revenue under IFRS 15 |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 2,018 | 1,464 | 3,437 | — | — | 646 | — | 7,565
US | — | — | — | 4,496 | 5,525 | 128 | — | 10,149
Total IFRS 15 revenue | 2,018 | 1,464 | 3,437 | 4,496 | 5,525 | 774 | — | 17,714
Other revenue |  |  |  |  |  |  |  |
UK | 10 | 4 | — | — | — | (132) | 356 | 238
US | — | — | — | 54 | 36 | 382 | 25 | 497
Total other revenue | 10 | 4 | — | 54 | 36 | 250 | 381 | 735
Total revenue from continuing operations | 2,028 | 1,468 | 3,437 | 4,550 | 5,561 | 1,024 | 381 | 18,449

Contract liabilities (see note 23) represent revenue to be recognised in future periods relating to contributions in aid of construction of £2,246 million
(2023: £2,006 million; 2022: £1,472 million). Revenue is recognised over the life of the asset. The asset lives for connections in UK Electricity
Transmission, UK Electricity Distribution, New England and New York are 40 years, 69 years, 51 years and up to 51 years respectively. The weighted
average amortisation period is 32 years.
Future revenues in relation to unfulfilled performance obligations not yet received in cash amount to £6.1 billion (2023: £5.0 billion; 2022: £5.2 billion).
£1.9 billion (2023: £1.8 billion; 2022: £1.7 billion) relates to connection contracts in UK Electricity Transmission which will be recognised as revenue
over 24 years and £3.8 billion (2023: £2.7 billion; 2022: £3.0 billion) relates to revenues to be earned under Grain LNG contracts until 2045. The
remaining amount will be recognised as revenue over two years.
The amount of revenue recognised for the year ended 31 March 2024 from performance obligations satisfied (or partially satisfied) in previous
periods, mainly due to changes in the estimate of the stage of completion, is £nil (2023: £nil; 2022: £nil).

| Financial Statements

| 143 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

4. Other operating costs

Below we have presented separately certain items included in our operating costs from continuing operations. These include a breakdown of payroll costs (including disclosure of amounts paid to key management personnel) and fees paid to our auditors.

| Total
| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Depreciation, amortisation and impairment | 2,061 | 1,984 | 1,830
Payroll costs | 2,043 | 1,958 | 1,794
Purchases of electricity | 1,497 | 2,055 | 1,280
Purchases of gas | 1,289 | 2,516 | 1,666
Property and other taxes | 1,279 | 1,302 | 1,202
UK electricity balancing costs | 2,486 | 4,052 | 3,152
Other | 4,553 | 3,682 | 3,215
Other operating costs | 15,208 | 17,549 | 14,139
Provision for bad and doubtful debts | 179 | 220 | 167
Total operating costs from continuing operations | 15,387 | 17,769 | 14,306
Operating costs from continuing operations include: |  |  |
Inventory consumed | 408 | 723 | 436
Research and development expenditure | 32 | 23 | 11

(a) Payroll costs

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Wages and salaries 1 | 3,206 | 2,971 | 2,563
Social security costs | 256 | 244 | 201
Defined contribution scheme costs | 129 | 98 | 81
Defined benefit pension costs | 96 | 121 | 185
Share-based payments | 37 | 46 | 38
Severance costs (excluding pension costs) | 12 | 3 | 5
| 3,736 | 3,483 | 3,073
Less: payroll costs capitalised | (1,693) | (1,525) | (1,279)
Total payroll costs from continuing operations | 2,043 | 1,958 | 1,794

1.Included within wages and salaries are US other post-retirement benefit costs of £26 million (2023: £37 million; 2022: £39 million). For further information, refer to note 25.
(b) Number of employees

| 31 March 2024 | Monthly average 2024 | 31 March 2023 | Monthly average 2023 | 31 March 2022 | Monthly average 2022
UK | 13,956 | 13,439 | 12,572 | 12,024 | 11,960 | 11,393
US | 17,469 | 17,406 | 16,878 | 16,539 | 17,332 | 17,314
Total number of employees (continuing operations) | 31,425 | 30,845 | 29,450 | 28,563 | 29,292 | 28,707

Notes to the consolidated financial statements continued

| 144 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

4. Other operating costs continued
(c) Key management compensation

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Short-term employee benefits | 7 | 7 | 7
Post-employment benefits | — | — | 1
Share-based payments | 5 | 6 | 5
Total key management compensation | 12 | 13 | 13

Key management compensation relates to the Board, including the Executive Directors and Non-executive Directors, for the years presented.
(d) Auditor’s remuneration
Auditor’s remuneration is presented below in accordance with the requirements of the Companies Act 2006 and the principal accountant fees
and services disclosure requirements of Item 16C of Form 20-F:

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Audit fees payable to the Parent Company’s auditor and their associates in respect of: |  |
Audit of the Parent Company’s individual and consolidated financial statements 1 | 2.8 | 2.9 | 2.7
The auditing of accounts of any associate of the Company | 8.8 | 9.0 | 8.9
Other services supplied 2 | 7.3 | 7.4 | 7.3
| 18.9 | 19.3 | 18.9
Total other services 3 |  |  |
All other fees: |  |  |
Other assurance services 4 | 4.0 | 1.4 | 0.9
Other non-audit services not covered above | — | 0.2 | 0.1
| 4.0 | 1.6 | 1.0
Total auditor’s remuneration | 22.9 | 20.9 | 19.9

1.Audit fees in each year represent fees for the audit of the Company’s financial statements for the years ended 31 March 2024, 2023 and 2022.
2.Other services supplied represent fees payable for services in relation to other statutory filings or engagements that are required to be carried out by the auditor. In particular, this
includes fees for reports under section 404 of the US Public Company Accounting Reform and Investor Protection Act of 2002 (Sarbanes-Oxley Act), audit reports on regulatory returns
and the review of interim financial statements for the six-month periods ended 30 September 2023, 2022 and 2021 respectively.
3.There were no tax compliance or tax advisory fees and no audit-related fees as described in Item 16C(b) of Form 20-F.
4.In all years, principally relates to assurance services provided in relation to comfort letters for debt issuances and reporting accountant services.
The Audit & Risk Committee considers and makes recommendations to the Board, to be put to shareholders for approval at each AGM, in relation
to the appointment, reappointment, removal and oversight of the Company’s independent auditor. The Committee, under authority granted at the
AGM, also considers and approves the audit fees on behalf of the Board in accordance with the Competition and Markets Authority Audit Order
2014.
Certain services are prohibited from being performed by the external auditor under the Sarbanes-Oxley Act and the FRC’s 2019 Revised Ethical
Standard. Of the above services, none were prohibited.

| Financial Statements

| 145 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

5. Exceptional items and remeasurements

To monitor our segmental financial performance, we use an adjusted consolidated profit measure that excludes certain income and expenses. We exclude items from adjusted profit because, if included, these items could distort understanding of our performance for the year and the comparability between periods. This note analyses these items, which are included in our results for the year but are excluded from adjusted profit.

Exceptional items and remeasurements from continuing operations

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Included within operating profit |  |  |
Exceptional items: |  |  |
Transaction, separation and integration costs 1 | (44) | (117) | (223)
Cost efficiency programme | (65) | (100) | (42)
IFA fire | 92 | 130 | —
Changes in environmental provisions | (496) | 176 | —
Provision for UK electricity balancing costs | (498) | — | —
Net gain on disposal of NECO | — | 511 | —
Net gain on disposal of Millennium Pipeline Company LLC | — | 335 | —
New operating model implementation costs | — | — | (24)
Release of St William Homes LLP deferred income | — | — | 189
Net gain on disposal of St William Homes LLP | — | — | 228
Environmental insurance recovery | — | — | 38
| (1,011) | 935 | 166
Remeasurements – commodity contract derivatives | 24 | (350) | 392
| (987) | 585 | 558

1.Transaction, separation and integration costs represent the aggregate of distinct activities undertaken by the Group in the years presented.
Details of remeasurements, tax exceptional items and the tax effect of exceptional items and remeasurements are also provided in this note.

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Included within operating profit from continuing operations | (987) | 585 | 558
Included within finance income and costs |  |  |
Remeasurements: |  |  |
Net gains/(losses) on financial assets at fair value through profit and loss | 4 | (28) | (15)
Net gains on financing derivatives | 11 | 82 | 74
| 15 | 54 | 59
Included within share of post-tax results of joint ventures and associates |  |  |
Remeasurements: |  |  |
Net losses on financial instruments | (64) | (19) | (56)
Total included within profit before tax | (1,036) | 620 | 561
Included within tax |  |  |
Exceptional items – movements arising on items not included in profit before tax: |  |  |
Deferred tax charge arising as a result of UK tax rate change | — | — | (458)
Tax on exceptional items | 159 | (316) | (28)
Tax on remeasurements | (7) | 75 | (103)
| 152 | (241) | (589)
Total exceptional items and remeasurements after tax | (884) | 379 | (28)
Analysis of total exceptional items and remeasurements after tax |  |  |
Exceptional items after tax | (852) | 619 | (320)
Remeasurements after tax | (32) | (240) | 292
Total exceptional items and remeasurements after tax | (884) | 379 | (28)

Notes to the consolidated financial statements continued

| 146 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

5. Exceptional items and remeasurements continued
Exceptional items
Management uses an exceptional items framework that has been discussed and approved by the Audit & Risk Committee. This follows a three-step
process which considers the nature of the event, the financial materiality involved and any particular facts and circumstances. In considering the
nature of the event, management focuses on whether the event is within the Group’s control and how frequently such an event typically occurs.
With respect to restructuring costs, these represent additional expenses incurred that are not related to the normal business and day-to-day
activities. These can take place over multiple reporting periods given the scale of the Group, the nature and complexity of the transformation
initiatives and due to the impact of strategic transactions. In determining the facts and circumstances, management considers factors such as
ensuring consistent treatment between favourable and unfavourable transactions, the precedent for similar items, the number of periods over which
costs will be spread or gains earned, and the commercial context for the particular transaction. The exceptional items framework was last updated
in March 2022.
Items of income or expense that are considered by management for designation as exceptional items include significant restructurings, write-downs
or impairments of non-current assets, significant changes in environmental or decommissioning provisions, integration of acquired businesses, gains
or losses on disposals of businesses or investments and significant debt redemption costs as a consequence of transactions such as significant
disposals or issues of equity, and the related tax, as well as deferred tax arising on changes to corporation tax rates.
Costs arising from efficiency and transformation programmes include redundancy costs. Redundancy costs are charged to the consolidated income
statement in the year in which a commitment is made to incur the costs and the main features of the restructuring plan have been announced to
affected employees.
Set out below are details of the transactions against which we have considered the application of our exceptional items framework in each of the
years for which results are presented.
2024
Transaction, separation and integration costs
During the year, separation costs of £11 million were incurred in relation to the disposal of NECO, £6 million in relation to the disposal of the UK Gas
Transmission business and £27 million in connection with the integration of NGED. The costs incurred primarily relate to professional fees, relocation
costs and employee costs. The costs have been classified as exceptional in accordance with our exceptional items policy. Whilst the transaction,
separation and integration costs incurred during the period do not meet the quantitative threshold to be classified as exceptional on a standalone
basis, when taken in aggregate with the £340 million of costs in previous periods, the costs qualify for exceptional treatment in line with our exceptional
items policy. The total cash outflow for the period was £33 million. The Group is entitled to cost recovery in relation to the separation of the ESO.
Accordingly, these costs have not been classified as exceptional.
Cost efficiency programme
During the period, the Group incurred a further £65 million of costs in relation to the major cost efficiency programme announced in November 2021,
that targeted at least £400 million savings per annum across the Group by the end of three years. The costs recognised in the period primarily relate
to redundancy provisions, employee costs and professional fees incurred in delivering the programme. Whilst the costs incurred during the period
do not meet the quantitative threshold to be classified as exceptional on a standalone basis, when taken in aggregate with the £142 million of costs
incurred since the announcement of the programme, the costs qualify for exceptional treatment in line with our exceptional items policy. The total
cash outflow for the period was £53 million. The cost efficiency programme completed in the year.
Fire at IFA converter station
In September 2021, a fire at the IFA1 converter station in Sellindge, Kent caused significant damage to infrastructure on site. In the period, the Group
recognised net insurance claims of £92 million, which were recognised as exceptional in line with our exceptional items policy and consistent with
related claims in the prior year. The total cash inflow in the period in relation to the insurance proceeds was £92 million.
Changes in environmental provisions
In the US, we recognise environmental provisions related to the remediation of the Gowanus Canal and the former manufacturing gas plant facilities
previously owned or operated by the Group or its predecessor companies. The sites are subject to both state and federal environmental remediation
laws in the US. Potential liability for the historical contamination may be imposed on responsible parties jointly and severally, without regard to fault,
even if the activities were lawful when they occurred. The provisions and the Group’s share of estimated costs are re-evaluated at each reporting
period. During the second half of the financial year, following discussions with the New York State Department of Environmental Conservation and the
Environmental Protection Agency on the scope and design of remediation activities related to certain of our responsible sites, we have re-evaluated
our estimates of total costs and increased our provision by £496 million (see note 26). Under the terms of our rate plans, we are entitled to recovery
of environmental clean-up costs from rate payers in future reporting periods. Such recoveries through overall allowed revenues are not classified as
exceptional in the future periods that they occur due to the extended duration over which such costs are recovered and the immateriality of the
recoveries in any given year.
Provision for UK electricity balancing costs
During the year, the ESO’s operating profit increased due to a substantial over-recovery of allowed revenues received under its regulatory framework.
As described in note 3, under IFRS a corresponding liability is not recognised for the return of over-recoveries as this relates to future customers
and services that have not yet been delivered. At the end of October 2023, legislation required to enable the separation of the ESO and the formation
of the NESO was passed through Parliament and accordingly, the Group took the judgement to classify the assets and liabilities of the ESO as held
for sale (see note 10). An element of the over-recoveries will now be settled through the sale process and it no longer represents an unrecognised
regulatory liability for the Group. Accordingly, a liability has been recognised for the over-recovered revenues which are forecasted to transfer through
the disposal.

| Financial Statements

| 147 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

5. Exceptional items and remeasurements continued
Exceptional items continued
2023
Transaction, separation and integration costs
Separation costs of £39 million were incurred in relation to the disposal of NECO, £38 million in relation to the disposal of a majority stake in our
UK Gas Transmission business and £40 million in connection with the integration of NGED. The costs incurred primarily relate to legal fees, bankers’
fees, professional fees and employee costs. The costs have been classified as exceptional, consistent with similar costs for the years ended
31 March 2022 and 2021, and in line with the exceptional items policy. The total cash outflow for the period was £84 million.
Cost efficiency programme
The Group incurred a further £100 million of costs in relation to the major cost efficiency programme announced in November 2021. The costs
recognised primarily related to property costs, employee costs and professional fees incurred in delivering the programme. Whilst the costs incurred
during the period did not meet the quantitative threshold to be classified as exceptional on a standalone basis, when taken in aggregate with the
£42 million of costs incurred in the year ended 31 March 2022, the costs qualified for exceptional treatment in line with our exceptional items policy.
The total cash outflow for the period was £85 million.
Fire at IFA converter station
In September 2021, a fire at the IFA1 converter station in Sellindge, Kent caused significant damage to infrastructure on site. In the year, the Group
recognised £130 million of insurance claims (net of asset write-offs), which have been recognised as exceptional in line with our exceptional items
policy. The total cash inflow for the period was £79 million.
Changes in environmental provisions
The real discount rate applied to the Group’s environmental provisions was revised to 1.5% (2022: 0.5%) to reflect the substantial and sustained
change in US government bond yield curves (see note 26). The principal impact of this rate increase was a £165 million decrease in our US
environmental provisions and a £11 million decrease in our UK environmental provision. The weighted average remaining duration of our cash
flows was around 10.5 years.
Net gain on disposal of NECO
On 25 May 2022, the Group completed the sale of a wholly owned subsidiary, NECO, to PPL Rhode Island Holdings, LLC for cash consideration
of £3.1 billion. As a result, the Group derecognised net assets of £2.7 billion, resulting in a pre-tax gain of £511 million. The receipt of cash was
recognised within net cash used in investing activities within the consolidated cash flow statement.
Net gain on disposal of Millennium Pipeline Company LLC
The Group recognised a gain of £335 million on the disposal of its entire 26.25% equity interest in the Millennium Pipeline Company LLC associate
to DT Midstream for cash consideration of £497 million. The receipt of cash was recognised within net cash used in investing activities within the
consolidated cash flow statement.
2022
Transaction and separation costs
£223 million of transaction and separation costs were incurred in relation to the acquisition of NGED, the disposal of NECO and the disposal of our
UK Gas Transmission business. The costs related to legal fees, bankers’ fees and other professional fees. The costs were classified as exceptional,
consistent with similar costs for the year ended 31 March 2021. The total cash outflow for the year was £196 million.
New operating model implementation costs and cost efficiency programme
The Group incurred a further £24 million of costs in relation to the design and implementation of our new operating model and £42 million in relation
to the major cost efficiency programme announced in November 2021. The costs recognised primarily related to professional fees incurred and
redundancy provisions.
Whilst the costs incurred did not meet the quantitative threshold to be classified as exceptional on a standalone basis, when taken in aggregate
with the costs expected to be incurred over the duration of the cost efficiency programme, we concluded that the costs should be classified as
exceptional in line with our exceptional items policy. The total cash outflow for the period was £48 million.
Net gain on disposal of St William Homes LLP and release of deferred income
The Group recognised a gain of £228 million on the disposal of its entire 50% equity interest in the St William Homes LLP joint venture to The
Berkeley Group plc for cash consideration of £413 million. In connection with the disposal, the Group also released deferred income of £189 million
which related to deferred profits from previous property sales to St William Homes LLP. We concluded that the release of the deferred income should
be classified as exceptional given the crystallisation event for the release is the sale of the Group’s equity interest in St William Homes LLP.
Environmental insurance recovery
In the US, the most significant component of our £2.4 billion environmental provision relates to several Superfund sites, and arose from former
manufacturing gas plant facilities, previously owned or operated by the Group or its predecessor companies. Under federal and state Superfund
laws, potential liability for the historical contamination may be imposed on responsible parties jointly and severally, without regard to fault, even if
the activities were lawful when they occurred. In the year ended 31 March 2022, we recognised an exceptional gain of £38 million relating to an
insurance receivable for site remediation costs included in our Superfund sites environmental provision. The insurance receipts were recorded as
an exceptional item in line with the treatment of the related costs.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 148 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

5. Exceptional items and remeasurements continued
Remeasurements
Remeasurements comprise unrealised gains or losses recorded in the consolidated income statement arising from changes in the fair value of certain
of our financial assets and liabilities accounted for at fair value through profit and loss (FVTPL). Once the fair value movements are realised (for
example, when the derivative matures), the previously recognised fair value movements are then reversed through remeasurements and recognised
within earnings before exceptional items and remeasurements. These assets and liabilities include commodity contract derivatives and financing
derivatives to the extent that hedge accounting is not available or is not fully effective.
The unrealised gains or losses reported in profit and loss on certain additional assets and liabilities treated at FVTPL are also classified within
remeasurements. These relate to financial assets (which fail the ‘solely payments of principal and interest test’ under IFRS 9), the money market fund
investments used by Group Treasury for cash management purposes and the net foreign exchange gains and losses on borrowing activities. These
are offset by foreign exchange gains and losses on financing derivatives measured at fair value. In all cases, these fair values increase or decrease
because of changes in foreign exchange, commodity or other financial indices over which we have no control.
We report unrealised gains or losses relating to certain discrete classes of financial assets accounted for at FVTPL within adjusted profit. These
comprise our portfolio of investments made by National Grid Partners, our investment in Sunrun Neptune 2016 LLC and the contingent consideration
arising on the acquisition of National Grid Renewables (all within NGV). The performance of these assets (including changes in fair value) is included in
our assessment of adjusted profit for the relevant business units.
Remeasurements excluded from adjusted profit are made up of the following categories:
i.Net gains/(losses) on commodity contract derivatives represent mark-to-market movements on certain physical and financial commodity contract
obligations in the US. These contracts primarily relate to the forward purchase of energy for supply to customers, or to the economic hedging
thereof, that are required to be measured at fair value and that do not qualify for hedge accounting. Under the existing rate plans in the US,
commodity costs are recoverable from customers although the timing of recovery may differ from the pattern of costs incurred;
ii.Net gains/(losses) on financing derivatives comprise gains and losses arising on derivative financial instruments, net of interest accrued, used for
the risk management of interest rate and foreign exchange exposures and the offsetting foreign exchange losses and gains on the associated
borrowing activities. These exclude gains and losses for which hedge accounting has been effective and have been recognised directly in the
consolidated statement of other comprehensive income or are offset by adjustments to the carrying value of debt (see notes 17 and 32). Net
foreign exchange gains and losses on financing derivatives used for the risk management of foreign exchange exposures are offset by foreign
exchange losses and gains on borrowing activities;
iii.Net gains/(losses) on financial assets measured at FVTPL comprise gains and losses on the investment funds held by our insurance captives
which are categorised as FVTPL (see note 15); and
iv.Unrealised net gains/(losses) on derivatives and other financial instruments within our joint ventures and associates.
Items included within tax
2022
Change in UK corporation tax rate
In the Spring Budget 2021, the UK government announced that from 1 April 2023 the UK corporation tax rate would increase to 25%, and this was
substantively enacted on 24 May 2021. Deferred tax balances at 31 March 2022 were remeasured at the enacted rate, with £458 million recognised
as exceptional, in line with previous periods.

| Financial Statements

| 149 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

6. Finance income and costs

This note details the interest income generated by our financial assets and interest expense incurred on our financial liabilities, primarily our financing portfolio (including our financing derivatives). It also includes the net interest on our pensions and other post-retirement assets.

Finance income and costs remeasurements include unrealised gains and losses on certain assets and liabilities treated at FVTPL. The effective
interest income and interest expense and dividends on these items are included in finance income and finance costs before remeasurements
respectively.

|  |  | 2024 | 2023 | 2022
| Notes |  | £m | £m | £m
Finance income |  |  |  |  |
Net interest income on pensions and other post-retirement benefit obligations | 25 |  | 100 | 85 | —
Interest income on financial instruments: |  |  |  |  |
Bank deposits and other financial assets |  |  | 139 | 80 | 32
Dividends received on equities held at fair value through other comprehensive income (FVOCI) |  |  | 1 | 1 | 3
Net gains/(losses) on FVTPL financial assets |  |  | 4 | (28) | (15)
Other income |  |  | 4 | — | 30
|  |  | 248 | 138 | 50
Finance costs |  |  |  |  |
Interest expense on financial liabilities held at amortised cost: |  |  |  |  |
Bank loans and overdrafts |  |  | (140) | (328) | (216)
Other borrowings 1 |  |  | (1,424) | (1,330) | (961)
Interest on derivatives |  |  | (277) | (170) | (59)
Unwinding of discount on provisions | 26 |  | (102) | (88) | (73)
Other interest |  |  | (31) | (13) | 11
Derivatives designated as hedges for hedge accounting² |  |  | 13 | 22 | 45
Derivatives not designated as hedges for hedge accounting² |  |  | (2) | 60 | 29
Less: interest capitalised³ |  |  | 251 | 249 | 152
|  |  | (1,712) | (1,598) | (1,072)
Finance income |  |  | 248 | 138 | 50
Finance costs 4 |  |  | (1,712) | (1,598) | (1,072)
Net finance costs from continuing operations |  |  | (1,464) | (1,460) | (1,022)

1.Includes interest expense on lease liabilities (see note 13 for details).
2.Includes a net foreign exchange gain on borrowing and investment activities of £271 million (2023: £86 million loss; 2022: £110 million gain) offset by foreign exchange gains and losses
on financing derivatives measured at fair value and the impacts of hedge accounting.
3.Interest on funding attributable to assets in the course of construction in the current year was capitalised at a rate of 4.7% (2023: 4.7%; 2022: 3.2%). In the UK, capitalised interest
qualifies for a current year tax deduction with tax relief claimed of £39 million (2023: £30 million; 2022: £16 million). In the US, capitalised interest is added to the cost of property, plant
and equipment, and qualifies for tax depreciation allowances.
4.Finance costs include principal accretion on inflation-linked liabilities of £208 million (2023: £483 million; 2022: £241 million).

Notes to the consolidated financial statements continued

| 150 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

7. Tax

Tax is payable in the territories where we operate, mainly the UK and the US. This note gives further details of the total tax charge and tax liabilities, including current and deferred tax. Current tax charge is the tax payable on this year’s taxable profits. Deferred tax is an accounting adjustment to provide for tax that is expected to arise in the future due to differences in the accounting and tax bases.

The tax charge for the period is recognised in the income statement, the statement of comprehensive income or directly in the statement of
changes in equity, according to the accounting treatment of the related transaction. The tax charge comprises both current and deferred tax.
Current tax assets and liabilities are measured at the amounts expected to be recovered from or paid to the tax authorities. The tax rates and
tax laws used to compute the amounts are those that have been enacted or substantively enacted by the reporting date.
The Group operates internationally in territories with different and complex tax codes. Management exercises judgement in relation to the level
of provision required for uncertain tax outcomes. Where there are tax positions not yet agreed with the tax authorities, different interpretations of
legislation could lead to a range of outcomes. Judgements are made for each position having regard to particular circumstances and advice obtained.
Deferred tax is provided for, using the balance sheet liability method and is recognised on temporary differences between the carrying amount
of assets and liabilities in the financial statements and the corresponding tax bases.
Deferred tax liabilities are generally recognised on all taxable temporary differences and deferred tax assets are recognised to the extent that it
is probable that taxable profits will be available against which deductible temporary differences can be utilised. However, deferred tax assets and
liabilities are not recognised if the temporary differences arise from the initial recognition of goodwill or from the initial recognition of other assets
and liabilities in a transaction (other than a business combination) that affects neither the accounting nor the taxable profit or loss.
Deferred tax liabilities are recognised on taxable temporary differences arising on investments in subsidiaries and joint arrangements except where
the Company is able to control the reversal of the temporary difference and it is probable that the temporary difference will not reverse in the
foreseeable future.
Deferred tax is calculated at the tax rates that are expected to apply in the period when the liability is settled or the asset is realised, based on the
tax rates and tax laws that have been enacted or substantively enacted by the reporting date.
The carrying amount of deferred tax assets is reviewed at each reporting date and reduced to the extent that it is no longer probable that sufficient
taxable profits will be available to allow all or part of the deferred tax asset to be recovered. Unrecognised deferred tax assets are reassessed at each
reporting date and are recognised to the extent that it has become probable that future taxable profits will allow the deferred tax asset to be recovered.
Deferred tax assets and liabilities are offset when there is a legally enforceable right to offset current tax assets against current tax liabilities and when
they relate to income taxes levied by the same tax authority, and the Company and its subsidiaries intend to settle their current tax assets and
liabilities on a net basis.

| Financial Statements

| 151 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

7. Tax continued
The tax charge for the year can be analysed as follows:

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Current tax: |  |  |
UK corporation tax at 25% (2023: 19%; 2022: 19%) | 410 | 161 | 255
UK corporation tax adjustment in respect of prior years | (36) | — | (9)
| 374 | 161 | 246
Overseas corporation tax | 82 | 225 | 6
Overseas corporation tax adjustment in respect of prior years | (90) | (16) | (26)
| (8) | 209 | (20)
Total current tax from continuing operations | 366 | 370 | 226
Deferred tax: |  |  |
UK deferred tax | 388 | 255 | 605
UK deferred tax adjustment in respect of prior years | 43 | 13 | (5)
| 431 | 268 | 600
Overseas deferred tax | (40) | 233 | 425
Overseas deferred tax adjustment in respect of prior years | 74 | 5 | 7
| 34 | 238 | 432
Total deferred tax from continuing operations | 465 | 506 | 1,032
Total tax charge from continuing operations | 831 | 876 | 1,258

Tax (credited)/charged to the consolidated statement of comprehensive income and equity

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Current tax: |  |  |
Share-based payments | (2) | (1) | —
Deferred tax: |  |  |
Investments at fair value through other comprehensive income | 1 | (1) | —
Cash flow hedges, cost of hedging and own credit reserve | 56 | (7) | (12)
Remeasurements of pension assets and post-retirement benefit obligations | (50) | (344) | 493
Share-based payments | — | 1 | (4)
| 5 | (352) | 477
Total tax recognised in the statements of comprehensive income from continuing operations | 7 | (352) | 481
Total tax relating to share-based payments recognised directly in equity from continuing operations | (2) | — | (4)
| 5 | (352) | 477

Notes to the consolidated financial statements continued

| 152 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

7. Tax continued
The tax charge for the year for continuing operations, is higher (2023: higher tax charge; 2022: higher tax charge) than the standard rate of
corporation tax in the UK of 25% (2023: 19%; 2022: 19%):

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Profit before tax from continuing operations | 3,048 | 3,590 | 3,441
Profit before tax from continuing operations multiplied by UK corporation tax rate of 25% (2023: 19%; 2022: 19%) | 762 | 682 | 654
Effect of: |  |  |
Adjustments in respect of prior years 1 | (9) | 2 | (33)
Expenses not deductible for tax purposes | 155 | 92 | 47
Non-taxable income 2 | (43) | (75) | (49)
Adjustment in respect of foreign tax rates 3 | (20) | 147 | 170
Deferred tax impact of change in UK tax rate | — | 66 | 501
Adjustment in respect of post-tax profits of joint ventures and associates included within profit before tax | (9) | (27) | (17)
Other 4 | (5) | (11) | (15)
Total tax charge from continuing operations | 831 | 876 | 1,258
| % | % | %
Effective tax rate – continuing operations | 27.3 | 24.4 | 36.6

1.The prior year adjustments are primarily due to agreement of prior period tax returns.
2.Includes tax on chargeable disposals after the offset of capital losses.
3.Included in the prior year are remeasurements of US closing state deferred tax balances as a result of an expected increase in the blended state tax rate following the disposal of NECO.
4.Other primarily comprises the movement in the deferred tax asset on previously unrecognised capital losses, claims for land remediation relief and claims for Research & Development
credit.
Factors that may affect future tax charges
The main UK corporation tax rate is 25% with effect from 1 April 2023. Deferred tax balances as at 31 March 2024 have been calculated at 25%.
The US government continues to consider changes to federal tax legislation, but as no changes have been substantively enacted at the balance
sheet date, deferred tax balances as at 31 March 2024 have been calculated at the prevailing tax rates based on the current tax laws.
The legislation implementing the Organisation for Economic Co-operation and Development’s (OECD) proposals for a global minimum corporation
tax rate (Pillar Two) was enacted into UK law on 11 July 2023. The legislation includes an income inclusion rule and a domestic minimum tax, which
together are designed to ensure a minimum effective tax rate of 15% in each country in which the Group operates. Similar legislation is being enacted
by other governments around the world. The legislation is effective for National Grid from 1 April 2024 and therefore the rules do not impact the
Group’s consolidated financial statements for year ended 31 March 2024. The Group has applied the mandatory exception in the UK to recognising
and disclosing information about the deferred tax assets and liabilities related to Pillar Two income taxes in accordance with the amendments to
IAS 12 published by the IASB on 23 May 2023. The Group does not expect there to be a material impact on our future tax charges.

| Financial Statements

| 153 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

7. Tax continued
Tax included within the statement of financial position
The following are the major deferred tax assets and liabilities recognised, and the movements thereon, during the current and prior reporting periods:

| Regulatory licences £m | Accelerated tax depreciation £m | Share- based payments £m | Pensions and other post- retirement benefits £m | Financial instruments £m | Other net temporary differences 1 £m | Total £m
Deferred tax liabilities/(assets) |  |  |  |  |  |  |
At 1 April 2022 | 429 | 7,710 | (18) | 775 | (301) | (1,830) | 6,765
Exchange adjustments and other 2 | — | 357 | (2) | 8 | 8 | (116) | 255
Charged/(credited) to income statement | — | 145 | (2) | 51 | (71) | 386 | 509
Charged/(credited) to other comprehensive income and equity | — | — | 1 | (344) | (6) | — | (349)
Disposals | — | 1 | — | — | — | — | 1
At 1 April 2023 (as previously reported) | 429 | 8,213 | (21) | 490 | (370) | (1,560) | 7,181
Impact of IAS 12 amendment 3 | — | 29 | — | — | — | (29) | —
At 1 April 2023 (as restated) | 429 | 8,242 | (21) | 490 | (370) | (1,589) | 7,181
Exchange adjustments and other 2 | — | (132) | — | (1) |  | 23 | (110)
Charged/(credited) to income statement | — | 720 | (5) | 26 | 38 | (312) | 467
(Credited)/charged to other comprehensive income and equity | — | — | — | (50) | 57 | — | 7
Disposals | — | (2) | — | — |  | — | (2)
Reclassification to held for sale (note 10) | — | (12) | 1 | (4) | — | (9) | (24)
At 31 March 2024 | 429 | 8,816 | (25) | 461 | (275) | (1,887) | 7,519

1.The deferred tax asset of £1,887 million as at 31 March 2024 (2023: £1,560 million) in respect of other net temporary differences primarily relates to losses of £184 million (2023:
£47 million), US contract and lease liabilities of £575 million (2023: £511 million), US environmental provisions of £646 million (2023: £503 million) and US bad debt provision of
£150 million (2023: £148 million).
2.Exchange adjustments and other primarily comprises foreign exchange arising on translation of the US dollar deferred tax balances.
3.In May 2021, the IASB issued amendments to IAS 12 resulting in the recognition of separate deferred tax assets and deferred tax liabilities (see note 1).
Deferred tax assets and liabilities are only offset where there is a legally enforceable right of offset and there is an intention to settle the balances
net. The deferred tax balances (after offset) for statement of financial position purposes consist solely of deferred tax liabilities of £7,519 million
(2023: £7,181 million).
Deferred tax assets in respect of some capital losses as well as trading losses and non-trade deficits have not been recognised as their future
recovery is uncertain or not currently anticipated. The total deferred tax assets not recognised are as follows:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Capital losses | 2,483 | 2,367
Trading losses | 4 | 4

The capital losses arose in the UK on disposal of certain businesses or assets. They are available to carry forward indefinitely but can only be offset
against future capital gains.
At 31 March 2024 and 31 March 2023, there were no recognised deferred tax liabilities for taxes that would be payable on the unremitted earnings
of the Group’s subsidiaries or its associates as there are no significant corporation tax consequences of the Group’s UK, US or overseas subsidiaries
or associates paying dividends to their parent companies. There are also no significant income tax consequences for the Group from the payment
of dividends by the Group to its shareholders.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 154 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

8. Earnings per share (EPS)

EPS is the amount of profit after tax attributable to each ordinary share. Basic EPS is calculated on profit after tax for the year attributable to equity shareholders divided by the weighted average number of shares in issue during the year. Diluted EPS shows what the impact would be if all outstanding share options were exercised and treated as ordinary shares at year end. The weighted average number of shares is increased by additional shares issued as scrip dividends and reduced by shares repurchased by the Company during the year. The earnings per share calculations are based on profit after tax attributable to equity shareholders of the Company which excludes non-controlling interests.

(a) Basic EPS

| Earnings | EPS | Earnings | EPS | Earnings | EPS
| 2024 | 2024 | 2023 | 2023 | 2022 | 2022
| £m | pence | £m | pence | £m | pence
Earnings from continuing operations | 2,216 | 60.0 | 2,714 | 74.2 | 2,182 | 60.6
Earnings from discontinued operations | 74 | 2.0 | 5,083 | 138.9 | 171 | 4.8
Total earnings | 2,290 | 62.0 | 7,797 | 213.1 | 2,353 | 65.4
|  | 2024 |  | 2023 |  | 2022
|  | millions |  | millions |  | millions
Weighted average number of ordinary shares – basic |  | 3,692 |  | 3,659 |  | 3,599

(b) Diluted EPS

| Earnings | EPS | Earnings | EPS | Earnings | EPS
| 2024 | 2024 | 2023 | 2023 | 2022 | 2022
| £m | pence | £m | pence | £m | pence
Earnings from continuing operations | 2,216 | 59.7 | 2,714 | 73.8 | 2,182 | 60.3
Earnings from discontinued operations | 74 | 2.0 | 5,083 | 138.3 | 171 | 4.7
Total earnings | 2,290 | 61.7 | 7,797 | 212.1 | 2,353 | 65.0
|  | 2024 |  | 2023 |  | 2022
|  | millions |  | millions |  | millions
Weighted average number of ordinary shares – diluted |  | 3,709 |  | 3,676 |  | 3,616

(c) Reconciliation of basic to diluted average number of shares

| 2024 | 2023 | 2022
| millions | millions | millions
Weighted average number of ordinary shares – basic | 3,692 | 3,659 | 3,599
Effect of dilutive potential ordinary shares – employee share plans | 17 | 17 | 17
Weighted average number of ordinary shares – diluted | 3,709 | 3,676 | 3,616

| Financial Statements

| 155 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

9. Dividends
Interim dividends are recognised when they become payable to the Company’s shareholders. Final dividends are recognised when they are
approved by shareholders.

| 2024 |  | 2023 |  | 2022
| Pence per share | Cash dividend £m | Scrip dividend £m |  | Pence per share | Cash dividend £m | Scrip dividend £m |  | Pence per share | Cash dividend £m | Scrip dividend £m
Interim dividend in respect of the current year | 19.40 | 393 | 320 |  | 17.84 | 488 | 163 |  | 17.21 | 339 | 282
Final dividend in respect of the prior year | 37.60 | 1,325 | 56 |  | 33.76 | 1,119 | 114 |  | 32.16 | 583 | 562
| 57.00 | 1,718 | 376 |  | 51.60 | 1,607 | 277 |  | 49.37 | 922 | 844

The Directors are proposing a final dividend for the year ended 31 March 2024 of 39.12p per share that would absorb approximately £1,455 million
of shareholders’ equity (assuming all amounts are settled in cash). It will be paid on 19 July 2024 to shareholders who are on the register of members
at 7 June 2024 (subject to shareholders’ approval at the AGM). A scrip dividend will be offered as an alternative.
10. Assets held for sale and discontinued operations

The results and cash flows of significant assets or businesses sold during the year are shown separately from our continuing operations, and presented within discontinued operations in the income statement and cash flow statement. Assets and businesses are classified as held for sale when their carrying amounts are expected to be recovered through sale rather than through continuing use. They only meet the held for sale condition when the assets are ready for immediate sale in their present condition, management is committed to the sale and it is highly probable that the sale will complete within one year. Depreciation ceases on assets and businesses when they are classified as held for sale and the assets and businesses are impaired if the proceeds less sale costs fall short of the carrying value.

