El Paquete de Red 2026 permite la conexión a la red de nuevos proyectos de PV y almacenamiento de baterías, incluso en áreas de congestión, pero lo supedita a la controvertida cláusula de redestribución. Lo estratégico Red de superestructura ofrece una solución y, al hacerlo, gana cada vez más protagonismo. Aprovecha las capacidades existentes de manera más eficiente, reduce los riesgos de desconexión y, según un estudio de EWI, ahorra hasta 1.800 millones de euros en costes de ampliación de la red al año.
La red de cobertura dirigida está consagrada desde febrero de 2025 en el § 8 de la EEG y permite así la realización de proyectos de energía renovable también en „zonas de red con capacidad limitada“, como las que se encuentran en Paquete de Red 2026 ser nombrado. Se le describe Límite de capacidad una conexión de red conscientemente a través de grandes parques solares y/o de grandes almacenamiento de baterías construido sobre. Una gestión operativa inteligente capta las puntas de inyección de forma selectiva y las traslada a periodos de menor carga de la red. De este modo, se pueden reducir significativamente los apagados debidos a la redistribución, al tiempo que se abren nuevas oportunidades de ingresos, por ejemplo, mediante la comercialización flexible o modos de funcionamiento que benefician a la red.
La reserva de redispatch y sus riesgos para grandes proyectos fotovoltaicos
En las zonas con congestión (limitación >31 % del consumo anual), según el Paquete de Redes 2026, las nuevas instalaciones de energías renovables deberán, en el futuro, Reserva de reenvío aceptar. Esto significa que, en caso de reducción debida a la red, la compensación del EEG se elimina por completo hasta por 10 años. Precisamente esto limita la rentabilidad de Proyectos de gran envergadura de energía fotovoltaica especialmente una, ya que las futuras cuotas de redistribución son difíciles de predecir. Por ello, los inversores también calculan de forma más conservadora y las instituciones financieras han estado valorando los proyectos de cuellos de botella más altos desde entonces.
En este contexto, Soluciones de flexibilidad directamente en el punto de interconexión (NVP) es cada vez más un requisito previo para la viabilidad de nuevos proyectos. Mediante la integración de sistemas de almacenamiento y el uso de sistemas de control inteligentes, los picos de inyección pueden suavizarse selectivamente y evitarse activamente las restricciones de red. En lugar de aceptar pasivamente las medidas de redistribución, los operadores pueden adaptar sus instalaciones de forma flexible a la situación de la red y estabilizar así la cantidad real inyectada. Esto no solo aumenta la seguridad de la planificación, sino que también mejora la financiación, ya que los proyectos se vuelven más resistentes a los riesgos económicos de la reserva de redistribución.
¿Qué es la integración en la red y cómo funciona con PV + BESS?
La sobreconstrucción de la red describe el principio de dimensionar deliberadamente la potencia instalada de un sistema fotovoltaico por encima de la capacidad de conexión a la red disponible. Concretamente, esto significa, por ejemplo: un Planta fotovoltaica con una potencia de 15 MWp se usará con un BESS con capacidad de 5 MWh a un NVP con tan solo 10 MW de potencia de conexión conectado. Técnicamente, el control inteligente compensa la diferencia entre la generación y la capacidad de conexión. Mientras que la planta solar genera picos de inyección elevados, especialmente al mediodía, el almacenamiento en baterías absorbe el exceso de energía y la reintroduce en la red con un desfase temporal, por ejemplo, por la tarde o con baja radiación solar. Solo como última consecuencia se hace necesario un recorte de la inyección.
De este modo, es posible suavizar los picos de carga negativos o positivos en la red y aprovechar las capacidades de la red de forma mucho más eficiente. Un estudio del BEE de 2024 muestra que, incluso con una densidad de construcción de alrededor de 150 %, las pérdidas por regulación se mantienen en un nivel bajo, inferior a 5 %, mientras que la utilización del punto de conexión a la red aumenta entre un 30 % y un 40 %. Con sistemas de almacenamiento integrados, en la práctica se podrían alcanzar incluso grados de superposición de hasta 250 %. En total, se podría Uso de la red a través de sobreconstrucción de red mejorar en 53 %.
