Zusammenfassung

  • Ofgem genehmigte am 15. April 2025 das Reformpaket TMO4+ (CMP434, CMP435, CM095, drei Anschlussmethodiken und Lizenzänderungen) — als neue Anschlussangebote für Erzeugung und Nachfrage bis in die 2040er Jahre reichten.
  • Die am 30. April 2025 datierte Gate-2-Kriterienmethodik von NESO stellt übertragungsnetzgebundene Nachfrage außerhalb des Technologiescopes von Clean Power 2030: Sie erfüllt das Kriterium der strategischen Ausrichtung automatisch und behält als einzigen Filter den Nachweis der Bereitschaft — gesicherte Landrechte oder ein qualifizierter Weg zur Entwicklungsgenehmigung.

Am 15. April 2025 bezifferte NESO, was da aussortiert wurde: mehr als 750 GW an Projekten in der Warteschlange, rund das Vierfache des Bedarfs für 2030 und das Doppelte des Bedarfs für 2050 (NESO, 15. April 2025). Acht Monate später, am 8. Dezember, meldete dieselbe Institution eine priorisierte Pipeline von 283 GW Erzeugung und Speicher plus rund 99 GW übertragungsnetzgebundener Nachfrage — und bestätigte, dass mehr als 300 GW der alten Warteschlange nicht in die nächste Stufe kommen würden (NESO, 8. Dezember 2025).

Das ist die Hälfte, die als Erfolg erzählt wird. Die Hälfte, die fast niemand erzählt, ist das Kriterium, das entschieden hat, wer bleiben darf.

Der Test, der für das Angebot galt und nicht für die Nachfrage

Das Entscheidungsdokument von Ofgem beschreibt das Problem ohne Schmuck: In Absatz 1.2 räumt es ein, dass neue Anschlussangebote für Erzeugung und Nachfrage bis in die 2040er Jahre reichten (Ofgem, Zusammenfassung der Entscheidung zum TMO4+-Paket). In Absatz 6.23 bekommt ein Teil des Staus eine Zahl: 42 GW Nachfrage in der Warteschlange, 17 GW im Übertragungsnetz und 25 GW im Verteilnetz, einschließlich Industrienachfrage und Rechenzentren.

Um dieses Durcheinander zu ordnen, schrieb NESO eine Kriterienmethodik vom 30. April 2025, die Bereitschaftsnachweise über gesicherte Landrechte oder einen qualifizierten Weg zur Entwicklungsgenehmigung verlangt (NESO, Gate-2-Kriterienmethodik). Bis dahin ist das Kriterium streng gegenüber allen. Der Unterschied steht in Abschnitt 6.3: Übertragungsnetzgebundene Nachfrage wird als außerhalb des Technologiescopes des Aktionsplans Clean Power 2030 geführt und erfüllt damit automatisch das Kriterium der strategischen Ausrichtung (d).

Das ist keine juristische Lücke und kein Redaktionsversehen. Es ist die Folge davon, wie der Perimeter gezogen wurde: Der Plan für 2030 handelt von Erzeugungstechnologien, und Nachfrage ist keine Erzeugungstechnologie. Ein Rechenzentrum, das 200 MW beantragt, muss nicht belegen, dass das britische Stromsystem es zur Dekarbonisierung braucht. Es muss belegen, dass es bauen kann und einen Ort dafür hat.

Dieselbe Methodik erlaubt einem bereits kontrahierten Projekt, in der beschränkten Antragsfrist von CMP435 eine Vorverlegung seines Anschlusstermins zu beantragen. Was sie nicht gewährt, ist der Termin: Berechtigung und Antrag garantieren keine frühere Einspeisung.

Was stehen blieb, mit seinen Summen

Die Nachfragetabelle aus dem Dezember-Ankündigung verteilt die Zahl: 11,8 GW übertragungsnetzgebundene Nachfrage mit Lieferung bis 2030, 86,7 GW mit Lieferung bis 2035. Die Komponenten summieren sich auf 98,5 GW, konsistent mit den gerundeten 99 GW der Überschrift (NESO, 8. Dezember 2025).

Diese Tabelle sollte man zweimal lesen, weil sie mehr sagt, als sie zeigt. Elf Jahre nach der Reform erwartet das System, weniger als ein Fünftel der Nachfrage ans Netz gebracht zu haben, die es gerade eben behalten hat. Der Rest ist nicht gestrichen: Er steht im Kalender. Und die Differenz zwischen beidem zahlt, wer die Versorgung braucht.

