英国制定了雄心勃勃的新目标，将现有可再生能源发电能力提高一倍以上，到2030年增加50吉瓦海上风力发电，到2035年增加70吉瓦太阳能发电，到2050年增加24吉瓦核能发电。但可再生能源开发商表示，由于英国电网的限制，他们的项目必须等待6到10年才能连接到区域配电网。
咨询公司Roadnight Taylor的专家工程师凯瑟琳·克利里（Catherine Cleary）说：“由于排长队和过高的输电系统费用，大多数大型开发商现在看到已经准备好开工的项目被推迟了。”该公司为包括英国天然气公司Centrica和太阳能开发商Lightsource BP在内的公司提供电网连接方面的咨询。
鉴于配电网已私有化，谁来为配电网的升级投资买单的问题至关重要。英国富时100指数上市的英国国家电网覆盖英国的大部分地区的高压输电网，并为六家地区性电网企业供电。
垄断企业的投资及其向消费者收取的费用受监管机构（Ofgem）设定的价格控制。区域分销商的收入来自客户账单的附加费，高达五分之一的英国典型家庭能源账单（大约每年371英镑）用于分销网络的成本。
英国国家电网表示，历史上每年有40-50个可再生能源发电并网申请，但随着可再生能源供应商的激增，申请数量已增至约400个。此外，六家地区分销商也收到了大量申请。
英国国家电网表示正在与Ofgem和业界合作简化流程，解决排长队问题。然而，行业对电网的成本增加感到担忧，因为需要从大型发电厂转向更分散的可再生能源开发项目，如太阳能和风力发电厂。输电升级成本（每个变电站的成本可能在1200万英镑左右），使得许多项目无法运行。Ofgem已经研究了整个行业的并网费用，但对电网升级费用过高的问题上“明显保持沉默”。
代表运营商的能源网络协会（Energy Network Association）表示，Ofgem需要从一个被动应对转变为积极支持“预期的战略投资”。监管机构热衷于降低家庭成本，同时促进向净零的过渡。
可再生能源开发商认为，推迟向低碳能源的转变最终会增加客户账单。可再生能源供应商RES表示，该公司今年准备好了几个太阳能项目，但预期2028年或2030年并网。太阳能和陆上风力发电是最便宜的新发电形式，但由于缺乏长期规划和电力基础设施投资，项目正在被推迟。
Ofgem表示，将在今年夏天发布下一个价格控制期的提案，这将“确保分销网络为净零过渡做好准备”。“我们的首要任务是保护消费者，我们正在为实现净零目标创建需要的基础设施”。