(a) Assets held for sale
The following assets and liabilities were classified as held for sale:

| 2024 |  | 2023
| Total assets held for sale £m | Total liabilities held for sale £m | Net assets held for sale £m |  | Total assets held for sale £m | Total liabilities held for sale £m | Net assets held for sale £m
UK Electricity System Operator | 1,134 | (1,427) | (293) |  | — | — | —
Investment in GasT TopCo Limited | 689 | — | 689 |  | 1,443 | — | 1,443
FAA option | — | — | — |  | — | (109) | (109)
RAA option | — | (47) | (47) |  | — | — | —
Net assets held for sale | 1,823 | (1,474) | 349 |  | 1,443 | (109) | 1,334

UK Electricity System Operator
At the end of October 2023, legislation required to enable the separation of the ESO and the formation of the NESO was passed through Parliament.
The NESO is expected to be established as a Public Corporation this calendar year, with responsibilities across both the electricity and gas systems.
The assets and liabilities are consequently presented as held for sale in the consolidated financial statements for the year ended 31 March 2024.
Based on the scale and pass-through nature of the ESO, it is not considered a separate major line of business or geographic operation under IFRS 5
for treatment as a discontinued operation, and its disposal is not part of a single coordinated plan being undertaken by the Group. Accordingly, the
results of the ESO have not been separately disclosed on the face of the income statement.
The following assets and liabilities of the ESO were classified as held for sale at 31 March 2024.

| £m
Intangible assets | 405
Property, plant and equipment | 113
Trade and other receivables | 563
Pension asset | 17
Cash and cash equivalents | 30
Financing derivatives | 6
Total assets | 1,134
Borrowings | (13)
Other liabilities | (916)
Provision for UK electricity balancing costs | (498)
Total liabilities | (1,427)
Net liabilities | (293)

No impairment losses were recognised on reclassification of the ESO assets and liabilities classified to held for sale. The ESO generated profit after
tax of £178 million for the year ended 31 March 2024 (2023: £182 million profit; 2022: £12 million loss).

Notes to the consolidated financial statements continued

| 156 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

10. Assets held for sale and discontinued operations continued
(a) Assets held for sale continued
The UK Gas Transmission business
On 31 January 2023, the Group disposed of 100% of the UK Gas Transmission business for cash consideration of £4.0 billion and a 40% interest in
a newly incorporated UK limited company, GasT TopCo Limited. The other 60% was purchased by MIRA and BCI (together, the Consortium). On
disposal, the Group recognised an investment in GasT TopCo Limited of £1.4 billion. As a result, the Group derecognised net assets of £0.6 billion
and the gain on disposal, after transaction costs, was £4.8 billion. The Group also entered into a Further Acquisition Agreement (the FAA option) with
the Consortium over its remaining 40% interest. Both the investment in GasT TopCo Limited and the FAA option were immediately classified as held
for sale. The Group has not applied equity accounting in relation to its investment in GasT TopCo Limited.
On 11 March 2024, the FAA option was partially exercised by the Consortium and the Group disposed of 20% of the 40% interest in GasT TopCo
Limited that was acquired on 31 January 2023. The total sales proceeds were £681 million and the loss on disposal, after transaction costs, was
£4 million.
As part of the transaction, the Group also entered into a new option agreement with the Consortium, the Remaining Acquisition Agreement (the RAA
option), to replace the FAA option for the potential sale of all or part of the remaining 20% equity interest in GasT TopCo Limited. The RAA option is
exercisable, at the Consortium’s option, between 1 May 2024 and 31 July 2024. If the RAA option is partially exercised by the Consortium, the Group
will have the right to put the remainder of its interests in GasT TopCo Limited to the Consortium, which can be exercised by the Group between
1 December 2024 and 31 December 2024.
The RAA option is a Level 3 derivative, which is accounted for at fair value, and the assumptions which are used to determine fair value are specific to
the contract and not readily observable in active markets. Significant unobservable inputs include the valuation and volatility of GasT TopCo Limited’s
unlisted equity. These inputs are used as part of a Black-Scholes option pricing model to provide the reported fair values. The fair value of the option as
at 31 March 2024 is £47 million. The RAA option will be extinguished when the option is either exercised or lapses. The option cannot be cash settled.
(b) Discontinued operations
UK Gas Transmission
The disposal of the Group’s interests in GasT TopCo Limited is considered to be the final stage of the plan to dispose of the UK Gas Transmission
business which was first announced in 2021. As a discontinued operation, the results of the business prior to the recognition of the associate and
any remeasurements pertaining to the financial derivatives noted above are shown separately from the continuing business for all periods presented
on the face of the income statement. This is also reflected in the statement of comprehensive income, as well as EPS being shown split between
continuing and discontinued operations.
The summary income statements for the years ended 31 March 2024, 2023 and 2022 are as follows:

| Total
| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Discontinued operations |  |  |
Revenue | — | 1,604 | 1,362
Other operating costs | — | (889) | (725)
Operating profit | — | 715 | 637
Finance income | 17 | 21 | —
Finance costs 1 | 62 | (363) | (230)
Profit before tax | 79 | 373 | 407
Tax 2 | (1) | (93) | (236)
Profit after tax from discontinued operations | 78 | 280 | 171
(Loss)/gain on disposal | (4) | 4,803 | —
Total profit after tax from discontinued operations | 74 | 5,083 | 171

1.Finance costs include the remeasurement of the FAA and RAA options.
2.Of the £236 million tax charge in the year ended 31 March 2022, £145 million related to an increase in deferred tax liability due to the change in the UK corporation tax rate.

| Financial Statements

| 157 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

10. Assets held for sale and discontinued operations continued
(b) Discontinued operations continued
The summary statements of comprehensive income for discontinued operations for the years ended 31 March 2024, 2023 and 2022 are as follows:

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Profit after tax from discontinued operations | 74 | 5,083 | 171
Other comprehensive (loss)/income from discontinued operations |  |  |
Items from discontinued operations that will never be reclassified to profit or loss: |  |  |
Remeasurement (losses)/gains on pension assets and post-retirement benefit obligations | — | (313) | 309
Net losses on financial liability designated at fair value through profit and loss attributable to changes in own credit risk | — | — | (1)
Tax on items that will never be reclassified to profit or loss | — | 78 | (94)
Total (losses)/gains from discontinued operations that will never be reclassified to profit or loss | — | (235) | 214
Items from discontinued operations that may be reclassified subsequently to profit or loss: |  |  |
Net gains in respect of cash flow hedges | — | 6 | 1
Net gains/(losses) in respect of cost of hedging | — | 4 | (4)
Net gains on investments in debt instruments measured at fair value through other comprehensive income | 13 | — | —
Tax on items that may be reclassified subsequently to profit or loss | (3) | (2) | —
Total gains/(losses) from discontinued operations that may be reclassified subsequently to profit or loss | 10 | 8 | (3)
Other comprehensive income/(loss) for the year, net of tax from discontinued operations | 10 | (227) | 211
Total comprehensive income for the year from discontinued operations | 84 | 4,856 | 382

Details of the cash flows relating to discontinued operations are set out within the consolidated cash flow statement. Cash inflows from investing
activities in the year comprised dividends received from GasT TopCo Limited of £102 million.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 158 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

11. Goodwill

Goodwill represents the excess of what we paid to acquire businesses over the fair value of their net assets at the acquisition date. We assess whether goodwill is recoverable by performing an impairment review annually or more frequently if events or changes in circumstances indicate a potential impairment.

Goodwill and fair value adjustments arising on the acquisition of a foreign entity are treated as assets and liabilities of the foreign entity and
translated at the closing exchange rate. Goodwill is allocated to CGUs and this allocation is made to those CGUs that are expected to benefit
from the acquisition in which the goodwill arose.
Impairment is recognised where there is a difference between the carrying value of the CGU and the estimated recoverable amount of the CGU
to which that goodwill has been allocated. Any impairment is recognised immediately in the income statement and is not subsequently reversed.
Any impairment loss is first allocated to the carrying value of the goodwill and then to the other assets within the CGU. Recoverable amount is
defined as the higher of fair value less costs to sell and estimated value-in-use at the date the impairment review is undertaken. Value-in-use
represents the present value of expected future cash flows, discounted using a pre-tax discount rate that reflects current market assessments
of the time value of money and the risks specific to the asset for which the estimates of future cash flows have not been adjusted.

| Total £m
Net book value at 1 April 2022 | 9,532
Exchange adjustments | 315
Net book value at 1 April 2023 | 9,847
Exchange adjustments | (118)
Net book value at 31 March 2024 | 9,729

There was no significant accumulated impairment charge as at 31 March 2024 or 31 March 2023.
Impairment review of goodwill and indefinite-lived intangibles
Goodwill and indefinite-lived intangibles (see note 12) are reviewed annually for impairment and the recoverability is assessed by comparing the
carrying amount of our operations with the expected recoverable amount on a value-in-use basis which uses pre-financing and pre-tax cash flow
projections based on the Group’s financial plans, approved by the Directors, as a starting point. See below for a summary of which operations
our goodwill and indefinite-lived intangibles are allocated to:

| 2024 | 2023
CGU or group of CGUs | £m | £m
Goodwill: |  |
National Grid Ventures – US | 188 | 163
New England | 1,541 | 1,609
New York | 3,279 | 3,354
UK Electricity Distribution 1 | 4,721 | 4,721
Total goodwill | 9,729 | 9,847
Indefinite-lived intangibles (regulatory licences related to UK Electricity Distribution): |  |
West Midlands | 518 | 518
East Midlands | 519 | 519
South Wales | 257 | 257
South West | 420 | 420
Total indefinite-lived intangibles | 1,714 | 1,714

1.This is a combination of the West Midlands, East Midlands, South Wales and South West CGUs, reflecting the level at which the goodwill is monitored.
In each assessment, the value-in-use has been calculated assuming a stable regulatory framework and is based on projections that incorporate
our best estimates of future cash flows, including costs, changes in commodity prices, future rates and growth. Such projections reflect our current
regulatory agreements and allow for future agreements and recovery of investment, including those related to achieving the net zero plans of the
jurisdictions that we operate in. Our plans have proved to be reliable guides in the past and the Directors believe the estimates are appropriate.

| Financial Statements

| 159 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

11. Goodwill continued
(a) Cash flow periods, terminal value and discount rate assumptions
We select cash flow durations longer than five years, when our forecasts are considered reliable. The cash flow durations selected reflect
our knowledge and understanding of the regulatory environments in which we operate, and most significantly, where markets have legislated
decarbonisation commitments by 2050, we may utilise longer cash flow forecasts that reflect the investment required to deliver those commitments
before applying a terminal value at the point those commitments are due to be fulfilled and market growth is expected to stabilise. For our regulated
UK ED operations, we consider cash flow durations that run until 2050, reflecting the expected investment required in the network, in excess of
economy‑wide long-term growth rates in order to deliver the energy transition. Total expenditure forecasts, comprising capital and operating
expenditure, are estimated with reference to the Group’s strategic modelling and expectations around a reasonable energy transition based upon
the policies and commitments in place today. Cash flows related to uncommitted future restructurings and enhancement capital expenditure
(beyond activity to reinforce the network and build new connections) are excluded from the projections. For our regulated US operations (New York
and New England CGUs), we use a five-year cash flow forecast. For our National Grid Ventures operations, we typically model cash flows extending
out to the end of each project’s operational life based on the long-term horizon of our projects.
For our UK ED business, a nominal terminal growth rate of 2.3% (2023: 2.6%) is assumed upon the terminal year cash flows, reflecting management’s
best view, based on market and operational experience, of the expected long-term growth in the relevant market. For our regulated US operations
we apply a growth rate of 2.4% (2023: 2.5%). This has been determined with regard to data on industry growth projections, specifically related to the
energy transition, and projected growth in real Gross Domestic Product (GDP) for the territory within which the CGU is based.
Pre-tax cash flows are discounted by applying a pre-tax discount rate reflecting the time value of money and the risks specific to the group of
assets. In practice, the post-tax discount rate for the group of assets in question is derived from a post-tax weighted average cost of capital. The
assumptions used in the calculation of the weighted average cost of capital are benchmarked to externally available data. The determined discount
rate is independent of the entity’s capital structure and reflects a market participant’s view of a risk adjusted discount rate specific to the CGU or
group of CGUs. The post-tax discount rate is then grossed up to a pre-tax discount rate that is applied to pre-tax cash flows. The pre-tax discount
rates used for the year ended 31 March 2024 were as follows: UK ED Group 5.0% (2023: 5.6%); UK ED distribution network operators 5.0% (2023:
5.6%); New York 6.2% (2023: 6.4%); New England 6.1% (2023: 6.6%); and National Grid Ventures – US 7.2% (2023: 8.6%).
(b) Key inputs and sensitivity analysis
In assessing the carrying value of goodwill and licences, we have sensitised our forecasts to factor in adjustments to key inputs to each model.
Whilst regulatory licences are tested for impairment before we test goodwill, we consider the sensitivity for goodwill attributable to UK ED and
our regulated US operations and those related to licences separately below.
Goodwill – UK ED, regulated US operations (New York and New England) and National Grid Ventures – US
While key assumptions underpinning the goodwill valuations will change over time, the Directors consider that no reasonably foreseeable change
would result in an impairment of goodwill. This is in view of the long-term nature of the key assumptions, including those used in determining an
appropriate discount rate, and specifically the risk-free rate and total market return, the margin by which the estimated value-in-use exceeds
the carrying amount and the nature of the regulatory regimes that UK ED and our regulated US businesses operate under. No reasonably
possible changes to inputs to the impairment test performed over goodwill attributable to National Grid Ventures – US were identified as resulting
in an impairment.
Indefinite-lived regulatory licences – UK ED
No reasonably possible changes to inputs to the impairment test performed over the South West, East Midlands, West Midlands and South Wales
Distribution Network Operator licences were identified as resulting in an impairment.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 160 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

12. Other intangible assets

Other intangible assets are the software assets controlled by us and the electricity distribution licences which provide us with the right to operate and invest in the relevant network that operates as a monopoly in the licensed geographical area. The regulatory licences were acquired following the Group’s acquisition of NGED.

Our electricity distribution licences are indefinite-lived intangible assets for which there is no foreseeable limit to the period over which they are
expected to generate net cash inflows. Once granted by Ofgem, the licence is issued to a licensee on the basis that it remains active into perpetuity.
On that basis, the value attributed to the electricity distribution network licence assets is considered to have an indefinite useful life. The regulatory
licence assets are subject to a review for impairment annually, or more frequently if events or circumstances indicate a potential impairment (see
note 11 for details of impairment tests performed over indefinite-lived intangible assets). Any impairment is charged to the income statement
as it arises.
Software is recorded at cost less accumulated amortisation and any provision for impairment. Our software assets are tested for impairment only if
there is an indication that their carrying values may have been impaired. Impairments of assets are calculated as the difference between the carrying
value of the asset and the recoverable amount, if lower. Where such an asset does not generate cash flows that are independent from other assets,
the recoverable amount of the CGU to which that asset belongs is estimated. Impairments are recognised in the consolidated income statement
within other operating costs. Any assets which suffered impairment in a previous period are reviewed for possible reversal of the impairment at each
reporting date.
Internally generated intangible assets are recognised only if: i) an asset is created that can be identified; ii) it is probable that the asset created will
generate future economic benefits; and iii) the development cost of the asset can be measured reliably. Where no internally generated intangible
asset can be recognised, development expenditure is recorded as an expense in the period in which it is incurred.
Cloud computing arrangements are reviewed to determine if the Group has control of the software intangible asset. Control is considered to exist
where the Group has the right to take possession of the software and run it on its own or a third party’s computer infrastructure or if the Group
has exclusive rights to use the software such that the supplier is unable to make the software available to other customers.
Costs relating to configuring or customising the software in a cloud computing arrangement are assessed to determine if there is a separate
intangible asset over which the Group has control. If an asset is identified, it is capitalised and amortised over the useful economic life of the asset.
To the extent that no separate intangible asset is identified, then the costs are either expensed when incurred or recognised as a prepayment and
spread over the term of the arrangement if the costs are concluded to not be distinct.
(a) Analysis of other intangible assets

| Regulatory licences £m | Software £m | Assets in the course of construction £m | Total £m
Cost at 1 April 2022 | 1,714 | 2,075 | 870 | 4,659
Exchange adjustments | — | 79 | 32 | 111
Additions | — | 34 | 544 | 578
Disposals | — | (17) | — | (17)
Reclassifications 1 | — | 895 | (885) | 10
Cost at 1 April 2023 | 1,714 | 3,066 | 561 | 5,341
Exchange adjustments | — | (45) | (6) | (51)
Additions | — | 17 | 464 | 481
Disposals | — | (23) | — | (23)
Reclassifications¹ | — | 598 | (436) | 162
Reclassification to held for sale (note 10) | — | (520) | (191) | (711)
Cost at 31 March 2024 | 1,714 | 3,093 | 392 | 5,199
Accumulated amortisation at 1 April 2022 | — | (1,377) | (10) | (1,387)
Exchange adjustments | — | (51) | — | (51)
Amortisation charge for the year | — | (291) | — | (291)
Accumulated amortisation of disposals | — | 15 | — | 15
Reclassifications¹ | — | (23) | — | (23)
Accumulated amortisation at 1 April 2023 | — | (1,727) | (10) | (1,737)
Exchange adjustments | — | 23 | — | 23
Amortisation charge for the year | — | (301) | — | (301)
Accumulated amortisation of disposals | — | 23 | — | 23
Reclassifications¹ | — | (161) | — | (161)
Reclassification to held for sale (note 10) | — | 385 | — | 385
Accumulated amortisation at 31 March 2024 | — | (1,758) | (10) | (1,768)
Net book value at 31 March 2024² | 1,714 | 1,335 | 382 | 3,431
Net book value at 31 March 2023 | 1,714 | 1,339 | 551 | 3,604

1.Reclassifications includes amounts transferred to property, plant and equipment (see note 13).
2.The Group has capitalised £320 million (2023: £370 million) in relation to the Gas Business Enablement system in the US, of which £320 million (2023: £369 million) is in service and
is being amortised over 10 years, with the remainder included within assets in the course of construction. A further £81 million (2023: £87 million) relates to our UK general ledger system
within software and is being amortised over 10 years.

| Financial Statements

| 161 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

12. Other intangible assets continued
(b) Asset useful economic lives
No amortisation is provided on regulatory licences. Software is amortised over the period we expect to receive a benefit from the asset.
An amortisation expense is charged to the income statement to reflect the reduced value of the asset over time. Amortisation is calculated by
estimating the number of years we expect the asset to be used (its useful economic life or UEL) and charging the cost of the asset to the income
statement equally over this period.

|  |  |  | Years
Software |  |  |  | 3 to 10
Regulatory licences |  |  |  | Indefinite

13. Property, plant and equipment

Property, plant and equipment are the physical assets controlled by us. The Group’s interest comprises legally protected statutory or contractual rights of use. Property, plant and equipment is recorded at cost, less accumulated depreciation and any impairment losses.

The cost of property, plant and equipment primarily represents the amount initially paid or the fair value on the date of acquisition of a business.
Cost includes the purchase price of the asset; any payroll and finance costs incurred which are directly attributable to the construction of property,
plant and equipment together with an appropriate portion of overheads which are directly linked to the capital work performed; and the cost of
any associated asset retirement obligations.
Additions represent the purchase or construction of new assets, including capital expenditure for safety and environmental assets, and extensions
to, enhancements to, or replacement of, existing assets. All costs associated with projects or activities which have not been fully commissioned
at the period end are classified within assets in the course of construction.
A depreciation expense is charged to the income statement to reflect annual wear and tear and the reduced value of the asset over time.
Depreciation is calculated by estimating the number of years we expect the asset to be used (its useful economic life or UEL) and charging the
cost of the asset to the income statement equally over this period.
Items within property, plant and equipment are tested for impairment only if there is some indication that the carrying value of the assets may have
been impaired. Impairments of assets are calculated as the difference between the carrying value of the asset and the recoverable amount, if lower.
Where such an asset does not generate cash flows that are independent from other assets, the recoverable amount of the cash-generating unit to
which that asset belongs is estimated. Impairments are recognised in the income statement and, if immaterial, are included within the depreciation
charge for the year.
We operate an energy networks business and therefore have a significant physical asset base. We continue to invest in our networks to
maintain reliability, create new customer connections and ensure our networks are flexible, resilient and prepared for the transition to net zero.
Our business plan envisages these additional investments will be funded through a mixture of cash generated from operations and the issue
of new debt and equity.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 162 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

13. Property, plant and equipment continued
(a) Analysis of property, plant and equipment

| Land and buildings £m | Plant and machinery £m | Assets in the course of construction £m | Motor vehicles and office equipment £m | Total £m
Cost at 1 April 2022 | 3,659 | 63,022 | 5,587 | 1,072 | 73,340
Exchange adjustments | 126 | 2,073 | 156 | 50 | 2,405
Additions | 158 | 1,196 | 5,345 | 154 | 6,853
Disposals | (163) | (331) | (4) | (156) | (654)
Adjustment for change in discount rate on decommissioning provisions (note 26) | — | (36) | (12) | — | (48)
Reclassifications 1 | 286 | 3,841 | (4,312) | 102 | (83)
Cost at 1 April 2023 | 4,066 | 69,765 | 6,760 | 1,222 | 81,813
Exchange adjustments | (49) | (841) | (67) | (19) | (976)
Additions | 59 | 1,157 | 5,754 | 197 | 7,167
Disposals | (55) | (271) | (5) | (134) | (465)
Adjustment for change in discount rate on decommissioning provisions (note 26) | — | 29 | — | — | 29
Reclassifications 1 | 277 | 4,725 | (5,389) | 218 | (169)
Reclassification to held for sale (note 10) | (88) | (13) | (31) | (134) | (266)
Cost at 31 March 2024 | 4,210 | 74,551 | 7,022 | 1,350 | 87,133
Accumulated depreciation at 1 April 2022 | (773) | (14,441) | (60) | (534) | (15,808)
Exchange adjustments | (30) | (444) | — | (32) | (506)
Depreciation charge for the year² | (122) | (1,459) | (1) | (183) | (1,765)
Disposals | 127 | 311 | 2 | 152 | 592
Reclassifications 1 | 4 | 107 | 4 | (8) | 107
Accumulated depreciation at 1 April 2023 | (794) | (15,926) | (55) | (605) | (17,380)
Exchange adjustments | 10 | 177 | — | 12 | 199
Depreciation charge for the year² | (80) | (1,515) | (20) | (189) | (1,804)
Disposals | 50 | 252 | 2 | 134 | 438
Reclassifications 1 | (3) | 281 | — | (112) | 166
Reclassification to held for sale (note 10) | 59 | 1 | 6 | 89 | 155
Accumulated depreciation at 31 March 2024 | (758) | (16,730) | (67) | (671) | (18,226)
Net book value at 31 March 2024 | 3,452 | 57,821 | 6,955 | 679 | 68,907
Net book value at 31 March 2023 | 3,272 | 53,839 | 6,705 | 617 | 64,433

1.Represents amounts transferred between categories, (to)/from other intangible assets (see note 12), (to)/from inventories.
2.Depreciation of assets in the course of construction relates to impairment provision adjustments.
(b) Asset useful economic lives
No depreciation is provided on freehold land or assets in the course of construction. Other items of property, plant and equipment are depreciated,
on a straight-line basis, at rates estimated to write off their book values over their estimated UELs. In assessing UELs, consideration is given to any
contractual arrangements and operational requirements relating to particular assets. The assessments of estimated UELs and residual values of
assets are performed annually.
Certain network assets are depreciated using the group method of depreciation, in which a single composite depreciation rate is applied to a
particular class of property, plant and equipment. This method pools similar assets together, and then depreciates each group as a whole over their
respective useful lives. In the US, the Company conducts independent depreciation studies on a periodic basis as part of the regulatory ratemaking
process to estimate group depreciation rates. These depreciation studies are subject to review and approval by the US state and federal regulators,
with the depreciation expense recovered through rates charged to customers. Likewise in the UK, the composite depreciation rates are benchmarked
to internal engineering studies and known asset performance lives. Depreciation expense includes a component for the original cost of assets and a
component for estimated cost of future removal, net of any salvage value at retirement. Upon retirement of components of the Company’s network
assets, the original cost of the retired assets, net of salvage value, is charged against accumulated depreciation, with no gain or loss recognised.
Unless otherwise determined by operational requirements, the depreciation periods for the principal categories of property, plant and equipment
are shown in the table that follows split between the UK and US, along with the weighted average remaining UEL for each class of property, plant
and equipment (which is calculated by applying the annual depreciation charge per class of asset to the net book value of that class of asset).

| Financial Statements

| 163 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

13. Property, plant and equipment continued
(b) Asset useful economic lives continued

|  | Years |
| UK | US | Weighted average remaining UEL
Freehold and leasehold buildings | up to 60 | up to 100 | 38
Plant and machinery: |  |  |
Electricity transmission plant and wires | up to 100 | 10 to 85 | 32
Electricity distribution plant | 14 to 99 | 5 to 85 | 46
Electricity generation plant | n/a | 10 to 93 | 10
Interconnector plant and other | 5 to 70 | 5 to 37 | 31
Gas plant – mains, services and regulating equipment | n/a | 25 to 95 | 53
Gas plant – storage | 5 to 20 | 20 to 60 | 18
Gas plant – meters | n/a | 14 to 45 | 24
Motor vehicles and office equipment | up to 50 | up to 26 | 3

(c) Gas asset lives
The role that our US gas networks play in the pathway to achieving the greenhouse gas emissions reductions targets set in the jurisdictions in
which we operate is currently uncertain. Policymakers in New York and Massachusetts continue to indicate an increase in electrification to meet
their respective decarbonisation targets, whilst as a Group we are committed in our transition to net zero. As a result, there is a risk that the UELs
of certain elements of our gas networks may be shortened in line with future policy, regulatory frameworks and planning systems aimed to support
the decarbonisation of the energy sector.
In the US, our gas distribution asset lives are assessed as part of detailed depreciation studies completed as part of each separate rate proceeding.
Depreciation studies consider the physical condition of assets and the expected operational life of an asset. The weighted average remaining UEL
for our US gas distribution fixed asset base is circa 53 years; however, a sizeable proportion of our assets are assumed to have UELs which extend
beyond 2080. In assessing these UELs, we consider a range of different pathways related to our gas assets. These pathways factor in the net zero
ambitions of the Group and the jurisdictions that we operate in, anticipated changes in customer behaviour, developments in new technology, the
feasibility and affordability of electrification, and the ability to decarbonise fuel through the use of renewable natural gas (RNG) and green hydrogen.
On balance of the different pathways considered, we continue to believe the lives identified by rate proceedings are the best estimate of the assets’
UELs given the need to provide safe, affordable and reliable heating services. We keep this assumption under review and we continue to actively
engage and support our regulators to enable the clean energy transition.
Asset depreciation lives feed directly into our US regulatory recovery mechanisms, such that any shortening of asset lives and regulatory recovery
periods as agreed with regulators should be recoverable through future rates, subject to agreement, over future periods, as part of wider
considerations around ensuring the continuing affordability of gas in our service territories.
Given the uncertainty described relating to the UELs of our gas assets, below we provide a sensitivity analysis for the depreciation charge for our
New York and New England segments were a shorter UEL presumed. It should be noted that the net zero pathways which we consider probable
all suggest some role for gas in heating buildings beyond 2050, so our sensitivity analysis for 2050 illustrates an unlikely worst-case scenario.

| Increase in depreciation expense for the year ended 31 March 2024 |  | Increase in depreciation expense for the year ended 31 March 2023
| New York £m | New England £m |  | New York £m | New England £m
UELs limited to 2050 | 208 | 66 |  | 185 | 54
UELs limited to 2060 | 100 | 26 |  | 90 | 21
UELs limited to 2070 | 46 | 6 |  | 42 | 3

Note that this sensitivity calculation excludes any assumptions regarding the residual value for our asset base and the effect that shortening asset
depreciation lives would be expected to have on our regulatory recovery mechanisms. In the event that any of the US gas distribution assets are
stranded, the Group would expect to recover the associated costs. While recovery is not guaranteed and is determined by regulators in the US,
there are precedents for stranded asset cost recovery for US utility companies.
(d) Right-of-use assets
The Group leases various properties, land, equipment and cars. New lease arrangements entered into are recognised as a right-of-use asset and
a corresponding liability at the date at which the leased asset is available for use by the Group. The right-of-use asset and associated lease liability
arising from a lease are initially measured at the present value of the lease payments expected over the lease term. The lease payments include fixed
payments, any variable lease payments dependent on an index or a rate, and any break fees or renewal option costs that we are reasonably certain
to incur. The discount rate applied is the rate implicit in the lease or, if that is not available, the incremental rate of borrowing for a similar term and
similar security. This is determined based on observable data for borrowing rates for the specific Group entity that has entered into the lease, with
specific adjustments for the term of the lease and any lease-specific risk premium. The lease term takes account of extension options that are at
our option if we are reasonably certain to exercise the option and any lease termination options unless we are reasonably certain not to exercise the
option. Each lease payment is allocated between the liability and finance cost. The finance cost is charged to the income statement over the lease
period using the effective interest rate method. The right-of-use asset is depreciated over the shorter of the asset’s useful life and the lease term on
a straight-line basis. For short-term leases (lease term of 12 months or less) and leases of low-value assets (such as computers), the Group continues
to recognise a lease expense on a straight-line basis.
The table that follows shows the movements in the net book value of right-of-use assets included within property, plant and equipment at 31 March
2024 and 31 March 2023, split by category. The associated lease liabilities are disclosed in note 21.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 164 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

13. Property, plant and equipment continued
(d) Right-of-use assets continued

| Land and buildings £m | Plant and machinery £m | Assets in the course of construction £m | Motor vehicles and office equipment £m | Total £m
Net book value at 1 April 2022 | 225 | 70 | — | 210 | 505
Exchange adjustments | 10 | 1 | — | 13 | 24
Additions | 101 | 97 | — | 88 | 286
Disposals | (13) | — | — | (1) | (14)
Depreciation charge for the year | (42) | (18) | — | (70) | (130)
Net book value at 31 March 2023 | 281 | 150 | — | 240 | 671
Exchange adjustments | (5) | (2) | — | (5) | (12)
Additions | 52 | 2 | — | 146 | 200
Reclassifications | — | (5) | — | 5 | —
Reclassification to held for sale (note 10) | (12) | — | — | (1) | (13)
Disposals | (1) | — | — | (2) | (3)
Depreciation charge for the year | (22) | (17) | — | (76) | (115)
Net book value at 31 March 2024 | 293 | 128 | — | 307 | 728

The following balances have been included in the income statement for the years ended 31 March 2024 and 31 March 2023 in respect of right-of-
use assets:

|  |  |  | 2024 | 2023
|  |  |  | £m | £m
Included within net finance income and costs: |  |  |  |  |
Interest expense on lease liabilities |  |  |  | (69) | (24)
Included within revenue: |  |  |  |  |
Lease income 1 |  |  |  | 384 | 409
Included within operating expenses: |  |  |  |  |
Expense relating to short-term and low-value leases |  |  |  | (20) | (19)

1.Included within lease income is £360 million (2023: £394 million) of variable lease payments, the majority of which relates to the power supply arrangement entered into with LIPA
(see note 3).
14. Other non-current assets

Other non-current assets include assets that do not fall into specific non-current asset categories (such as goodwill or property, plant and equipment) where the benefit to be received from the asset is not due to be received until after 31 March 2025.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Other receivables¹ | 458 | 496
Prepayments² | 390 | 124
| 848 | 620

1.Primarily comprises amounts due in relation to property sales to The Berkeley Group. These amounts will be fully received by 2031.
2.Included within prepayments are capital expenditure prepayments made to suppliers to secure production capacity for certain of our capital projects. In the year, we have also revised
our policy in relation to the classification of capital expenditure prepayments between current and non-current in order to align these to the operating cycles of the underlying assets to
which they relate. Accordingly, prior year non-current prepayments have increased by £53 million to reflect this change, with a corresponding reduction in current prepayments (note 19).
The associated cash flows for capital expenditure prepayments are included within purchases of property, plant and equipment within the consolidated cash flow statement.

| Financial Statements

| 165 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

15. Financial and other investments

The Group holds a range of financial and other investments. These investments include short-term money market funds, quoted investments in equities or bonds of other companies, investments in our venture capital portfolio (National Grid Partners), bank deposits with a maturity of greater than three months, and investments that cannot be readily used in operations, principally collateral deposited in relation to derivatives.

The classification of each investment held by the Group is determined based on two main factors:
•its contractual cash flows – whether the asset’s cash flows are solely payments of the principal and interest on the financial asset
on pre‑determined dates or whether the cash flows are determined by other factors such as the performance of a company; and
•the business model for holding the investments – whether the intention is to hold onto the investment for the longer term (collect the
contractual cash flows) or to sell the asset with the intention of managing any gain or loss on sale or to manage any liquidity requirements.
The three categories of financial and other investments are as follows:
•Financial assets at amortised cost – debt instruments that have contractual cash flows that are solely payments of principal and interest, and
which are held within a business model whose objective is to collect contractual cash flows, are held at amortised cost. This category includes
our receivables in relation to deposits and collateral;
•FVOCI debt and other investments – debt investments, such as bonds, that have contractual cash flows that are solely payments of principal and
interest, and which are held within a business model whose objective is both to collect the contractual cash flows and to sell the debt instruments,
are measured at FVOCI, with gains or losses recognised in the consolidated statement of comprehensive income instead of through the income
statement. On disposal, any gains or losses are recognised within finance income in the income statement (see note 6). Other investments include
insurance contracts which are held to back the present value of unfunded pension liabilities (see note 25); and
•FVTPL investments – other financial investments are subsequently measured at fair value with any gains or losses recognised in the income
statement (FVTPL). This primarily comprises our money market funds, insurance company fund investments and corporate venture capital
investments held by National Grid Partners.
Financial and other investments are initially recognised on trade date. Subsequent to initial recognition, the fair values of financial assets that are
quoted in active markets are based on bid prices. When independent prices are not available, fair values are determined by applying valuation
techniques used by the relevant markets, including observable market data where possible (see note 32(g) for further details).