Die Nachfragezahlen der Regulierungsbehörde haben außerdem einen sichtbaren arithmetischen Riss. Der Ofgem-Bericht vom 6. November 2025 hält fest, dass die vertraglich gebundenen Nachfrageangebote von 41 GW im November 2024 auf 125 GW im Juni 2025 gestiegen sind. Auf derselben Seite lauten die Komponenten für Juni 2025: 97 GW Übertragungsnetz und 29 GW Verteilnetz. Das sind 126 GW, nicht 125 (Ofgem, Update zu Nachfrageanschlüssen, 6. November 2025). Ein Gigawatt Differenz bei 125 ändert die These nicht; es sagt etwas darüber, wie sorgfältig jede dieser Zahlen weitergegeben werden muss.

Ofgem schreibt einen erheblichen Teil des Wachstums der Nachfrageschlange den Rechenzentren zu und weigert sich im selben Dokument, diesen Anteil zu beziffern. Für Nachfrageprojekte ohne eingebettete Nachfrage hält es fest, dass sie Bereitschaftsanforderungen, aber keinen Bedarfsfilter kennen — und kündigt weitere Reformarbeit in dieser Richtung an.

Die eigenen Zahlen der Rechenzentren

Der sauberste Beleg dafür, was die digitale Nachfrage beantragt hat, steht in einem späteren Dokument. In seiner schriftlichen Stellungnahme an den Environmental Audit Committee, veröffentlicht am 21. Mai 2026, berichtet NESO, dass die 2025 erhobenen Pipelinedaten rund 72,8 GW an Anschlussanträgen von Rechenzentren bis 2039 zeigten (NESO, schriftliche Stellungnahme an den Environmental Audit Committee).

Dieselbe Stellungnahme trennt eine zweite Rechnung ab: fast 59 GW, die auf einen Übertragungsnetzanschluss warten, verteilt auf 173 Rechenzentrumsprojekte, darunter 40 Projekte zwischen 500 und 1.500 MW. Und sie fügt den Satz an, auf den es ankommt: Es ist nicht zu erwarten, dass die gesamte beantragte Nachfrage tatsächlich angeschlossen wird.

Diese beiden Sätze zusammen ergeben das Bild der Lage. 72,8 GW beantragt. 59 GW warten im Übertragungsnetz. Und keine einzige Zusage, dass die Summe Wirklichkeit wird. Die Warteschlange misst keine künftige Last; sie misst Absichten mit Papier.

Was passiert, wenn die Nachfrage ins Verteilnetz rutscht

Die Studie zu den Auswirkungen von Rechenzentren, die National Grid Electricity Distribution bei Regen in Auftrag gab und im November 2025 veröffentlichte, enthält den konkretesten Fall der ganzen Akte. Ein Entwickler erklärte, ein Standort mit 60 MW habe ein geschätztes Anschlussjahr von 2033 erhalten, weil Transformatoren verstärkt werden mussten, bei einem Anschlussangebot von rund 10 Millionen Pfund (National Grid Electricity Distribution, Data Centre Impact Study, November 2025).

Sechzig Megawatt. Neun Jahre. Zehn Millionen Pfund, bevor ein einziger Server steht.

Dieselbe Studie zeigt die Pipelinetabelle vom August 2025 für die betreffenden Lizenzgebiete: 19 angenommene Angebote mit zusammen 1.711 MW, neun nicht angenommene Angebote mit 140 MW und 22 Anfragen mit 1.275 MW. Und sie modelliert Standorte mit angenommenem Angebot so, dass sie je nach Szenario spätestens 2032 am Netz sind. Das sind zwei verschiedene Grundgesamtheiten, und das Dokument gleicht sie nicht ab: Der Fall von 2033 ist die Aussage eines anonymen Entwicklers, die Modellierung eine Portfolioprojektion. Die Studie selbst warnt, dass ihre Pipelinegrößen und Anschlussjahre Szenarioannahmen sind, keine garantierten Anschlussangebote.

Auch der Verwaltungsablauf hat Spuren hinterlassen. In einem Webinar vom 12. Juni 2025 erklärt der Verteilnetzbetreiber, dass die Einreichung von Verteilnetznachweisen am 20. Mai 2025 begann und am 29. Juli endete, parallel zum Übertragungsfenster von NESO vom 8. bis 29. Juli, und dass er ausdrücklich zwischen vertraglichen Einspeiseterminen und früheren Terminen für nicht feste Netzzugänge unterscheidet, die einige beschleunigte Projekte erhalten (National Grid Electricity Distribution, Webinar zur Anschlussreform, 12. Juni 2025). Dasselbe Webinar erklärt, dass die reformierte Pipeline zunächst nach dem Eintrittsdatum in die Übertragungsschlange geordnet würde, das durch die Gegenzeichnung von NESO bestimmt ist.

