La integración de sistemas solares en la red eléctrica pública es un proceso complejo que requiere una planificación y coordinación cuidadosas. Un paso central en este proceso es la Prueba de compatibilidad con la red (NVP) para sistemas fotovoltaicos a gran escala, que realiza el operador de red antes de comenzar la construcción. Esta prueba garantiza que la inyección de energía solar no tenga efectos negativos en la estabilidad y fiabilidad de la red. La promesa es Deber para instalaciones con una capacidad hasta 30 kWp y generalmente se considera el pistoletazo de salida para un proyecto fotovoltaico. Por lo tanto, un contacto temprano de la empresa ejecutante con la compañía eléctrica regional o los operadores de red es crucial para garantizar una tramitación sin problemas. La NVP suele ser válida por seis meses, período durante el cual debería finalizarse la instalación. Sin embargo, en proyectos fotovoltaicos a gran escala, una prórroga generalmente no representa un problema.
Relevante en el anteproyecto de la evaluación de la idoneidad de la red
Una vez finalizada la planificación y el diseño de la gran planta fotovoltaica, los operadores de la planta siempre deben presentar la máxima potencia de la instalación completa a la NVP. Un cambio posterior de rendimiento es solo hacia abajo y no arriba posible. Si después de la presentación de los documentos se desean superficies adicionales o ampliaciones del sistema fotovoltaico, se debe solicitar una nueva o posterior NVP. Los planificadores o operadores también deben tener en cuenta urgentemente el plazo de tramitación entre la fecha de presentación y el resultado de la prueba de viabilidad de la red en los planes del proyecto. Los análisis de los operadores de red duran actualmente entre cuatro a 15 semanas, hasta que haya un VAN positivo. El acuerdo de inyección suele seguir rápidamente después de una prueba de compatibilidad de red positiva.
Documentación necesaria para la prueba de compatibilidad de red
Qué documentos deben presentarse para una PNV no está regulado por ley y varía de un operador de red a otro. En caso de duda, ellos le informarán sobre los documentos necesarios para la prueba de compatibilidad de la red. Los siguientes documentos son generalmente obligatorios:
- Plano de situación la propiedad, incluidos los edificios, los espacios abiertos y las plazas de aparcamiento que se ocuparán
- Plan de visión general todo planeado Sistemas fotovoltaicos con especificaciones de kWp y Diagramas esquemáticos incl. todos conexiones de red existentes
- Declaraciones de conformidad lo planeado Inversor, Especificaciones técnicas el Módulos solares y, en caso de estar previsto, Hojas de datos el Almacenamiento en batería
- Escrito Consentimiento des Propietarios de terrenos para la construcción de la gran planta fotovoltaica
Pasos para la prueba de compatibilidad de red (NVP)
Después de presentar la documentación, el operador de red determinará basándose en los datos el punto de inyección óptimo. La rentabilidad es el aspecto más importante en este cálculo del llamado punto de conexión de las grandes instalaciones fotovoltaicas con la red pública. Después de la potencia pico total de los módulos, el operador de la red comprueba los efectos de la planta fotovoltaica prevista en la estabilidad, seguridad y capacidad de la red. En el mejor de los casos, dicho punto de conexión adecuado se encuentra directamente en las instalaciones de la empresa o la conexión a la red existente es incluso suficiente.
Recientemente, para grandes plantas fotovoltaicas planificadas en Regiones con alta densidad de FV o con bajas reservas de red pero este no suele ser el caso, por lo que el operador de la red tiene que ampliar sus capacidades de red de forma adicional. Dicha integración requiere entonces la instalación de cables adicionales y la construcción de más infraestructuras, lo que hace necesarias autorizaciones y acuerdos adicionales. Esto retrasa todo el proceso de verificación de la compatibilidad de la red, ya que los operadores de la red tal proyecto fotovoltaico calcular por separado deben.
Particularmente complejo se vuelve, por ejemplo, cuando el punto de inyección asignado se encuentra en el terreno de un tercero no involucrado. En tal caso, no solo se requiere el acuerdo con el propietario del terreno, sino posiblemente también el procesamiento de un Contrato de autorización con las autoridades o instituciones pertinentes. Por lo tanto, una comprensión detallada de las condiciones locales y el marco legal, así como una planificación inteligente de la PV, son esenciales para superar posibles obstáculos.