Notes to the consolidated financial statements continued

| 166 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

15. Financial and other investments continued

| 2024 | 2023
| £m | £m
Non-current |  |
FVOCI debt and other investments | 397 | 407
FVTPL investments | 483 | 452
| 880 | 859
Current |  |
FVTPL investments | 3,084 | 1,764
Financial assets at amortised cost | 615 | 841
| 3,699 | 2,605
| 4,579 | 3,464
Financial and other investments include the following: |  |
Investments in short-term money market funds | 2,668 | 1,449
Investments held by National Grid Partners | 375 | 346
Investments in Sunrun | 108 | 106
Balances that are restricted or not readily used in operations: |  |
Collateral 1 | 496 | 764
Insurance company and non-qualified plan investments | 578 | 490
Cash surrender value of life insurance policies | 235 | 232
Other investments | 119 | 77
| 4,579 | 3,464

1.The collateral balance includes £466 million (2023: £734 million) of collateral placed with counterparties with whom we have entered into a credit support annex to the International
Swaps and Derivatives Association (ISDA) Master Agreement, £24 million (2023: £25 million) of restricted amounts allocated for specific projects within National Grid Electricity System
Operator and National Grid Electricity Transmission plc and £6 million (2023: £5 million) insurance captive letters of credit.
FVTPL and FVOCI investments are recorded at fair value. The carrying value of current financial assets at amortised cost approximates their fair
values, primarily due to short-dated maturities. The exposure to credit risk at the reporting date is the fair value of the financial investments.
For further information on our credit risk, refer to note 32(a).
For the purposes of impairment assessment, the investments in bonds are considered to be low risk as they are investment grade securities; life
insurance policies are held with regulated insurance companies; and deposits, collateral receivable and other financial assets at amortised cost have
an average credit rating on a weighted basis of AA or better at all times based on investment policy. All financial assets held at FVOCI or amortised
cost are therefore considered to have low credit risk and have an immaterial impairment loss allowance equal to 12-month expected credit losses.
In determining the expected credit losses for these assets, some or all of the following information has been considered: credit ratings, the financial
position of counterparties, the future prospects of the relevant industries and general economic forecasts.
No FVOCI or amortised cost financial assets have had modified cash flows during the period. There has been no change in the estimation techniques
or significant assumptions made during the year in assessing the loss allowance for these financial assets. There were no significant movements in
the gross carrying value of financial assets during the year that contribute to changes in the loss allowance. No collateral is held in respect of any of
the financial investments in the above table. No balances are more than 30 days past due and no balances were written off during the year.

| Financial Statements

| 167 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

16. Investments in joint ventures and associates

Investments in joint ventures and associates represent businesses we do not control but over which we exercise joint control or significant influence. They are accounted for using the equity method. A joint venture is an arrangement established to engage in economic activity, which the Group jointly controls with other parties and has rights to a share of the net assets of the arrangement. An associate is an entity which is neither a subsidiary nor a joint venture, but over which the Group has significant influence.

| 2024 |  | 2023
| Associates £m | Joint ventures £m | Total £m |  | Associates £m | Joint ventures £m | Total £m
Share of net assets at 1 April | 154 | 1,146 | 1,300 |  | 277 | 961 | 1,238
Exchange adjustments | (3) | (28) | (31) |  | 20 | 52 | 72
Additions | 13 | 319 | 332 |  | 40 | 157 | 197
Share of post-tax results for the year | 9 | 28 | 37 |  | 9 | 162 | 171
Share of other comprehensive income of associates, net of tax | — | — | — |  | 1 | — | 1
Dividends received | (15) | (152) | (167) |  | (30) | (152) | (182)
Disposals¹ | (1) | — | (1) |  | (167) | — | (167)
Other movements² | 1 | (51) | (50) |  | 4 | (34) | (30)
Share of net assets at 31 March | 158 | 1,262 | 1,420 |  | 154 | 1,146 | 1,300

1.Disposals in the prior year included the sale of the Group’s 26.25% minority ownership interest in the Millennium Pipeline Company LLC.
2.Other movements relate to tax liabilities for US and certain UK associates and joint ventures which are borne by the Group and the elimination of profits arising from sales to the
Group’s share of joint ventures.
A list of joint ventures and associates, including the name and proportion of ownership, is provided in note 34. Transactions with and outstanding
balances with joint ventures and associates are shown in note 31. The joint ventures and associates have no significant contingent liabilities to which
the Group is exposed and the Group has no significant contingent liabilities in relation to its interests in the joint ventures and associates. The Group
has capital commitments in relation to its joint ventures and associates of £1,286 million (2023: £412 million), which primarily relate to the funding of
new capital investment projects.
The following table describes the Group’s material joint ventures and associates at 31 March 2024:

Joint venture 1 | % stake |  |
BritNed Development Limited | 50% |  | BritNed is a joint venture with the Dutch transmission system operator, TenneT, and operates the subsea electricity interconnector between Great Britain and the Netherlands, commissioned in 2011.
Nemo Link Limited | 50% |  | Nemo is a joint venture with the Belgian transmission operator, Elia, and is a subsea electricity interconnector between Great Britain and Belgium, which became operational on 31 January 2019.
Emerald Energy Venture, LLC | 51% |  | Emerald is a joint venture with Washington State Investment Board which builds and operates wind and solar assets. Emerald was acquired on 11 July 2019.
Community Offshore Wind, LLC | 27.3% |  | Community Offshore Wind is a joint venture with RWE Renewables. The joint venture owns six seabed leases in the northeastern US and is developing an offshore wind project which will play a key role in supplying clean energy to customers in New York.

1.The joint ventures have reporting periods ending on 31 December with monthly management reporting information provided to the Group.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 168 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

16. Investments in joint ventures and associates continued
Summarised financial information as at 31 March, together with the carrying amount of material investments, is as follows:

| BritNed Development Limited |  | Nemo Link Limited |  | Emerald Energy Venture LLC |  | Community Offshore Wind LLC
2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
£m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
Statement of financial position |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Non-current assets | 376 | 397 |  | 478 | 514 |  | 2,171 | 1,598 |  | 1,005 | 925
Cash and cash equivalents | 69 | 208 |  | 46 | 77 |  | 206 | 169 |  | 40 | 19
All other current assets | 36 | 29 |  | 6 | 8 |  | 16 | 14 |  | 42 | —
Non-current liabilities | (57) | (55) |  | (3) | (3) |  | (249) | (244) |  | (20) | (19)
Non-current financial liabilities | (31) | (31) |  | (32) | (32) |  | (643) | (398) |  | — | —
Current liabilities | (39) | (34) |  | (55) | (131) |  | (217) | (131) |  | (1) | (3)
Current financial liabilities | — | — |  | — | — |  | (10) | (95) |  | — | —
Net assets | 354 | 514 |  | 440 | 433 |  | 1,274 | 913 |  | 1,066 | 922
Group’s ownership interest in joint venture/associate | 177 | 257 |  | 220 | 217 |  | 650 | 466 |  | 291 | 251
Group adjustment: elimination of profits on sales to joint venture | — | — |  | — | — |  | (123) | (85) |  | — | —
Carrying amount of the Group’s investment | 177 | 257 |  | 220 | 217 |  | 527 | 381 |  | 291 | 251

| BritNed Development Limited |  | Nemo Link Limited |  | Emerald Energy Venture LLC |  | Community Offshore Wind LLC
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
Income statement |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Revenue | 158 | 358 |  | 109 | 88 |  | 87 | 75 |  | — | —
Depreciation and amortisation | (16) | (16) |  | (23) | (23) |  | (38) | (29) |  | — | —
Other (costs)/income | (25) | 22 |  | (15) | (1) |  | (152) | (46) |  | — | 1
Operating profit/(loss) | 117 | 364 |  | 71 | 64 |  | (103) | — |  | — | 1
Net interest expense | (2) | (2) |  | — | (7) |  | (9) | (6) |  | — | —
Profit/(loss) before tax | 115 | 362 |  | 71 | 57 |  | (112) | (6) |  | — | 1
Income tax expense | (31) | (82) |  | (17) | (11) |  | — | — |  | — | —
Profit/(loss) for the year | 84 | 280 |  | 54 | 46 |  | (112) | (6) |  | — | 1
Group’s share of profit/(loss) | 42 | 140 |  | 27 | 23 |  | (57) | (3) |  | — | —
Group adjustment: tax credit | — | — |  | — | — |  | 15 | 1 |  | — | —
Group’s share of post-tax results for the year | 42 | 140 |  | 27 | 23 |  | (42) | (2) |  | — | —

| Financial Statements

| 169 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

17. Derivative financial instruments

Derivatives are financial instruments that derive their value from the price of an underlying item such as interest rates, foreign exchange rates, credit spreads, commodities, equities or other indices. In accordance with policies approved by the Board, derivatives are transacted generally to manage exposures to fluctuations in interest rates, foreign exchange rates and commodity prices. Our derivatives balances comprise two broad categories: • financing derivatives – these are used to manage our exposure to interest rates and foreign exchange rates. Specifically, we use these derivatives to manage our financing portfolio, holdings in foreign operations and contractual operational cash flows; and • commodity contract derivatives – these are used to manage our US customers’ exposure to price and supply risks. Some forward contracts for the purchase of commodities meet the definition of derivatives. We also enter into derivative financial instruments linked to commodity prices, including options and swaps, which are used to manage market price volatility.

Derivatives are initially recognised at fair value and subsequently remeasured to fair value at each reporting date. Changes in fair values are recorded
in the period they arise, in either the consolidated income statement or other comprehensive income. Where the gains or losses recorded in the
income statement arise from changes in the fair value of derivatives to the extent that hedge accounting is not applied or is not fully effective, these
are recorded as remeasurements, detailed in notes 5 and 6. Where the fair value of a derivative is positive it is carried as a derivative asset, and
where negative as a derivative liability.
The fair value of derivative financial instruments is calculated by taking the present value of future cash flows, primarily incorporating market
observable inputs. The various inputs include foreign exchange spot and forward rates, yield curves of the respective currencies, currency basis
spreads between the respective currencies, interest rate and inflation curves, the forward rate curves of underlying commodities and, for those
positions that are not fully cash collateralised, the credit quality of the counterparties.
Certain clauses embedded in non-derivative financial instruments or other contracts are presented as derivatives because they impact the risk
profile of their host contracts and they are deemed to have risks or rewards not closely related to those host contracts.
Further information on how derivatives are valued and used for risk management purposes is presented in note 32. Information on commodity
contracts and other commitments not meeting the definition of derivatives is presented in note 30.
The fair values of derivatives by category are as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assets £m | Liabilities £m | Total £m |  | Assets £m | Liabilities £m | Total £m
Current | 44 | (335) | (291) |  | 153 | (222) | (69)
Non-current | 324 | (909) | (585) |  | 276 | (1,071) | (795)
| 368 | (1,244) | (876) |  | 429 | (1,293) | (864)
Financing derivatives | 333 | (1,126) | (793) |  | 363 | (1,119) | (756)
Commodity contract derivatives | 35 | (118) | (83) |  | 66 | (174) | (108)
| 368 | (1,244) | (876) |  | 429 | (1,293) | (864)

(a) Financing derivatives
The fair values of financing derivatives by type are as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assets £m | Liabilities £m | Total £m |  | Assets £m | Liabilities £m | Total £m
Interest rate swaps | 43 | (110) | (67) |  | 49 | (98) | (49)
Cross-currency interest rate swaps | 234 | (844) | (610) |  | 192 | (888) | (696)
Foreign exchange forward contracts¹ | 16 | (68) | (52) |  | 100 | (11) | 89
Inflation-linked swaps | 40 | (104) | (64) |  | 22 | (122) | (100)
| 333 | (1,126) | (793) |  | 363 | (1,119) | (756)

1.Included within the foreign exchange forward contracts balance are £36 million (2023: £4 million) of derivative liabilities in relation to the hedging of capital expenditure.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 170 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

17. Derivative financial instruments continued
(a) Financing derivatives continued
The maturity profile of financing derivatives is as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assets £m | Liabilities £m | Total £m |  | Assets £m | Liabilities £m | Total £m
Current |  |  |  |  |  |  |
Less than 1 year | 18 | (249) | (231) |  | 100 | (93) | 7
| 18 | (249) | (231) |  | 100 | (93) | 7
Non-current |  |  |  |  |  |  |
In 1 to 2 years | 6 | (80) | (74) |  | 13 | (100) | (87)
In 2 to 3 years | 31 | (44) | (13) |  | 15 | (96) | (81)
In 3 to 4 years | 32 | (74) | (42) |  | 32 | (11) | 21
In 4 to 5 years | 49 | (83) | (34) |  | 14 | (107) | (93)
More than 5 years | 197 | (596) | (399) |  | 189 | (712) | (523)
| 315 | (877) | (562) |  | 263 | (1,026) | (763)
| 333 | (1,126) | (793) |  | 363 | (1,119) | (756)

The notional contract amounts of financing derivatives by type are as follows:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Interest rate swaps | (2,175) | (1,727)
Cross-currency interest rate swaps | (15,602) | (15,025)
Foreign exchange forward contracts | (7,675) | (5,263)
Inflation-linked swaps | (3,190) | (2,387)
| (28,642) | (24,402)

(b) Commodity contract derivatives
The fair values of commodity contract derivatives by type are as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assets £m | Liabilities £m | Total £m |  | Assets £m | Liabilities £m | Total £m
Commodity purchase contracts accounted for as derivative contracts |  |  |  |  |  |  |
Forward purchases of gas | — | (3) | (3) |  | 2 | (6) | (4)
Derivative financial instruments linked to commodity prices |  |  |  |  |  |  |
Electricity capacity | — | — | — |  | 1 | — | 1
Electricity swaps | 33 | (82) | (49) |  | 53 | (92) | (39)
Electricity options | — | (1) | (1) |  | — | (3) | (3)
Gas swaps | 2 | (22) | (20) |  | 9 | (42) | (33)
Gas options | — | (10) | (10) |  | 1 | (31) | (30)
| 35 | (118) | (83) |  | 66 | (174) | (108)

| Financial Statements

| 171 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

17. Derivative financial instruments continued
(b) Commodity contract derivatives continued
The maturity profile of commodity contract derivatives is as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assets £m | Liabilities £m | Total £m |  | Assets £m | Liabilities £m | Total £m
Current |  |  |  |  |  |  |
Less than one year | 26 | (86) | (60) |  | 53 | (129) | (76)
| 26 | (86) | (60) |  | 53 | (129) | (76)
Non-current |  |  |  |  |  |  |
In 1 to 2 years | 3 | (28) | (25) |  | 11 | (29) | (18)
In 2 to 3 years | 5 | (4) | 1 |  | 2 | (15) | (13)
In 3 to 4 years | 1 | — | 1 |  | — | (1) | (1)
| 9 | (32) | (23) |  | 13 | (45) | (32)
| 35 | (118) | (83) |  | 66 | (174) | (108)

The notional quantities of commodity contract derivatives by type are as follows:

| 2024 | 2023
Forward purchases of gas 1 | 38m Dth | 22m Dth
Electricity swaps | 14,128 GWh | 14,076 GWh
Gas swaps | 44m Dth | 50m Dth
Gas options | 78m Dth | 57m Dth

1.Forward gas purchases have terms up to one year (2023: one year). The contractual obligations under these contracts are £14 million (2023: £24 million).
18. Inventories and current intangible assets

Inventories represent assets that we intend to use in order to generate revenue in the short term, either by selling the asset itself (for example fuel stocks) or by using it to fulfil a service to a customer or to maintain our network (consumables).

Inventories are stated at the lower of weighted average cost and net realisable value. Where applicable, cost comprises direct materials and direct
labour costs as well as those overheads that have been directly incurred in bringing the inventories to their present location and condition.
Emission allowances, principally relating to the emissions of carbon dioxide in the UK and sulphur and nitrous oxides in the US, are recorded as
intangible assets within current assets. They are initially recorded at cost and subsequently at the lower of cost and net realisable value. A liability
is recorded in respect of the obligation to deliver emission allowances and emission charges are recognised in the income statement in the period
in which emissions are made.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Fuel stocks | 188 | 280
Raw materials and consumables | 542 | 460
Current intangible assets – emission allowances | 98 | 136
| 828 | 876

There is a provision for obsolescence of £4 million against inventories as at 31 March 2024 (2023: £6 million).

Notes to the consolidated financial statements continued

| 172 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

19. Trade and other receivables

Trade and other receivables include amounts which are due from our customers for services we have provided, accrued income which has not yet been billed, prepayments, contract assets where certain milestones are required to be fulfilled and other receivables that are expected to be settled within 12 months.

Trade and other receivables are initially recognised at fair value, except for trade receivables that do not have a significant financing component
which are measured at transaction price, and are subsequently measured at amortised cost, less any appropriate allowances for estimated
irrecoverable amounts.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Trade receivables | 2,501 | 2,583
Accrued income | 885 | 1,126
Provision for impairment of receivables and accrued income | (559) | (560)
Trade receivables and accrued income, net | 2,827 | 3,149
Prepayments¹ | 385 | 389
Contract assets | 76 | 49
Other receivables | 127 | 243
| 3,415 | 3,830

1.In the year, we have revised our policy in relation to the classification of capital expenditure prepayments between current and non-current in order to align these to the operating
cycles of the underlying assets to which they relate. Accordingly, prior year current prepayments have decreased by £53 million to reflect this change, with a corresponding increase
in non-current prepayments (note 14).
Trade receivables are non-interest-bearing and generally have a term of up to 60 days. Due to their short maturities, the fair value of trade and other
receivables approximates their carrying value. The maximum exposure of trade and other receivables to credit risk is the carrying amount reported
on the balance sheet.
Provision for impairment of receivables
A provision for credit losses is recognised at an amount equal to the expected credit losses that will arise over the lifetime of the trade receivables
and accrued income.

| 2024 | 2023
| £m | £m
At 1 April | 560 | 741
Exchange adjustments | (12) | 51
Charge for the year, net of recoveries | 179 | 220
Uncollectible amounts written off | (163) | (452)
Reclassification to held for sale (note 10) | (5) | —
At 31 March | 559 | 560

The trade receivables balance, accrued income balance and provisions balance split by geography are as follows:

| As at 31 March 2024 |  | As at 31 March 2023
| UK | US | Total |  | UK | US | Total
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Trade receivables | 162 | 2,339 | 2,501 |  | 223 | 2,360 | 2,583
Accrued income | 337 | 548 | 885 |  | 650 | 476 | 1,126
Provision for impairment of receivables and accrued income | (3) | (556) | (559) |  | (11) | (549) | (560)
| 496 | 2,331 | 2,827 |  | 862 | 2,287 | 3,149

There are no retail customers in the UK businesses. A provision matrix is not used in the UK, as an assessment of expected losses on individual
debtors is performed and the provision is not material.
In the US, £2,437 million (2023: £2,325 million) of the trade receivables and accrued income balance is attributable to retail customers. For non-retail
US customer receivables, a provision matrix is not used and expected losses are determined on individual debtors.
The provision for retail customer receivables in the US is calculated based on a series of provision matrices which are prepared by regulated entity
and by customer type. The expected loss rates in each provision matrix are based on historical loss rates adjusted for current and forecast economic
conditions at the balance sheet date. The inclusion of forward-looking information in the provision matrix-setting process under IFRS 9 results in loss
rates that reflect expected future economic conditions and the recognition of an expected loss on all debtors even where no loss event has occurred.
In March 2020, the Group’s US distribution business temporarily ceased certain customer cash collection activities in response to regulatory
instructions and to changes in state-, federal- and city-level regulations and guidance, and actions to minimise risk to the Group’s employees as
a result of COVID-19. Customer termination activities also ceased in line with requests by relevant local authorities and this resulted in the recognition
of additional expected credit losses, although cash collection and customer termination activities have subsequently resumed in both New England
and New York.
In the years ended 31 March 2024 and 2023, the Group’s US distribution businesses have been supported by certain government and state
COVID-19 funding programmes, including the Arrears Management Program in New York, aimed to provide low-income customers with COVID-19
relief via one-time bill credits. In the prior year, the Group wrote off £270 million ($333 million) of COVID-19-related trade receivables in connection
with the Arrears Management Program, which was funded via the receipt of £44 million ($51 million) of government funding.

| Financial Statements

| 173 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

19. Trade and other receivables continued
Provision for impairment of receivables continued
In calculating our provision for impairment of receivables at 31 March 2024, we incorporate actual cash collection levels experienced over a
three-year period to determine the expected loss rates per category of outstanding receivable by operating company. These are benchmarked
against provision matrices run on pre‑COVID-19 behaviour and data. Factored into our analysis are expected cash collections based on the resumed
collection activities in New England and New York, as well as the impacts of government and state funding programmes and the outlook for the
wider macroeconomic environment. The resulting rates are summarised in the provision matrix shown below.
Based on our review, we recognised a charge of £176 million (2023: £215 million), which represents our best estimate based on the information
available. We based our review on certain macroeconomic factors, including unemployment levels, inflation, average commodity rate changes and
our experience regarding debtor recoverability. In performing our review of actual cash collection levels, we also factor in the impacts of government
and state COVID-19 funding programmes in order to reflect an expected collection rate.
The average expected loss rates and gross balances for the retail customer receivables in our US operations are set out below. Loss rates have
decreased across the majority of our ageing categories, primarily due to the impact of ongoing cash collection activities.

| 2024 |  | 2023
| % | £m |  | % | £m
Accrued income | 3 | 533 |  | 3 | 462
0 – 30 days past due | 3 | 822 |  | 3 | 838
30 – 60 days past due | 14 | 219 |  | 13 | 235
60 – 90 days past due | 21 | 125 |  | 23 | 139
3 – 6 months past due | 27 | 173 |  | 32 | 189
6 – 12 months past due | 34 | 191 |  | 43 | 178
Over 12 months past due | 73 | 374 |  | 88 | 284
|  | 2,437 |  |  | 2,325

US retail customer receivables are not collateralised. Trade receivables are written off when regulatory requirements are met. Write-off policies vary
between jurisdictions as they are aligned with the local regulatory requirements, which differ between regulators. There were no significant amounts
written off during the period that were still subject to enforcement action. Our internal definition of default is aligned with that of the individual
regulators in each jurisdiction.
For further information on our wholesale and retail credit risk, refer to note 32(a).
20. Cash and cash equivalents

Cash and cash equivalents include cash balances, together with short-term investments with an original maturity of less than three months that are readily convertible to cash.

Net cash and cash equivalents reflected in the cash flow statement are net of bank overdrafts, which are reported in borrowings. The carrying
amounts of cash and cash equivalents and bank overdrafts approximate their fair values.
Cash at bank earns interest at floating rates based on daily bank deposit rates. Short-term deposits are made for periods varying between one
day and three months, depending on the immediate cash requirements, and earn interest at the respective short-term deposit rates.
Cash and cash equivalents held in currencies other than sterling have been converted into sterling at year-end exchange rates. For further
information on currency exposures, refer to note 32(c).
Cash and cash equivalents at 31 March 2024 include £11 million (2023: £37 million) that is restricted. The restricted cash balances include
amounts required to be maintained for insurance purposes and cash balances that can only be used for low-carbon network fund projects.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Cash at bank | 259 | 163
Short-term deposits | 300 | —
Cash and cash equivalents | 559 | 163

Notes to the consolidated financial statements continued

| 174 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

21. Borrowings

We borrow money primarily in the form of bonds and bank loans. These are for a fixed term and may have fixed or floating interest rates or are linked to inflation indices. We use derivatives to manage risks associated with interest rates, inflation rates and foreign exchange. Lease liabilities are also included within borrowings. Our price controls and rate plans lead us to fund our networks within a certain ratio of debt to equity or regulatory asset value and, as a result, we have issued a significant amount of debt. As we continue to invest in our networks, the value of debt is expected to increase over time. To maintain a strong balance sheet and to allow us to access capital markets at commercially acceptable interest rates, we balance the amount of debt we issue with the value of our assets, and we take account of certain other metrics used by credit rating agencies.

Borrowings, which include interest-bearing and inflation-linked debt, overdrafts and collateral payable, are initially recorded at fair value. This
normally reflects the proceeds received (net of direct issue costs for liabilities measured at amortised cost). Subsequently, borrowings are stated
either: i) at amortised cost; or ii) at fair value though profit and loss. Where a borrowing is held at amortised cost, any difference between the
proceeds after direct issue costs and the redemption value is recognised over the term of the borrowing in the income statement using the effective
interest method.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Current |  |
Bank loans | 460 | 381
Bonds | 2,841 | 1,638
Commercial paper | 1,444 | 840
Lease liabilities | 114 | 96
| 4,859 | 2,955
Non-current |  |
Bank loans | 2,434 | 2,557
Bonds | 39,114 | 36,855
Lease liabilities | 665 | 618
| 42,213 | 40,030
Total borrowings | 47,072 | 42,985

Total borrowings are repayable as follows:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Less than 1 year | 4,859 | 2,955
In 1 to 2 years | 2,706 | 2,799
In 2 to 3 years | 3,134 | 2,689
In 3 to 4 years | 2,948 | 3,129
In 4 to 5 years | 4,375 | 2,505
More than 5 years: |  |
By instalments | 736 | 922
Other than by instalments | 28,314 | 27,986
| 47,072 | 42,985

The fair value of borrowings, excluding lease liabilities, at 31 March 2024 was £42,617 million (2023: £38,219 million). Where market values were
available, the fair value of borrowings (Level 1) was £34,281 million (2023: £31,710 million). Where market values were not available, the fair value
of borrowings (Level 2) was £8,336 million (2023: £6,509 million) and calculated by discounting cash flows at prevailing interest rates. The notional
amount outstanding of the debt portfolio at 31 March 2024 was £46,141 million (2023: £42,353 million). There have been no new issuances since
the year end.
Collateral is placed with or received from any derivative counterparty where we have entered into a credit support annex to the ISDA Master
Agreement once the current mark-to-market valuation of the trades between the parties exceeds an agreed threshold. Included in current bank
loans is £72 million (2023: £111 million) in respect of cash received under collateral agreements. For further details of our borrowing facilities, refer
to note 33. For further details of our bonds in issue, please refer to the debt investor section of our website. Unless included herein, the information
on our website is unaudited.

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21. Borrowings continued
Lease liabilities
Lease liabilities are initially measured at the present value of the lease payments expected over the lease term. The discount rate applied
is the rate implicit in the lease or, if that is not available, the incremental rate of borrowing for a similar term and similar security. The lease
term takes account of exercising any extension options that are at our option if we are reasonably certain to exercise the option as well as any
lease termination options, unless we are reasonably certain not to exercise the option. Each lease payment is allocated between the liability
and finance cost. The finance cost is charged to the income statement over the lease period using the effective interest rate method.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Gross lease liabilities are repayable as follows: |  |
Less than 1 year | 133 | 118
1 to 5 years | 370 | 318
More than 5 years | 507 | 480
| 1,010 | 916
Less: finance charges allocated to future periods | (231) | (202)
| 779 | 714
The present value of lease liabilities are as follows: |  |
Less than 1 year | 114 | 96
1 to 5 years | 300 | 269
More than 5 years | 365 | 349
| 779 | 714

22. Trade and other payables

Trade and other payables include amounts owed to suppliers, tax authorities and other parties which are due to be settled within 12 months. The total also includes deferred amounts, some of which represent monies received from customers but for which we have not yet delivered the associated service. These amounts are recognised as revenue when the service is provided.

Trade and other payables are initially recognised at fair value and subsequently measured at amortised cost, with the exception of contingent
consideration, which is subsequently measured at fair value.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Trade payables | 2,786 | 3,249
Deferred payables | 327 | 404
Customer contributions 1 | 34 | 171
Social security and other taxes | — | 240
Contingent consideration | — | 19
Other payables² | 929 | 985
| 4,076 | 5,068

1.Relates to amounts received from government-related entities for connecting to our networks, where we have obligations remaining under the contract.
2.Included within other payables are payments due in respect of interconnector excess revenues in accordance with the cap and floor regime constructed by Ofgem (see note 3).
Due to their short maturities, the fair value of trade and other payables approximates their carrying value.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 176 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

23. Contract liabilities

Contract liabilities primarily relate to the advance consideration received from customers for construction contracts, mainly in relation to connections, for which revenue is recognised over the life of the asset.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Current | 127 | 252
Non-current | 2,119 | 1,754
| 2,246 | 2,006

Significant changes in the contract liabilities balances during the period are as follows:

| 2024 | 2023
| £m | £m
As at 1 April | 2,006 | 1,472
Exchange adjustments | (27) | 54
Revenue recognised that was included in the contract liability balance at the beginning of the period | (252) | (292)
Increases due to cash received, excluding amounts recognised as revenue during the period | 519 | 772
At 31 March | 2,246 | 2,006

24. Other non-current liabilities

Other non-current liabilities include deferred income and customer contributions which will not be recognised as income until after 31 March 2025. It also includes contingent consideration and other payables that are not due until after that date.

Other non-current liabilities are initially recognised at fair value and subsequently measured at amortised cost.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Deferred income | 11 | 84
Customer contributions 1 | 411 | 421
Other payables² | 458 | 416
| 880 | 921

1.Relates to amounts received from government-related entities for connecting to our networks, where we have obligations remaining under the contract.
2.Included within other payables are payments due in respect of the IFA1 interconnector in accordance with the Use of Revenue regime constructed by Ofgem.
There is no material difference between the fair value and the carrying value of other payables.

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25. Pensions and other post-retirement benefits

All of our employees are eligible to participate in a pension plan. We have defined contribution (DC) and defined benefit (DB) pension plans in the UK and the US. In the US, we also provide healthcare and life insurance benefits to eligible employees, post-retirement. The fair value of associated plan assets and present value of DB obligations are updated annually in accordance with IAS 19 ‘Employee Benefits’. We separately present our UK and US pension plans to show the geographical split. Below we provide a more detailed analysis of the amounts recorded in the primary financial statements and the actuarial assumptions used to value the DB obligations.

UK pension plans
Defined contribution plan
UK employees are eligible to join the National Grid UK Retirement Plan (NGUKRP), a section of a Master Trust arrangement managed by Legal &
General. During the year, ongoing DC pension provision for NGED employees was transferred from the Western Power Pension Scheme (WPPS)
to the NGUKRP to align benefit provision across the UK. National Grid pays contributions into the NGUKRP to provide DC benefits on behalf of
its employees, generally providing a double match of member contributions up to a maximum Company contribution of 12% of salary.
Investment risks are borne by the member and there is no legal or constructive obligation on National Grid to pay additional contributions in the
instance that investment performance is poor. Payments to these DC plans are charged as an expense as they fall due.
Defined benefit plans
National Grid operates various DB pension arrangements in the UK. These include Section A of the National Grid UK Pension Scheme (Section A
of NGUKPS), three sections of the industry-wide Electricity Supply Pension Scheme (ESPS), a legacy scheme (WPUPS), a DB section within WPPS
and some unfunded pension obligations. Each of these plans holds assets in separate Trustee administered funds. The arrangements are managed
by Trustee companies with boards consisting of company and member appointed Directors. These plans are all closed to new members, except
for the ESPS schemes in very rare circumstances.
The ESO is expected to transfer out of the Group, with business separation expected to take place in the summer of 2024. As a result, the ESO’s
share of pension assets and liabilities has been reallocated as held for sale (see note 10).
The arrangements are subject to independent actuarial funding valuations carried out by the Trustees every three years. Following consultation and
agreement with the Company, the qualified actuary certifies the employers’ contributions which, together with the specified contributions payable by
the employees and proceeds from the plans’ assets, are expected to be sufficient to fund the benefits payable. The latest full actuarial valuations for
each of the DB plans were carried out at 31 March 2022, with three of the plans showing a funding shortfall at the valuation date. These shortfalls
were funded via recovery plan payments from the Company totalling approximately £100 million, with £12 million of those still due to be paid as at
31 March 2024. The Company also funds the cost of future benefit accrual (over and above member contributions) for each of the DB plans, with the
aggregate level of ongoing contributions (excluding recovery plan payments) over the year to 31 March 2024 totalling £95 million (2023: £74 million).
For some of the DB plans, the Company also pays contributions in respect of the costs of plan administration and the Pension Protection Fund
(PPF) levies.
The Company has also established security arrangements with some of the DB plans. This includes contingent security provided to National Grid
Electricity Group (NGEG) of ESPS in the form of surety bonds, letters of credit or cash payments which are implemented if certain trigger events
occur in respect of National Grid Electricity Transmission plc. The security, which is currently capped at £180 million, would then become payable
to NGEG on certain company-related events, such as loss of licence or insolvency. In respect of Section A of NGUKPS, there is a guarantee in place
which is enforceable on insolvency or on failure to pay pension obligations to Section A and can be claimed against National Grid plc, National Grid
Holdings One plc or Lattice Group Limited.
US pension plans
The US pension plans are governed by the Retirement Plan Committee (RPC), a fiduciary committee. The RPC is structured in accordance
with US laws governing retirement plans under the Employee Retirement Income Security Act (ERISA) and comprises appointed employees
of the Company.
Defined contribution plan
National Grid has a DC pension plan which allows employee as well as Company contributions. Non-union employees hired after 1 January 2011,
as well as most new hire union employees, receive a core contribution into the DC plan ranging from 3% to 9% of salary, irrespective of the
employee’s contribution into the plan. Most employees also receive a matching contribution that varies between 25% and 50% of employee
contributions up to a maximum Company contribution of 8%. The assets of the plans are held in trusts and administered by the RPC.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 178 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

25. Pensions and other post-retirement benefits continued
US pension plans continued
Defined benefit plans
National Grid sponsors four non-contributory qualified DB pension plans, which provide vested non-union employees hired before 1 January 2011,
and vested eligible union employees, with retirement benefits within prescribed limits as defined by the US Internal Revenue Service. National Grid
also provides non-qualified DB pension arrangements for a closed group of current and former employees with designated company investments
set aside to fund these obligations. Benefits under the DB plans generally reflect age, years of service and compensation, and are paid in the form
of an annuity or lump sum. The Company funds the DB plans by contributing no less than the minimum amount required, but no more than the
maximum tax-deductible amount allowed under US Internal Revenue Service regulations. The range of contributions determined under these
regulations can vary significantly depending upon the funded status of the plans. At present, there is some flexibility in the amount that is contributed
on an annual basis. In general, the Company’s policy for funding the US pension plans is to contribute the amounts collected in rates and capitalised
in the rate base during the year, to the extent that the funding is no less than the minimum amount required. For the current financial year, these
contributions amounted to approximately £26 million (2023: £76 million).
In both the current and prior year, some of our US DB pension plans undertook annuity buyout transactions in which a portion of existing retiree
pension payments were transferred to a reputable insurance company in exchange for single bulk premium payments. As a result, all associated
financial, governance and administrative responsibilities for those payments were transferred to the selected insurer.
US other post-retirement benefits
National Grid provides post-retirement healthcare and life insurance benefits to eligible employees. Eligibility is based on certain age and length of
service requirements and, in most cases, retirees contribute to the cost of their healthcare coverage. In the US, there is no governmental requirement
to pre-fund post-retirement healthcare and life insurance plans. However, in general, the Company’s policy for funding the US retiree healthcare and
life insurance plans is to contribute amounts collected in rates and capitalised in the rate base during the year. For the current financial year, these
contributions amounted to £21 million (2023: £11 million).
In the prior year, several post-retirement benefit plans were consolidated in an effort to simplify the plan and trust structure. This consolidation did not
impact the benefits or plan obligations.
Actuarial assumptions
On retirement, members of DB plans receive benefits whose value is dependent on factors such as salary and length of pensionable service. National
Grid’s obligation in respect of DB pension plans is calculated separately for each DB plan by projecting the estimated amount of future benefit
payments that employees have earned for their pensionable service in the current and prior periods. These future benefit payments are discounted
to determine the present value of the liabilities.
Advice is taken from independent actuaries relating to the appropriateness of the key assumptions applied, including life expectancy, expected salary
and pension increases, and inflation. Comparatively small changes in the assumptions used may have a significant effect on the amounts recognised
in the consolidated income statement, the consolidated statement of other comprehensive income and the net asset or liability recognised in the
consolidated statement of financial position. The sensitivities to significant risks are disclosed in note 35. Remeasurements of pension assets and
post-retirement benefit obligations are recognised in full in the period in which they occur in the consolidated statement of other comprehensive income.
The Company has applied the following financial assumptions in assessing DB liabilities:

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits
| 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022
| % | % | % |  | % | % | % |  | % | % | %
Discount rate – past service | 4.87 | 4.80 | 2.78 |  | 5.15 | 4.85 | 3.65 |  | 5.15 | 4.85 | 3.65
Discount rate – future service | 4.92 | 4.80 | 2.85 |  | 5.15 | 4.85 | 3.65 |  | 5.15 | 4.85 | 3.65
Rate of increase in RPI – past service | 3.05 | 3.17 | 3.60 |  | n/a | n/a | n/a |  | n/a | n/a | n/a
Rate of increase in RPI – future service | 2.92 | 3.07 | 3.33 |  | n/a | n/a | n/a |  | n/a | n/a | n/a
Salary increases | 3.10 | 3.11 | 3.47 |  | 4.50 | 4.50 | 4.60 |  | 4.50 | 4.50 | 4.60
Initial healthcare cost trend rate | n/a | n/a | n/a |  | n/a | n/a | n/a |  | 7.10 | 6.80 | 6.80
Ultimate healthcare cost trend rate | n/a | n/a | n/a |  | n/a | n/a | n/a |  | 4.50 | 4.50 | 4.50

For UK pensions, single equivalent financial assumptions are shown above for presentational purposes, although full yield curves have been used
in our calculations. The discount rate is determined by reference to high-quality UK corporate bonds at the reporting date. The rate of increase in
salaries has been set using a promotional scale where appropriate. The rates of increases stated are not indicative of historical increases awarded
or a guarantee of future increase, but merely an appropriate assumption used in assessing DB liabilities. Our DB plans in the UK provide for pension
increases that are generally linked to Retail Price Index (RPI), subject to relevant caps and floors.
Discount rates for US pension liabilities have been determined by reference to appropriate yields on high-quality US corporate bonds at the reporting
date based on the duration of plan liabilities. The healthcare cost trend rate is expected to reach the ultimate trend rate by 2033 (2023: 2031).

| Financial Statements

| 179 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

25. Pensions and other post-retirement benefits continued
Actuarial assumptions continued
The table below sets out the projected life expectancies adopted for the UK and US pension arrangements:

| UK pensions |  | US pensions
| 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022
| years | years | years |  | years | years | years
Assumed life expectations for a retiree age 65 |  |  |  |  |  |  |
Males | 21.5 | 21.9 | 22.0 |  | 21.6 | 21.6 | 21.4
Females | 23.5 | 23.7 | 23.8 |  | 23.9 | 23.8 | 23.6
In 20 years: |  |  |  |  |  |  |
Males | 22.6 | 23.0 | 23.2 |  | 23.3 | 23.2 | 23.1
Females | 24.9 | 25.1 | 25.2 |  | 25.5 | 25.4 | 25.3

The weighted average duration of the DB obligation for each category of plan is 11 years for UK pension plans, 11 years for US pension plans and
12 years for US other post-retirement benefit plans. The table below summarises the split of DB obligations by status for each category of plan:

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| % | % |  | % | % |  | % | %
Active members | 14 | 14 |  | 37 | 37 |  | 29 | 33
Deferred members | 8 | 9 |  | 10 | 9 |  | — | —
Pensioner members | 78 | 77 |  | 53 | 54 |  | 71 | 67

Amounts recognised in the consolidated statement of financial position

| 2024 | 2023
| £m | £m
Present value of funded obligations | (17,601) | (18,934)
Fair value of plan assets | 19,733 | 21,246
| 2,132 | 2,312
Present value of unfunded obligations | (266) | (292)
Other post-employment liabilities | (52) | (69)
Net defined benefit asset | 1,814 | 1,951
Represented by: |  |
Liabilities | (593) | (694)
Assets | 2,407 | 2,645
| 1,814 | 1,951

The geographical split of pensions and other post-retirement benefits is as shown below:

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits |  | Total
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m | £m | £m | £m | £m |  | £m | £m
Present value of funded obligations | (10,465) | (10,906) |  | (4,702) | (5,502) |  | (2,434) | (2,526) |  | (17,601) | (18,934)
Fair value of plan assets | 11,782 | 12,578 |  | 5,320 | 6,060 |  | 2,631 | 2,608 |  | 19,733 | 21,246
| 1,317 | 1,672 |  | 618 | 558 |  | 197 | 82 |  | 2,132 | 2,312
Present value of unfunded obligations | (56) | (58) |  | (210) | (234) |  | — | — |  | (266) | (292)
Other post-employment liabilities | — | — |  | — | — |  | (52) | (69) |  | (52) | (69)
Net defined benefit asset | 1,261 | 1,614 |  | 408 | 324 |  | 145 | 13 |  | 1,814 | 1,951
Represented by: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Liabilities | (56) | (58) |  | (210) | (234) |  | (327) | (402) |  | (593) | (694)
Assets | 1,317 | 1,672 |  | 618 | 558 |  | 472 | 415 |  | 2,407 | 2,645
| 1,261 | 1,614 |  | 408 | 324 |  | 145 | 13 |  | 1,814 | 1,951

The recognition of the pension assets in the UK and in the US reflects legal and actuarial advice that we have taken regarding recognition of
surpluses under IFRIC 14. In the UK, the Group has an unconditional right to a refund in the event of a winding up. In the US, surplus assets
of a plan may be used to pay for future benefits expected to be earned under that plan.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 180 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

25. Pensions and other post-retirement benefits continued
Amounts recognised in the income statement and statement of other comprehensive income
The expense or income arising from all Group retirement benefit arrangements recognised in the Group income statements is shown below:

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Included within operating costs |  |  |
Administration costs | 22 | 19 | 20
Included within payroll costs |  |  |
Defined benefit plan costs: |  |  |
Current service cost | 143 | 194 | 223
Past service cost – augmentations and redundancies | 9 | 8 | 11
Gains on settlement | (30) | (45) | —
| 122 | 157 | 234
Included within finance income and costs |  |  |
Net interest income | (100) | (85) | (2)
Total included in income statement 1 | 44 | 91 | 252
Remeasurement (losses)/gains of pension assets and post-retirement benefit obligations | (218) | (1,364) | 2,481
Exchange adjustments | (6) | 41 | 7
Total included in the statement of other comprehensive income² | (224) | (1,323) | 2,488

1.Amounts shown in the table above include operating costs of £nil (2023: £nil; 2022: £4 million); payroll costs of £nil (2023: £nil; 2022: £10 million); and net interest income of £nil
(2023: £nil; 2022: £2 million) presented within profit from discontinued operations. These amounts all relate to UK pensions.
2.Amounts shown in the table above include remeasurements of pension assets and post-retirement benefit obligations of £nil (2023: £nil; 2022: £309 million gain) presented within
discontinued operations. These amounts all relate to UK pensions.
The geographical split of pensions and other post-retirement benefits is shown below:

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits
| 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022 |  | 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Included within operating costs |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Administration costs | 13 | 9 | 11 |  | 7 | 8 | 7 |  | 2 | 2 | 2
Included within payroll costs |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Defined benefit plan costs: |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Current service cost | 45 | 69 | 83 |  | 72 | 88 | 101 |  | 26 | 37 | 39
Past service cost – augmentations and redundancies | 9 | 8 | 11 |  | — | — | — |  | — | — | —
Gains on settlement | — | — | — |  | (30) | (45) | — |  | — | — | —
| 54 | 77 | 94 |  | 42 | 43 | 101 |  | 26 | 37 | 39
Included within finance income and costs |  |  |  |  |  |  |  |  |  |  |
Net interest (income)/cost | (84) | (64) | (7) |  | (13) | (21) | — |  | (3) | — | 5
Total included in income statement | (17) | 22 | 98 |  | 36 | 30 | 108 |  | 25 | 39 | 46
Remeasurement (losses)/gains of pension assets and post-retirement benefit obligations | (474) | (1,183) | 1,577 |  | 99 | (242) | 532 |  | 157 | 61 | 372
Exchange adjustments | — | — | — |  | (5) | 36 | 11 |  | (1) | 5 | (4)
Total included in the statement of other comprehensive income | (474) | (1,183) | 1,577 |  | 94 | (206) | 543 |  | 156 | 66 | 368

| Financial Statements

| 181 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

25. Pensions and other post-retirement benefits continued
Reconciliation of the net defined benefit asset

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits |  | Total
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
Opening net defined benefit asset | 1,614 | 2,590 |  | 324 | 484 |  | 13 | 1 |  | 1,951 | 3,075
Income/(cost) recognised in the income statement (including discontinued operations) | 17 | (22) |  | (36) | (30) |  | (25) | (39) |  | (44) | (91)
Remeasurement and foreign exchange effects recognised in the statement of other comprehensive income | (474) | (1,183) |  | 94 | (206) |  | 156 | 66 |  | (224) | (1,323)
Employer contributions | 118 | 197 |  | 26 | 76 |  | 21 | 11 |  | 165 | 284
Other movements | 3 | 2 |  | — | — |  | (20) | (26) |  | (17) | (24)
Reclassification to held for sale (note 10) | (17) | 30 |  | — | — |  | — | — |  | (17) | 30
Closing net defined benefit asset | 1,261 | 1,614 |  | 408 | 324 |  | 145 | 13 |  | 1,814 | 1,951

Changes in the present value of defined benefit obligations (including unfunded obligations)
The table below shows the movement in defined benefit obligations across our DB plans over the year.

