Resumo

  • O Ofgem aprovou em 15 de abril de 2025 o pacote TMO4+ (CMP434, CMP435, CM095, três metodologias de conexão e mudanças de licença), respondendo a um cenário em que novas ofertas de conexão para geração e demanda já se estendiam até a década de 2040.
  • A metodologia de critérios da porta 2 do NESO, datada de 30 de abril de 2025, coloca a demanda conectada à transmissão fora do escopo tecnológico do Clean Power 2030: essa demanda satisfaz automaticamente o critério de alinhamento estratégico e fica apenas com a prova de prontidão — direitos de terra ou uma rota qualificada de consentimento de desenvolvimento.

Em 15 de abril de 2025, o NESO deu número ao que estava descartando: mais de 750 GW de projetos na fila, cerca de quatro vezes o necessário para 2030 e o dobro do necessário para 2050 (NESO, 15 de abril de 2025). Oito meses depois, em 8 de dezembro, a mesma instituição anunciou um pipeline priorizado de 283 GW de geração e armazenamento mais aproximadamente 99 GW de demanda conectada à transmissão, e confirmou que mais de 300 GW de projetos da fila anterior não avançariam para a etapa seguinte (NESO, 8 de dezembro de 2025).

Essa é a metade que se conta como sucesso. A metade que quase não se conta é o critério que decidiu quem ficava.

O teste que valeu para a oferta e não para a demanda

O documento de decisão do Ofgem descreve o problema sem enfeite: no parágrafo 1.2, reconhece que novas ofertas de conexão para geração e demanda estavam se estendendo até a década de 2040 (Ofgem, resumo da decisão do pacote TMO4+). No parágrafo 6.23, põe número em parte do entupimento: 42 GW de demanda na fila, 17 GW na transmissão e 25 GW na distribuição, incluindo demanda industrial e data centers.

Para ordenar essa desordem, o NESO escreveu uma metodologia de critérios, datada de 30 de abril de 2025, que exige prova de prontidão por meio de direitos de terra assegurados ou de uma rota qualificada de consentimento de desenvolvimento (metodologia de critérios da porta 2 do NESO). Até aí, o critério é duro com todos. O detalhe está na seção 6.3: a demanda conectada à transmissão figura fora do escopo tecnológico do Plano de Ação Clean Power 2030, de modo que satisfaz automaticamente o critério de alinhamento estratégico (d).

Não é brecha legal nem descuido de redação. É consequência de como o perímetro foi definido: o plano de 2030 trata de tecnologias de geração, e a demanda não é uma tecnologia de geração. Um data center que pede 200 MW não precisa demonstrar que o sistema elétrico britânico precisa dele para descarbonizar. Precisa demonstrar que consegue construí-lo e que tem onde.

A mesma metodologia permite a um projeto já contratado solicitar a antecipação da sua data de conexão na janela restrita de CMP435. O que ela não concede é a data: elegibilidade e pedido de antecipação não garantem energização mais cedo.

O que sobrou, com as contas à vista

A tabela de demanda que acompanhou o anúncio de dezembro reparte o número: 11,8 GW de demanda conectada à transmissão com entrega até 2030 e 86,7 GW até 2035. Os componentes somam 98,5 GW, coerente com os 99 GW arredondados do título (NESO, 8 de dezembro de 2025).

Vale ler essa tabela duas vezes, porque ela diz mais do que aparenta. Onze anos depois da reforma, o sistema prevê ter energizado menos de um quinto da demanda que acabou de preservar. O resto não foi cancelado: foi agendado, e a diferença entre as duas coisas quem paga é quem precisa do suprimento.

Os números de demanda publicados pelo regulador têm ainda uma rachadura aritmética visível. O relatório do Ofgem de 6 de novembro de 2025 registra que as ofertas contratuais de demanda subiram de 41 GW em novembro de 2024 para 125 GW em junho de 2025. Na mesma página, os componentes de junho de 2025 são 97 GW de transmissão e 29 GW de distribuição: somam 126 GW, não 125 (Ofgem, atualização de conexões de demanda, 6 de novembro de 2025). Um gigawatt de diferença sobre 125 não muda a tese; diz muito sobre o cuidado necessário ao repetir cada número.

O Ofgem atribui aos data centers uma parcela significativa do crescimento da fila de demanda e, no mesmo documento, se recusa a quantificá-la. Sobre projetos de demanda que não são demanda embutida, sustenta que eles enfrentam requisitos de prontidão mas não um filtro de necessidade, e anuncia mais trabalho de reforma nessa direção.

Os números dos próprios data centers

A evidência mais limpa sobre o que a demanda digital pediu aparece num documento posterior. Em sua contribuição escrita ao Comitê de Auditoria Ambiental, publicada em 21 de maio de 2026, o NESO informa que dados de pipeline coletados em 2025 mostravam aproximadamente 72,8 GW de pedidos de conexão de data centers até 2039 (NESO, contribuição escrita ao Comitê de Auditoria Ambiental).

A mesma contribuição separa outra conta: quase 59 GW aguardando conexão de transmissão distribuídos em 173 projetos de data centers, entre eles 40 projetos de 500 a 1.500 MW. E acrescenta o aviso que importa: não se espera que toda a demanda solicitada chegue a se conectar.