Dieses Detail sollte man behalten. Der Termin, der die Warteschlange ordnet, ist nicht der Termin, an dem der Entwickler unterschrieben hat, nicht der, an dem das Land gekauft wurde, und nicht der, an dem der Gemeinderat zugestimmt hat. Es ist der Termin, an dem NESO seinen Namenszug daruntergesetzt hat.

Die Reform, die sich beim Umsetzen verschob

Keiner dieser Übergänge war momentan. Am 15. Januar 2025 hatte Ofgem bereits Übergangsregeln eingeführt, die ab dem 29. Januar galten: Neue direkt angeschlossene Nachfrageprojekte konnten bis zum 21. März 2025 im Übergangsangebotsverfahren bleiben, während Antworten auf andere Anträge mit benannten Ausnahmen pausierten; Verteilnetzanträge blieben offen, wurden aber ab dem 29. Januar nicht mehr zur Bewertung an NESO geschickt (Ofgem, Entscheidung zu Übergangsregeln und Comfort Letters). Am 21. Mai 2025 verlängerte ein Ofgem-Schreiben die Übergangserleichterungen bis zum Ende des 9. Juni und legte fest, dass Lizenz- und Codeänderungen nach der gesetzlichen 56-Tage-Frist am 10. Juni in Kraft traten (Ofgem, Entscheidung zur Verlängerung des Übergangs).

Und der Zeitplan rutschte weiter. Am 16. Oktober 2025 meldete NESO, die Warteschlange überschreite 800 GW, stellte Positionsmitteilungen für Anfang Dezember in Aussicht und räumte ein, die Umsetzung habe länger gedauert als erwartet (NESO, 16. Oktober 2025). Am 8. Dezember präzisierte NESO, dass geschützte Projekte mit geplantem Anschluss 2026 oder 2027 ab Dezember 2025 und im Laufe von 2026 förmliche Angebote mit bestätigten Terminen erhalten würden, die übrigen Angebote bis zum dritten Quartal 2026 (NESO, 8. Dezember 2025).

Warum das über die Stromwirtschaft hinausgeht

Für das Netz ist ein Rechenzentrum eine Last, die sich von einem Werk nicht unterscheiden lässt: groß, gleichmäßig und unbeweglich. Für den Betreiber ist es ein Ertragsversprechen, das am Tag der Einspeisung beginnt und nicht vorher. Die gesamte Literatur über Latenz, Seekabel und Routenvielfalt verliert ihren Sinn vor einem Transformator, den es nicht gibt.

Daraus folgt die These dieses Textes: In den kommenden Jahren entscheidet über die neue Internetkapazität in Großbritannien weder Kapital noch internationale Konnektivität, sondern die Position in einer Stromwarteschlange und der Termin, den NESO daneben schreibt.

Die Reform hat die schwierige Hälfte richtig gemacht. Sie hat der Anschlussspekulation der Erzeugung die Tür geschlossen: Mehr als 300 GW an Projekten, die nie gebaut worden wären, belegen keinen Platz mehr. Aber dasselbe Design hat eingeräumt, dass Nachfrage etwas anderes ist, sie aus dem Technologiescope des Plans genommen und mit einem Landnachweis durchgewinkt. Das Ergebnis ist kein System, das digitale Nachfrage priorisiert. Es ist ein System, das digitale Nachfrage nicht klassifiziert.

Es gibt eine klare Grenze dessen, was diese Akte belegen kann. Die Nachfragezahlen decken die gesamte Nachfrage ab, nicht nur Rechenzentren, weshalb weder 99 GW noch 125 GW der digitalen Infrastruktur zugerechnet werden können. Der Fall mit 60 MW und 2033 ist die Aussage eines Entwicklers, kein Durchschnitt. Und alle zitierten Quellen sind öffentliche Dokumente von Regulierungsbehörde, Systembetreiber und Verteilnetzbetreiber, am 11. November 2026 als Anbieterauszüge und Seitenbilder gesichert: Die Zahlen sind so wiedergegeben, wie diese Dokumente sie nennen, ohne Neuberechnung aus Rohvertragsdaten. Der vollständige Eintrag zur Entität steht unter National Grid UK Limited.