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits |  | Total
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
Opening defined benefit obligations | (10,964) | (14,275) |  | (5,736) | (6,779) |  | (2,526) | (2,813) |  | (19,226) | (23,867)
Current service cost | (45) | (69) |  | (72) | (88) |  | (26) | (37) |  | (143) | (194)
Interest cost | (536) | (334) |  | (258) | (252) |  | (117) | (111) |  | (911) | (697)
Actuarial (losses)/gains – experience | (2) | (235) |  | (34) | (17) |  | 73 | 48 |  | 37 | (204)
Actuarial gains/(losses) – demographic assumptions | 98 | 135 |  | 12 | 5 |  | (4) | 10 |  | 106 | 150
Actuarial gains/(losses) – financial assumptions | 165 | 3,167 |  | 190 | 818 |  | (7) | 443 |  | 348 | 4,428
Past service cost – augmentations and redundancies | (9) | (8) |  | — | — |  | — | — |  | (9) | (8)
Liabilities extinguished on settlements | — | — |  | 543 | 616 |  | — | — |  | 543 | 616
Medicare subsidy received | — | — |  | — | — |  | (26) | (28) |  | (26) | (28)
Employee contributions | (10) | (10) |  | — | — |  | — | — |  | (10) | (10)
Benefits paid | 710 | 711 |  | 312 | 426 |  | 152 | 153 |  | 1,174 | 1,290
Exchange adjustments | — | — |  | 131 | (465) |  | 58 | (191) |  | 189 | (656)
Reclassification from other post-employment liabilities | — | — |  | — | — |  | (11) | — |  | (11) | —
Reclassification to held for sale (note 10) | 72 | (46) |  | — | — |  | — | — |  | 72 | (46)
Closing defined benefit obligations | (10,521) | (10,964) |  | (4,912) | (5,736) |  | (2,434) | (2,526) |  | (17,867) | (19,226)

Changes in the value of plan assets
The table below shows the movement in pension assets across our DB plans over the year.

| UK pensions |  | US pensions |  | US other post-retirement benefits |  | Total
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
Opening fair value of plan assets | 12,578 | 16,865 |  | 6,060 | 7,263 |  | 2,608 | 2,885 |  | 21,246 | 27,013
Interest income | 620 | 398 |  | 271 | 273 |  | 120 | 111 |  | 1,011 | 782
Return on plan assets (less than)/in excess of interest | (735) | (4,250) |  | (69) | (1,048) |  | 95 | (440) |  | (709) | (5,738)
Administration costs | (13) | (9) |  | (7) | (8) |  | (2) | (2) |  | (22) | (19)
Assets distributed on settlements | — | — |  | (513) | (571) |  | — | — |  | (513) | (571)
Employer contributions | 118 | 197 |  | 26 | 76 |  | 21 | 11 |  | 165 | 284
Employee contributions | 10 | 10 |  | — | — |  | — | — |  | 10 | 10
Benefits paid | (707) | (709) |  | (312) | (426) |  | (152) | (153) |  | (1,171) | (1,288)
Exchange adjustments | — | — |  | (136) | 501 |  | (59) | 196 |  | (195) | 697
Reclassification to held for sale (note 10) | (89) | 76 |  | — | — |  | — | — |  | (89) | 76
Closing fair value of plan assets | 11,782 | 12,578 |  | 5,320 | 6,060 |  | 2,631 | 2,608 |  | 19,733 | 21,246
Actual return on plan assets | (115) | (3,852) |  | 202 | (775) |  | 215 | (329) |  | 302 | (4,956)
Expected contributions to plans in the following year | 108 | 99 |  | 28 | 36 |  | 15 | 14 |  | 151 | 149

Notes to the consolidated financial statements continued

| 182 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

25. Pensions and other post-retirement benefits continued
Asset allocations
The allocation of assets by asset class is set out below. Within these asset allocations there is significant diversification across regions, asset
managers, currencies and bond categories.
UK pensions

| 2024 |  | 2023¹ |  | 2022¹
| Quoted | Unquoted | Total |  | Quoted | Unquoted | Total |  | Quoted | Unquoted | Total
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Equities | 576 | 153 | 729 |  | 475 | 179 | 654 |  | 1,458 | 324 | 1,782
Corporate bonds | 1,910 | — | 1,910 |  | 1,892 | — | 1,892 |  | 2,741 | — | 2,741
Government securities and liability- driven investments | — | 5,259 | 5,259 2 |  | 762 | 4,906 | 5,668 2,3 |  | 786 | 5,768 | 6,554 2,3
Property | — | 679 4 | 679 |  | 23 | 860 4 | 883 |  | 122 | 1,002 4 | 1,124
Diversified alternatives | 669 | 572 | 1,241 |  | 708 | 680 | 1,388 |  | 1,334 | 582 | 1,916
Buy-in/bulk annuity policies | — | 2,060 | 2,060 |  | — | 2,126 | 2,126 5 |  | 78 | 2,706 | 2,784 5
Longevity swap | — | (94) | (94) |  | — | (88) | (88) |  | — | (80) | (80)
Cash and cash equivalents | 3 | — | 3 |  | 8 | — | 8 |  | 38 | — | 38
Other (including net current assets and liabilities) | — | (5) | (5) |  | 59 | (12) | 47 |  | 16 | (10) | 6
| 3,158 | 8,624 | 11,782 6 |  | 3,927 | 8,651 | 12,578 6 |  | 6,573 | 10,292 | 16,865 6

1.Comparative amounts have been represented to reflect the reclassification of assets associated with liability driven investment strategies as unquoted following an internal asset
categorisation review.
2.Included within government securities and liability-driven investments above is £2.7 billion (2023: £3.4 billion; 2022: £6.1 billion) of repurchase agreements. These are used to increase
the market exposure of the liability-matching portfolios.
3.This asset class has been redefined to include liability driven investments totalling £4,906 million (2022: £5,857 million). These were previously allocated in other asset classes, primarily
buy-in/bulk annuity policies.
4.Includes £288 million (2023: £304 million; 2022: £283 million) of investments in forestry funds.
5.This asset class has been redefined to only include the value of buy-in/bulk annuities and therefore has been restated to exclude the value of liability-driven investments.
6.The fair value of plan assets includes employer-related investment exposure of £44 million (2023: £23 million; 2022: £32 million).
US pensions

| 2024 |  | 2023¹ |  | 2022¹
| Quoted | Unquoted | Total |  | Quoted | Unquoted | Total |  | Quoted | Unquoted | Total
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Equities | 99 | 1,224 | 1,323 |  | 154 | 1,346 | 1,500 |  | 272 | 1,904 | 2,176
Corporate bonds | 1,987 | 403 | 2,390 |  | 2,147 | 528 | 2,675 |  | 2,311 | 697 | 3,008
Government securities | 360 | 444 | 804 |  | 410 | 514 | 924 |  | 335 | 715 | 1,050
Property | — | 237 | 237 |  | — | 299 | 299 |  | — | 295 | 295
Diversified alternatives | 54 | 502 | 556 |  | 85 | 550 | 635 |  | 142 | 546 | 688
Cash and cash equivalents | 9 | — | 9 |  | 16 | — | 16 |  | 31 | — | 31
Other (including net current assets and liabilities) | 1 | — | 1 |  | 7 | 4 | 11 |  | 12 | 3 | 15
| 2,510 | 2,810 | 5,320 |  | 2,819 | 3,241 | 6,060 |  | 3,103 | 4,160 | 7,263

1.Comparative amounts have been represented to reflect the reclassification of infrastructure assets following an internal asset categorisation review.
US other post-retirement benefits

| 2024 |  | 2023 |  | 2022
| Quoted | Unquoted | Total |  | Quoted | Unquoted | Total |  | Quoted | Unquoted | Total
| £m | £m | £m |  | £m | £m | £m |  | £m | £m | £m
Equities | 37 | 524 | 561 |  | 74 | 510 | 584 |  | 185 | 1,013 | 1,198
Corporate bonds | 1,351 | 46 | 1,397 |  | 1,332 | 2 | 1,334 |  | 723 | 2 | 725
Government securities | 410 | 1 | 411 |  | 431 | 2 | 433 |  | 511 | 2 | 513
Diversified alternatives | 92 | 9 | 101 |  | 100 | 9 | 109 |  | 144 | 120 | 264
Other 1 | — | 161 | 161 |  | 1 | 147 | 148 |  | — | 185 | 185
| 1,890 | 741 | 2,631 |  | 1,938 | 670 | 2,608 |  | 1,563 | 1,322 | 2,885

1.Other primarily comprises insurance contracts.
Main defined benefit risks
National Grid underwrites the financial and demographic risks associated with the Group’s DB plans. Although the governing bodies have sole
responsibility for setting investment strategies and managing risks, National Grid closely works with and supports the governing bodies of each plan,
to assist them in mitigating the risks associated with their plans and to ensure that the plans are funded to meet their obligations.

| Financial Statements

| 183 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

25. Pensions and other post-retirement benefits continued
Main defined benefit risks continued
The most significant risks associated with the DB plans are as follows:

Main risks | Description and mitigation
Investment risk | The plans invest in a variety of asset classes, with actual returns likely to differ from the underlying discount rate adopted, impacting on the funding position of the plan through the net balance sheet asset or liability. Each plan seeks to balance the level of investment return required with the risk that it can afford to take, to design the most appropriate investment portfolio.
Changes in bond yields | Liabilities will fluctuate as yields change. Volatility of the net balance sheet asset or liability is controlled through liability- matching strategies. The investment strategies allow for the use of synthetic as well as physical assets to be used to hedge interest rate risk.
Inflation risk | Changes in inflation will affect current and future pensions but are partially mitigated through investing in inflation-matching assets and hedging instruments as well as bulk annuity buy-in policies. The investment strategies allow for the use of synthetic as well as physical assets to be used to hedge inflation risk.
Member longevity | Improvements in life expectancy will lead to pension payments being paid for longer than expected and benefits ultimately being more expensive. This risk has been partly mitigated by scheme investment transactions including a longevity insurance contract (longevity swap) for NGEG of ESPS and two buy-in policies for Section A of NGUKPS.
Counterparty risk | This is managed by having a diverse range of counterparties and through having a strong collateralisation process (including for the longevity swap held by NGEG of ESPS). Measurement and management of counterparty risk is delegated to the relevant investment managers. For our bulk annuity policies, various termination provisions were introduced in the contracts, managing our exposure to counterparty risk. The insurers’ operational performance and financial strength are monitored on a regular basis.
Default risk | Debt investments are predominantly made in regulated markets in assets considered to be of investment grade. Where investments are made either in non-investment grade assets or outside of regulated markets, investment levels are kept to prudent levels and subject to agreed ranges, to control the risk.
Liquidity risk | The pension plans hold sufficient cash to meet benefit requirements, with other investments being held in liquid or realisable assets to meet unexpected cash flow requirements. These could include collateral calls relating to the plans’ liability- matching assets which could result from extreme market movements. Should the plans not have sufficient liquidity to meet cash flow requirements, they could be forced to take sub-optimal investment decisions such as selling assets at a reduced price. The plans do not borrow money, or act as guarantor, to provide liquidity to other parties (unless it is temporary).
Currency risk | Fluctuations in the value of foreign denominated assets due to exposure to currency exchange rates are managed through currency hedging overlay and currency hedging carried out by some of the investment managers.

In June 2023, the UK High Court issued a ruling in the case of Virgin Media Limited versus NTL Pension Trustees II Limited and others relating to the
validity of certain historical pension changes. This case may have implications for other defined benefit schemes in the UK, although it is subject to
possible appeal in 2024. The Group has performed an initial review of past significant changes made to its pension arrangements. Based on this
initial review, there is no financial impact from the ruling of the case, although the Group will monitor the impact of future developments.
Investment strategies
The Trustees and RPC, after taking advice from professional investment advisors and in consultation with National Grid, set their key principles,
including expected returns, risk and liquidity requirements. They formulate an investment strategy to manage risk through diversification, taking into
account expected contributions, maturity of the pension liabilities and, in the UK, the strength of the covenant. These strategies allocate investments
between return-seeking assets such as equities and property, and liability-matching assets such as buy-in policies, government securities and
corporate bonds which are intended to protect the funding position.
The approximate investment allocations for our plans at 31 March 2024 are as follows:

| UK pensions | US pensions | US other post- retirement benefits
| % | % | %
Return-seeking assets | 22 | 40 | 31
Liability-matching assets | 78 | 60 | 69

The governing bodies generally delegate responsibility for the selection of specific bonds, securities and other investments to appointed investment
managers, who are selected based on the required skills, expertise in those markets, process and financial security to manage the investments.
Their performance is regularly reviewed against measurable objectives, consistent with each pension plan’s long-term objectives and accepted
risk levels.
In the UK, each of our pension plans has Responsible Investment (RI) Policies, which consider ESG factors and generally incorporate the six
UN‑backed Principles for Responsible Investment (UNPRI). While each Trustee board understands its fiduciary responsibility to maximise return
on investments based on an appropriate level of risk, they each also recognise that ESG factors can be material to financial outcomes and can have
a potential impact on the quality and sustainability of long-term investment returns. The principal defined contribution arrangement in the UK embeds
ESG factors in the investment options offered to members. As well as offering a range of self‑select ethical funds, it directly incorporates its Climate
Impact Pledge into the default investment option, which acts to align the fund to a carbon net zero future.
Whilst in the US there is no regulatory requirement to have ESG-specific principles embedded in investment policies, our investment managers
often utilise ESG principles to inform their decision-making process.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 184 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

26. Provisions

Provisions are recognised where a legal or constructive obligation exists at the reporting date, as a result of a past event, where the outflow of economic benefit is probable and where the amount of the obligation can be reliably estimated.

Provisions are recognised for the costs of environmental remediation; decommissioning costs for certain assets that we are required to remove
at the end of their useful economic lives; restructuring costs; and for certain other situations where the above thresholds are met.
Long-term provisions are measured based on management’s best estimates of the likely cash flows, discounted at an appropriate discount rate.
The unwinding of the discount is included within the income statement within finance costs. Short-term provisions are measured at the expected
cash outflow and are not discounted.

| Environmental £m | Decommissioning £m | Other £m | Total provisions £m
At 1 April 2022 | 1,877 | 258 | 404 | 2,539
Exchange adjustments | 114 | 5 | 12 | 131
Additions | 142 | 91 | 222 | 455
Unused amounts reversed | (38) | (10) | (14) | (62)
Adjustment for change in discount rate¹ | (176) | (48) | — | (224)
Unwinding of discount | 72 | 10 | 6 | 88
Utilised | (100) | (9) | (176) | (285)
At 31 March 2023 | 1,891 | 297 | 454 | 2,642
Exchange adjustments | (37) | (2) | (8) | (47)
Additions² | 600 | 34 | 138 | 772
Unused amounts reversed | (18) | (7) | (100) | (125)
Adjustment for change in discount rate | 4 | 29 | — | 33
Unwinding of discount | 85 | 11 | 6 | 102
Utilised | (107) | (9) | (149) | (265)
Reclassification to held for sale (note 10) | — | — | (3) | (3)
At 31 March 2024 | 2,418 | 353 | 338 | 3,109

| 2024 |  | 2023
| £m |  | £m
Current | 298 |  | 288
Non-current | 2,811 |  | 2,354
| 3,109 |  | 2,642

1.In the prior year, environmental provisions in the US and the UK decreased by £176 million as a result of the change in the real discount rate from 0.5% to 1.5%. The impact of the
change in discount rate to the decommissioning provisions was recognised against the carrying amount of property, plant and equipment (see note 13).
2.Included within additions is a £496 million increase in provision related to changes in the scope of work required on the Group’s clean-up operations on the Gowanus Canal and nearby
legacy MGP sites in Brooklyn, New York. These arose from remediation design changes as communicated in the year by US environmental agencies.

| Financial Statements

| 185 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

26. Provisions continued
Environmental provisions
We recognise environmental provisions for the estimated restoration and remediation costs relating to a number of sites owned and managed by
subsidiary undertakings, together with certain US sites that National Grid no longer owns. The environmental provision is as follows:

| 2024 |  | 2023
| Discounted £m |  | Real undiscounted £m |  | Real discount rate |  | Discounted £m |  | Real undiscounted £m |  | Real discount rate
UK sites | 108 |  | 118 |  | 1.0% |  | 123 |  | 138 |  | 1.5%
US sites | 2,310 |  | 2,579 |  | 1.5% |  | 1,768 |  | 2,006 |  | 1.5%
| 2,418 |  | 2,697 |  |  |  | 1,891 |  | 2,144 |  |

Remediation expenditure in the US is expected to be incurred until 2071, of which the majority relates to three Superfund sites (being sites where
hazardous substances are present as a result of the historical operations of manufacturing gas plants previously owned or operated by the Group
or its predecessor companies in Brooklyn, New York). The weighted average duration of the forecasted cash flows is 10 years. Under the terms of
our rate plans, we are entitled to recovery of environmental clean-up costs from rate payers.
Remediation expenditure in the UK relates to old gas manufacturing sites and also to electricity transmission sites. Cash flows are expected to be
incurred until 2070.
The real undiscounted amount is management’s best estimate of the actual cash flows that will be required. The provisions are calculated based on
these cash flows discounted at the appropriate real discount rate for the jurisdiction, which is determined using the relevant government bond yield
curve and the weighted average life of the provisions.
Numerous estimation uncertainties affect the calculation of these provisions, including the impact of and possibility of changes to regulatory
requirements, the accuracy of site surveys, unexpected contaminants, the scope of remediation work, transportation costs, the impact of
alternative technologies, the expected timing, cost and duration of cash flows, and changes in the real discount rate. These provisions incorporate
our best estimate of the financial effect of these uncertainties, but future changes in any of the assumptions could materially impact the calculation
of the provision.
Changes in the provision arising from revised estimates, discount rates or changes in the expected timing of expenditure are recognised in the
income statement. A sensitivity of the impact of changes to the US environmental provision real discount rate and changes in estimated future cash
flows is shown in note 35. The facts and circumstances relating to particular cases are evaluated regularly in determining whether an environmental
provision should be revised (see note 30).
Decommissioning provisions
We recognise provisions for decommissioning costs for various assets we are required to remove at the end of their lives, including the safe removal
of asbestos for certain of our generation units and the restoration of seabeds in respect of our interconnectors. Provisions to decommission
significant portions of our regulated transmission and distribution assets are not recognised where no legal obligations exist and where a realistic
alternative exists to incurring costs to decommission the assets at the end of their lives.
An initial estimate of decommissioning costs attributable to property, plant and equipment is recorded as part of the cost of the related property,
plant and equipment. Changes in the provision arising from revised estimates, discount rates or changes in the expected timing of expenditure that
relates to property, plant and equipment are recorded as adjustments to their carrying value and depreciated prospectively over their remaining
estimated useful economic lives. Expenditure is expected to be incurred until 2108.
Other provisions
Included within other provisions at 31 March 2024 are the following amounts:
•£170 million (2023: £182 million) of estimated liabilities in respect of past events insured by subsidiary undertakings and policy excesses incurred
by operating companies. Estimates are based on experience from previous years. We expect that cash flows will be incurred until 2040; and
•£76 million (2023: £108 million) of estimated liabilities in respect of interconnector excess revenues which will be repayable in future reporting
periods in accordance with the cap and floor regime agreed with Ofgem (see note 3). These estimates are based on the respective
interconnectors’ performance against their cumulative caps and cash outflows will be required to settle these liabilities by the financial year
ending 31 March 2028.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 186 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

27. Share capital

Ordinary share capital represents the total number of shares issued which are publicly traded. We also disclose the number of treasury shares the Company holds, which are shares that the Company has bought itself, predominantly to actively manage scrip issuances and settle employee share option and reward plan liabilities.

Share capital is accounted for as an equity instrument. An equity instrument is any contract that includes a residual interest in the consolidated
assets of the Company after deducting all its liabilities and is recorded at the proceeds received, net of direct issue costs, with an amount equal
to the nominal amount of the shares issued included in the share capital account and the balance recorded in the share premium account.

| Allotted, called-up and fully paid
| Shares million | Nominal value £m
At 1 April 2022 | 3,904 | 485
Issued during the year in lieu of dividends 1 | 26 | 3
At 31 March 2023 | 3,930 | 488
Issued during the year in lieu of dividends 1 | 37 | 5
At 31 March 2024 | 3,967 | 493

1.The issue of shares under the scrip dividend programme is considered to be a bonus issue under the terms of the Companies Act 2006, and the nominal value of the shares is charged
to the share premium account.
The share capital of the Company consists of ordinary shares of 12 204⁄473 pence nominal value each including ADSs. The ordinary shares and ADSs
(each of which represents five ordinary shares) allow holders to receive dividends and vote at general meetings of the Company. The Company holds
treasury shares but may not exercise any rights over these shares, including the entitlement to vote or receive dividends. There are no restrictions on
the transfer or sale of ordinary shares.
In line with the provisions of the Companies Act 2006, the Company has amended its Articles of Association and ceased to have authorised
share capital.
The Company conducts a share forfeiture programme following the completion of a tracing and notification exercise to any shareholders who
have not had contact with the Company over the past 12 years, in accordance with the provisions set out in the Company’s Articles of Association.
Under the share forfeiture programme, the shares and dividends associated with shares of untraced members have been forfeited, with the resulting
proceeds transferred to the Company to use in line with the Company’s strategy in relation to corporate responsibility. During the financial year,
the Company received £2 million (2023: £5 million) of proceeds from the sale of untraced shares and derecognised £5 million (2023: £5 million)
of liabilities related to unclaimed dividends, which are reflected in share premium and the income statement respectively.
Treasury shares
At 31 March 2024, the Company held 247 million (2023: 254 million) of its own shares. The market value of these shares as at 31 March 2024
was £2,637 million (2023: £2,783 million).
For the benefit of employees and in connection with the operation of the Company’s various share plans, the Company made the following
transactions in respect of its own shares during the year ended 31 March 2024:
i.National Grid settles share awards under its Long-Term Incentive Plan and the Save As You Earn scheme, by the transfer of treasury shares to its
employee share trusts. During the year, 4 million (2023: 3 million) treasury shares were gifted to National Grid Employee Share Trusts and 3 million
(2023: 2 million) treasury shares were reissued in relation to employee share schemes, in total representing 0.2% (2023: 0.1%) of the ordinary
shares in issue as at 31 March 2024. The nominal value of these shares was £1 million (2023: £1 million) and the total proceeds received were
£21 million (2023: £16 million).
ii.During the year, the Company made payments totalling £6 million (2023: £4 million) to National Grid Employee Share Trusts to enable the
Trustees to make purchases of National Grid plc shares to settle share awards in relation to all employee share plans and discretionary reward
plans. The cost of such purchases is deducted from retained earnings in the period that the transaction occurs.
The maximum number of ordinary shares held in Treasury during the year was 254 million (2023: 259 million), representing 6.4% (2023: 6.6%)
of the ordinary shares in issue as at 31 March 2024 and having a nominal value of £32 million (2023: £32 million).

| Financial Statements

| 187 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

28. Other equity reserves

Other equity reserves are different categories of equity as required by accounting standards and represent the impact of a number of our historical transactions or fair value movements on certain financial instruments that the Company holds.

Other equity reserves comprise the translation reserve (see note 1 C), cash flow hedge reserve and the cost of hedging reserve (see note 32), debt
instruments at fair value through other comprehensive income reserve (FVOCI debt) and equity investments at fair value through other comprehensive
income reserve (FVOCI equity) (see note 15), the capital redemption reserve and the merger reserve.
The merger reserve arose as a result of the application of merger accounting principles under the then prevailing UK GAAP, which under IFRS 1 was
retained for mergers that occurred prior to the IFRS transition date. Under merger accounting principles, the difference between the carrying amount
of the capital structure of the acquiring vehicle and that of the acquired business was treated as a merger difference and included within reserves.
The merger reserve represents the difference between the carrying value of subsidiary undertaking investments and their respective capital structures
following the Lattice demerger from BG Group plc and the 1999 Lattice refinancing.
The cash flow hedge reserve will amortise as the committed future cash flows from borrowings are paid or capitalised in fixed assets (as described
in note 32). See note 15 for further detail on FVOCI debt and FVOCI equity reserves; and note 32 in respect of cost of hedging reserve.
As the amounts included in other equity reserves are not attributable to any of the other classes of equity presented, they have been disclosed
as a separate classification of equity.

| Translation £m | Cash flow hedge £m | Cost of hedging £m | FVOCI equity £m | FVOCI debt £m | Own credit £m | Capital redemption £m | Merger £m | Total £m
At 1 April 2021 | (35) | (48) | (28) | 51 | 111 | 1 | 19 | (5,165) | (5,094)
Exchange adjustments 1 | 629 | — | — | — | — | — | — | — | 629
Net losses taken to equity 2 | — | (96) | (2) | (70) | (11) | (1) | — | — | (180)
Share of net gains of associates taken to equity | — | 1 | — | — | — | — | — | — | 1
Transferred to profit or loss | — | 40 | (1) | — | — | — | — | — | 39
Net losses in respect of cash flow hedging of capital expenditure | — | (1) | — | — | — | — | — | — | (1)
Tax | — | 11 | 2 | 19 | 3 | — | — | — | 35
Cash flow hedges transferred to the statement of financial position, net of tax | — | 8 | — | — | — | — | — | — | 8
At 1 April 2022 | 594 | (85) | (29) | — | 103 | — | 19 | (5,165) | (4,563)
Exchange adjustments 1 | 882 | — | — | — | — | — | — | — | 882
Exchange differences reclassified to the consolidated income statement on disposal | (170) | — | — | — | — | — | — | — | (170)
Net gains/(losses) taken to equity | — | 142 | (12) | — | (25) | — | — | — | 105
Share of net gains of associates taken to equity | — | 1 | — | — | — | — | — | — | 1
Transferred to profit or loss | — | (136) | — | — | — | — | — | — | (136)
Net gains in respect of cash flow hedging of capital expenditure | — | 10 | — | — | — | — | — | — | 10
Tax | — | 2 | 3 | — | 1 | — | — | — | 6
Cash flow hedges transferred to the statement of financial position, net of tax | — | 5 | — | — | — | — | — | — | 5
At 1 April 2023 | 1,306 | (61) | (38) | — | 79 | — | 19 | (5,165) | (3,860)
Exchange adjustments¹ | (335) | — | — | — | — | — | — | — | (335)
Net gains/(losses) taken to equity | — | 16 | 37 | — | 34 | — | — | — | 87
Transferred to profit or loss | — | 224 | (11) | — | — | — | — | — | 213
Net losses in respect of cash flow hedging of capital expenditure | — | (37) | — | — | — | — | — | — | (37)
Tax | — | (50) | (6) | — | (4) | — | — | — | (60)
Cash flow hedges transferred to the statement of financial position, net of tax | — | 2 | — | — | — | — | — | — | 2
At 31 March 2024 | 971 | 94 | (18) | — | 109 | — | 19 | (5,165) | (3,990)

1.The exchange adjustments recorded in the translation reserve comprise a loss of £397 million (2023: gain of £1,080 million; 2022: gain of £754 million) relating to the translation of
foreign operations, offset by a gain of £62 million (2023: loss of £198 million; 2022: loss of £125 million) relating to borrowings, cross-currency swaps and foreign exchange forward
contracts used to hedge the net investment in non-sterling denominated subsidiaries.
2.In the year ended 31 March 2022, the Group disposed of its equity instruments related to shares held as part of a portfolio of financial instruments which back some long‑term employee
liabilities. The equity instruments were previously measured at FVOCI and, prior to the disposal, the Group recognised a gain of £12 million. The accumulated gain of £82 million
recognised in other comprehensive income in the year ended 31 March 2022 was transferred to retained earnings on disposal.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 188 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

29. Net debt

We define net debt as the amount of borrowings and financing derivatives less cash and current financial investments.