Essas duas frases, juntas, são o retrato do problema. Setenta e dois vírgula oito gigawatts pedidos. Cinquenta e nove esperando na transmissão. E nenhuma promessa de que o total se materialize. A fila não mede demanda futura; mede intenções com papel assinado.

O que acontece quando a demanda desce para a distribuição

O estudo de impacto de data centers que a National Grid Electricity Distribution encomendou à Regen, publicado em novembro de 2025, traz o caso mais concreto de todo o dossiê. Um desenvolvedor declarou que um site de 60 MW recebeu ano de conexão estimado em 2033 porque eram necessários reforços de transformador, com cotação de conexão de aproximadamente 10 milhões de libras (National Grid Electricity Distribution, Data Centre Impact Study, novembro de 2025).

Sessenta megawatts. Nove anos. Dez milhões de libras antes de instalar um único servidor.

O mesmo estudo traz a tabela de pipeline de agosto de 2025 nas suas áreas de licença: 19 ofertas aceitas somando 1.711 MW, nove ofertas não aceitas somando 140 MW e 22 consultas somando 1.275 MW. E modela os sites com oferta aceita conectando no máximo em 2032, dependendo do cenário. São duas populações distintas e o documento não as reconcilia: o caso de 2033 é um depoimento anônimo, a modelagem é projeção de carteira. O próprio estudo adverte que suas quantidades de pipeline e seus anos de conexão são premissas de cenário, não ofertas de conexão garantidas.

A sequência administrativa também deixou rastro. Num webinar datado de 12 de junho de 2025, a distribuidora explica que as submissões de evidência de distribuição abriram em 20 de maio e fechariam em 29 de julho, em paralelo à janela de transmissão do NESO de 8 a 29 de julho, e distingue expressamente as datas de energização contratuais das datas de acesso não firme anteriores disponíveis a alguns projetos acelerados (National Grid Electricity Distribution, webinar sobre a reforma de conexões, 12 de junho de 2025). O mesmo webinar esclarece que o pipeline reformado seria inicialmente ordenado pela data de entrada na fila de transmissão, identificada pelo aval do NESO.

Esse detalhe merece ser guardado. A data que ordena a fila não é a data em que o desenvolvedor assinou, nem a data em que a terra foi comprada, nem a data em que o conselho local aprovou o projeto. É a data em que o NESO pôs sua rubrica.

A reforma que atrasou enquanto era aplicada

Nenhuma dessas transições foi instantânea. Em 15 de janeiro de 2025, o Ofgem já havia introduzido mudanças transitórias com efeito a partir de 29 de janeiro: novos projetos de demanda diretamente conectados podiam seguir pelo processo transitório de ofertas até 21 de março de 2025, enquanto as respostas a outras solicitações ficavam em pausa, com exceções delimitadas, e as solicitações de distribuição continuavam abertas mas deixavam de ser enviadas ao NESO para avaliação depois de 29 de janeiro (Ofgem, decisão sobre a transição e as cartas de conforto). Em 21 de maio de 2025, uma carta do Ofgem estendeu os alívios transitórios até o fim de 9 de junho e fixou a entrada em vigor das mudanças de licença e de código em 10 de junho, depois da pausa estatutária de 56 dias (Ofgem, decisão sobre a extensão da transição).

E o calendário seguiu escorregando. Em 16 de outubro de 2025, o NESO informou que a fila passava de 800 GW, prometeu notificações de posição para o início de dezembro e reconheceu que a implantação levara mais tempo do que o previsto (NESO, 16 de outubro de 2025). Em 8 de dezembro, precisou que os projetos protegidos com conexão prevista para 2026 ou 2027 começariam a receber ofertas formais com datas confirmadas ao longo daquele mês e de 2026, e que o restante das ofertas seria fechado no terceiro trimestre de 2026 (NESO, 8 de dezembro de 2025).

Por que isso importa além do setor elétrico

Para a rede, um data center é uma carga indistinguível de uma fábrica: grande, constante e difícil de mover. Para quem o opera, é uma promessa de receita que começa no dia da energização e não antes. Toda a literatura sobre latência, cabos submarinos e diversidade de rotas perde sentido diante de um transformador que não existe.

Daí a consequência que esta análise sustenta: nos próximos anos, a variável que decide quanta capacidade nova de Internet entra em serviço no Reino Unido não será capital nem conectividade internacional. Será a posição numa fila elétrica e a data que o NESO escrever ao lado.

A reforma fez bem a parte difícil. Fechou a porta à especulação de conexão da geração: mais de 300 GW de projetos que nunca seriam construídos deixaram de ocupar lugar. Mas o mesmo desenho reconheceu que a demanda é outra coisa, tirou-a do escopo tecnológico do plano e a deixou passar com uma prova de terra. O resultado não é um sistema que prioriza a demanda digital: é um sistema que não a classifica.

Há um limite claro no que este dossiê permite afirmar. Os números de demanda cobrem toda a demanda, não apenas data centers, de modo que nem os 99 GW nem os 125 GW podem ser atribuídos à infraestrutura digital. O caso de 60 MW e 2033 é o depoimento de um desenvolvedor, não uma média. E todas as fontes citadas são documentos públicos de regulador, operador de sistema e distribuidora, preservados como trechos e imagens de página em 11 de novembro de 2026: os números são reproduzidos como esses documentos os declaram, sem recálculo a partir de dados contratuais brutos. A ficha completa da entidade está em National Grid UK Limited.