Estudio EWI: Ahorro de 1.800 millones de euros en costes de ampliación de red
Un estudio de EWI del verano de 2025 cuantifica el potencial del estudio BEE y proporciona cifras concretas. Según él, la superposición de la red con PV y energía eólica reduce los costes anuales de expansión de la red. hasta 1.800 millones de euros. Además, la optimización de la utilización de la infraestructura existente provoca un retraso muy necesario en la costosa construcción nueva. Para proyectos fotovoltaicos a gran escala en combinación con BESS, esto significa: El Los atascos de red se convierten en oportunidades, ya que la flexibilidad local resultante reduce la necesidad de expansión de la red en la región.
Combinado con el Cable Pooling, es decir, fotovoltaica, eólica y BESS en el mismo NVP, se produce un efecto multiplicador. El exceso de energía solar carga las baterías durante el día, que la inyectan cuando es necesario o amortiguan las situaciones de redesplazamiento. Esto aumenta la tasa de uso de la red y reduce los costosos vertidos. Según EWI, la sobreconstrucción de la red genera los siguientes ahorros:
| Urbanización | Utilización de la red | Pérdida de refrigeración | Ahorro de costos |
| 100 % | Base | alto | ninguno |
| 150 % | + 30-40 % | < 5 % | alto |
| 250 % | + 50-53 % | 10-15 % | hasta 1.800 millones de euros/año |
Ejemplos prácticos de superestructuras de red significativas
1. Área solar fotovoltaica con BESS en un área de red de distribución con capacidad limitada
Un gestor de la red de distribución clasifica una zona de la red como „zona con capacidad limitada“, ya que la tasa de reducción de potencia en ella ya supera el 3%. Un promotor de proyectos planea construir un nuevo parque solar y recibe del gestor de la red la información de que, en el punto de conexión a la red deseado, solo 10 MW de potencia de conexión estar a disposición. Un proyecto clásico de 10 MWp de PV y reserva de redistribución sería, en principio, conectable, pero conllevaría el riesgo económico total de desacoplamientos no remunerados.
En cambio, el operador opta por un recubrimiento estratégico de la red: instala 15 MWp de potencia fotovoltaica y complementa la instalación con una BESS con capacidad de 7,5 MWh. Sobre un Sistema de gestión de la energía (SGE) se garantiza que la potencia máxima de inyección en el NVP de 10 MW no se supere en ningún momento.
En tiempos de alta irradiación, los excedentes se dirigen al almacenamiento en lugar de ser reducidos. Solo cuando el almacenamiento está lleno y la carga de la red no permite una inyección adicional, se aplica una limitación controlada de la potencia de la instalación fotovoltaica. En el cómputo anual, el operador puede así obtener un rendimiento energético considerablemente mayor a través de la misma conexión a la red, mientras que las medidas de redespacho se reducen notablemente.
2. Proyecto híbrido con parque eólico, planta fotovoltaica y BESS
En una región ventosa, un parque eólico con 20 MW de potencia de conexión ya lleva varios años en funcionamiento. Aunque la central NVP está ocupada al 100 % y se producen reducciones de potencia con regularidad, y aunque su ampliación sería costosa y solo sería posible mediante una importante subvención para los costes de construcción, el operador está interesado en integrar además un sistema fotovoltaico y un gran sistema de almacenamiento.
En el marco de un concepto híbrido, la potencia de conexión a la red existente se sobredimensiona deliberadamente: además del parque eólico, 15 MWp de potencia fotovoltaica y un Almacenamiento de baterías de 10 MWh Conectado al NVP. Aquí también, el EMS se ajusta automáticamente al sistema general. Durante la noche y con poca luz solar, la energía eólica domina la inyección, mientras que durante el día, el parque solar proporciona altos rendimientos. El almacenamiento absorbe los excedentes de energía eólica y fotovoltaica en momentos de baja capacidad de absorción de la red y los vuelve a poner a disposición de forma desfasada. Esto suaviza los picos de inyección del sistema combinado y reduce significativamente las intervenciones de redistribución.
3. Consumidores a gran escala con inyección de PV y BESS
Una empresa intensiva en energía tiene una conexión de media tensión con 5 MW de potencia, a través del cual se gestiona todo el suministro de electricidad y una parte existente de la instalación fotovoltaica en tejado. Debido al aumento de los precios de la electricidad y a los objetivos de sostenibilidad, la empresa planea ampliar significativamente su autoconsumo con una instalación fotovoltaica en suelo y un BESS en las instalaciones de la empresa. Sin embargo, el operador de red indica que un aumento de la potencia de conexión solo sería posible con una expansión considerable de la red.