(a) Composition of net debt
Net debt is comprised as follows:

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Cash and cash equivalents (see note 20) | 559 | 163 | 204
Current financial investments (see note 15) | 3,699 | 2,605 | 3,145
Borrowings (see note 21) | (47,072) | (42,985) | (45,465)
Financing derivatives 1 (see note 17) | (793) | (756) | (693)
| (43,607) | (40,973) | (42,809)

1.The financing derivatives balance included in net debt excludes the commodity derivatives (see note 17).
(b) Analysis of changes in net debt

| Notes | Borrowings £m | Financing derivatives used to hedge debt £m | Total liabilities from financing activities £m | Cash and cash equivalents £m | Financial investments £m | Other financing derivatives £m | Total 1 £m
At 1 April 2023 |  | (42,985) | (793) | (43,778) | 163 | 2,605 | 37 | (40,973)
Net increase in cash and cash equivalents |  | — | — | — | 427 | — | — | 427
Included within financing cash flows: |  |  |  |  |  |  |  |
Proceeds received from loans |  | (5,563) | — | (5,563) | — | — | — | (5,563)
Repayment of loans |  | 1,701 | — | 1,701 | — | — | — | 1,701
Payments of lease liabilities |  | 118 | — | 118 | — | — | — | 118
Net movements in short-term borrowings |  | (544) | — | (544) | — | — | — | (544)
Cash inflows on derivatives |  | — | (86) | (86) | — | — | — | (86)
Cash outflows on derivatives |  | — | 58 | 58 | — | — | — | 58
Interest paid |  | 1,330 | 297 | 1,627 | — | — | — | 1,627
Non-net debt financing cash flows |  | (18) | — | (18) | — | — | — | (18)
Included within investing cash flows: |  |  |  |  |  |  |  |
Net movements in short-term financial investments |  | — | — | — | — | 1,141 | — | 1,141
Cash inflows on derivatives |  | — | — | — | — | — | (123) | (123)
Cash outflows on derivatives |  | — | — | — | — | — | — | —
Derivative cash flows included in capital expenditure |  | — | — | — | — | — | 5 | 5
Interest received |  | — | — | — | — | (148) | — | (148)
Derivative cash flows included in revenue |  | — | — | — | — | — | (11) | (11)
Fair value gains and losses |  | (69) | 40 | (29) | — | 4 | 60 | 35
Foreign exchange movements |  | 718 | — | 718 | (1) | (49) | — | 668
Interest (charges)/income | 6 | (1,564) | (284) | (1,848) | — | 152 | 7 | (1,689)
Other non-cash movements |  | (209) | 4 | (205) | — | — | (4) | (209)
Reclassification to held for sale 2 | 10 | 13 | — | 13 | (30) | (6) | — | (23)
At 31 March 2024 |  | (47,072) | (764) | (47,836) | 559 | 3,699 | (29) | (43,607)
Balances at 31 March 2024 comprise: |  |  |  |  |  |  |  |
Non-current assets |  | — | 310 | 310 | — | — | 5 | 315
Current assets |  | — | 1 | 1 | 559 | 3,699 | 17 | 4,276
Current liabilities |  | (4,859) | (231) | (5,090) | — | — | (18) | (5,108)
Non-current liabilities |  | (42,213) | (844) | (43,057) | — | — | (33) | (43,090)
|  | (47,072) | (764) | (47,836) | 559 | 3,699 | (29) | (43,607)

1.Includes accrued interest of £490 million.
2.Reclassification to held for sale represents the closing net debt position of the ESO (see note 10).

| Financial Statements

| 189 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

29. Net debt continued

| Notes | Borrowings £m | Financing derivatives used to hedge debt £m | Total liabilities from financing activities £m | Cash and cash equivalents 1 £m | Financial investments £m | Other financing derivatives £m | Total² £m
At 1 April 2022 |  | (45,465) | (750) | (46,215) | 204 | 3,145 | 57 | (42,809)
Net decrease in cash and cash equivalents |  | — | — | — | (48) | — | — | (48)
Included within financing cash flows: |  |  |  |  |  |  |  |
Proceeds received from loans |  | (11,908) | — | (11,908) | — | — | — | (11,908)
Repayment of loans |  | 15,260 | — | 15,260 | — | — | — | 15,260
Payments of lease liabilities |  | 155 | — | 155 | — | — | — | 155
Net movements in short-term borrowings |  | 511 | — | 511 | — | — | — | 511
Cash inflows on derivatives |  | — | (190) | (190) | — | — | — | (190)
Cash outflows on derivatives |  | — | 118 | 118 | — | — | — | 118
Interest paid |  | 1,277 | 153 | 1,430 | — | — |  | 1,430
Non-net debt financing cash flows |  | (27) | — | (27) | — | — | — | (27)
Included within investing cash flows: |  |  |  |  |  |  |  |
Net movements in short-term financial investments |  | — | — | — | — | (586) | — | (586)
Cash outflows on derivatives |  | — | — | — | — | — | 362 | 362
Derivative cash outflow in relation to capital expenditure |  | — | — | — | — | — | 12 | 12
Interest received |  | — | — | — | — | (65) |  | (65)
Fair value gains and losses |  | 367 | 46 | 413 | — | (18) | (394) | 1
Foreign exchange movements |  | (1,311) | — | (1,311) | 7 | 61 | — | (1,243)
Interest (charges)/income | 6 | (1,658) | (170) | (1,828) | — | 73 | — | (1,755)
Other non-cash movements |  | (283) | — | (283) | — | — | — | (283)
Reclassification to held for sale 3 |  | 97 | — | 97 | — | (5) | — | 92
At 31 March 2023 |  | (42,985) | (793) | (43,778) | 163 | 2,605 | 37 | (40,973)

1.Cash and cash equivalents at the start of year exclude the Group’s bank overdraft as at 1 April 2022 of £22 million.
2.Includes accrued interest of £401 million.
3.Reclassification to held for sale represented the disposal of NECO, which was not classified as a discontinued operation.

| Notes | Borrowings £m | Financing derivatives used to hedge debt £m | Total liabilities from financing activities £m | Cash and cash equivalents 1 £m | Financial investments £m | Other financing derivatives £m | Total² £m
At 1 April 2021 |  | (31,220) | 96 | (31,124) | 157 | 2,342 | 79 | (28,546)
Net increase in cash and cash equivalents |  | — | — | — | 9 | — | — | 9
Included within financing cash flows: |  |  |  |  |  |  |  |
Proceeds received from loans |  | (12,347) | — | (12,347) | — | — | — | (12,347)
Repayment of loans |  | 1,261 | — | 1,261 | — | — | — | 1,261
Payments of lease liabilities |  | 117 | — | 117 | — | — | — | 117
Net movements in short-term borrowings |  | 11 | — | 11 | — | — | — | 11
Cash inflows on derivatives |  | — | (20) | (20) | — | — | — | (20)
Cash outflows on derivatives |  | — | 114 | 114 | — | — | — | 114
Interest paid |  | 998 | 55 | 1,053 | — | — | — | 1,053
Non-net debt financing cash flows |  | (33) | — | (33) | — | — | — | (33)
Included within investing cash flows: |  |  |  |  |  |  |  |
Net movements in short-term financial investments |  | — | — | — | — | 781 | — | 781
Cash inflows on derivatives |  | — | — | — | — | — | (17) | (17)
Cash outflows on derivatives |  | — | — | — | — | — | 122 | 122
Derivative cash outflow in relation to capital expenditure |  | — | — | — | — | — | 8 | 8
Interest received |  | — | — | — | — | (40) | — | (40)
Fair value gains and losses |  | 286 | (472) | (186) | — | (12) | (132) | (330)
Foreign exchange movements |  | (652) | — | (652) | 5 | 53 | — | (594)
Interest (charges)/income | 6 | (1,177) | (54) | (1,231) | — | 54 | (5) | (1,182)
Other non-cash movements |  | 34 | — | 34 | — | (15) | — | 19
Acquisition of NGED |  | (8,286) | 26 | (8,260) | 44 | 69 | — | (8,147)
Reclassification to held for sale 3 |  | 5,543 | (495) | 5,048 | (11) | (87) | 2 | 4,952
At 31 March 2022 |  | (45,465) | (750) | (46,215) | 204 | 3,145 | 57 | (42,809)

1.Cash and cash equivalents at the end of year exclude the Group’s bank overdraft as at 31 March 2022 of £22 million.
2.Includes accrued interest of £351 million.
3.Reclassification to held for sale represented the opening net debt position of the UK Gas Transmission business.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 190 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

30. Commitments and contingencies

Commitments are those amounts that we are contractually required to pay in the future as long as the other party meets its obligations. These commitments primarily relate to energy purchase agreements and contracts for the purchase of assets which, in many cases, extend over a long period of time. We also disclose any contingencies, which include guarantees that companies have given, where we pledge assets against current obligations that will remain for a specific period. Contingent assets are disclosed where the Group concludes that an inflow of economic benefits is probable.

| 2024 | 2023
| £m | £m
Future capital expenditure |  |
Contracted for but not provided | 3,329 | 3,035
Energy purchase commitments 1 |  |
Less than 1 year | 1,244 | 1,391
In 1 to 2 years | 982 | 985
In 2 to 3 years | 1,062 | 1,057
In 3 to 4 years | 941 | 912
In 4 to 5 years | 866 | 929
More than 5 years | 9,080 | 13,920
| 14,175 | 19,194
Guarantees |  |
Guarantee of subleases for US properties (expire up to 2040) | 67 | 219
Guarantees of certain obligations of Eastern Green Link Joint Operations (various expiry dates) | 2,465 | —
Guarantees of certain obligations of Grain LNG (expire up to 2025) | 32 | 32
Guarantees of certain obligations of National Grid North Sea Link Limited (various expiry dates) | 271 | 281
Guarantees of certain obligations of St William Homes LLP (various expiry dates) | 44 | 44
Guarantees of certain obligations of National Grid IFA 2 Limited (expected expiry 2024) | 121 | 144
Guarantees of certain obligations of National Grid Viking Link Limited (expected expiry 2024) | 243 | 1,185
Other guarantees and letters of credit (various expiry dates) | 123 | 321
| 3,366 | 2,226

1.Energy purchase commitments relate to contractual commitments to purchase electricity or gas that are used to satisfy physical delivery requirements to our customers or for energy
that we use ourselves (i.e. normal purchase, sale or usage) and hence are accounted for as ordinary purchase contracts (see note 32(f)). Details of commodity contract derivatives that
do not meet the normal purchase, sale or usage criteria, and hence are accounted for as derivative contracts, are shown in note 17(b).
Through the ordinary course of our operations, we are party to various litigation, claims and investigations. We do not expect the ultimate resolution
of any of these proceedings to have a material adverse effect on our results of operations, cash flows or financial position.
Contingent liabilities
The Group is subject to national and local laws governing the clean-up of sites used previously in its operations. These laws and associated
regulations require the Group to take future actions to remediate the effects on the environment of the release of chemicals and other substances.
Such contingencies may exist for various sites, including manufacturing gas plants, power stations and water courses that were impacted by those
activities. The ultimate costs of these clean-ups involve estimation uncertainty as work may be impacted by changing regulations and additional work
may be required once sites have been fully surveyed. The estimated clean-up costs have been provided for in note 26 based upon management’s
best estimate of the likely future cash flows. Whilst the amounts of future possible costs that are not provided for could be material to the Group’s
results in the period when they are recognised, it is not possible to reliably estimate the amounts involved at this time. As environmental remediation
costs are recoverable through the Group’s rate-setting processes, the Group does not expect these costs to have a material impact on its liquidity.

| Financial Statements

| 191 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

31. Related party transactions

Related parties include joint ventures, associates, investments and key management personnel.

The following significant transactions with related parties were in the normal course of business. Amounts receivable from and payable to related
parties are due on normal commercial terms.

| 2024 | 2023 | 2022
| £m | £m | £m
Sales: Goods and services supplied to a pension plan | — | — | 3
Sales: Goods and services supplied to joint ventures 1 | 221 | 100 | 284
Sales: Goods and services supplied to associates | 1 | 1 | —
Sales: Goods and services supplied to subsidiary of an associate 1 | 70 | 6 | —
Purchases: Goods and services received from joint ventures 2 | 6 | — | 19
Purchases: Goods and services received from associates 2 | 4 | 31 | 41
Purchases: Goods and services received from subsidiaries of an associate | 1 | — | —
Receivables from joint ventures 3 | 80 | 58 | 43
Receivables from associates | — | — | 1
Receivables from subsidiaries of an associate | 8 | 8 | —
Payables to joint ventures 4 | — | 19 | 247
Payables to associates | 1 | 1 | 4
Dividends received from joint ventures 5 | 152 | 150 | 123
Dividends received from associates 6 | 117 | 32 | 35

1.During the year, £126 million of sales were made to Emerald Energy Venture LLC (2023: £76 million; 2022: £74 million), £71 million (2023: £nil; 2022: £nil) of sales were made to Nemo
Link Limited and £70 million (2023: £nil) of sales were made to National Gas Transmission Plc after becoming a related party to the Group from 31 January 2023 following the sale of the
UK Gas Transmission business. In the year ended 31 March 2022, £202 million of property sites were sold to St William Homes LLP prior to the Group’s disposal.
2.During the prior year, the Group received goods and services from a number of US associates, both for the transportation of gas and for pipeline services in the US, most notably
£22 million (2022: £38 million) of purchases were made from Millennium Pipeline Company LLC in the period up until disposal on 7 October 2022. In the year ended 31 March 2022,
the Group purchased assets of £18 million from BritNed Development Limited.
3.Amounts receivable from joint ventures include £77 million (2023: £55 million; 2022: £33 million) from Emerald Energy Venture LLC.
4.Amounts payable to joint ventures in the year ended 31 March 2022 included £223 million due to Community Offshore Wind, LLC, NGV’s joint venture with RWE Renewables, in respect
of a capital call to NGV following the successful auction of six seabed leases in New York. This was settled in the year ended 31 March 2023.
5.Includes dividends of £116 million (2023: £84 million; 2022: £39 million) received from BritNed Development Limited and £17 million (2023: £47 million; 2022: £77 million) from
Nemo Link Limited.
6.Includes dividends received in the year of £102 million from GasT TopCo Limited (see note 10) and £12 million (2023: £12 million; 2022: £2 million) from New York Transco LLC. During
the prior year, £16 million (2022: £34 million) was received from Millennium Pipeline Company LLC in the period up until disposal on 7 October 2022.
Details of investments in principal subsidiary undertakings, joint ventures and associates are disclosed in note 34, and information relating to pension
fund arrangements is disclosed in note 25. For details of Directors’ and key management remuneration, refer to note 4(c).
32. Financial risk management

Our activities expose us to a variety of financial risks, including credit risk, liquidity risk, capital risk, currency risk, interest rate risk, inflation risk and commodity price risk. Our risk management programme focuses on the unpredictability of financial markets and seeks to minimise potential volatility of financial performance from these risks. We use financial instruments, including derivative financial instruments, to manage these risks.

Risk management related to financing activities is carried out by a central treasury department under policies approved by the Finance Committee
of the Board. The objective of the treasury department is to manage funding and liquidity requirements, including managing associated financial risks,
to within acceptable boundaries. The Finance Committee provides written principles for overall risk management and written policies covering the
following specific areas: foreign exchange risk, interest rate risk, credit risk, liquidity risk, use of derivative financial instruments and non-derivative
financial instruments, and investment of excess liquidity. The Finance Committee has delegated authority to administer the commodity price risk
policy and credit policy for US‑based commodity transactions to the Energy Procurement Risk Management Committee and the National Grid
USA Board of Directors.
We have exposure to the following risks, which are described in more detail below:
•credit risk;
•liquidity risk;
•currency risk;
•interest rate risk;
•commodity price risk;
•valuation risk; and
•capital risk.
Where appropriate, derivatives and other financial instruments used for hedging currency and interest rate risk exposures are formally designated
as fair value, cash flow or net investment hedges as defined in IFRS 9. Hedge accounting allows the timing of the profit or loss impact of qualifying
hedging instruments to be recognised in the same reporting period as the corresponding impact of hedged exposures. To qualify for hedge
accounting, documentation is prepared specifying the risk management objective and strategy, the component transactions and methodology
used for measurement of effectiveness.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 192 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
Hedge accounting relationships are designated in line with risk management activities further described below. The categories of hedging entered
into are as follows:
•currency risk arising from our forecast foreign currency transactions (capital expenditure or revenues) is designated in cash flow hedges;
•currency risk arising from our net investments in foreign operations is designated in net investment hedges; and
•currency and interest rate risk arising from borrowings are designated in cash flow or fair value hedges.
Critical terms of hedging instruments and hedged items are transacted to match on a 1:1 ratio by notional values. Hedge ineffectiveness can
nonetheless arise from inherent differences between derivatives and non-derivative instruments and other market factors, including credit,
correlations, supply and demand, and market volatilities. Ineffectiveness is recognised in the remeasurements component of finance income and
costs (see note 6). Hedge accounting is discontinued when a hedging relationship no longer qualifies for hedge accounting.
Certain hedging instrument components are treated separately as costs of hedging with the gains and losses deferred in a component of other equity
reserves and released systematically into profit or loss to correspond with the timing and impact of hedged exposures, or released in full to finance
costs upon an early discontinuation of a hedging relationship.
Refer to sections (c) currency risk and (d) interest rate risk below for further details on hedge accounting.
(a) Credit risk
We are exposed to the risk of loss resulting from counterparties’ default on their commitments, including failure to pay or make a delivery on a
contract. This risk is inherent in our commercial business activities. Exposure arises from derivative financial instruments, deposits with banks and
financial institutions, trade receivables and committed transactions with wholesale and retail customers.
Treasury credit risk
Counterparty risk arises from the investment of surplus funds and from the use of derivative financial instruments. As at 31 March 2024, the following
limits were in place for investments and derivative financial instruments held with banks and financial institutions:

| Maximum limit £m | Utilisation of maximum limit £m | Long-term limit £m | Utilisation of long-term limit £m
Triple ‘A’ G7 sovereign entities (AAA) | 2,818 | — | 2,114 | —
Triple ‘A’ vehicles (AAA) | 500 | 460 | — | —
Triple ‘A’ range institutions and non-G7 sovereign entities (AAA) | 2,562 | — | 1,922 | —
Double ‘A+’ G7 sovereign entities (AA+) | 2,562 | — | 1,922 | —
Double ‘A’ range institutions (AA) | 1,537 to 2,050 | 0 to 316 | 1,153 to 1,537 | 0 to 311
Single ‘A’ range institutions (A) | 512 to 1,025 | 0 to 542 | 384 to 769 | 0 to 376

The maximum limit applies to all transactions, including long-term transactions. The long-term limit applies to transactions which mature in
more than 12 months’ time.
As at 31 March 2024 and 2023, we had a number of exposures to individual counterparties. In accordance with our treasury policies, counterparty
credit exposure utilisations are monitored daily against the counterparty credit limits. Counterparty credit ratings and market conditions are reviewed
continually, with limits being revised and utilisation adjusted, if appropriate. Management does not expect any significant losses from non-
performance by these counterparties. Investments associated with insurance and employee benefit trusts, such as the investments held at FVOCI,
sit outside of treasury credit risk and are managed to individual mandates aligned to their regulated purpose.
Commodity credit risk
The credit policy for US-based commodity transactions is owned by the Finance Committee to the Board, which establishes controls and
procedures to determine, monitor and minimise the credit exposure to counterparties.
Wholesale and retail credit risk
Our principal commercial exposure in the UK is governed by the credit rules within the regulated code: Connection and Use of System Code. This
sets out the level of credit relative to the RAV for each credit rating. In the US, we are required to supply electricity and gas under state regulations.
Our policies and practices are designed to limit credit exposure by collecting security deposits prior to providing utility services, or after utility services
have commenced if certain applicable regulatory requirements are met. Collection activities are managed on a daily basis. Sales to retail customers
are usually settled in cash, cheques, electronic bank payments or by using major credit cards. We are committed to measuring, monitoring,
minimising and recording counterparty credit risk in our wholesale business. The utilisation of credit limits is regularly monitored, and collateral is
collected against these accounts when necessary.
In March 2020, the Group’s US distribution business temporarily ceased certain customer cash collection activities in response to regulatory
instructions and to changes in state-, federal- and city-level regulations and guidance, and actions to minimise risk to the Group’s employees as
a result of COVID-19. Customer termination activities also ceased in line with requests by relevant local authorities and this resulted in the recognition
of additional expected credit losses, although cash collection and customer termination activities have subsequently resumed in both New England
and New York. In the years ended 31 March 2024 and 2023, the Group’s US distribution business has also been supported by certain government
and state COVID-19 funding programmes, which has been factored into the assessment of expected credit losses for the year (see note 19 for
further details).

| Financial Statements

| 193 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(a) Credit risk continued
Offsetting financial assets and liabilities
The following tables set out our financial assets and liabilities which are subject to offset and to enforceable master netting arrangements or similar
agreements. The tables show the amounts which are offset and reported net in the statement of financial position. Amounts which cannot be offset
under IFRS, but which could be settled net under terms of master netting arrangements if certain conditions arise, and with collateral received or
pledged, are presented to show National Grid’s net exposure.
Financial assets and liabilities on different transactions would only be reported net in the balance sheet if the transactions were with the same
counterparty, a currently enforceable legal right of offset exists and the cash flows were intended to be settled on a net basis.
Amounts which do not meet the criteria for offsetting on the statement of financial position, but could be settled net in certain circumstances,
principally relate to derivative transactions under ISDA agreements, where each party has the option to settle amounts on a net basis in the event
of default of the other party.
Commodity contract derivatives that have not been offset on the balance sheet may be settled net in certain circumstances under ISDA or North
American Energy Standards Board (NAESB) agreements.
The Group has no offsetting arrangements in relation to bank account balances and bank overdrafts as at 31 March 2024 (2023: £nil).
The gross amounts offset for trade payables and receivables, which are subject to general terms and conditions, are insignificant.

|  |  |  |  | Related amounts available to be offset but not offset in statement of financial position |  |
At 31 March 2024 | Gross carrying amounts £m | Gross amounts offset £m | Net amount presented in statement of financial position £m |  | Financial instruments £m | Cash collateral received/ pledged £m |  | Net amount £m
Assets |  |  |  |  |  |  |  |
Financing derivatives | 333 | — | 333 |  | (246) | (28) |  | 59
Commodity contract derivatives | 35 | — | 35 |  | (27) | — |  | 8
| 368 | — | 368 |  | (273) | (28) |  | 67
Liabilities |  |  |  |  |  |  |  |
Financing derivatives | (1,126) | — | (1,126) |  | 246 | 441 |  | (439)
Commodity contract derivatives | (118) | — | (118) |  | 27 | 11 |  | (80)
| (1,244) | — | (1,244) |  | 273 | 452 |  | (519)
| (876) | — | (876) |  | — | 424 |  | (452)

|  |  |  |  | Related amounts available to be offset but not offset in statement of financial position |  |
At 31 March 2023 | Gross carrying amounts £m | Gross amounts offset £m | Net amount presented in statement of financial position £m |  | Financial instruments £m | Cash collateral received/ pledged £m |  | Net amount £m
Assets |  |  |  |  |  |  |  |
Financing derivatives | 363 | — | 363 |  | (204) | (76) |  | 83
Commodity contract derivatives | 66 | — | 66 |  | (28) | — |  | 38
| 429 | — | 429 |  | (232) | (76) |  | 121
Liabilities |  |  |  |  |  |  |  |
Financing derivatives | (1,119) | — | (1,119) |  | 204 | 681 |  | (234)
Commodity contract derivatives | (174) | — | (174) |  | 28 | 19 |  | (127)
| (1,293) | — | (1,293) |  | 232 | 700 |  | (361)
| (864) | — | (864) |  | — | 624 |  | (240)

Notes to the consolidated financial statements continued

| 194 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(b) Liquidity risk
Our policy is to determine our liquidity requirements by the use of both short-term and long-term cash flow forecasts. These forecasts are
supplemented by a financial headroom analysis which is used to assess funding requirements for at least a 24-month period and maintain
adequate liquidity for a continuous 12-month period.
We believe our contractual obligations, including those shown in commitments and contingencies in note 30, can be met from existing cash
and investments, operating cash flows and other financing that we reasonably expect to be able to secure in the future, together with the use
of committed facilities if required.
Our debt agreements and banking facilities contain covenants, including those relating to the periodic and timely provision of financial information
by the issuing entity, restrictions on disposals and financial covenants, such as restrictions on the level of subsidiary indebtedness. Failure to
comply with these covenants, or to obtain waivers of those requirements, could in some cases trigger a right, at the lender’s discretion, to require
repayment of some of our debt and may restrict our ability to draw upon our facilities or access the capital markets.
The following is a payment profile of our financial liabilities and derivatives:

At 31 March 2024 | Less than 1 year £m | 1 to 2 years £m | 2 to 3 years £m | More than 3 years £m | Total £m
Non-derivative financial liabilities |  |  |  |  |
Borrowings, excluding lease liabilities | (4,480) | (2,627) | (3,036) | (35,243) | (45,386)
Interest payments on borrowings 1 | (1,505) | (1,442) | (1,386) | (17,247) | (21,580)
Lease liabilities | (133) | (118) | (97) | (662) | (1,010)
Other non-interest-bearing liabilities | (3,715) | (458) | — | — | (4,173)
Contingent consideration | — | — | — | — | —
Derivative financial liabilities |  |  |  |  |
Financing derivatives – receipts 2 | 5,583 | 2,993 | 2,672 | 5,246 | 16,494
Financing derivatives – payments 2 | (6,068) | (3,496) | (2,909) | (5,756) | (18,229)
Commodity contract derivatives – receipts 2 | 8 | 3 | — | — | 11
Commodity contract derivatives – payments 2 | (79) | (24) | (7) | — | (110)
Derivative financial assets |  |  |  |  |
Financing derivatives – receipts 2 | 1,927 | 311 | 3,993 | 2,485 | 8,716
Financing derivatives – payments 2 | (1,884) | (312) | (3,935) | (2,305) | (8,436)
Commodity contract derivatives – receipts 2 | 23 | 8 | 1 | — | 32
Commodity contract derivatives – payments 2 | (9) | (5) | (1) | — | (15)
| (10,332) | (5,167) | (4,705) | (53,482) | (73,686)

At 31 March 2023 | Less than 1 year £m | 1 to 2 years £m | 2 to 3 years £m | More than 3 years £m | Total £m
Non-derivative financial liabilities |  |  |  |  |
Borrowings, excluding lease liabilities | (2,433) | (2,722) | (2,614) | (33,866) | (41,635)
Interest payments on borrowings 1 | (1,220) | (1,244) | (1,148) | (15,301) | (18,913)
Lease liabilities | (118) | (102) | (86) | (610) | (916)
Other non-interest-bearing liabilities | (4,232) | (416) | — | — | (4,648)
Contingent consideration | (19) | — | — | — | (19)
Derivative financial liabilities |  |  |  |  |
Financing derivatives – receipts 2 | 1,174 | 2,154 | 2,381 | 7,364 | 13,073
Financing derivatives – payments 2 | (1,461) | (2,483) | (2,705) | (8,335) | (14,984)
Commodity contract derivatives – receipts 2 | 11 | 9 | 1 | — | 21
Commodity contract derivatives – payments 2 | (126) | (35) | (11) | (1) | (173)
Derivative financial assets |  |  |  |  |
Financing derivatives – receipts 2 | 4,757 | 701 | 745 | 3,299 | 9,502
Financing derivatives – payments 2 | (4,679) | (676) | (719) | (3,183) | (9,257)
Commodity contract derivatives – receipts 2 | 48 | 11 | — | — | 59
Commodity contract derivatives – payments 2 | (11) | (6) | (3) | — | (20)
| (8,309) | (4,809) | (4,159) | (50,633) | (67,910)

1.The interest on borrowings is calculated based on borrowings held at 31 March without taking account of future issues. Floating rate interest is estimated using a forward interest rate
curve as at 31 March. Payments are included on the basis of the earliest date on which the Company can be required to settle.
2.The receipts and payments line items for derivatives comprise gross undiscounted future cash flows, after considering any contractual netting that applies within individual contracts.
Where cash receipts and payments within a derivative contract are settled net, and the amount to be received/(paid) exceeds the amount to be paid/(received), the net amount is
presented within derivative receipts/(payments).

| Financial Statements

| 195 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(c) Currency risk
National Grid operates internationally with mainly pound sterling as the functional currency for the UK companies and US dollar for the
US businesses. Currency risk arises from three major areas: funding activities, capital investment and related revenues, and holdings in foreign
operations. This risk is managed using financial instruments including derivatives as approved by policy, typically cross-currency interest rate swaps,
foreign exchange swaps and forwards.
Funding activities – our policy is to borrow in the most advantageous market available. Foreign currency funding gives rise to risk of volatility in the
amount of functional currency cash to be repaid. This risk is reduced by swapping principal and interest back into the functional currency of the
issuer. All foreign currency debt and transactions are hedged except where they provide a natural offset to assets elsewhere in the Group.
Capital investment and related revenues – capital projects often incur costs or generate revenues in a foreign currency, most often euro transactions
done by the UK business. Our policy for managing foreign exchange transaction risk is to hedge contractually committed foreign currency cash flows
over a prescribed minimum size, typically by buying euro forwards to hedge future expenditure and selling euro forwards to hedge future revenues.
For hedges of forecast cash flows our policy is to hedge a proportion of highly probable cash flows.
Holdings in foreign operations – we are exposed to fluctuations on the translation into pounds sterling of our foreign operations. The policy for
managing this translation risk is to issue foreign currency debt or to replicate foreign debt using derivatives that pay cash flows in the currency of
the foreign operation. The primary managed exposure arises from dollar denominated assets and liabilities held by our US operations, with a smaller
euro exposure in respect of joint venture investments.
D erivative financial instruments were used to manage foreign currency risk as follows:

| 2024 |  | 2023
| Sterling £m | Euro £m | Dollar £m | Other £m | Total £m |  | Sterling £m | Euro £m | Dollar £m | Other £m | Total £m
Cash and cash equivalents | 402 | — | 157 | — | 559 |  | 96 | 14 | 53 | — | 163
Financial investments | 1,514 | — | 2,185 | — | 3,699 |  | 1,031 | — | 1,574 | — | 2,605
Borrowings | (14,498) | (11,936) | (18,938) | (1,700) | (47,072) |  | (14,473) | (11,045) | (15,741) | (1,726) | (42,985)
Pre-derivative position | (12,582) | (11,936) | (16,596) | (1,700) | (42,814) |  | (13,346) | (11,031) | (14,114) | (1,726) | (40,217)
Derivative effect | (9,102) | 12,976 | (6,625) | 1,958 | (793) |  | (6,751) | 10,733 | (6,476) | 1,738 | (756)
Net debt position | (21,684) | 1,040 | (23,221) | 258 | (43,607) |  | (20,097) | (298) | (20,590) | 12 | (40,973)

The exposure to dollars largely relates to our net investment hedge activities and exposure to euros largely relates to hedges for our future
non‑sterling capital expenditure and associated revenues.
The currency exposure on other financial instruments is as follows:

| 2024 |  | 2023
| Sterling £m | Euro £m | Dollar £m | Other £m | Total £m |  | Sterling £m | Euro £m | Dollar £m | Other £m | Total £m
Trade and other receivables | 280 | — | 1,878 | — | 2,158 |  | 448 | — | 1,881 | — | 2,329
Trade and other payables | (1,330) | — | (2,385) | — | (3,715) |  | (1,624) | — | (2,629) | — | (4,253)
Other non-current liabilities | (169) | — | (289) | — | (458) |  | (147) | — | (269) | — | (416)

The carrying amounts of other financial instruments are denominated in the above currencies, which in most instances are the functional currency
of the respective subsidiaries. Our exposure to dollars is due to activities in our US subsidiaries. We do not have any other significant exposure to
currency risk on these balances.
Hedge accounting for currency risk
Where available, derivatives transacted for hedging are designated for hedge accounting. Economic offset is qualitatively determined because the
critical terms (currency and volume) of the hedging instrument match the hedged exposure. If a forecast transaction was no longer expected to
occur, the cumulative gain or loss previously reported in equity would be transferred to the income statement. This has not occurred in the current
or comparative years.
Cash flow hedging of currency risk of capital expenditure and revenue are designated as either hedging the exposure to movements in the spot
or forward translation risk. Gains and losses on hedging instruments arising from undesignated forward points and foreign currency basis spreads
are excluded from designation and are recognised immediately in profit or loss, along with any hedge ineffectiveness. On recognition of the
hedged purchase or sale in the financial statements, the associated hedge gains and losses, deferred in the cash flow hedge reserve in other
equity reserves, are transferred out of reserves and included with the recognition of the underlying transaction. Where a non-financial asset or
a non-financial liability results from a forecast transaction or firm commitment being hedged, the amounts deferred in reserves are included directly
in the initial measurement of that asset or liability.
Net investment hedging is also designated as hedging the exposure to movements in spot translation rates only: spot-related gains and losses
on hedging instruments are presented in the cumulative translation reserve within other equity reserves to offset gains or losses on translation of
the hedged balance sheet exposure. Any ineffectiveness is recognised immediately in the income statement. Amounts deferred in the cumulative
translation reserve with respect to net investment hedges are subsequently recognised in the income statement in the event of disposal of the
overseas operations concerned. Any remaining amounts deferred in the cost of hedging reserve are also released to the income statement.
Hedges of foreign currency funding are designated as cash flow hedges or fair value hedges of forward exchange risk (hedging both currency
and interest rate risk together, where applicable). Gains and losses arising from foreign currency basis spreads are excluded from designation
and are treated as a cost of hedging, deferred initially in other equity reserves and released into profit or loss over the life of the hedging
relationship. Hedge accounting for funding is described further in the interest rate risk section that follows.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 196 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(d) Interest rate risk
National Grid’s interest rate risk arises from our long-term borrowings. Our interest rate risk management policy is to seek to minimise total financing
costs (being interest costs and changes in the market value of debt). Hedging instruments principally consist of interest rate and cross-currency
swaps that are used to translate foreign currency debt into functional currency and to adjust the proportion of fixed rate and floating rate in the
borrowings portfolio to within a range set by the Finance Committee of the Board. The benchmark interest rates hedged are currently based on
Secured Overnight Financing Rate (SOFR) for USD and Sterling Overnight Index Average (SONIA) for GBP.
We also consider inflation risk and hold some inflation-linked borrowings. We believe that these provide a partial economic offset to the inflation
risk associated with our UK inflation-linked revenues.
The table in note 21 sets out the carrying amount, by contractual maturity, of borrowings that are exposed to interest rate risk before taking into
account interest rate swaps.
N et debt was managed using derivative financial instruments to hedge interest rate risk as follows:

| 2024 |  | 2023
| Fixed rate £m | Floating rate £m | Inflation linked £m | Other 1 £m | Total £m |  | Fixed rate £m | Floating rate £m | Inflation linked £m | Other 1 £m | Total £m
Cash and cash equivalents | 157 | 402 | — | — | 559 |  | 53 | 110 | — | — | 163
Financial investments | — | 3,640 | — | 59 | 3,699 |  | — | 2,569 | — | 36 | 2,605
Borrowings | (39,948) | (2,378) | (4,746) | — | (47,072) |  | (36,631) | (1,744) | (4,610) | — | (42,985)
Pre-derivative position | (39,791) | 1,664 | (4,746) | 59 | (42,814) |  | (36,578) | 935 | (4,610) | 36 | (40,217)
Derivative effect | 5,034 | (5,763) | (64) | — | (793) |  | 4,213 | (4,869) | (100) | — | (756)
Net debt position | (34,757) | (4,099) | (4,810) | 59 | (43,607) |  | (32,365) | (3,934) | (4,710) | 36 | (40,973)

1.Represents financial instruments which are not directly affected by interest rate risk, such as investments in equity or other similar financial instruments.
Hedge accounting for interest rate risk
Borrowings paying variable or floating rates expose National Grid to cash flow interest rate risk, partially offset by cash held at variable rates. Where
a hedging instrument results in paying a fixed rate, it is designated as a cash flow hedge because it has reduced the cash flow volatility of the hedged
borrowing. Changes in the fair value of the derivative are initially recognised in other comprehensive income as gains or losses in the cash flow hedge
reserve, with any ineffective portion recognised immediately in the income statement.
Borrowings paying fixed rates expose National Grid to fair value interest rate risk. Where the hedging instrument pays a floating rate, it is designated
as a fair value hedge because it has reduced the fair value volatility of the borrowing. Changes in the fair value of the derivative and changes in the fair
value of the hedged item in relation to the risk being hedged are both adjusted on the balance sheet and offset in the income statement to the extent
the fair value hedge is effective, with the residual difference remaining as ineffectiveness.
Both types of hedges are designated as hedging the currency and interest rate risk arising from changes in forward points. Amounts accumulated in
the cash flow hedge reserve (cash flow hedges only) and the deferred cost of hedging reserve (both cash flow and fair value hedges) are reclassified
from reserves to the income statement on a systematic basis as hedged interest expense is recognised. Adjustments made to the carrying value of
hedged items in fair value hedges are similarly released to the income statement to match the timing of the hedged interest expense.
When hedge accounting is discontinued, any remaining cumulative hedge accounting balances continue to be released to the income statement
to match the impact of outstanding hedged items. Any remaining amounts deferred in the cost of hedging reserve are released immediately to the
income statement as finance costs.

| Financial Statements

| 197 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(e) Hedge accounting
In accordance with the requirements of IFRS 7, certain additional information about hedge accounting is disaggregated by risk type and hedge
designation type in the tables below:

Year ended 31 March 2024 | Fair value hedges of foreign currency and/or interest rate risk £m | Cash flow hedges of foreign currency and/or interest rate risk £m | Cash flow hedges of foreign currency risk £m | Net investment hedges £m
Consolidated statement of comprehensive income |  |  |  |
Net gains/(losses) in respect of: |  |  |  |
Cash flow hedges | — | 5 | (26) | —
Cost of hedging | — | (1) | — | 38
Net investment hedges | — | — | — | 62
Transferred to profit or loss in respect of: |  |  |  |
Cash flow hedges | — | 220 | 4 | —
Cost of hedging | 1 | (4) | — | (8)
Consolidated statement of changes in equity |  |  |  |
Other equity reserves – cost of hedging balances | (11) | (16) | — | 3
Consolidated statement of financial position |  |  |  |
Borrowings – carrying value of hedging instruments |  |  |  |
Liabilities – non-current | — | — | — | (1,768)
Derivatives – carrying value of hedging instruments 1 |  |  |  |
Assets – current | — | — | 5 | 11
Assets – non-current | 33 | 161 | 1 | —
Liabilities – current | (96) | (112) | (4) | (8)
Liabilities – non-current | (499) | (164) | (32) | —
Profiles of the significant timing, price and rate information of hedging instruments |  |  |  |
Maturity range | Jul 2024 – Sep 2044 | Jul 2024 – Nov 2040 | Apr 2024 – Feb 2030 | Apr 2024 – Jan 2034
Spot foreign exchange range: |  |  |  |
GBP:USD | n/a | 1.30 – 1.66 | 1.23 – 1.27 | 1.22 – 1.29
GBP:EUR | 1.11 – 1.24 | 1.08 – 1.19 | 1.11 – 1.18 | 1.17 – 1.17
EUR:USD | 1.07 – 1.15 | 1.07 – 1.15 | n/a | n/a
Interest rate range: |  |  |  |
GBP | SONIA +56 bps/+374 bps | 0.976% – 7.410% | n/a | n/a
USD | SOFR +83 bps/+223 bps | 2.095% – 5.989% | n/a | n/a

1.The use of derivatives may entail a derivative transaction qualifying for more than one hedge type designation under IFRS 9. Therefore, the derivative amounts in the table above are
grossed up by hedge type, whereas they are presented net at an instrument level in the statement of financial position.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 198 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(e) Hedge accounting continued

Year ended 31 March 2023 | Fair value hedges of foreign currency and/or interest rate risk £m | Cash flow hedges of foreign currency and/or interest rate risk £m | Cash flow hedges of foreign currency risk £m | Net investment hedges £m
Consolidated statement of comprehensive income |  |  |  |
Net gains/(losses) in respect of: |  |  |  |
Cash flow hedges | — | 136 | 10 | —
Cost of hedging | 4 | 4 | — | (24)
Net investment hedges | — | — | — | (198)
Transferred to profit or loss in respect of: |  |  |  |
Cash flow hedges | — | (136) | — | —
Cost of hedging | — | — | — | 1
Reclassification of foreign currency translation reserve 1 | — | — | — | 373
Consolidated statement of changes in equity |  |  |  |
Other equity reserves – cost of hedging balances | (11) | (12) | — | (27)
Consolidated statement of financial position |  |  |  |
Derivatives – carrying value of hedging instruments 2 |  |  |  |
Assets – current | — | — | 6 | 52
Assets – non-current | 25 | 166 | 1 | —
Liabilities – current | (43) | (39) | (6) | —
Liabilities – non-current | (559) | (248) | (1) | (15)
Profiles of the significant timing, price and rate information of hedging instruments |  |  |  |
Maturity range | Aug 2023 – Sep 2044 | Jul 2024 – Nov 2040 | Apr 2023 – May 2029 | Jun 2023 – Sep 2027
Spot foreign exchange range: |  |  |  |
GBP:USD | n/a | 1.30 – 1.66 | 1.20 – 1.36 | 1.18 – 1.22
GBP:EUR | 1.11 – 1.20 | 1.08 – 1.24 | 1.10 – 1.20 | 1.12 – 1.13
EUR:USD | 1.13 – 1.17 | 1.13 – 1.15 | n/a | n/a
Interest rate range: |  |  |  |
GBP | SONIA +84 bps/+374 bps | 0.976% – 7.410% | n/a | n/a
USD | LIBOR +68 bps/ SOFR +126 bps | 2.095% – 3.864% | n/a | n/a

1.The reclassification of the net investment hedge on the disposals of NECO and Millennium Pipeline Company LLC were included within Other operating income.
2.The use of derivatives may entail a derivative transaction qualifying for more than one hedge type designation under IFRS 9. Therefore, the derivative amounts in the table above are
grossed up by hedge type, whereas they are presented net at an instrument level in the statement of financial position.

| Financial Statements

| 199 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(e) Hedge accounting continued
The following tables show the effects of hedge accounting on financial position and year-to-date performance for each type of hedge.
These tables also present the notional values of hedging instruments (and equal hedged exposures) which were impacted by IFRS 9 Interest Rate
Benchmark Reform amendments in the prior year.
(i) Fair value hedges of foreign currency and interest rate risk on recognised borrowings:

As at 31 March 2024 |  |  | Balance of fair value hedge adjustments in borrowings |  | Change in value used for calculating ineffectiveness |  |
| Hedging instrument notional |  | Continuing hedges | Discontinued hedges |  | Hedged item | Hedging instrument |  | Hedge ineffectiveness
Hedge type | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m
Foreign currency and interest rate risk on borrowings 1 | (5,096) |  | 720 | (35) |  | 40 | (22) |  | 18

1.The carrying value of the hedged borrowings is £4,364 million, of which £271 million is current and £4,093 million is non-current.

