Resumen

  • Ofgem aprobó el 15 de abril de 2025 el paquete TMO4+ (CMP434, CMP435, CM095, tres metodologías de conexión y cambios de licencia) para vaciar una cola en la que los proyectos esperaban ofertas que se extendían hasta la década de 2040.
  • La metodología de criterios de la puerta 2 de NESO, fechada el 30 de abril de 2025, sitúa la demanda conectada a la red de transporte fuera del alcance tecnológico de Clean Power 2030: esa demanda satisface automáticamente el criterio de alineación estratégica y se queda con la prueba de preparación, tierras o consentimiento de desarrollo, como único filtro.

El 15 de abril de 2025 NESO puso cifra a lo que estaba purgando: más de 750 GW de proyectos en cola, aproximadamente cuatro veces lo que el sistema necesita para 2030 y el doble de lo que necesita para 2050 (NESO, 15 de abril de 2025). Ocho meses después, el 8 de diciembre, la misma institución anunció un conducto priorizado de 283 GW de generación y almacenamiento, más unos 99 GW de demanda conectada a la red de transporte, y confirmó que más de 300 GW de proyectos de la cola anterior no pasarían a la siguiente etapa (NESO, 8 de diciembre de 2025).

Esa es la parte que se cuenta como éxito.

La parte que casi no se cuenta es el criterio que decidió quién se quedaba.

La prueba que se aplicó a la oferta y no a la demanda

El documento de decisión de Ofgem describe el problema sin adornos: en su párrafo 1.2 reconoce que las nuevas ofertas de conexión para generación y demanda se estaban extendiendo hasta la década de 2040 (Ofgem, resumen de la decisión del paquete TMO4+). En el párrafo 6.23 pone número a una parte del atasco: 42 GW de demanda en cola, 17 GW en la red de transporte y 25 GW en distribución, incluida demanda industrial y centros de datos.

Para ordenar ese desorden, NESO escribió una metodología de criterios, fechada el 30 de abril de 2025, que exige pruebas de preparación mediante derechos de suelo asegurados o una ruta cualificada de consentimiento de desarrollo (metodología de criterios de la puerta 2 de NESO). Hasta ahí, el criterio es severo con todos. El detalle está en la sección 6.3: la demanda conectada a la red de transporte figura fuera del alcance tecnológico del Plan de Acción Clean Power 2030, de modo que satisface automáticamente el criterio de alineación estratégica (d).

No es un vacío legal ni un descuido de redacción. Es una consecuencia de cómo se definió el perímetro: el plan de 2030 habla de tecnologías de generación, y la demanda no es una tecnología de generación. Un centro de datos que pide 200 MW no tiene que demostrar que el sistema eléctrico británico lo necesita para descarbonizarse. Solo tiene que demostrar que puede construirlo y que tiene dónde.

La misma metodología permite a un proyecto ya contratado solicitar el adelanto de su fecha de conexión en la ventana de solicitudes restringidas de CMP435. Lo que no concede es la fecha: la elegibilidad y la solicitud de adelanto no garantizan una energización más temprana.

Lo que quedó en pie, con sus sumas

La tabla de demanda que acompañó el anuncio de diciembre reparte la cifra: 11,8 GW de demanda conectada a la red de transporte con entrega en 2030 y 86,7 GW con entrega en 2035. Los componentes suman 98,5 GW, coherente con los 99 GW redondeados del titular (NESO, 8 de diciembre de 2025).

Conviene leer esa tabla dos veces, porque dice más de lo que parece. Once años después de la reforma, el sistema prevé haber energizado menos de una quinta parte de la demanda que acaba de conservar. El resto no está cancelado: está calendarizado, y la diferencia entre ambas cosas la paga quien necesita el suministro.

Las cifras de demanda que publica el regulador tienen además una grieta aritmética visible. El informe de Ofgem del 6 de noviembre de 2025 registra que las ofertas contractuales de demanda pasaron de 41 GW en noviembre de 2024 a 125 GW en junio de 2025. En la misma página, los componentes de junio de 2025 son 97 GW de transporte y 29 GW de distribución: suman 126 GW, no 125 (Ofgem, actualización de conexiones de demanda, 6 de noviembre de 2025). Un gigavatio de diferencia sobre un total de 125 no cambia la tesis; sí dice cuánto cuidado hay que poner en cada cifra que se repite.

Ofgem atribuye a los centros de datos una parte significativa del crecimiento de la cola de demanda y, en el mismo documento, se niega a cuantificar esa parte. Sobre los proyectos de demanda que no son demanda embebida, sostiene que se enfrentan a requisitos de preparación pero no a un filtro de necesidad, y anuncia más trabajo de reforma en esa dirección.

Los números propios de los centros de datos

La evidencia más limpia sobre lo que la demanda digital pidió aparece en un documento posterior. En su comparecencia escrita ante el Comité de Auditoría Ambiental, publicada el 21 de mayo de 2026, NESO informa de que los datos de conducto recogidos en 2025 mostraban aproximadamente 72,8 GW de solicitudes de conexión de centros de datos hasta 2039 (NESO, comparecencia escrita ante el Comité de Auditoría Ambiental).

La misma comparecencia separa otra cuenta: casi 59 GW pendientes de conexión de transporte repartidos en 173 proyectos de centros de datos, entre ellos 40 proyectos de entre 500 y 1.500 MW. Y añade la advertencia que importa: no se espera que toda la demanda solicitada llegue a conectarse.

Esas dos frases, juntas, son el retrato del problema.