La empresa decide sobreconstruir estratégicamente la conexión de red existente e instala adicionalmente 7 MWp de potencia fotovoltaica con BESS con capacidad de 4 MWh. En operación normal, la planta fotovoltaica primero cubre el autoconsumo de la planta. Con los excedentes, la batería se carga y, siempre que haya capacidad de conexión disponible, el operador recibe la tarifa de alimentación. En horarios de bajo consumo o los fines de semana con alta producción fotovoltaica y la batería llena, el EMS evita que se supere el límite de 5 MW y regula la planta fotovoltaica a la baja.
Cable Pooling como implementación operativa de la superestructura de red
Los escenarios descritos ponen en práctica Agrupación de cables voraus – el uso compartido de un punto de interconexión de red por parte de PV, BESS y, si procede, otras instalaciones de EE. Existen dos variantes principales:
- Co-ubicaciónModeloLa planta fotovoltaica y el BESS tienen ubicaciones de mercado (MaLo) y conceptos de medición separados. El almacenamiento puede cargarse de forma flexible con corriente gris y servir a los mercados de servicios de ajuste, al tiempo que la planta fotovoltaica sigue siendo elegible para la financiación del EEG.
- Modelo híbridoLa instalación fotovoltaica y el BESS están conectados detrás de un MaLo. El almacenamiento se carga exclusivamente con electricidad verde fotovoltaica, cumpliendo con el EEG pero con menor flexibilidad de mercado.
Ambos modelos utilizan acuerdos flexibles de conexión a la red (§ 8a EEG), que definen límites de inyección dinámicos. En este proceso, un EMS coordina todas las decisiones en tiempo real entre la carga del almacenamiento, el autoconsumo y la inyección a la red.
Requisitos legales y técnicos
Legalmente proyectos necesarios
- Permiso del operador de red para la construcción en altura (§ 8 párr. 1a EEG 2023)
- Acuerdo de conexión eléctrica flexible con potencias máximas definidas
- Conceptos de medición para cogestión (MaLo + medidor)
- Demostración de control técnico
Técnico son cruciales:
- SGE con modelos predictivos (rendimiento fotovoltaico, carga, precios de la red)
- Control rápido del rendimiento (tiempo de respuesta < 1 segundo)
- Comunicación con el operador de la red (por ejemplo, vía IEC 61850)
- Sistemas redundantes para seguridad operativa
Lista de verificación para la implementación de proyectos de interconexión de redes
En la planificación y ejecución de proyectos de sobreconstrucción de redes, CUBE CONCEPTS asume la coordinación integral de todos los pasos cruciales. El punto de partida es un análisis exhaustivo de la red, en el que se evalúan las tasas de limitación y los límites de capacidad en el punto de interconexión de la red. Sobre esta base, desarrollamos un concepto técnico optimizado con el grado de sobreconstrucción adecuado, almacenamiento de baterías y EMS.
Paralelamente, aclaramos los marcos regulatorios, en particular el contrato de conexión a la red flexible según el § 8a EEG, en estrecha coordinación con el operador de la red. Complementariamente, elaboramos cálculos económicos sólidos, que incluyen los riesgos de redistribución, así como potenciales de ingresos adicionales, por ejemplo, de Energía de control o comercio de energía, tener en cuenta. Mediante la implementación coordinada y paralela de proyectos de PV y almacenamiento, garantizamos que la ampliación de la red se realice de manera técnica y económicamente exitosa.
Conclusión: De la congestión de la red a la estrategia de flexibilidad
La superestructura de red con PV y BESS transforma los desafíos del paquete de red de 2026 en ventajas competitivas. Mientras que la reserva de redistribución dificulta las inversiones, el punto de interconexión de red se puede utilizar mejor y se crean:
- Tiempos de proyecto más cortos (sin expansión de red)
- Mayores rendimientos energéticos (Mejor utilización anual)
- Ingresos adicionales por mercados de flexibilidad
- Contribución del sistema para la estabilidad de la red
Las empresas que ahora repiensan se posicionan estratégicamente mejor para la transición energética.