As at 31 March 2023 |  |  | Balance of fair value hedge adjustments in borrowings |  | Change in value used for calculating ineffectiveness |  |
| Hedging instrument notional |  | Continuing hedges | Discontinued hedges |  | Hedged item | Hedging instrument |  | Hedge ineffectiveness
Hedge type | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m
Foreign currency and interest rate risk on borrowings 1,2 | (4,779) |  | 789 | (43) |  | 398 | (351) |  | 47

1.The carrying value of the hedged borrowings was £4,042 million, of which £511 million was current and £3,531 million was non-current.
2.Included within the hedging instrument notional balance was £859 million impacted by Interest Rate Benchmark Reform amendments which were still to be transitioned.
(ii) Cash flow hedges of foreign currency and interest rate risk:

As at 31 March 2024 |  |  | Balance in cash flow hedge reserve |  | Change in value used for calculating ineffectiveness |  |
| Hedging instrument notional |  | Continuing hedges | Discontinued hedges |  | Hedged item | Hedging instrument |  | Hedge ineffectiveness
Hedge type | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m
Foreign currency and interest rate risk on borrowings and forecast cash flows | (9,892) |  | 154 | — |  | (18) | 3 |  | (15)
Foreign currency risk on forecast cash flows | (2,039) |  | (31) | — |  | 28 | (28) |  | —

As at 31 March 2023 |  |  | Balance in cash flow hedge reserve |  | Change in value used for calculating ineffectiveness |  |
| Hedging instrument notional |  | Continuing hedges | Discontinued hedges |  | Hedged item | Hedging instrument |  | Hedge ineffectiveness
Hedge type | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m
Foreign currency and interest rate risk on borrowings | (9,357) |  | (73) | — |  | 149 | (154) |  | (5)
Foreign currency risk on forecast cash flows | (537) |  | (3) | — |  | (35) | 35 |  | —

(iii) Net investment hedges of foreign currency risk:

As at 31 March 2024 |  |  | Balance in translation reserve |  | Change in value used for calculating ineffectiveness |  |
| Hedging instrument notional |  | Continuing hedges | Discontinued hedges |  | Hedged item | Hedging instrument |  | Hedge ineffectiveness
Hedge type | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m
Currency risk on foreign operations | (2,999) |  | 40 | (2,564) |  | (62) | 62 |  | —

As at 31 March 2023 |  |  | Balance in translation reserve |  | Change in value used for calculating ineffectiveness |  |
| Hedging instrument notional |  | Continuing hedges | Discontinued hedges |  | Hedged item | Hedging instrument |  | Hedge ineffectiveness
Hedge type | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m
Currency risk on foreign operations | (3,095) |  | (129) | (2,457) |  | 198 | (198) |  | —

Notes to the consolidated financial statements continued

| 200 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(f) Commodity price risk
We purchase electricity and gas to supply our customers in the US and to meet our own energy needs. Substantially all our costs of purchasing
electricity and gas for supply to customers are recoverable at an amount equal to cost. The timing of recovery of these costs can vary between
financial periods leading to an under- or over-recovery within any particular year that can lead to large fluctuations in the income statement. We
follow approved policies to manage price and supply risks for our commodity activities.
Our energy procurement risk management policy and delegations of authority govern our US commodity trading activities for energy transactions.
The purpose of this policy is to ensure we transact within pre-defined risk parameters and only in the physical and financial markets where we or
our customers have a physical market requirement. In addition, state regulators require National Grid to manage commodity risk and cost volatility
prudently through diversified pricing strategies. In some jurisdictions we are required to file a plan outlining our strategy to be approved by regulators.
In certain cases, we might receive guidance with regard to specific hedging limits.
Energy purchase contracts for the forward purchase of electricity or gas that are used to satisfy physical delivery requirements to customers, or for
energy that the Group uses itself, meet the expected purchase or usage requirements of IFRS 9. They are, therefore, not recognised in the financial
statements until they are realised. Disclosure of commitments under such contracts is made in note 30.
US states have introduced a variety of legislative requirements with the aim of increasing the proportion of our electricity that is derived from
renewable or other forms of clean energy. Annual compliance filings regarding the level of Renewable Energy Certificates (and other similar
environmental certificates) are required by the relevant department of utilities. In response to the legislative requirements, National Grid has entered
into long-term, typically fixed-price, energy supply contracts to purchase both renewable energy and environmental certificates. We are entitled to
recover all costs incurred under these contracts through customer billing.
Under IFRS, where these supply contracts are not accounted for as leases, they are considered to comprise two components, being a forward
purchase of power at spot prices and a forward purchase of environmental certificates at a variable price (being the contract price less the spot
power price). With respect to our current contracts, neither of these components meets the requirement to be accounted for as a derivative.
The environmental certificates are currently required for compliance purposes, and at present there are no liquid markets for these attributes.
Furthermore, this component meets the expected purchase or usage exemption of IFRS 9. We expect to enter into an increasing number of
these contracts in order to meet our compliance requirements in the short to medium term. In future, if and when liquid markets develop, and
to the extent that we are in receipt of environmental certificates in excess of our required levels, this exemption may cease to apply and we
may be required to account for forward purchase commitments for environmental certificates as derivatives at fair value through profit and loss.

| Financial Statements

| 201 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(g) Fair value analysis
Included in the statement of financial position are financial instruments which are measured at fair value. These fair values can be categorised into
hierarchy levels that are representative of the inputs used in measuring the fair value. The best evidence of fair value is a quoted price in an actively
traded market. In the event that the market for a financial instrument is not active, a valuation technique is used.

| 2024 |  | 2023
| Level 1 £m | Level 2 £m | Level 3 £m | Total £m |  | Level 1 £m | Level 2 £m | Level 3 £m | Total £m
Assets |  |  |  |  |  |  |  |  |
Investments held at FVTPL | 3,084 | — | 483 | 3,567 |  | 1,764 | — | 452 | 2,216
Investments held at FVOCI 1 | — | 397 | — | 397 |  | — | 407 | — | 407
Financing derivatives | — | 293 | 40 | 333 |  | — | 341 | 22 | 363
Commodity contract derivatives | — | 35 | — | 35 |  | — | 62 | 4 | 66
| 3,084 | 725 | 523 | 4,332 |  | 1,764 | 810 | 478 | 3,052
Liabilities |  |  |  |  |  |  |  |  |
Financing derivatives | — | (1,022) | (104) | (1,126) |  | — | (997) | (122) | (1,119)
Commodity contract derivatives | — | (105) | (13) | (118) |  | — | (134) | (40) | (174)
Contingent consideration 2 | — | — | — | — |  | — | — | (19) | (19)
| — | (1,127) | (117) | (1,244) |  | — | (1,131) | (181) | (1,312)
| 3,084 | (402) | 406 | 3,088 |  | 1,764 | (321) | 297 | 1,740

1.Investments held includes instruments which meet the criteria of IFRS 9 or IAS 19.
2.Contingent consideration relates to the acquisition of National Grid Renewables.

Level 1: | Financial instruments with quoted prices for identical instruments in active markets.
Level 2: | Financial instruments with quoted prices for similar instruments in active markets or quoted prices for identical or similar instruments in inactive markets, and financial instruments valued using models where all significant inputs are based directly or indirectly on observable market data.
Level 3: | Financial instruments valued using valuation techniques where one or more significant inputs are based on unobservable market data.

Our Level 1 financial investments and liabilities held at fair value are valued using quoted prices from liquid markets and primarily comprise
investments in short-term money market funds.
Our Level 2 financial investments held at fair value primarily include bonds with a tenor greater than one year and are valued using quoted prices
for similar instruments in active markets or quoted prices for identical or similar instruments in inactive markets. Alternatively, they are valued using
models where all significant inputs are based directly or indirectly on observable market data.
Our Level 2 financing derivatives include cross-currency, interest rate and foreign exchange derivatives. We value these by discounting all future
cash flows by externally sourced market yield curves at the reporting date, taking into account the credit quality of both parties. These derivatives
can be priced using liquidly traded interest rate curves and foreign exchange rates, and therefore we classify our vanilla trades as Level 2 under
the IFRS 13 framework.
Our Level 2 commodity contract derivatives include over-the-counter gas and power swaps as well as forward physical gas deals. We value our
contracts based on market data obtained from the New York Mercantile Exchange (NYMEX) and the Intercontinental Exchange (ICE), where monthly
prices are available. We discount based on externally sourced market yield curves at the reporting date, taking into account the credit quality of both
parties and liquidity in the market. Our commodity contracts can be priced using liquidly traded swaps. Therefore, we classify our vanilla trades as
Level 2 under the IFRS 13 framework.
Our Level 3 financing derivatives include inflation-linked swaps, where the market is illiquid. In valuing these instruments, we use in-house valuation
models and obtain external valuations to support each reported fair value.
Our Level 3 commodity contract derivatives primarily consist of our forward purchases of electricity and gas that we value using proprietary models.
Derivatives are classified as Level 3 where significant inputs into the valuation technique are neither directly nor indirectly observable (including our
own data, which are adjusted, if necessary, to reflect the assumptions market participants would use in the circumstances).
Our Level 3 investments include equity investments accounted for at fair value through profit and loss. These equity holdings are part of our
corporate venture capital portfolio held by National Grid Partners and comprise a series of relatively small, early-stage non-controlling minority
interest unquoted investments where prices or valuation inputs are unobservable. Twenty-three equity investments (out of 38) are fair valued
based on the latest transaction price (a price within the last 12 months), either being the price we paid for the investments, marked to a latest
round of funding and adjusted for our preferential rights or based on an internal model. Two investments are held at cost. In addition, we have 13
investments without a transaction in the last 12 months that underwent an internal valuation process using the Black-Scholes Murton Option Pricing
Model (OPM Backsolve). Between 12 and 18 months, a blend between OPM Backsolve and other techniques is utilised, such as proxy group
r evenue multiples, discounted cash flow, comparable company analysis and probability weighted expected return approach, in order to triangulate a
valuation. After 18 months, the valuation is based on these alternative methods as the last fundraising price is no longer a reliable basis for valuation.
Our Level 3 investments also include our investment in Sunrun Neptune 2016 LLC, which is accounted for at fair value through profit and loss.
The investment is fair valued by discounting expected cash flows using a weighted average cost of capital specific to Sunrun Neptune 2016 LLC.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 202 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(g) Fair value analysis continued
T he changes in value of our Level 3 financial instruments are as follows:

| Financing derivatives |  | Commodity contract derivatives |  | Other 3 |  | Total
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
At 1 April | (100) | (187) |  | (36) | 44 |  | 433 | 376 |  | 297 | 233
Net gains/(losses) for the year 1,2 | 36 | 87 |  | — | (18) |  | 6 | (2) |  | 42 | 67
Purchases | — | — |  | (16) | (56) |  | 35 | 59 |  | 19 | 3
Settlements | — | — |  | 39 | (6) |  | 9 | — |  | 48 | (6)
At 31 March | (64) | (100) |  | (13) | (36) |  | 483 | 433 |  | 406 | 297

1.Gain of £36 million (2023: £87 million gain) is attributable to derivative financial instruments held at the end of the reporting period and has been recognised in finance costs in the
consolidated income statement.
2.Includes a loss of £18 million (2023: £41 million loss) attributable to commodity contract derivative financial instruments held at the end of the reporting period and has been recognised
in other operating costs in the consolidated income statement.
3.Other comprises our investments in Sunrun Neptune 2016 LLC and the investments made by National Grid Partners, which are accounted for at fair value through profit and loss.
In March 2023 this also included the contingent consideration arising from the acquisition of National Grid Renewables now settled. Net gains and losses are recognised within
finance income and costs in the consolidated income statement.
The impacts on a post-tax basis of reasonably possible changes in significant Level 3 assumptions are as follows:

| Financing derivatives |  | Commodity contract derivatives |  | Other 3
| 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023 |  | 2024 | 2023
| £m | £m |  | £m | £m |  | £m | £m
10% increase in commodity prices 1 | — | — |  | 4 | 5 |  | — | —
10% decrease in commodity prices 1 | — | — |  | (4) | (6) |  | — | —
+20 basis points change in Limited Price Inflation (LPI) market curve² | (41) | (53) |  | — | — |  | — | —
-20 basis points change in LPI market curve² | 41 | 51 |  | — | — |  | — | —
+20 basis points increase between RPI and Consumer Price Index (CPI) | 37 | 43 |  | — | — |  | — | —
-20 basis points decrease between RPI and CPI | (34) | (38) |  | — | — |  | — | —
+100 basis points change in discount rate | — | — |  | — | — |  | (7) | (9)
-100 basis points change in discount rate | — | — |  | — | — |  | 9 | 10
+10% change in venture capital price | — | — |  | — | — |  | 28 | 28
-10% change in venture capital price | — | — |  | — | — |  | (28) | (28)

1.Level 3 commodity price sensitivity is included within the sensitivity analysis disclosed in note 35.
2.A reasonably possible change in assumption of other Level 3 derivative financial instruments is unlikely to result in a material change in fair values.
3.The investments acquired in the period were on market terms, and sensitivity is considered insignificant at 31 March 2024.
The impacts disclosed above were considered on a contract-by-contract basis, with the most significant unobservable inputs identified.

| Financial Statements

| 203 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

32. Financial risk management continued
(h) Capital risk management
The capital structure of the Group consists of shareholders’ equity, as disclosed in the consolidated statement of changes in equity, and net debt
(note 29). National Grid’s objectives when managing capital are: to safeguard our ability to continue as a going concern; to remain within regulatory
constraints of our regulated operating companies; and to maintain an efficient mix of debt and equity funding, thus achieving an optimal capital
structure and cost of capital. We regularly review and manage the capital structure as appropriate in order to achieve these objectives.
Maintaining appropriate credit ratings for our operating and holding companies is an important aspect of our capital risk management strategy
and balance sheet efficiency. We monitor our balance sheet efficiency using several metrics, including retained cash flow/net debt (RCF/debt),
regulatory gearing and interest cover. For the year ended 31 March 2024, these metrics for the Group were 9.2% (2023: 9.3%), 69% (2023: 71%)
and 3.9x (2023: 3.8x), respectively. We believe these are consistent with the current credit ratings for National Grid plc in respect of the main
companies of the Group, based on guidance from the rating agencies.
We monitor the RAV gearing within National Grid Electricity Transmission plc (NGET) and National Grid Electricity Distribution plc (NGED). This
is calculated as net debt expressed as a percentage of RAV, and indicates the level of debt employed to fund our UK-regulated businesses. It is
compared with the level of RAV gearing indicated by Ofgem as being appropriate for these businesses, between 55% and 60%. We also monitor
net debt as a percentage of rate base for our US operating companies, comparing this with the allowed rate base gearing inherent within each
of our agreed rate plans, typically around 50%.
As part of the Group’s debt financing arrangements, we are subject to a number of financial covenants associated with existing borrowings and
facility arrangements:
•the requirement to maintain subsidiary indebtedness relating to both non-US and US subsidiaries (excluding National Grid North America Inc.)
limits the total indebtedness in absolute terms to £35 billion for non-US subsidiaries and $35 billion for US subsidiaries. As at 31 March 2024,
headroom on these covenants exceeds £10 billion;
•the Articles of Association of National Grid plc limit Group total borrowings less cash and short-term investments in absolute terms to £55 billion.
As at 31 March 2024, headroom on the limit exceeds £10 billion; and
•net debt to RAV gearing covenants limit gearing to 85% of RAV for each NGED operating company. As at 31 March 2024, headroom on this
covenant exceeds 20% for all impacted companies based on the covenant definition of net debt.
We consider the risk of breaching these covenants as remote given the level of headroom present.
The majority of our regulated operating companies in the US and the UK are subject to certain restrictions on the payment of dividends by
administrative order, contract and/or licence. The types of restrictions that a company may have that would prevent a dividend being declared
or paid unless they are met include the following:
•the requirement to notify by certification to regulators and certain lenders;
•dividends must be approved in advance by the relevant US state regulatory commission;
•the subsidiary must have one or two recognised rating agency credit ratings of at least investment grade depending on contractual requirements;
•dividends must be limited to cumulative retained earnings, including pre-acquisition retained earnings and in line with relevant company legislation;
•the securities of National Grid plc must maintain an investment grade credit rating, and if that rating is the lowest investment grade bond rating it
cannot have a negative watch/review for downgrade notice by a credit rating agency;
•the subsidiary must not carry out any activities other than those permitted by the licences;
•the subsidiary must not create any cross-default obligations or give or receive any intra-group cross-subsidies;
•the percentage of equity compared with total capital of the subsidiary must remain above certain levels; and
•in the case of NGED, the percentage of debt compared with total RAV of the subsidiary must remain below 85%.
These restrictions are subject to alteration in the US as and when a new rate case or rate plan is agreed with the relevant regulatory bodies for
each operating company and, in the UK, through the normal licence review process.
As most of our business is regulated, at 31 March 2024 the majority of our net assets are subject to some of the restrictions noted above. These
restrictions are not considered to be significantly onerous, nor do we currently expect they will prevent the planned payment of dividends in the future
in line with our dividend policy.
All the above requirements are monitored on a regular basis in order to ensure compliance. The Group has complied with all externally imposed
capital requirements to which it is subject.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 204 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

33. Borrowing facilities

To support our liquidity requirements and provide backup to commercial paper and other borrowings, we agree committed credit facilities with financial institutions over and above the value of borrowings that may be required. These committed credit facilities are undrawn.

An analysis of the maturity of our undrawn committed facilities as at 31 March 2024 is shown below:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Undrawn committed borrowing facilities expiring: |  |
Less than 1 year | — | 42
In 1 to 2 years | — | 4,361
In 2 to 3 years | 195 | 2,100
In 3 to 4 years | 5,859 | —
In 4 to 5 years | 106 | —
More than 5 years | 1,745 | —
| 7,905 | 6,503

Of the unused facilities at 31 March 2024, £7,864 million (2023: £6,461 million) is available for liquidity purposes, while £41 million (2023: £42 million)
is available as backup to specific US borrowings.

| Financial Statements

| 205 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

While we present consolidated results in these financial statements as if we were one company, our legal structure is such that there are a number of different operating and holding companies that contribute to the overall result. This structure has evolved through acquisitions as well as regulatory requirements to have certain activities within separate legal entities.

Subsidiary undertakings
A list of the Group’s subsidiaries as at 31 March 2024 is given below. The entire share capital of subsidiaries is held within the Group except where
the Group’s ownership percentages are shown. These percentages give the Group’s ultimate interest and therefore allow for the situation where
subsidiaries are owned by partly owned intermediate subsidiaries. Where subsidiaries have different classes of shares, this is largely for historical
reasons, and the effective percentage holdings given represent both the Group’s voting rights and equity holding. Shares in National Grid (US)
Holdings Limited, National Grid (US) Investments 2 Limited*, National Grid Hong Kong Limited*, National Grid Luxembourg SARL and NGG Finance
plc are held directly by National Grid plc. All other holdings in subsidiaries are owned by other subsidiaries within the Group. All subsidiaries are
consolidated in the Group’s financial statements. The Group does not have any branches.
Principal Group companies are identified in bold. These companies are incorporated and principally operate in the countries under which they
are shown. All entities incorporated in the US are taxed in the US on their worldwide income other than where indicated in the footnotes below.
Other entities are tax resident in their jurisdiction of incorporation other than where indicated in the footnotes below.
Incorporated in England and Wales
Registered office: 1–3 Strand, London, WC2N 5EH, UK (unless stated otherwise in footnotes).

Birch Sites Limited
Carbon Sentinel Limited
Central Networks Trustees Limited 1
Hyder Profit Sharing Trustees Limited 1
Icelink Interconnector Limited
Kelston Properties 2 Limited 1
Lattice Group Employee Benefit Trust Limited
Lattice Group Limited
Lattice Group Trustees Limited
NatGrid One Limited 2*
NatgridTW1 Limited
National Energy System Operator Limited
National Grid (US) Holdings Limited 3
National Grid (US) Investments 2 Limited 2*
National Grid (US) Investments 4 Limited 3
National Grid (US) Partner 1 Limited 3
National Grid Carbon Limited
National Grid Commercial Holdings Limited
National Grid Continental Limited
National Grid Distributed Energy Limited
National Grid Electricity Distribution (East Midlands) plc 1
National Grid Electricity Distribution (South Wales) plc 1
National Grid Electricity Distribution (South West) plc 1
National Grid Electricity Distribution (West Midlands) plc 1
National Grid Electricity Distribution Generation Limited 1
National Grid Electricity Distribution Holdings Limited 1
National Grid Electricity Distribution Investments Limited 1
National Grid Electricity Distribution Midlands Limited 1
National Grid Electricity Distribution Network Holdings Limited 1
National Grid Electricity Distribution plc 1
National Grid Electricity Distribution Property Investments Limited 1
National Grid Electricity Group Trustee Limited
National Grid Electricity System Operator Limited
National Grid Electricity Transmission plc
National Grid Energy Metering Limited
National Grid Grain LNG Limited
National Grid Helicopters Limited 1
National Grid Holdings Limited 3
National Grid Holdings One plc

National Grid Hydrogen Limited
National Grid IFA 2 Limited
National Grid Interconnector Holdings Limited
National Grid Interconnectors Limited
National Grid International Limited 3
National Grid Lion Link Limited
National Grid Nautilus Limited
National Grid North Sea Link Limited
National Grid Partners Limited
National Grid Plus Limited
National Grid Property Holdings Limited
National Grid Telecoms Limited 1
National Grid Twelve Limited
National Grid Twenty Eight Limited
National Grid Twenty Seven Limited
National Grid Twenty Three Limited 2*
National Grid UK Limited
National Grid UK Pension Services Limited 2*
National Grid Ventures Limited
National Grid Viking Link Limited
National Grid William Limited
NG Nominees Limited 3
NGC Employee Shares Trustee Limited
NGG Finance plc
Ngrid Intellectual Property Limited
Port Greenwich Limited
Sheet Road Management Company Limited (51%)4
South Wales Electricity Share Scheme Trustees Limited 1
Thamesport Interchange Limited
The National Grid Group Quest Trustee Company Limited
Warwick Technology Park Management Company (No 2) Limited (60.56%)5
Western Power Pension Trustee Limited 1
WPD Share Scheme Trustees Limited 1
WPD WEM Holdings Limited 1
WPD WEM Limited 1
WW Share Scheme Trustees Limited 1

1.Registered office: Avonbank, Feeder Road, Bristol, Avon, BS2 0TB, UK.
2.Registered office: C/o Interpath Limited, 10 Fleet Place, London, EC4M 7RB, UK.
3.Companies where National Grid plc has issued guarantees over the liabilities of the companies as at 31 March 2024 and for which the companies are taking the exemption from the
requirements of an audit for their individual financial statements as permitted by section 479A of the Companies Act.
4.Registered office: Netley Old Hall Farm, Dorrington, Shrewsbury, SY5 7JY, UK.
5.Registered office: Shire Hall, PO Box 9, Warwick, CV34 4RL, UK.
*In liquidation.

Notes to the consolidated financial statements continued
34. Subsidiary undertakings, joint arrangements and associates

| 206 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

Incorporated in the US
Registered office: National Registered Agents, Inc., 1209 Orange Street, Wilmington, DE 19801, USA (unless stated otherwise in footnotes).

Apple River Solar, LLC
Armenia Solar, LLC
Ashland Solar, LLC
Athens Solar, LLC
Autauga Solar, LLC
Bazile Creek Wind Farm, LLC
Bee Hollow Solar, LLC
Belle Plaine Solar, LLC
Benevolent Solar, LLC
Blaze Solar, LLC
Blevins Storage, LLC
Blue Ridge Wind, LLC
Blue Spring Solar, LLC
Blues Solar, LLC
Boone Solar, LLC
Boston Gas Company 1
Brock Solar, LLC
Broken Bridge Corp.2
Brook Trout Solar, LLC
Burley Solar, LLC
Burr Ridge Wind, LLC
Cage Ranch Solar II, LLC
Cage Ranch Solar III, LLC
Cage Ranch Solar, LLC
Caldwell Solar II, LLC
Caldwell Solar, LLC
Camp Creek Wind Farm, LLC
Carnation Solar, LLC
Cattle Ridge Wind Farm 2, LLC
Cedar Grove Solar, LLC
Charter Oak Solar, LLC
Charter Oak Storage, LLC
Clay Boswell Solar, LLC
Clermont Solar, LLC
Coles Solar, LLC
Compass Prairie Wind, LLC
Conestoga Wind, LLC
Creekview Solar, LLC
Crocker Wind Farm 2, LLC
Dakota Hills Wind Farm, LLC
Deatsville Solar, LLC
Donnellson Solar, LLC
Doorstep Community LLC 3
Elburn Solar, LLC
Eldena Solar, LLC
Elk Creek Solar 2, LLC
Elk Creek Solar, LLC
EUA Energy Investment Corporation 1
Exie Solar, LLC
Falls City Solar, LLC
Firstview Wind Farm, LLC
Fort Solar, LLC
Front Range Wind Farm, LLC
Galaxy Solar, LLC
Golden Solar, LLC
Goldendale Solar, LLC
Goldenrod Wind Farm, LLC
Goldfinch Solar, LLC
Granite State Power Link LLC 3
Grant Solar 2, LLC
Grant Solar, LLC
Grayson Solar, LLC
Greenbrier Creek Solar, LLC
Greenwood Solar, LLC
Grid NY LLC 4
Grindstone Wind Farm, LLC 5
Hale County Solar, LLC
Hansford Energy Storage, LLC
Harmony Solar ND 2, LLC
Harmony Solar ND, LLC
Harrington Solar, LLC
Hartley Solar, LLC
Hearth Solar, LLC
High View Property, LLC
Honeybee Solar, LLC
Hoosier Solar, LLC
Hoskins Solar, LLC
Illumination Solar, LLC
Itasca Energy Development, LLC 6
Itasca Energy Services, LLC

Jack Rabbit Wind, LLC
Jackson County Solar, LLC
KeySpan CI Midstream Limited 3
KeySpan Energy Corporation 4
KeySpan Energy Services Inc.3
KeySpan Gas East Corporation 4
KeySpan International Corporation 3
KeySpan MHK, Inc.3
KeySpan Midstream, Inc.3
KeySpan Plumbing Solutions, Inc.4
Kit Carson Wind, LLC
Kit Fox Storage, LLC
Knox Solar, LLC
Kota Storage, LLC
KSI Contracting, LLC 3
KSI Electrical, LLC 3
KSI Mechanical, LLC 3
Lake Charlotte Solar, LLC
Lakeside Solar, LLC
Land Management & Development, Inc.4
Landwest, Inc.4
Lansing Solar, LLC
Las Moras Storage, LLC
Leola Wind Farm, LLC
Liberty Solar, LLC
Livingston County Solar, LLC
Long Mount Storage, LLC
Lordsburg Solar, LLC
Louisa Solar, LLC
Lowlands Solar, LLC
Lydia Solar, LLC
Massachusetts Electric Company 1
Maverick Wind Farm, LLC
Meadowlands Solar, LLC
Mentha Solar, LLC
Metrowest Realty LLC 3
Millers Ferry Solar, LLC
Morgan County Solar, LLC
Morning Glory Solar, LLC 6
Muddy Creek Solar, LLC
Mustang Ridge Wind Farm, LLC
Mystic Steamship Corporation 7
Nantucket Electric Company 1
National Grid Development Holdings Corp.3
National Grid Electric Services LLC 4
National Grid Energy Trading Services LLC 4
National Grid Engineering & Survey Inc.4
National Grid Generation LLC 4
National Grid Generation Ventures LLC 4
National Grid Glenwood Energy Center LLC 3
National Grid IGTS Corp.4
National Grid Insurance USA Ltd 8
National Grid LNG LLC 3
National Grid NE Holdings 2 LLC 1
National Grid North America Inc.3
National Grid Partners Inc.4
National Grid Partners LLC 3
National Grid Port Jefferson Energy Center LLC 3
National Grid Renewables Development, LLC
National Grid Renewables E Wind, LLC 9
National Grid Renewables Operations, LLC 3
National Grid Renewables Projects, LLC 6
National Grid Renewables Stutsman, LLC
National Grid Renewables, LLC 3
National Grid Services Inc.3
National Grid US LLC 3
National Grid USA Service Company, Inc.1
National Grid USA 3
NEES Energy, Inc.1
New England Electric Transmission Corporation 2
New England Energy Incorporated 1
New England Hydro Finance Company, Inc. (53.704%)1
New England Hydro-Transmission Corporation (53.704%)2
New England Hydro-Transmission Electric Company, Inc. (53.704%)1
New England Power Company 1
Newport America Corporation 10
Newton Solar, LLC
NG Renewables Energy Marketing, LLC 3
NG Renewables Energy Services, LLC
NG Renewables Remote Operations Center, LLC

| Financial Statements

34. Subsidiary undertakings, joint arrangements and associates continued
Subsidiary undertakings continued

| 207 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

NGNE LLC 3
NGV Emerald Energy Venture Holdings, LLC 3
NGV H2 Holdings LLC 3
NGV LNG Holdings LLC 3
NGV OSW Holdings, LLC 3
NGV US Distributed Energy Inc.3
NGV US Transmission Inc.3
NGV US, LLC 3
Niagara Mohawk Energy, Inc.3
Niagara Mohawk Holdings, Inc.4
Niagara Mohawk Power Corporation 4
Niobrara Wind, LLC
NM Properties, Inc.4
Noble Solar, LLC 11
Nordic VOS, LLC
North East Transmission Co., Inc.3
North Fork Wind, LLC
Northeast Renewable Link LLC 3
Opinac North America, Inc.3
Peony Solar, LLC
Philadelphia Coke Co., Inc.3
Pike County Solar, LLC
Pipestone Solar, LLC
Plum Creek Wind Farm 2, LLC
Plum Creek Wind Farm, LLC
Port of the Islands North, LLC 4
Portage Solar, LLC
Prairie Oasis Solar, LLC
Prairie Rose Wind 2, LLC 6
Prosperity Wind Farm 2, LLC
Prosperity Wind Farm, LLC
Red Rock Solar SD, LLC
Regal Solar 2, LLC
Regal Solar, LLC
Reunion Solar, LLC
River North Solar, LLC
Robertson Solar, LLC
Rock Ridge Wind Farm, LLC
Rolling Hills Solar, LLC
Royal Solar 2, LLC
Royal Solar, LLC
Royerton Solar, LLC
Saginaw Bay Solar, LLC

Saltillo Storage, LLC
Sandstone Creek Solar 2, LLC
Sandstone Creek Solar, LLC
Sapphire Sky Wind Farm, LLC
Sherco Solar 2, LLC 6
Sherco Solar 3, LLC
Silver City Solar, LLC
Simpson Solar, LLC
Spring Brook Solar, LLC
Spring River Solar, LLC
Stony Brook Wind, LLC
Stony Point Solar, LLC
Stove Creek Solar, LLC
Summit Lake Solar, LLC
Sunbeam Solar, LLC
Sunrise Solar, LLC
Sycamore Creek Solar, LLC
Tejano Storage, LLC
Thacker Solar, LLC
The Brooklyn Union Gas Company 4
Torchlight Solar, LLC 6
Transgas Inc.1
Tri-City Solar, LLC
Uintah Solar, LLC
Upper Hudson Development, Inc.4
Valley Solar, LLC
Vermont Green Line Devco, LLC (90%)3
Violet Storage, LLC
Virgo Community Solar Gardens, LLC 6
Virtue Solar, LLC
Vivid Solar, LLC
Wallowa Solar, LLC
Wayfinder Group, Inc.1
White Elm Wind Farm, LLC
Wildcat Ridge Wind Farm, LLC
Wilder Solar, LLC
Wildhorse Creek Solar, LLC
Willard Solar, LLC
Williams County Solar, LLC
Wiregrass Solar, LLC
Woodlands Solar, LLC
Worthington Solar, LLC
Young County Solar, LLC

Incorporated in Guernsey
Registered office: 1st & 2nd Floors Elizabeth House, Les Ruettes Brayes,
St Peter Port, GY1 1EW, Guernsey, Channel Islands
NG Electricity Distribution Limited†
Incorporated in Hong Kong
Registered office: 5/F, Manulife Place, 348 Kwun Tong Road, Kowloon, Hong Kong
National Grid Hong Kong Limited*†
Incorporated in the Isle of Man
Registered office: Third Floor, St George’s Court, Upper Church Street,
Douglas, IM1 1EE, Isle of Man, UK
National Grid Insurance Company (Isle of Man) Limited
Incorporated in Luxembourg
Registered office: 412F, Route d’Esch, L-2086, Luxembourg, Grand Duchy
of Luxembourg
National Grid Luxembourg SARL
1.Registered office: Corporation Service Company, 84 State Street, Boston MA 02109, USA.
2.Registered office: Corporation Service Company, 10 Ferry Street, Suite 313, Concord NH 03301, USA.
3.Registered office: Corporation Service Company, 251 Little Falls Drive, Wilmington DE 19808, USA.
4.Registered office: Corporation Service Company, 80 State Street, Albany NY 12207, USA.
5.Registered office: National Registered Agents Inc., 30600 Telegraph Road, Suite 2345, Bingham Farms MI 48025-5720, USA.
6.Registered office: 8400 Normandale Lake Blvd., Suite 1200, Bloomington MN 55437, USA.
7.Registered office: Corporation Trust Company, 1209 Orange Street, Wilmington DE 19801, USA.
8.Registered office: 100 Bank Street, Suite 630, Burlington, Chittenden County VT 05401, USA.
9.Registered office: National Registered Agents, Inc., 301 S. Bedford Street, Suite 1, Madison WI 5, USA.
10.Registered office: Corporation Service Company, 222 Jefferson Boulevard, Suite 200, Warwick RI 02888, USA.
11.Registered office: National Registered Agents, Inc., 1999 Bryan Street, Dallas TX 75201, USA.
*In liquidation.
†Entity is tax resident in the UK.