Setenta y dos coma ocho gigavatios pedidos. Cincuenta y nueve esperando en la red de transporte. Y ni una sola promesa de que el total se materialice.

La cola no mide demanda futura; mide intenciones con papeles.

Lo que pasa cuando la demanda baja a la distribución

El estudio de impacto de centros de datos que National Grid Electricity Distribution encargó a Regen, publicado en noviembre de 2025, contiene el caso más concreto de todo el expediente. Un promotor declaró que un sitio de 60 MW recibió un año de conexión estimado en 2033 porque hacían falta refuerzos de transformador, con una cotización de conexión de aproximadamente 10 millones de libras (National Grid Electricity Distribution, Data Centre Impact Study, noviembre de 2025).

Sesenta megavatios. Nueve años. Diez millones de libras antes de instalar un solo servidor.

El mismo estudio ofrece la tabla de conducto de agosto de 2025 en sus áreas de licencia: 19 ofertas aceptadas que suman 1.711 MW, nueve ofertas no aceptadas que suman 140 MW y 22 consultas que suman 1.275 MW. Y modela los sitios con oferta aceptada conectando como muy tarde en 2032, según el escenario.

Son dos poblaciones distintas y el documento no las reconcilia: el caso de 2033 es un testimonio anónimo, la modelización es una proyección de cartera. El propio estudio advierte que sus cantidades de conducto y sus años de conexión son supuestos de escenario, no ofertas de conexión garantizadas.

La secuencia administrativa también dejó rastro. En un seminario web fechado el 12 de junio de 2025, el operador de distribución explica que las presentaciones de evidencia de distribución abrieron el 20 de mayo y cerrarían el 29 de julio, en paralelo a la ventana de transporte de NESO del 8 al 29 de julio, y distingue expresamente las fechas de energización contractuales de las fechas de acceso no firme anteriores de que disponen algunos proyectos acelerados (National Grid Electricity Distribution, seminario sobre la reforma de conexiones, 12 de junio de 2025). El mismo seminario aclara que el conducto reformado se ordenaría inicialmente por fecha de entrada en la cola de transporte, identificada mediante el refrendo de NESO.

Ese detalle es el que conviene retener. La fecha que ordena la cola no es la fecha en que el promotor firmó, ni la fecha en que el suelo se compró, ni la fecha en que el consejo local aprobó el proyecto.

Es la fecha en que NESO puso su rúbrica.

La reforma que se retrasó mientras se aplicaba

Ninguna de estas transiciones fue instantánea. El 15 de enero de 2025 Ofgem ya había introducido cambios transitorios con efecto del 29 de enero: los nuevos proyectos de demanda conectados directamente podían seguir por el proceso transitorio de ofertas hasta el 21 de marzo de 2025 mientras las respuestas a otras solicitudes quedaban en pausa, con excepciones tasadas, y las solicitudes de distribución seguían abiertas pero dejaban de enviarse a NESO para evaluación después del 29 de enero (Ofgem, decisión sobre la transición y las cartas de confort). El 21 de mayo de 2025, una carta de Ofgem amplió los alivios transitorios hasta el final del 9 de junio y fijó la entrada en vigor de los cambios de licencia y de código el 10 de junio, tras la pausa estatutaria de 56 días (Ofgem, decisión sobre la ampliación de la transición).

Y el calendario siguió deslizándose. El 16 de octubre de 2025 NESO informó de que la cola superaba los 800 GW, prometió notificaciones de posición para principios de diciembre y reconoció que la implantación había tardado más de lo previsto (NESO, 16 de octubre de 2025). El 8 de diciembre precisó que los proyectos protegidos con conexión prevista en 2026 o 2027 empezarían a recibir ofertas formales con fechas confirmadas durante ese mes y a lo largo de 2026, y que el resto de las ofertas se cerraría en el tercer trimestre de 2026 (NESO, 8 de diciembre de 2025).

Por qué esto importa más allá del sector eléctrico

Un centro de datos es, para la red, una carga indistinguible de una fábrica: grande, constante y difícil de mover. Para quien lo opera, es una promesa de ingresos que empieza el día de la energización y no antes.

Toda la literatura sobre latencia, fibra submarina y diversidad de rutas pierde sentido frente a un transformador que no existe.

De ahí la consecuencia que este análisis sostiene: en Reino Unido, durante los próximos años, la variable que decide cuánta capacidad de Internet nueva entra en servicio no será el capital ni la conectividad internacional.

Será la posición en una cola eléctrica y la fecha que NESO escriba al lado.

La reforma hizo bien lo difícil. Cerró la puerta a la especulación de conexión de la generación: más de 300 GW de proyectos que nunca iban a construirse dejaron de ocupar sitio. Pero el mismo diseño reconoció que la demanda es distinta, la sacó del alcance tecnológico del plan y la dejó pasar con una prueba de tierras.

El resultado no es un sistema que prioriza la demanda digital: es un sistema que no la clasifica.

Hay un límite claro en lo que este expediente permite afirmar. Las cifras de demanda cubren toda la demanda, no solo los centros de datos, de modo que ni los 99 GW ni los 125 GW pueden atribuirse a infraestructura digital. El caso de 60 MW y 2033 es el testimonio de un promotor, no un promedio. Y todas las fuentes citadas son documentos públicos de regulador, operador de sistema y operador de distribución, conservados como extractos e imágenes de página el 11 de noviembre de 2026: las cifras se reproducen tal como esos documentos las declaran, sin recálculo a partir de datos contractuales brutos. La ficha completa de la entidad está en National Grid UK Limited.