Notes to the consolidated financial statements continued
34. Subsidiary undertakings, joint arrangements and associates continued
Subsidiary undertakings continued

| 208 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

A list of the Group’s joint ventures as at 31 March 2024 is given below.
All joint ventures are included in the Group’s Financial statements using
the equity method of accounting.
Incorporated in England and Wales
Registered office: 1–3 Strand, London, WC2N 5EH, UK (unless stated otherwise
in footnotes).
BritNed Development Limited (50%)**
National Places LLP (50%)1
Nemo Link Limited (50%)
Incorporated in the US
Registered office: Corporation Service Company, 251 Little Falls Drive,
Wilmington, DE 19808, USA (unless stated otherwise in footnotes).
Community Offshore Wind, LLC (previously Bight Wind Holdings LLC) (27.27%)2
Clean Energy Storage Systems LLC (50%)
Emerald Energy Venture, LLC (51%)
Island Park Energy Center, LLC (50%)
LI Energy Storage System, LLC (50%)
LI Solar Generation, LLC (50%)
Incorporated in France
Registered office: 1 Terrasse Bellini, Tour Initiale, TSA 41000 – 9291,
Paris La Defense, CEDEX, France
IFA2 (50%)*
Joint operations
A list of the Group’s incorporated joint operations as at 31 March 2024
is given below. All joint operations are included in the Group’s financial
statements under IFRS 11 Joint arrangements.
Incorporated in England and Wales
Registered office: 1–3 Strand, London, WC2N 5EH, UK (unless stated otherwise
in footnotes).
Eastern Green Link 1 Limited (50%)
Eastern Green Link 2 Limited (50%)3
NGET/SPT Upgrades Limited (50%)†
A list of the Group’s associates as at 31 March 2024 is given below.
Unless otherwise stated, all associates are included in the Group’s
financial statements using the equity method of accounting.
Incorporated in England and Wales
Registered office: National Grid House, Warwick Technology Park, Gallows Hill,
Warwick, CV34 6DA
GasT TopCo Limited (20%)
Joint Radio Company Limited (25%)4***
Incorporated in the US
Registered office: Corporation Service Company, 251 Little Falls Drive,
Wilmington, DE 19808, USA (unless stated otherwise in footnotes).
Clean Line Energy Partners LLC (32%)2
Connecticut Yankee Atomic Power Company (19.5%)5
Direct Global Power Inc. (26%)2
Energy Impact Fund LP (9.41%)6
KHB Venture LLC (33.33%)7
Maine Yankee Atomic Power Company (24%)8
New York Transco LLC (28.3%)9
NYSEARCH RMLD, LLC (22.63%)
The Hive IV, LLC (28.2%)2
Yankee Atomic Electric Company (34.5%)10
Incorporated in Belgium
Registered office: Avenue de Cortenbergh 71, 1000 Brussels, Belgium
Coreso SA (15.84%)
Other investments
A list of the Group’s other investments as at 31 March 2024 is given
below.
Incorporated in England and Wales
Registered office: 1 More London Place, London SE1 2AF, UK
Energis plc (33.06%)‡
Registered office: Third Floor, Northumberland House, 303–306 High Holborn,
London, WC1V 7JZ
Electralink Limited (27.04%)
1.Registered office: 80 Cheapside, London, EC2V 6EE, UK.
2.Registered office: The Corporation Trust Company, Corporation Trust Center, 1209 Orange Street, Wilmington DE 19801, USA.
3.Registered office: No.1 Forbury Place, 43 Forbury Road, Reading, RG1 3JH, UK.
4.Registered office: Friars House, Manor House Drive, Coventry, CV1 2TE, UK.
5.Registered office: Carla Pizzella, 362 Injun Hollow Road, East Hampton CT 06424-3099, USA.
6.Registered office: Harvard Business Services, Inc., 16192 Coastal Highway, Lewes DE 19958, USA.
7.Registered office: c/o de maximis, inc., 135 Beaver Street, 4th Floor, Waltham MA 02452, USA.
8.Registered office: Joseph D Fay, 321 Old Ferry Road, Wiscasset ME 04578, USA.
9.Registered office: Corporation Service Company, 80 State Street, Albany NY 12207, USA.
10.Registered office: Karen Sucharzewski, 49 Yankee Road, Rowe MA 01367, USA.
*In liquidation.
**National Grid Interconnector Holdings Limited owns 284,500,000 €0.20 C Ordinary shares and one £1.00 Ordinary A share.
***National Grid Electricity Transmission plc owns one £0.50 A Ordinary share.
†National Grid Electricity Transmission plc owns 50 £1.00 A Ordinary shares.
‡In administration.
Our interests and activities are held or operated through the subsidiaries, joint arrangements or associates as disclosed above. These interests
and activities (and their branches) are established in – and subject to the laws and regulations of – these jurisdictions.
The following UK subsidiaries will take advantage of the audit exemption set out within section 479A of the Companies Act 2006 supported by
guarantees issued by National Grid plc over their liabilities for the year ended 31 March 2024:

Company name | Company number
National Grid Holdings Limited | 3096772
National Grid International Limited | 2537092
National Grid (US) Holdings Limited | 2630496
National Grid (US) Investments 4 Limited | 3867128
National Grid (US) Partner 1 Limited | 4314432
NG Nominees Limited | 2489329

| Financial Statements

34. Subsidiary undertakings, joint arrangements and associates continued
Joint ventures Associates

| 209 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

35. Sensitivities

In order to give a clearer picture of the impact on our results or financial position of potential changes in significant estimates and assumptions, the following sensitivities are presented. These sensitivities are based on assumptions and conditions prevailing at the year end and should be used with caution. The effects provided are not necessarily indicative of the actual effects that would be experienced because our actual exposures are constantly changing.

The sensitivities in the tables below show the potential impact in the income statement (and consequential impact on net assets) for a reasonably
possible range of different variables, each of which has been considered in isolation (i.e. with all other variables remaining constant). There are a
number of these sensitivities which are mutually exclusive, and therefore if one were to happen another would not, meaning a total showing how
sensitive our results are to these external factors is not meaningful.
The sensitivities included in the tables below broadly have an equal and opposite effect if the sensitivity increases or decreases by the same amount
unless otherwise stated.
(a) Sensitivities on areas of estimation uncertainty
The table below sets out the sensitivity analysis for certain areas of estimation uncertainty set out in note 1 F. These estimates are those that have
a significant risk of resulting in a material adjustment to the carrying values of assets and liabilities in the next year. This includes the impact of
changes in assumptions on the net assets recognised at the balance sheet date and the amount charged to the income statement for the following
year. Note that the sensitivity analysis for the useful economic lives of our gas network assets is included in note 13.

| 2024 |  | 2023
| Assumptions used | Income statement £m | Net assets £m |  | Assumptions used | Income statement £m | Net assets £m
Pensions and other post-retirement benefit liabilities (pre-tax): |  |  |  |  |  |  |
UK discount rate change¹ | 1% | 22 | 1,147 |  | 1% | 29 | 1,264
US discount rate change¹ | 1% | 18 | 801 |  | 1% | 26 | 977
UK inflation rate change² | 1% | 8 | 902 |  | 1% | 8 | 933
UK long-term rate of increase in salaries change | 1% | 4 | 81 |  | 1% | 4 | 50
US long-term rate of increase in salaries change | 1% | 2 | 37 |  | 1% | 4 | 57
UK change to life expectancy at age 65 3 | one year | 2 | 402 |  | one year | 2 | 441
US change to life expectancy at age 65 | one year | 2 | 288 |  | one year | 3 | 344
Assumed US healthcare cost trend rates change | 1% | 18 | 276 |  | 1% | 24 | 324
US environmental provision 4: |  |  |  |  |  |  |
Change in the real discount rate | 1% | 173 | 173 |  | 1% | 150 | 150
Change in estimated future cash flows | 20% | 462 | 462 |  | 20% | 354 | 354

1.A change in the discount rate is likely to be driven by changes in bond yields and as such would be expected to be offset to a significant degree by a change in the value of the bond
assets held by the plans. In the UK, there would also be a £171 million (2023: £188 million) net assets offset from the buy-in policies, where the accounting value of the buy‑in asset is
set equal to the associated liabilities.
2.The projected impact resulting from a change in RPI reflects the associated effect on escalation rates for pensions in payment and in deferment and future salary increases. The buy‑in
policies would have a £150 million (2023: £164 million) net assets offset to the above.
3.In the UK, the buy-in policies and the longevity swap entered into would have a £126 million (2023: £136 million) net assets offset to the above.
4.In the prior year, our sensitivity analysis included our UK environmental provisions, which are not considered to be a key source of estimation uncertainty in the current year. Accordingly,
comparatives have been restated in line with current year disclosure. As a result of this change, the change in the real discount rate decreased by £9 million and the change in the
estimated future cash flows decreased by £24 million.
Pensions and other post-retirement benefits assumptions
Sensitivities have been prepared to show how the defined benefit obligations and forecast amounts charged to the income statement for the
following year could potentially be impacted by changes in the relevant actuarial assumptions that were reasonably possible as at 31 March 2024.
In preparing sensitivities, the potential impact has been calculated by applying the change to each assumption in isolation and assuming all other
assumptions remain unchanged. This is with the exception of RPI in the UK where the corresponding change to increases to pensions in payment,
increases to pensions in deferment and increases in salary are recognised.

Notes to the consolidated financial statements continued

| 210 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

35. Sensitivities continued
(b) Sensitivities on financial instruments
We are further required to show additional sensitivity analysis under IFRS 7 and this is shown separately in the following table due to the
additional assumptions that are made in order to produce meaningful sensitivity disclosures. The analysis is prepared assuming the amount
of liability outstanding at the reporting date was outstanding for the whole year.
Our net debt as presented in note 29 is sensitive to changes in market variables, primarily being UK and US interest rates, the UK inflation rate
and the dollar to sterling exchange rate. These impact the valuation of our borrowings, deposits and derivative financial instruments. The analysis
illustrates the sensitivity of our financial instruments to reasonably possible changes in these market variables.
The following main assumptions were made in calculating the sensitivity analysis for continuing operations:
•the amount of net debt, the ratio of fixed to floating interest rates of the debt and derivatives portfolio, and the proportion of financial instruments
in foreign currencies are all constant and on the basis of the hedge designations in place at 31 March 2024 and 2023 respectively;
•the statement of financial position sensitivity to interest rates relates to items presented at their fair values: derivative financial instruments; and
our investments measured at FVTPL and FVOCI. Further debt and other deposits are carried at amortised cost and so their carrying value does
not change as interest rates move;
•the sensitivity of interest expense to movements in interest rates is calculated on net floating rate exposures on debt, deposits and derivative
instruments;
•changes in the carrying value of derivatives from movements in interest rates of designated cash flow hedges are assumed to be recorded fully
within equity; and
•changes in the carrying value of derivative financial instruments designated as net investment hedges from movements in interest rates are
presented in equity as costs of hedging, with a one-year release to the income statement. The impact of movements in the dollar to sterling
exchange rate is recorded directly in equity.

| 2024 |  | 2023
| Assumptions used | Income statement £m | Other equity reserves £m |  | Assumptions used | Income statement £m | Other equity reserves £m
Financial risk (post tax): |  |  |  |  |  |  |
UK inflation change¹ | 1% | 36 | — |  | 1% | 35 | —
UK interest rates change | 1% | 24 | 304 |  | 1% | 34 | 361
US interest rates change | 1% | 5 | 39 |  | 1% | 14 | 50
US dollar exchange rate change² | 10% | 58 | 268 |  | 10% | 51 | 291

1.Excludes sensitivities to LPI curve. Further details on sensitivities are provided in note 32(g).
2.The other equity reserves impact does not reflect the exchange translation in our US subsidiaries’ net assets. It is estimated this would change by £1,680 million (2023: £1,680 million)
in the opposite direction if the dollar exchange rate changed by 10%.
Our commodity contract derivatives are sensitive to price risk. Additional sensitivities in respect to commodity price risk and to our derivative fair
values are as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assumptions used | Income statement £m | Net assets £m |  | Assumptions used | Income statement £m | Net assets £m
Commodity price risk (post tax): |  |  |  |  |  |  |
Increase in commodity prices | 10% | 43 | 43 |  | 10% | 49 | 49
Decrease in commodity prices | 10% | (43) | (43) |  | 10% | (40) | (40)
Assets and liabilities carried at fair value (post tax): |  |  |  |  |  |  |
Fair value change in derivative financial instruments¹ | 10% | (59) | (59) |  | 10% | (60) | (60)
Fair value change in commodity contract derivative liabilities | 10% | (6) | (6) |  | 10% | (8) | (8)

1.The effect of a 10% change in fair value assumes no hedge accounting.
36. Post balance sheet events
On 22 May 2024, the Board resolved to offer a fully underwritten Rights Issue to raise gross proceeds of £7 billion.

| Financial Statements

| 211 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

We are required to include the standalone balance sheet of our ultimate Parent Company, National Grid plc, under the Companies Act 2006. This is because the publicly traded shares are actually those of National Grid plc and the following disclosures provide additional information to shareholders.

A. Basis of preparation
National Grid plc is the Parent Company of the National Grid Group,
which is engaged in the transmission and distribution of electricity and
gas in Great Britain and northeastern US. The Company is a public
limited company, limited by shares. The Company is incorporated and
domiciled in England, with its registered office at 1–3 Strand, London,
WC2N 5EH.
The financial statements of National Grid plc for the year ended
31 March 2024 were approved by the Board of Directors on 22 May
2024. The Company meets the definition of a qualifying entity under
Financial Reporting Standard 100 (FRS 100) issued by the Financial
Reporting Council. Accordingly, these individual financial statements
of the Company have been prepared in accordance with Financial
Reporting Standard 101 ‘Reduced Disclosure Framework’ (FRS 101).
In preparing these financial statements the Company applies the
recognition and measurement requirements of International Financial
Reporting Standards (IFRS) as adopted by the UK, but makes
amendments where necessary in order to comply with the provisions
of the Companies Act 2006 and sets out below where advantage of
the FRS 101 disclosure exemptions has been taken.
These individual financial statements have been prepared on a historical
cost basis, except for the revaluation of financial instruments, and are
presented in pounds sterling, which is the currency of the primary
economic environment in which the Company operates. The
comparative financial information has also been prepared on this basis.
These individual financial statements have been prepared on a going
concern basis, which presumes that the Company has adequate
resources to remain in operation and that the Directors intend it to
do so, for at least one year from the date the financial statements
are signed. As the Company is part of a larger group, it participates
in the Group’s centralised treasury arrangements and so shares
banking arrangements with its subsidiaries. The Company is expected
to generate positive cash flows or be in a position to obtain liquidity
via its committed credit facilities to continue to operate for the
foreseeable future.
In accordance with the exemption permitted by section 408 of the
Companies Act 2006, the Company has not presented its own profit
and loss account or statement of comprehensive income.
The following exemptions from the requirements of IFRS have been
applied in the preparation of these financial statements of the Company
in accordance with FRS 101:
•a cash flow statement and related notes;
•disclosures in respect of transactions with wholly owned subsidiaries;
•disclosures in respect of capital management; and
•the effects of new but not yet effective IFRS standards.
The exemption from disclosing key management personnel
compensation has not been taken as there are no costs borne by the
Company in respect of employees, and no related costs are recharged
to the Company.
As the consolidated financial statements of National Grid plc, which are
available from the registered office, include the equivalent disclosures,
the Company has also taken the exemptions under FRS 101 in respect
of certain disclosures required by IFRS 13 ‘Fair Value Measurement’ and
the disclosures required by IFRS 7 ‘Financial Instruments: Disclosures’.
There are no areas of judgement or key sources of estimation
uncertainty that are considered to have a significant effect on the
amounts recognised in the financial statements.
The balance sheet has been prepared in accordance with the
Company’s accounting policies approved by the Board and
described below.
B. Fixed asset investments
Investments held as fixed assets are stated at cost less any provisions
for impairment. Investments are reviewed for impairment if events or
changes in circumstances indicate that the carrying amount may not
be recoverable. Impairments are calculated such that the carrying value
of the fixed asset investment is the lower of its cost or recoverable
amount. Recoverable amount is the higher of its fair value less costs
of disposal and its value-in-use. The Company accounts for common
control transactions at cost.
C. Tax
Current tax for the current and prior periods is provided at the amount
expected to be paid or recovered using the tax rates and tax laws that
have been enacted or substantively enacted by the balance sheet date.
Deferred tax is provided in full on temporary differences which result
in an obligation at the balance sheet date to pay more tax, or the right
to pay less tax, at a future date, at tax rates expected to apply when
the temporary differences reverse based on tax rates and tax laws that
have been enacted or substantively enacted by the balance sheet date.
Deferred tax is provided for using the balance sheet liability method and
is recognised on temporary differences between the carrying amount
of assets and liabilities in the financial statements and the corresponding
tax bases used in the computation of taxable profit.
Deferred tax assets are recognised to the extent that it is regarded
as more likely than not that they will be recovered. Deferred tax assets
and liabilities are not discounted.
D. Foreign currencies
Transactions in currencies other than the functional currency of the
Company are recorded at the rates of exchange prevailing on the dates
of the transactions. At each balance sheet date, monetary assets and
liabilities that are denominated in foreign currencies are retranslated at
closing exchange rates. Gains and losses arising on retranslation of
monetary assets and liabilities are included in the profit and loss account.
E. Financial instruments
The Company’s accounting policies are the same as the Group’s
accounting policies under IFRS, namely IAS 32 ‘Financial Instruments:
Presentation’, IFRS 9 ‘Financial Instruments’ and IFRS 7 ‘Financial
Instruments: Disclosures’. The Company applies these policies only
in respect of the financial instruments that it has, namely investments,
derivative financial instruments, debtors, cash at bank and in hand,
borrowings and creditors.
The policies are set out in notes 15, 17, 19, 20, 21 and 22 to the
consolidated financial statements. The Company is taking the exemption
for financial instruments disclosures, because IFRS 7 disclosures are
given in notes 32 and 35 to the consolidated financial statements.
F. Hedge accounting
The Company applies the same accounting policy as the Group in
respect of fair value hedges and cash flow hedges. This policy is set
out in note 32 to the consolidated financial statements.
G. Parent Company guarantees
The Company has guaranteed the repayment of the principal sum,
any associated premium and interest on specific loans due by certain
subsidiary undertakings primarily to third parties. Such guarantees are
accounted for by the Company as insurance contracts.

Company accounting policies

| 212 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

H. Share awards to employees of subsidiary
undertakings
The issuance by the Company to employees of its subsidiaries of a grant
over the Company’s options represents additional capital contributions
by the Company to its subsidiaries. An additional investment in
subsidiaries results in a corresponding increase in shareholders’ equity.
The additional capital contribution is based on the fair value of the option
at the date of grant, allocated over the underlying grant’s vesting period.
Where payments are subsequently received from subsidiaries, these are
accounted for as a return of a capital contribution and credited against
the Company’s investments in subsidiaries. The Company has no
employees except for the Group’s Non-executive Directors (refer to
the Directors’ Remuneration Report on page 109).
I. Dividends
Interim dividends are recognised when they are paid to the Company’s
shareholders. Final dividends are recognised when they are approved
by shareholders.
J. Directors’ remuneration
Full details of Directors’ remuneration are disclosed on pages
98 – 114.

| Financial Statements

| 213 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

|  |  | 2024 | 2023
| Notes |  | £m | £m
Fixed assets |  |  |  |
Investments | 1 |  | 14,517 | 14,480
Current assets |  |  |  |
Debtors (amounts falling due within one year) | 2 |  | 14,628 | 15,369
Debtors (amounts falling due after more than one year) | 2 |  | 79 | 201
Investments | 5 |  | 1,746 | 599
Cash at bank and in hand |  |  | 366 | 55
Total current assets |  |  | 16,819 | 16,224
Creditors (amounts falling due within one year) | 3 |  | (7,264) | (6,701)
Net current assets |  |  | 9,555 | 9,523
Total assets less current liabilities |  |  | 24,072 | 24,003
Creditors (amounts falling due after more than one year) | 3 |  | (9,053) | (7,755)
Net assets |  |  | 15,019 | 16,248
Equity |  |  |  |
Share capital | 7 |  | 493 | 488
Share premium account |  |  | 1,298 | 1,302
Cash flow hedge reserve |  |  | 50 | (53)
Cost of hedging reserve |  |  | (7) | 2
Other equity reserves |  |  | 554 | 517
Profit and loss account | 8 |  | 12,631 | 13,992
Total shareholders’ equity |  |  | 15,019 | 16,248

The Company’s profit after tax for the year was £342 million (2023: £1,644 million profit). Profits available for distribution by the Company to
shareholders were £12.5 billion at 31 March 2024. The financial statements of the Company on pages 214 – 218 were approved by the Board
of Directors on 22 May 2024 and were signed on its behalf by:
John Pettigrew Chief Executive
Andy Agg Chief Financial Officer
National Grid plc
Registered number: 4031152

Company balance sheet
as at 31 March

| 214 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

| Share capital £m | Share premium account £m | Cash flow hedge reserve £m | Cost of hedging reserve £m | Other equity reserves £m | Profit and loss account £m | Total shareholders’ equity £m
At 1 April 2022 | 485 | 1,300 | (15) | (3) | 469 | 13,943 | 16,179
Profit for the year 1 | — | — | — | — | — | 1,644 | 1,644
Other comprehensive profit/(loss) for the year |  |  |  |  |  |  |
Transferred (from)/to equity (net of tax) | — | — | (38) | 5 | — | — | (33)
Total comprehensive (loss)/profit for the year | — | — | (38) | 5 | — | 1,644 | 1,611
Other equity movements |  |  |  |  |  |  |
Scrip dividend-related share issue 2 | 3 | (3) | — | — | — | — | —
Issue of treasury shares | — | — | — | — | — | 16 | 16
Transactions in own shares | — | 5 | — | — | — | (4) | 1
Share awards to employees of subsidiary undertakings | — | — | — | — | 48 | — | 48
Equity dividends | — | — | — | — | — | (1,607) | (1,607)
At 31 March 2023 | 488 | 1,302 | (53) | 2 | 517 | 13,992 | 16,248
Profit for the year 1 | — | — | — | — | — | 342 | 342
Other comprehensive profit/(loss) for the year |  |  |  |  |  |  |
Transferred to/(from) equity (net of tax) | — | — | 103 | (9) | — | — | 94
Total comprehensive profit/(loss) for the year | — | — | 103 | (9) | — | 342 | 436
Other equity movements |  |  |  |  |  |  |
Scrip dividend-related share issue 2 | 5 | (6) | — | — | — | — | (1)
Issue of treasury shares | — | — | — | — | — | 21 | 21
Transactions in own shares | — | 2 | — | — | — | (6) | (4)
Share awards to employees of subsidiary undertakings | — | — | — | — | 37 | — | 37
Equity dividends | — | — | — | — | — | (1,718) | (1,718)
At 31 March 2024 | 493 | 1,298 | 50 | (7) | 554 | 12,631 | 15,019

1.Included within profit for the year is dividend income from subsidiaries of £150 million (2023: £1,691 million).
2.Included within the share premium account are costs associated with scrip dividends.

| Financial Statements

Company statement of changes in equity
for the years ended 31 March

| 215 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

1. Fixed asset investments

| Shares in subsidiary undertakings £m
Cost at 1 April 2022 | 16,852
Additions | 48
Cost at 31 March 2023 | 16,900
Additions | 37
Cost at 31 March 2024 | 16,937
Provision at 1 April 2022 | (2,420)
Charge for the year | —
Provision at 1 April 2023 | (2,420)
Charge for the year | —
Provision at 31 March 2024 | (2,420)
Net book value at 31 March 2024 | 14,517
Net book value at 31 March 2023 | 14,480

During the year, there was a capital contribution of £37 million (2023: £48 million), which represents the fair value of equity instruments granted to
subsidiaries’ employees arising from equity-settled employee share schemes.
The Company’s direct subsidiary undertakings as at 31 March 2024 were as follows: National Grid (US) Holdings Limited, National Grid (US)
Investments 2 Limited*, National Grid Hong Kong Limited*, National Grid Luxembourg SARL and NGG Finance plc. The names of indirect subsidiary
undertakings, joint ventures and associates are included in note 34 to the consolidated financial statements.
The Directors believe that the carrying value of the investments is supported by the fair value of their underlying net assets.
*In liquidation.
2. Debtors

| 2024 | 2023
| £m | £m
Amounts falling due within one year |  |
Derivative financial instruments (note 4) | 68 | 82
Amounts owed by subsidiary undertakings | 14,550 | 15,285
Other debtors | 10 | 2
| 14,628 | 15,369
Amounts falling due after more than one year |  |
Derivative financial instruments (note 4) | 79 | 60
Amounts owed by subsidiary undertakings | — | 124
Deferred tax | — | 17
| 79 | 201

The carrying values stated above are considered to represent the fair values of the assets. For the purposes of the impairment assessment, loans
to subsidiary undertakings are considered low credit risk as the subsidiaries are solvent and are covered by the Group’s liquidity arrangements.
A reconciliation of the movement in deferred tax in the year is shown below:

| Deferred tax £m
At 1 April 2022 | 6
Charged to equity | 11
At 31 March 2023 | 17
Charged to equity | (31)
At 31 March 2024¹ | (14)

1.Deferred tax liability included in note 3.

Notes to the Company financial statements

| 216 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

3. Creditors

| 2024 | 2023
| £m | £m
Amounts falling due within one year |  |
Borrowings (note 6) | 118 | 402
Derivative financial instruments (note 4) | 96 | 131
Amounts owed to subsidiary undertakings | 7,017 | 6,138
Other creditors | 33 | 30
| 7,264 | 6,701
Amounts falling due after more than one year |  |
Borrowings (note 6) | 7,153 | 5,344
Derivative financial instruments (note 4) | 245 | 315
Amounts owed to subsidiary undertakings | 1,641 | 2,096
Deferred tax | 14 | —
| 9,053 | 7,755
Amounts owed to subsidiary undertakings falling due after more than one year are repayable as follows: |  |
In 1 to 2 years | 999 | 439
In 2 to 3 years | — | 999
In 3 to 4 years | 642 | —
In 4 to 5 years | — | 658
| 1,641 | 2,096

The carrying values stated above are considered to represent the fair values of the liabilities.
4. Derivative financial instruments
The fair values of derivative financial instruments are as follows:

| 2024 |  | 2023
| Assets £m | Liabilities £m | Total £m |  | Assets £m | Liabilities £m | Total £m
Amounts falling due within one year | 68 | (96) | (28) |  | 82 | (131) | (49)
Amounts falling due after more than one year | 79 | (245) | (166) |  | 60 | (315) | (255)
| 147 | (341) | (194) |  | 142 | (446) | (304)

For each class of derivative, the notional contract 1 amounts are as follows:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Interest rate swaps | (541) | —
Cross-currency interest rate swaps | (8,154) | (8,232)
Foreign exchange forward contracts | (11,026) | (10,213)
| (19,721) | (18,445)

1.The notional contract amounts of derivatives indicate the gross nominal value of transactions outstanding at the balance sheet date.
5. Investments

| 2024 | 2023
| £m | £m
Investments in short-term money funds | 1,696 | 492
Restricted balances – collateral | 50 | 107
| 1,746 | 599

| Financial Statements

| 217 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

6. Borrowings
The following table analyses the Company’s total borrowings:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Amounts falling due within one year |  |
Bank loans | 31 | 66
Bonds | 87 | 28
Commercial paper | — | 308
| 118 | 402
Amounts falling due after more than one year |  |
Bank loans | 256 | 106
Bonds | 6,897 | 5,238
| 7,153 | 5,344
Total borrowings | 7,271 | 5,746

The maturity of total borrowings is as follows:

| 2024 | 2023
| £m | £m
Total borrowings are repayable as follows: |  |
Less than 1 year | 118 | 402
In 2 to 3 years | 549 | —
In 3 to 4 years | 388 | 563
In 4 to 5 years | 2,067 | 387
More than 5 years | 4,149 | 4,394
| 7,271 | 5,746

The notional amount of borrowings outstanding as at 31 March 2024 was £7,375 million (2023: £5,931 million).
7. Share capital
The called-up share capital amounting to £493 million (2023: £488 million) consists of 3,967,138,214 ordinary shares of 12 204/473 pence each
(2023: 3,930,371,661 ordinary shares of 12 204/473 pence each). For further information on share capital, refer to note 27 of the consolidated
financial statements.
8. Shareholders’ equity and reserves
At 31 March 2024, the profit and loss account reserve stood at £12,631 million (2023: £13,992 million), of which profits available for distribution
by the Company to shareholders were £12.5 billion (2023: £13.9 billion).
For further details of dividends paid and payable to shareholders, refer to note 9 of the consolidated financial statements.
9. Parent Company guarantees
The Company has guaranteed the repayment of the principal sum, any associated premium and interest on specific loans due by certain subsidiary
undertakings primarily to third parties. At 31 March 2024, the sterling equivalent amounted to £2,384 million (2023: £2,117 million). The guarantees
are for varying terms from less than one year to open-ended.
In addition, as part of the sectionalisation of the National Grid UK Pension Scheme on 1 January 2017, a guarantee covering insolvency or failure
to pay pension obligations has been provided to Section A by National Grid plc, National Grid Holdings One plc and Lattice Group Limited. The
guarantee covers all obligations and payments due to Section A. No explicit allowance has been made for this guarantee in the financial statements
because of Section A’s funding level, where the Trustee estimated Section A to be in surplus on a buyout measure at 31 December 2023 and
contribution requirements are forecast to be minimal over the coming years. For more information on this guarantee, refer to note 25 of the
consolidated financial statements.
10. Audit fees
The audit fee in respect of the Parent Company was £34,000 (2023: £33,000). Fees payable to Deloitte for non-audit services to the Company are
not required to be disclosed as they are included within note 4 to the consolidated financial statements.

Notes to the Company financial statements continued

| 218 | National Grid plc | Annual Report and Accounts 2023/24

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&nbsp;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 &#8216;adjusted profit measures&#8217; section below, net debt, funds from operations (FFO), FFO interest&nbsp;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 &#8216;constant currency&#8217; comparative period performance and capital investment by applying the current year average exchange rate to&nbsp;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&nbsp;set&nbsp;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&#8217;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&nbsp;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&nbsp;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&nbsp;would not be meaningful to provide a reconciliation to IFRS. Alternative performance measures Net revenue and underlying net revenue &#8216;Net revenue&#8217; 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&nbsp;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. &#8216;Underlying net revenue&#8217; further adjusts net revenue to remove the impact of &#8216;timing&#8217;, 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 &pound;m Pass- through costs &pound;m Net revenue &pound;m Timing &pound;m Underlying net revenue &pound;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 &#8212; 1,389 &#8212; 1,389 Other 244 &#8212; 244 &#8212; 244 Sales between segments (143) &#8212; (143) &#8212; (143) Total &#8211; continuing operations 19,850 (6,773) 13,077 (915) 12,162 Discontinued operations &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; Total 19,850 (6,773) 13,077 (915) 12,162 Year ended 31 March 2023 Gross revenue1 &pound;m Pass- through costs &pound;m Net revenue &pound;m Timing &pound;m Underlying net revenue &pound;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 &#8212; 1,341 &#8212; 1,341 Other 317 &#8212; 317 &#8212; 317 Sales between segments (142) &#8212; (142) &#8212; (142) Total &#8211; 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 &pound;m Pass- through costs &pound;m Net revenue &pound;m Timing &pound;m Underlying net revenue &pound;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 &#8212; 1,024 &#8212; 1,024 Other 192 &#8212; 192 &#8212; 192 Sales between segments (39) &#8212; (39) &#8212; (39) Total &#8211; 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 &#8211; 67 and reconciled below. Adjusted results &#8211; these exclude the impact of exceptional items and remeasurements that are treated as discrete transactions under IFRS and can&nbsp;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 &#8211; further adapts our adjusted results for continuing operations to take account of volumetric and other revenue timing differences arising&nbsp;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&nbsp;certain totex-related allowances and adjustments or allowances for pension deficit contributions). For 2023/24, as highlighted below, our underlying results exclude &pound;915 million (2022/23: &pound;30&nbsp;million) of timing differences as well as &pound;226&nbsp;million (2022/23: &pound;258&nbsp;million) of major storm costs (as costs exceeded our $100&nbsp;million threshold in both years). We expect to&nbsp;recover major storm costs&nbsp;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 &#8211; the adjusted profit measures are also shown on a constant currency basis to show the year-on-year comparisons excluding any&nbsp;impact of foreign currency translation movements. Reconciliation of statutory, adjusted and underlying profits from continuing operations at&nbsp;actual&nbsp;exchange&nbsp;rates Year ended 31 March 2024 Statutory &pound;m Exceptionals and remeasurements &pound;m Adjusted &pound;m Timing &pound;m Major storm costs &pound;m Deferred tax on&nbsp;underlying profits in NGET and NGED &pound;m Underlying &pound;m UK Electricity Transmission 1,674 3 1,677 (363) &#8212; &#8212; 1,314 UK Electricity Distribution 975 18 993 159 &#8212; &#8212; 1,152 UK Electricity System Operator 382 498 880 (800) &#8212; &#8212; 80 New England 641 2 643 69 90 &#8212; 802 New York 362 498 860 20 136 &#8212; 1,016 National Grid Ventures 558 (89) 469 &#8212; &#8212; &#8212; 469 Other (117) 57 (60) &#8212; &#8212; &#8212; (60) Total operating profit 4,475 987 5,462 (915) 226 &#8212; 4,773 Net finance costs (1,464) (15) (1,479) &#8212; &#8212; &#8212; (1,479) Share of post-tax results of joint ventures and&nbsp;associates 37 64 101 &#8212; &#8212; &#8212; 101 Profit before tax 3,048 1,036 4,084 (915) 226 &#8212; 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 &pound;m Exceptionals and remeasurements &pound;m Adjusted &pound;m Timing &pound;m Major storm costs &pound;m Deferred tax on&nbsp;underlying profits in NGET and NGED &pound;m Underlying1 &pound;m UK Electricity Transmission 993 2 995 112 &#8212; &#8212; 1,107 UK Electricity Distribution 1,069 22 1,091 139 &#8212; &#8212; 1,230 UK Electricity System Operator 237 1 238 (207) &#8212; &#8212; 31 New England 1,132 (424) 708 39 72 &#8212; 819 New York 541 200 741 (53) 186 &#8212; 874 National Grid Ventures 957 (467) 490 &#8212; &#8212; &#8212; 490 Other (50) 81 31 &#8212; &#8212; &#8212; 31 Total operating profit 4,879 (585) 4,294 30 258 &#8212; 4,582 Net finance costs (1,460) (54) (1,514) &#8212; &#8212; &#8212; (1,514) Share of post-tax results of joint ventures and&nbsp;associates 171 19 190 &#8212; &#8212; &#8212; 190 Profit before tax 3,590 (620) 2,970 30 258 &#8212; 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 &pound;m Exceptionals and remeasurements &pound;m Adjusted &pound;m Timing &pound;m Major storm costs &pound;m Deferred tax on&nbsp;underlying profits in NGET and NGED &pound;m Underlying1 &pound;m UK Electricity Transmission 1,055 12 1,067 85 &#8212; &#8212; 1,152 UK Electricity Distribution 909 &#8212; 909 (22) &#8212; &#8212; 887 UK Electricity System Operator 5 2 7 47 &#8212; &#8212; 54 New England 764 (21) 743 32 111 &#8212; 886 New York 1,095 (315) 780 (126) 52 &#8212; 706 National Grid Ventures 283 3 286 &#8212; &#8212; &#8212; 286 Other 260 (239) 21 &#8212; &#8212; &#8212; 21 Total operating profit 4,371 (558) 3,813 16 163 &#8212; 3,992 Net finance costs (1,022) (59) (1,081) &#8212; &#8212; &#8212; (1,081) Share of post-tax results of joint ventures and&nbsp;associates 92 56 148 &#8212; &#8212; &#8212; 148 Profit before tax 3,441 (561) 2,880 16 163 &#8212; 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 &pound;m Constant currency adjustment &pound;m Adjusted &pound;m Timing &pound;m Major storm costs &pound;m Deferred tax on&nbsp;underlying profits in NGET and NGED &pound;m Underlying1 &pound;mYear ended 31 March 2023 UK Electricity Transmission 995 &#8212; 995 112 &#8212; &#8212; 1,107 UK Electricity Distribution 1,091 &#8212; 1,091 139 &#8212; &#8212; 1,230 UK Electricity System Operator 238 &#8212; 238 (207) &#8212; &#8212; 31 New England 708 (26) 682 37 69 &#8212; 788 New York 741 (27) 714 (51) 179 &#8212; 842 National Grid Ventures 490 (1) 489 &#8212; &#8212; &#8212; 489 Other 31 &#8212; 31 &#8212; &#8212; &#8212; 31 Total operating profit 4,294 (54) 4,240 30 248 &#8212; 4,518 Net finance costs (1,514) 22 (1,492) &#8212; &#8212; &#8212; (1,492) Share of post-tax results of joint ventures and&nbsp;associates 190 (1) 189 &#8212; &#8212; &#8212; 189 Profit before tax 2,970 (33) 2,937 30 248 &#8212; 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 &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; 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 &pound;m Constant currency adjustment &pound;m Adjusted &pound;m Timing &pound;m Major storm costs &pound;m Deferred tax on&nbsp;underlying profits in NGET and NGED &pound;m Underlying1 &pound;mYear ended 31 March 2022 UK Electricity Transmission 1,067 &#8212; 1,067 85 &#8212; &#8212; 1,152 UK Electricity Distribution 909 &#8212; 909 (22) &#8212; &#8212; 887 UK Electricity System Operator 7 &#8212; 7 47 &#8212; &#8212; 54 New England 743 81 824 35 123 &#8212; 982 New York 780 85 865 (140) 58 &#8212; 783 National Grid Ventures 286 5 291 &#8212; &#8212; &#8212; 291 Other 21 1 22 &#8212; &#8212; &#8212; 22 Total operating profit 3,813 172 3,985 5 181 &#8212; 4,171 Net finance costs (1,081) (55) (1,136) &#8212; &#8212; &#8212; (1,136) Share of post-tax results of joint ventures and&nbsp;associates 148 4 152 &#8212; &#8212; &#8212; 152 Profit before tax 2,880 121 3,001 5 181 &#8212; 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) &#8212; (1) &#8212; &#8212; &#8212; (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 &#8211; 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 &pound;m Non- controlling interest &pound;m Profit after tax attributable to shareholders &pound;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 &pound;m Non- controlling interest &pound;m Profit after tax attributable to shareholders &pound;m Weighted average number of shares millions Earnings per share penceYear ended 31 March 2023 Statutory 2,714 &#8212; 2,714 3,659 74.2 Adjusted 2,335 &#8212; 2,335 3,659 63.8 Underlying1 2,727 &#8212; 2,727 3,659 74.5 Profit after tax &pound;m Non- controlling interest &pound;m Profit after tax attributable to shareholders &pound;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&nbsp;storm&nbsp;costs and deferred tax on underlying profits in NGET and NGED) Year ended 31 March&nbsp; Including timing, major storm costs and&nbsp;deferred tax on underlying profits in&nbsp;NGET and NGED Excluding timing, major storm costs and&nbsp;deferred tax on underlying profits in&nbsp;NGET and NGED 2024 2023 2022 2024 20231 20221 &pound;m &pound;m &pound;m &pound;m &pound;m &pound;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) &#8212; (1) (1) &#8212; (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 &#8212; 714 654 &#8212; 702 734 Adjusted net finance costs 17 (295) (218) 17 (295) (218) Share of post-tax results of joint ventures and associates &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; 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 &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; 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) &#8212; (1) (1) &#8212; (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&nbsp; Including timing, major storm costs and&nbsp;deferred tax on underlying profits in&nbsp;NGET and NGED Excluding timing, major storm costs and&nbsp;deferred tax on underlying profits in&nbsp;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&nbsp;discontinued&nbsp;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 &#8211; 225, our allowed revenues are set in accordance with our regulatory price controls or rate plans. We calculate the tariffs&nbsp;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.&nbsp;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.&nbsp; Our continuing operating profit for the year includes a total estimated in-year over-collection of &pound;915 million (2023: &pound;30 million under-collection, or &pound;30&nbsp;million under-collection at constant currency). For&nbsp;continuing operations, our closing balance at 31 March 2024 was &pound;954 million over-recovered. Excluding discontinued operations, there was a&nbsp;cumulative over-recovery of &pound;744 million at 31 March 2024 (2023: under-recovery of &pound;246 million) in&nbsp;the UK. In the US, cumulative timing over-recoveries at 31 March 2024 were &pound;210 million (2023: &pound;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&nbsp;the&nbsp;totex&nbsp;incentive mechanism, together with changes in output-related allowances included in the original price control, will almost always be adjusted in&nbsp;future revenue recoveries, typically starting in two years&#8217; 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&nbsp;triennial actuarial pension funding valuation has been concluded.&nbsp;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&nbsp;recovered in future periods. Such adjustments will form&nbsp;an&nbsp;important part of the continuing difference between reported IFRS results and underlying economic performance based on our regulatory&nbsp;obligations.&nbsp; For our UK regulated&nbsp;businesses as a whole (including discontinued operations), timing and regulated revenue adjustments totalled a net over-recovery of&nbsp;&pound;1,004&nbsp;million in the year (2023: &pound;32 million net under-recovery). In the US, accumulated regulatory entitlements cover a range of different areas, with the most&nbsp;significant being environmental remediation and pension assets, as well as deferred storm costs.&nbsp;All regulatory entitlements are recoverable (or&nbsp;repayable) over different periods, which are agreed with the regulators to match the expected payment profile for the liabilities. New&nbsp;England and&nbsp;New York in-year over/(under)-recovery and all New England and New York balances have been translated using the average exchange rate of&nbsp;$1.26 for&nbsp;the year&nbsp;ended 31 March 2024. UK Electricity Transmission &pound;m UK Electricity Distribution &pound;m UK Electricity System Operator &pound;m New England &pound;m New York &pound;m Continuing &pound;m Discontinued &pound;m Total &pound;m 1 April 2023 opening&nbsp;balance1 (213) (124) 77 (384) 683 39 &#8212; 39 (Under)/over-recovery 363 (159) 800 (69) (20) 915 &#8212; 915 31 March 2024 closing balance to&nbsp;(recover)/return2 150 (283) 877 (453) 663 954 &#8212; 954 UK Electricity Transmission &pound;m UK Electricity Distribution &pound;m UK Electricity System Operator &pound;m New England &pound;m New York &pound;m Continuing &pound;m Discontinued &pound;m Total &pound;m 1 April 2022 opening&nbsp;balance1 (95) 22 (129) (330) 632 100 (160) (60) (Under)/over-recovery (112) (139) 207 (37) 51 (30) 12 (18) Disposals &#8212; &#8212; &#8212; (17) &#8212; (17) 148 131 31 March 2023 closing balance to&nbsp;(recover)/return2 (207) (117) 78 (384) 683 53 &#8212; 53 UK Electricity Transmission &pound;m UK Electricity Distribution &pound;m UK Electricity System Operator &pound;m New England &pound;m New York &pound;m Continuing &pound;m Discontinued &pound;m Total &pound;m 1 April 2021 opening balance1 &#8212; &#8212; (80) (295) 497 122 (76) 46 Over/(under)-recovery (85) 22 (47) (35) 135 (10) (80) (90) 31 March 2022 closing balance to&nbsp;(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&nbsp;31 March 2024 was &pound;954 million over-recovered (translated at the closing rate of $1.26:&pound;1). 31 March 2023 was&nbsp;&pound;59 million over-recovered (including discontinued operations and translated at the closing rate of $1.23:&pound;1). 31 March 2022 was &pound;45 million under-recovered (including discontinued operations and translated at the closing&nbsp;rate of $1.31:&pound;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. &#8216;Capital investment&#8217; or &#8216;investment&#8217; both refer to additions to property, plant and equipment and intangible assets, including capital prepayments plus&nbsp;equity contributions to joint ventures and associates during the&nbsp;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 &#8216;capital investment&#8217; 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 &#8216;Other&#8217;. 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&nbsp;impact of&nbsp;foreign currency translation movements. Year ended 31 March&nbsp; At actual exchange rates At constant currency 2024 20231 change 2024 20231 change&pound;m &pound;m &pound;m &pound;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 &#8211; continuing 8,235 7,593 8% 8,235 7,430 11% Discontinued operations &#8212; 301 (100%) &#8212; 301 (100%) Group capital investment &#8211; 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&nbsp;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&nbsp;intangible assets, but excludes capital prepayments and&nbsp;equity contributions to joint ventures and associates during the&nbsp;period. 2024 20231 &pound;m &pound;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 &#8211; 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 &#8211; 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&nbsp;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 &#8211; 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 &#8216;exceptional&#8217; as described in note 5, as explained within the footnotes&nbsp;below: 2024 2023 2022 Notes &pound;m &pound;m &pound;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 &#8211; continuing operations 7,281 6,432 5,788 Tax paid (342) (89) (298) Net cash inflow from operating activities &#8211; continuing operations 6,939 6,343 5,490 Net cash inflow from operating activities &#8211; discontinued operations &#8212; 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&nbsp;strength. 2024 2023&sup1; 2022&sup1; Year ended 31 March&nbsp; &pound;m &pound;m &pound;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 &#8212; Interest charge (discontinued operations) &#8212; &#8212; 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 &#8212; &#8212; (35) Cash flow from discontinued operations &#8212; 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.&nbsp; 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&#8217;s, as&nbsp;this is one of&nbsp;the most constrained calculations of credit worthiness. The net debt denominator includes adjustments to take account of&nbsp;the equity component of hybrid&nbsp;debt. 2024 20231 20221 Year ended 31 March&nbsp; &pound;m &pound;m &pound;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 &#8212; 5,234 Collateral &#8211; cash received under collateral agreements2 &#8212; &#8212; &#8212; 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 &#8211; UK Regulatory financial performance is a pre-interest and tax measure, starting at segmental operating profit and making adjustments (such as the&nbsp;elimination of all pass-through items included in revenue allowances and timing) to approximate regulatory profit for the UK regulated activities. This&nbsp;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&nbsp;targets are set in terms of a regulatory definition of combined total operating and capital expenditure, also termed &#8216;totex&#8217;. The definition of totex&nbsp;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&nbsp; &pound;m &pound;m &pound;m Adjusted operating profit 1,677 995 1,067 Movement in regulatory &#8216;IOUs&#8217; (363) 107 82 UK regulatory notional deferred taxation adjustment 219 73 26 RAV indexation &#8211; 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&nbsp; &pound;m &pound;m &pound;m Adjusted operating profit 993 1,091 909 Less non-regulated profits (8) (46) (51) Movement in regulatory &#8216;IOUs&#8217; 158 88 (42) UK regulatory notional deferred taxation adjustment 38 65 28 RAV indexation &#8211; 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 &#8212; (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&nbsp; &pound;m &pound;m &pound;m Adjusted operating profit 880 238 7 Movement in regulatory &#8216;IOUs&#8217; (800) (223) 31 UK regulatory notional deferred taxation adjustment 2 (4) (4) RAV indexation &#8211; 2% CPIH long-run inflation 7 7 5 Regulatory vs IFRS depreciation difference (19) 32 27 Fast money/other (29) (2) (24) Pensions &#8212; (11) (10) Performance RAV created &#8212; &#8212; &#8212; 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 &pound;m &pound;m &pound;m Adjusted operating profit &#8212; 714 654 Less non-regulated profits &#8212; (129) (150) Movement in regulatory &#8216;IOUs&#8217; &#8212; (24) 72 UK regulatory notional deferred taxation adjustment &#8212; 28 13 RAV indexation &#8211; 2% CPIH (2021: 3% RPI) long-run inflation &#8212; 109 126 Regulatory vs IFRS depreciation difference &#8212; (331) (281) Fast money/other &#8212; (1) (4) Pensions &#8212; (9) &#8212; Performance RAV created &#8212; 5 3 Regulated financial performance &#8212; 362 433 Regulated financial performance &#8211; US New England 2024 2023 2022 Year ended 31 March &pound;m &pound;m &pound;m Adjusted operating profit 643 708 743 Major storm costs 90 72 111 Timing 69 39 32 Depreciation adjustment1 &#8212; (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 &pound;m &pound;m &pound;m Adjusted operating profit 860 741 780 Provision for bad and doubtful debts (COVID-19), net of recoveries&sup1; (34) (21) &#8212; 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 &pound;m &pound;m &pound;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 &#8212; 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 &#8216;IOUs&#8217; &#8211; Revenue&nbsp;related to performance in one year&nbsp;may be&nbsp;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&nbsp;to the provision of future services. Similarly, no asset is recognised under IFRS where a regulatory agreement permits adjustments to be made&nbsp;to&nbsp;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 &#8211; 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 &#8211; Cash payments against pension deficits in the UK are recoverable under regulatory contracts. In US regulated operations, US&nbsp;GAAP pension charges are generally recoverable through rates. Revenue recoveries are recognised under IFRS but payments are not charged against IFRS operating profits in&nbsp;the year. In the UK this is calculated as cash payments against the regulatory proportion of pension deficits&nbsp;in&nbsp;the UK&nbsp;regulated business, whereas in the US it is the difference between IFRS and US GAAP pension charges. 2% CPIH and 3% RPI RAV indexation &#8211; Future UK revenues are expected to be set using an asset base adjusted for inflation. This is calculated as&nbsp;UK&nbsp;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 &#8211; 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&nbsp;rate. Regulatory depreciation &#8211; US and UK regulated revenues include allowance for a return of regulatory capital in&nbsp;accordance with regulatory assumed asset lives. This return does not form part of regulatory profit. Fast/slow money adjustment &#8211; 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&nbsp;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&nbsp;effectively represents the invested capital on&nbsp;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&nbsp;in turn contributes to&nbsp;delivering shareholder value. Our regulated asset base comprises our regulatory asset value in the UK plus our&nbsp;rate base in&nbsp;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&nbsp;we have no specific target, our overall aim is to achieve around 10%&nbsp;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&nbsp;key areas these principles differ from the&nbsp;requirements of IFRS, including areas such as additions and the basis for depreciation. Further, our UK RAV is adjusted annually for inflation. RAV in&nbsp;each of our retained UK businesses has evolved over the period since privatisation in 1990 and, as a result, historical differences between the&nbsp;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&nbsp;acquisition fair&nbsp;value adjustments (where PP&amp;E at acquisition has been valued above RAV). Due to the above, substantial differences exist in the&nbsp;measurement bases&nbsp;between RAV and an IFRS balance metric, and therefore it is not possible to provide a meaningful reconciliation between the&nbsp;two. In the US, rate base is a regulatory measure determined for each of our main US operating companies. It&nbsp;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&nbsp;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&nbsp;an equivalent IFRS measure. However, we include the calculation on page 253. &#8216;Total regulated and other balances&#8217; for our UK regulated businesses include the under- or over-recovery of allowances that those businesses target to collect in any&nbsp;year, which are&nbsp;based on the regulator&#8217;s forecasts for that year. Under the UK price control arrangements, revenues will be adjusted in future years to&nbsp;take account of actual levels of collected revenue, costs and outputs delivered when they differ from those regulatory forecasts. In&nbsp;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&nbsp;appropriate. &#8216;Total regulated and other balances&#8217; for NGV and other businesses includes assets and liabilities as measured under IFRS, but excludes certain assets and&nbsp;liabilities such as pensions, tax, net debt and goodwill. This included a &pound;101 million deferred balance for separation and transaction costs incurred in 2021/22 related to&nbsp;the sale of NECO and&nbsp;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 (&pound;m at constant currency) RAV, rate base or other business assets Total regulated and other balances 2024 2023&sup1; 20242,3 20231,2,3 &pound;m &pound;m &pound;m &pound;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&nbsp;completion of&nbsp;the UK regulatory reporting pack process and finalisation of US balances. 2. Includes totex-related regulatory IOUs of &pound;514 million (2023: &pound;502 million) and over-recovered timing balances of &pound;744 million (2023: &pound;246 million under-recovered). 3. Includes assets for construction work-in-progress of &pound;2,068 million (2023: &pound;2,319 million), other regulatory assets related to timing and other cost deferrals of&nbsp;&pound;1,279 million (2023: &pound;771&nbsp;million) and net working capital liabilities of &pound;455 million (2023: &pound;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&nbsp;constant currency. At actual currency the&nbsp;values were &pound;10.1&nbsp;billion and &pound;16.2&nbsp;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&nbsp;attributable to equity shareholders. It is the ratio of our regulatory financial performance to our measure of equity investment in assets. It&nbsp;therefore reflects the regulated activities&nbsp;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&nbsp;RoE are included in the incentive mechanisms for executive remuneration within both the APP and LTPP&nbsp;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%&nbsp;CPIH for RIIO-2), less adjusted interest and adjusted taxation divided by equity investment in assets: &#8226; adjusted interest removes accretions above long-run inflation rates, interest on pensions, capitalised interest in regulated operations and unwind of&nbsp;discount rate on provisions; &#8226; 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 &#8226; equity investment in assets is calculated as the total opening UK regulatory asset value, the total opening US&nbsp;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&#8211;dollar exchange rate for the year. Year ended 31 March 2024 2023 2022 &pound;m &pound;m &pound;m Regulated financial performance 4,022 3,952 3,684 Operating profit of other activities &#8211; continuing operations 467 595 330 Operating profit of other activities &#8211; discontinued operations &#8212; 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) &#8212; (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) &#8212; &#8212; 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 &pound;73 million (2023: &pound;12 million) in respect of the Group&#8217;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 &#8212; 7.8 &#8212; 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&#8217; regulated RoEs UK regulated businesses&#8217; 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&nbsp;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&#8217; performance, and our operational strategy continues to focus on these metrics. These measures can be&nbsp;used to determine how we are performing under the RIIO framework and also help investors to compare our performance with similarly&nbsp;regulated UK&nbsp;entities. Reflecting the importance of these metrics, they are also key components of the APP scheme. The respective businesses&#8217; UK RoEs are underpinned by their RAVs. For the reasons noted above, no reconciliation to IFRS has been presented, as&nbsp;we&nbsp;do&nbsp;not believe it would be&nbsp;practical. US businesses&#8217; regulated RoEs US regulated businesses&#8217; RoEs are a measure of how the businesses are performing against the assumptions used by the US regulators. This&nbsp;US&nbsp;operational return measure is calculated using the assumption that the businesses are financed in line with the regulatory adjudicated capital&nbsp;structure and&nbsp;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&nbsp;calculations used in previous rate filings) multiplied by the adjudicated equity portion in the regulatory adjudicated capital&nbsp;structure. These are important measures of our New England and New York regulated businesses&#8217; performance, and our operational strategy continues to focus on&nbsp;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&#8217; 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 &#8216;returns&#8217; used to derive their respective US&nbsp;jurisdictional RoEs. In outlining these differences, we also include the aggregated business results under US GAAP for New&nbsp;England and New York jurisdictions. In respect of 2022/23 and 2021/22, this measure is the aggregate operating profit of our US&nbsp;OpCo&nbsp;entities&#8217; 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&nbsp;local financial statements have yet to be prepared. 2024 2023 2022 &pound;m &pound;m &pound;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 &pound;/$ 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&nbsp;OpCo&nbsp;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 &#8212; (65) &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; Other regulatory deferrals, amortisation and other items (139) (217) (253) (155) 86 46 Results for US regulated&nbsp;OpCo&nbsp;entities, aggregated under US GAAP2 842 669 848 1,181 1,143 1,089 Adjustments to determine regulatory operating profit used in US&nbsp;RoE Adjustment for COVID-19-related provision for bad and doubtful debts3 &#8212; &#8212; &#8212; &#8212; (171) &#8212; 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&nbsp;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&nbsp;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&nbsp;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:&nbsp;$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&nbsp;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&nbsp;draw readers&#8217; attention. Our UK OpCo RAVs are different to the IFRS carrying value of PP&amp;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&nbsp;in&nbsp;the&nbsp;case of UK ED, the result of acquisition fair value adjustments (where PP&amp;E at acquisition has been valued above RAV). In addition, under IFRS&nbsp;we recognise liabilities in respect of US environmental remediation costs, and pension and OPEB costs. For regulatory purposes, these are not&nbsp;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&nbsp;reduction in IFRS&nbsp;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&nbsp;in 2021/22 to reflect expected future recovery of &pound;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&nbsp;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&nbsp;2022/23. However, these balances are included within amounts reported as at 31 March 2022. Adjusted net debt movements exclude movements on&nbsp;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&#8217; assessment of the financial position of the Group, the&nbsp;table below shows an aggregated position for the Group, as viewed from a&nbsp;regulatory perspective. The asset growth and Value Added measures included in the table&nbsp;below are calculated in part from financial information used to derive measures sent to and&nbsp;used by our regulators in the UK and US, and accordingly inform certain of the Group&#8217;s regulatory performance measures, but are not derived from,&nbsp;and cannot be reconciled to, IFRS. These alternative performance measures include regulatory assets and liabilities and certain IFRS assets and&nbsp;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&nbsp;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&#8217;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&nbsp;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&nbsp;equivalent IFRS measure due to the reasons set out for our regulated asset base. However, the calculation is set out below. Value Added&nbsp;per share is calculated by dividing Value Added by the weighted average number of shares (3,692&nbsp;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&nbsp;estimate of the long-run inflation rate (3%&nbsp;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 &pound;2,503 million (2023: &pound;2,902&nbsp;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&nbsp;Metering (31 January 2023), despite being&nbsp;reclassified as held for sale under&nbsp;IFRS. 2023/24 &pound;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 &pound;514 million, under-recovered timing balances of &pound;744 million. 2. Change in year excludes a &pound;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 &pound;2,068 million, other regulatory assets related to timing and other cost deferrals of&nbsp;&pound;1,279 million and net&nbsp;working capital liabilities&nbsp;of&nbsp;&pound;455&nbsp;million. 2022/23 &pound;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&nbsp;total change in the year&nbsp;used&nbsp;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&nbsp;the&nbsp;net debt disposed and cash proceeds received&nbsp;(plus associated transaction costs) are excluded from the&nbsp;total adjusted net debt movement in the year used to calculate asset&nbsp;growth and Value Added. 2. Includes totex-related regulatory IOUs of &pound;502 million, under-recovered timing balances of &pound;246 million. 3. Includes assets for construction work-in-progress of &pound;2,319 million, other regulatory assets related to timing and other cost deferrals of &pound;771 million and&nbsp;net working capital assets of&nbsp;&pound;136 million. Figures relating to prior periods have, where appropriate, been re-presented at constant currency, for opening balance adjustments following the&nbsp;completion of the UK regulatory reporting pack process and finalisation of US&nbsp;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&nbsp;presented at historical exchange rates and have not been restated for opening balance adjustments. 2024 2023 As at 31 March &pound;m &pound;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&nbsp; 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&nbsp;profit (for the continuing Group) by operating segment. This should be read in conjunction with the 31 March 2024 Financial review included on&nbsp;pages 60 &#8211; 73. Analysis of the income statement for&nbsp;the&nbsp;year ended 31 March 2023&nbsp; Revenue Revenue from continuing operations for the year ended 31 March 2023 increased by &pound;3,399 million to &pound;21,659 million. Revenues were driven by a&nbsp;&pound;1,235 million increase in UK Electricity System Operator (mainly as a&nbsp;result of&nbsp;higher balancing service pass-through costs), a &pound;563 million increase in UK Electricity Distribution (primarily due to a full year of ownership and inflation on base revenues, and a &pound;1,433 million increase in New York (mainly from higher commodity pass-through costs, and rate increases). Revenue from NGV increased by &pound;317 million, related to&nbsp;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 &pound;17,378 million were &pound;2,931 million higher than prior year. This increase in costs excludes the exceptional items and&nbsp;remeasurements impacts, which is discussed below. Operating costs were driven by higher UK Electricity System Operator balancing service pass-through costs up &pound;900 million and increased gas and electricity purchases (mostly on behalf of our US customers) up &pound;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&nbsp;&pound;154 million compared with 2021/22. Provisions for&nbsp;bad and doubtful debts of &pound;220 million were recorded in the year, &pound;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 &pound;1,514 million, up &pound;433 million, driven by a &pound;244 million impact of higher inflation on RPI-linked debt&nbsp;and higher borrowings from organic asset growth, partly offset by&nbsp;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&nbsp;&pound;635 million was &pound;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&nbsp; In 2022/23, exceptional items included &pound;511 million of gains related to&nbsp;disposal of NECO and &pound;335 million of gain relating to the disposal of Millennium Pipeline Company LLC. Additional items include insurance recoveries of &pound;130 million relating to the IFA1 fire and &pound;176 million due to changes in environmental provisions. Exceptional items in 2021/22 include the release of St William Homes LLP deferred income of &pound;189 million and net&nbsp;gain of St William Homes LLP of &pound;228 million. Transaction, separation and integration costs have decreased by &pound;106 million to &pound;117m in 2022/23, with cost efficiency programme costs increasing to &pound;100&nbsp;million in 2022/23 from &pound;66 million in 2021/22. Finally, there was an exceptional gain of &pound;38 million in 2021/22 related to an environmental insurance recovery. An exceptional deferred tax charge of &pound;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 &pound;350 million were recognised on commodity contracts in 2022/23 compared with gains of &pound;392 million in 2020/21. Finance costs for the year ended 31 March 2023 included a net gain of&nbsp;&pound;54 million on financial remeasurements of derivative financial instruments and financial assets at fair value through profit or loss, compared to a net&nbsp;gain of &pound;59 million on financial remeasurements in&nbsp;2021/22. Joint ventures and associates Share of post-tax results of joint ventures and associates before exceptional items for 2022/23 were &pound;190 million compared with &pound;148 million in 2021/22, principally due&nbsp;to higher revenues in our BritNed&nbsp;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 &pound;320 million in 2022/23 compared with &pound;344 million in&nbsp;2021/22. Statutory profit after tax from discontinued operations also&nbsp;included exceptional operating costs and remeasurements of &pound;46&nbsp;million&nbsp;in 2022/23 compared with &pound;29 million in 2021/22. The statutory tax charge in 2021/22 included a &pound;144 million exceptional item&nbsp;related to&nbsp;deferred tax charges for the change in the UK corporation&nbsp;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&#8217;s results on an&nbsp;&#8216;adjusted profit&#8217; basis, described further in note 8. See page 155 for&nbsp;a&nbsp;reconciliation of&nbsp;adjusted basic&nbsp;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&nbsp;in&nbsp;2022/23 of&nbsp;72.5p, compared&nbsp;with 71.0p in&nbsp;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&nbsp;reported in sterling depend on the dollar to sterling exchange rate. The&nbsp;table below shows the average and closing exchange rates of sterling&nbsp;to&nbsp;US dollars. 2022/23 2021/22 % change&nbsp; Weighted average (income&nbsp;statement) 1.22 1.35 10 % Year end (statement of&nbsp;financial&nbsp;position) 1.23 1.31 6 % The movement in foreign exchange during 2022/23 has resulted in a&nbsp;&pound;1,134&nbsp;million increase in revenue, a &pound;172 million increase in adjusted operating profit and a &pound;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 &pound;48 million to &pound;1,987 million, and adjusted operating profit&nbsp;decreased by &pound;72 million to &pound;995&nbsp;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&nbsp;were higher as a result of higher energy costs which more than offset efficiency savings. The decrease in&nbsp;depreciation and&nbsp;amortisation reflects a write-down of mid-Wales project in 2021/22. Other costs were&nbsp;lower, mainly related to a prior year&nbsp;settlement and profit from scrap sales in 2022/23.&nbsp; Capital investment increased by &pound;122 million compared with 2021/22&nbsp;to&nbsp;&pound;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&nbsp;June 2021. For 2022/23 revenue in UK Electricity Distribution segment increased &pound;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 &pound;1,220 million, an increase of &pound;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 &pound;1,235 million to &pound;4,690&nbsp;million but this was&nbsp;principally as&nbsp;the result of higher pass-through costs, which increased from &pound;3,215&nbsp;million in 2021/22 to &pound;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 &pound;44&nbsp;million higher, as&nbsp;the result of higher base revenue under RIIO-2 due&nbsp;to increased totex and higher inflation. Regulated controllable costs including pensions were &pound;47 million higher&nbsp;from increased workload to&nbsp;deliver RIIO-2 and higher IT spend. Depreciation and amortisation was&nbsp;&pound;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 &pound;108 million. New England&nbsp; Revenue in the New England segment decreased by &pound;123 million to &pound;4,427&nbsp;million. Of this decrease, &pound;1,164 million was due to the sale of&nbsp;the Rhode Island business in year, with the majority being offset by a&nbsp;stronger US dollar and rate case increases. Also, &pound;7&nbsp;million was due to&nbsp;year-on-year timing&nbsp;movements as a result of under-collection of revenues compared with&nbsp;our regulatory allowances in 2021/22. Adjusted operating profit decreased by &pound;35&nbsp;million to &pound;708&nbsp;million. Excluding pass-through costs, timing swings and the impact of the Rhode Island disposal, underlying net revenue increased by &pound;416 million principally reflecting increased rates in Massachusetts Gas and Massachusetts Electric and a stronger US dollar. Regulated controllable costs decreased by &pound;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 &pound;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 &pound;2&nbsp;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 &pound;49 million to &pound;1,527 million, reflecting a&nbsp;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&nbsp; Revenue in the New York segment increased by &pound;1,433 million to &pound;6,994&nbsp;million. Of this increase, &pound;796 million was due to an increase in&nbsp;commodity pass-through costs charged on to customers and the impact of a stronger US dollar. Adjusted operating profit decreased by&nbsp;&pound;39&nbsp;million to&nbsp;&pound;741&nbsp;million. Excluding pass-through costs and timing swings, underlying net revenue increased by &pound;710 million (22%) principally from the benefits of rate increases under current agreements and a&nbsp;stronger US dollar. Regulated controllable costs were higher with increased workload, inflationary impacts and one-off items partially offset&nbsp;by cost efficiency savings. Provisions for bad and doubtful debts increased by &pound;70 million, driven by write-offs related to phase 1 and 2 of&nbsp;the Arrears Management Programme. Depreciation and amortisation increased due to the growth in assets. Other costs increased due to&nbsp;higher energy efficiency programmes and increased property taxes,&nbsp;partly offset by a lower pension expense driven by gain on pension buyout. Capital investment increased by &pound;494 million to &pound;2,454 million, as a&nbsp;result of Volney-Marcy and Gowanus leases, higher investment in our&nbsp;electric assets to reinforce the network and increase capacity, and&nbsp;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 &pound;317 million to &pound;1,341&nbsp;million, driven by higher interconnector revenues, which benefited from higher arbitrage from the high gas prices throughout the year. Also, a full year&#8217;s contribution of NSL due to being commissioned in FY22, along with higher commodity prices and increased revenues in&nbsp;our onshore renewables in the US. Capital investment in NGV was broadly in line with 2021/22, with higher&nbsp;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&nbsp;interconnector (Norway) last year, lower JV investment driven by&nbsp;purchase of NY Bight seabed lease in 2021/22 and lower cash calls&nbsp;on Emerald. Other activities In 2022/23, adjusted operating profit increased by &pound;10 million to &pound;31&nbsp;million, primarily driven by the St William property sale. Partially offset by community support payment and NG Partners loss compared to fair&nbsp;value gains in 2021/22. Capital investment was broadly in line with the prior year. Discontinued operations &#8211; UK Gas Transmission and&nbsp;Metering In 2022/23, revenue in the UK Gas Transmission segment increased by&nbsp;&pound;230 million to &pound;1,604 million, due to higher pass-through costs. Adjusted operating profit increased by &pound;60 million to &pound;714 million. Revenue was impacted by &pound;261 million higher pass-through costs and &pound;92 million favourable year-on-year timing swings. Net revenue (adjusted for timing) was &pound;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 &pound;91 million lower due to being classified as held for sale in 2021/22. Capital investment increased by &pound;40 million to &pound;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
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
London, United Kingdom
22 May 2024

| Description |  |
1.1 | Articles of Association of National Grid plc as amended by Special Resolution passed on 26 July 2021. (Exhibit 1.1 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(a) | Amended and restated Deposit Agreement dated as of 23 May 2013 among National Grid plc and The Bank of New York Mellon, as Depository, and all Owners and Holders from time to time of American Depositary Shares issued thereunder. (Exhibit 1 to National Grid plc Form F-6 dated 15 May 2013 File No. 333-178045) |  | Incorporated by reference
2(b).1 | 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) |  | Incorporated by reference
2(b).2 | 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) |  | Incorporated by reference
2(b).3 | Amended and Restated Trust Deed dated 10 September 2012 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).6 to National Grid plc Form 20-F dated 10 June 2013 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).4 | Amended and Restated Trust Deed dated 12 September 2014 among National Grid plc, National Grid Electricity Transmission plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to National Grid plc and National Grid Electricity Transmission plc €15,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).9 to National Grid plc Form 20-F dated 5 June 2015 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).5 | Amended and Restated Trust Deed dated 18 December 2014 among National Grid USA, National Grid North America Inc. and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to National Grid USA €4,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).10 to National Grid plc Form 20-F dated 5 June 2015 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).6 | Amended and Restated Trust Deed dated 21 September 2015 among National Grid plc, National Grid Electricity Transmission plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to National Grid plc and National Grid Electricity Transmission plc €15,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).13 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2016 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).7 | Amended and Restated Trust Deed dated 9 December 2015 among National Grid USA, National Grid North America Inc. and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to National Grid USA €4,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).14 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2016 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).8 | Amended and Restated Trust Deed dated 30 July 2019 among National Grid plc, National Grid Electricity Transmission plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to National Grid plc and National Grid Electricity Transmission plc €15,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).8 to National Grid plc Form 20-F dated 25 June 2020 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).9 | Amended and Restated Trust Deed dated 30 July 2019 among National Grid Gas 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).9 to National Grid plc Form 20-F dated 25 June 2020 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference

2(b).10 | Trust Deed dated 5 September 2019 among NGG Finance plc, National Grid plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €500,000,000 Fixed Rate Resettable Capital Securities due 2079. (Exhibit 2(b).9 to National Grid plc Form 20-F dated 25 June 2020 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).11 | Trust Deed dated 5 September 2019 among NGG Finance plc, National Grid plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €750,000,000 Fixed Rate Resettable Capital Securities due 2082. (Exhibit 2(b).9 to National Grid plc Form 20-F dated 25 June 2020 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).12 | Trust Deed dated 7 August 2020 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). to National Grid plc Form 20-F dated 8 June 2021 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).13 | Trust Deed dated 22 October 2020 between National Grid North America and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €8,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b). to National Grid plc Form 20-F dated 8 June 2021 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).14 | Amended and Restated Trust Deed dated 16 August 2021 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).14. to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).15 | Amended and Restated Trust Deed dated 22 October 2021 between National Grid North America and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €8,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme (Exhibit 2(b).15. to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).16 | Amended and Restated Trust Deed dated 11 August 2022 between National Grid plc, National Grid Electricity Transmission plc and the Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €20,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).16 to National Grid plc Form 20-f dated 6 June 2023 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).17 | Amended and Restated Trust Deed dated 24 August 2022 among Western Power Distribution (East Midlands) plc, Western Power Distribution (South Wales) plc, Western Power Distribution (West Midlands) plc and HSBC Corporate Trustee Company (UK) Limited relating to a €6,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. (Exhibit 2(b).17 to National Grid plc Form 20-f dated 6 June 2023 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
2(b).18 | Amended and Restated Trust Deed dated 4 August 2023 between National Grid North America Inc. and The Law Debenture Trust Corporation p.l.c. relating to a €8,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. |  | Filed herewith
2(b).19 | Amended and Restated Trust Deed dated 10 August 2023 among National Grid Electricity Distribution (East Midlands) plc, National Grid Electricity Distribution (South Wales) plc, National Grid Electricity Distribution (South West) plc, National Grid Electricity Distribution (West Midlands) plc and HSBC Corporate Trustee Company (UK) Limited relating to a €6,000,000,000 Euro Medium Term Note Programme. |  | Filed herewith
2(c) | Description of Securities Registered Under Section 12 of the Exchange Act |  | Filed herewith
4(a).1* | Underwriting Agreement dated as of 23 May 2024 among National Grid plc and the underwriting banks named therein. |  | Filed herewith

4(b).1* | Amended and Restated Further Acquisition Agreement dated 19 July 2023 between Lattice Group Limited and Luppiter Bidco Limited relating to the acquisition of shares in GasT TopCo. |  | Filed herewith
4(b).2* | Remaining Acquisition Agreement dated 19 July 2023 between Lattice Group Limited and Luppiter Bidco Limited relating to the acquisition of shares in GasT TopCo. |  | Filed herewith
4(c).2 | Service Agreement among National Grid Electricity Transmission plc and John Mark Pettigrew dated 2 November 2014. (Exhibit 4(c).5 to National Grid plc Form 20-F dated 5 June 2014 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).3 | Amendment to Service Agreement among National Grid Electricity Transmission plc and John Mark Pettigrew dated 2 November 2015. (Exhibit 4(c).4 to National Grid plc Form 20-F dated 5 June 2014 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).4 | Service Agreement among National Grid Electricity Transmission plc and Nicola Shaw dated 23 March 2016. (Exhibit 4(c).4 to National Grid plc Form 20-F dated 6 June 2017 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).5 | Service Agreement among National Grid plc and Andrew Agg dated 21 December 2018. (Exhibit 4(c).5 to National Grid plc Form 20-F dated 4 June 2019 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).6 | Letter of Appointment—Jacqui Ferguson |  | Filed herewith
4(c).7 | Letter of Appointment—Therese Esperdy. (Exhibit 4(c).14 to National Grid plc Form 20-F dated 10 June 2013 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).8 | Letter of Appointment—Earl Shipp. (Exhibit 4(c).15 to National Grid plc Form 20-F dated 4 June 2019 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).9 | Letter of Appointment—Jonathan Silver. (Exhibit 4(c).15 to National Grid plc Form 20-F dated 25 June 2020 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).10 | Letter of Appointment—Elizabeth (Liz) Hewitt. (Exhibit 4(c).16 to National Grid plc Form 20-F dated 25 June 2020 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).11 | Letter of Appointment—Paula Rosput Reynolds. (Exhibit 4(c).17 to National Grid plc Form 20-F dated 8 June 2021 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).12 | Letter of Appointment—Lord Ian Livingston. (Exhibit 4(c).18 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).13 | Letter of Appointment—Anne Robinson. (Exhibit 4(c).19 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).14 | Letter of Appointment—Tony Wood. (Exhibit 4(c).20 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).15 | Letter of Appointment—Martha Wyrsch (Exhibit 4(c).21 to National Grid plc Form 20-F dated 7 June 2022 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).16 | Letter of Appointment —Iain Mackay (exhibit 4(c).17 to National Grid plc Form 20-F dated 6 June 2023 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).17 | National Grid plc Deferred Share Plan. (Exhibit 4.2 to National Grid plc S-8 dated 28 July 2011 File No. 333-175852) |  | Incorporated by reference

4(c).18 | National Grid Executive Share Option Plan 2002. (Exhibit 4 (c) to National Grid Group Form 20-F dated 21 June 2002 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).19 | National Grid Group Share Matching Plan 2002. (Exhibit 4 (c) to National Grid Group Form 20-F dated 21 June 2002 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).20 | National Grid Transco Performance Share Plan 2002 (as approved 23 July 2002 by a resolution of the shareholders of National Grid Group plc, adopted 17 October 2002 by a resolution of the Board of National Grid Group plc, amended 26 June 2003 by the Share Schemes Sub-Committee of National Grid Transco plc, and amended 5 May 2004 by the Share Schemes Sub-Committee of National Grid Transco plc). (Exhibit 4.19 to National Grid Transco Form 20-F dated 16 June 2004 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).21 | National Grid Executive Share Option Scheme. (Exhibit 4D to National Grid Group S-8 dated 26 July 2001 File No. 333-65968) |  | Incorporated by reference
4(c).22 | Lattice Group Short Term Incentive Scheme (approved by a resolution of the shareholders of BG Group plc effective 23 October 2000; approved by a resolution of the Board of National Grid Transco plc on 30 April 2004; amended by resolutions of the Board of Lattice Group plc effective on 21 October 2002 and 13 May 2004). (Exhibit 4.23 to National Grid Transco Form 20-F dated 16 June 2004 File No. 1-14958) |  | Incorporated by reference
4(c).23 | National Grid USA Companies’ Defined Contribution Supplemental Executive Retirement Plan. (Exhibit 4.2 to National Grid plc S-8 dated 23 October 2012 File No. 333-184558) |  | Incorporated by reference
8 | 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. |  | Filed herewith
11(b) | Share Dealing Policy |  | Filed herewith
12.1 | Certification of John Pettigrew pursuant to Rule 13a-14(a) of the Exchange Act. |  | Filed herewith
12.2 | Certification of Andrew Agg pursuant to Rule 13a-14(a) of the Exchange Act. |  | Filed herewith
13.1 | Certifications of John Pettigrew and Andrew Agg furnished pursuant to Rule 13a-14(b) of the Exchange Act (such certifications are not deemed filed for purpose of Section 18 of the Exchange Act and not incorporated by reference in any filing under the Securities Act). |  | Filed herewith
15.1 | Consent of Deloitte LLP, independent registered public accounting firm to National Grid plc. |  | Filed herewith
17.1 | Subsidiary guarantors and issuers of guaranteed securities |  | Incorporated by reference
97.1 | US Clawback Policy |  | Filed herewith
* Portions of this exhibit have been redacted in compliance with Regulation S-K Item 601(b)(10). |  |

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