En la red eléctrica de la empresa, hasta ahora no debería haber Contador RLM verbaut ist, erhält der neue Betreiber einer großen Photovoltaikanlage spätestens nach Zusage der Einspeisung durch den Energieversorger einen Zweirichtungszähler in der Nähe der Übergabestelle. Der Standort hierfür sollte vertraglich festgelegt werden. Dieser RLM-Zähler misst den Bezugs- und Einspeisestrom im Viertelstundentakt, wird vom Netzbetreiber gegen eine jährliche Gebühr gemietet und mit dem Versorgungsvertrag verrechnet. Er ist Bestandteil eines intelligenten Messsystems, fernsteuerbar und bundesweit Pflicht gemäß der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV). Mehr dazu in unserem Beitrag “Contadores inteligentes: Una larga norma en el sector“
¿Qué sucede en una evaluación negativa de la viabilidad de la red (NVP) para grandes instalaciones fotovoltaicas?
El operador de la red puede denegar, en determinados casos, la conexión de una gran instalación fotovoltaica a la red eléctrica, tal y como se establece en el artículo 9, apartado 3, de la Ley de Energías Renovables (EEG). Esta denegación puede producirse si los costes de ampliación de la red superan el 25 % de los costes de la instalación. Esto es posible, en particular, en regiones con una alta densidad de instalaciones fotovoltaicas, como en el sur de Alemania, donde la red existente ya está funcionando a plena capacidad.
En tales situaciones, el solicitante tiene la desventaja inicial. Oficina de compensación EEG/KWKG Y la enmienda de la EEG ahora estipula que el operador de red debe probar los costos para la expansión de la red. Sin embargo, al operador de la red de distribución (VNB) se le otorga un plazo adecuado para adaptar su red a las cargas adicionales. Según el § 9 de la EEG, debe garantizar la provisión “inmediata” de una conexión, lo que significa que no puede causar retrasos culpables.
El operador de red no puede negar el acuerdo de inyección sin más. De acuerdo con las disposiciones legales, la conexión y la inyección de una gran instalación fotovoltaica deben ser económicamente razonables para el operador de red. Incluso si no dispone de suficientes capacidades propias para la ampliación de la red, debe externalizar los trabajos necesarios. En tal caso, el operador de red está obligado a tomar todas las medidas necesarias para minimizar el retraso y garantizar el acuerdo de inyección. Debe documentar y divulgar esto.
Distribución de costos de desarrollo
De acuerdo con las disposiciones de la EEG, los Operador de red obligado, utilizar la energía solar fotovoltaica. La inyección en la red se garantizará generalmente a través de la conexión doméstica, siendo el operador de la instalación responsable de los costes de la instalación eléctrica hasta el punto de inyección más cercano. Sin embargo, si este punto de inyección estuviera más alejado, el proveedor de energía deberá asumir los costes adicionales.
Con este fin, la central de compensación publicó a finales de 2023 una recomendación sobre “Asunción de costes en la conexión a la red de instalaciones fotovoltaicas”. En ella se tuvieron en cuenta las declaraciones de la Agencia Federal de Redes, la BDEW y otras asociaciones. La recomendación se ocupa principalmente de instalaciones fotovoltaicas en el rango de baja tensión, pero también abarca casos de uso en el rango de media tensión. Reafirma una vez más que, según la EEG, toda la zona anterior a la caja de acometida pertenece al ámbito de responsabilidad del operador de la red.
Esto tiene implicaciones para la distribución de costos, que según el § 16 EEG debe ser asumida principalmente por el operador de la red. Esto incluye, entre otras cosas, los trabajos relacionados con la conexión de la instalación FCE a la conexión a la red, la integración de TI y la verificación de documentos según el § 10, apartado 2, EEG. La regulación de las subvenciones de costos de construcción según el § 11 NAV no se aplica a las instalaciones de energías renovables que inyectan energía y cuya conexión se rige exclusivamente por el EEG. Las tarifas fijas solo se permiten si muestran de manera transparente y clara los costos de acuerdo con las responsabilidades.
Costes de una prueba de compatibilidad de red (NVP)
En principio, los operadores de red no pueden cobrar por las consultas iniciales para una prueba de compatibilidad de red, como ha dictaminado la Cámara de Compensación EEG/KWKG. En ellas, nombran a los operadores de planta que desean inyectar puntos de interconexión adecuados y existentes o ventajosos y técnicamente eficientes. Estos pueden estar ubicados en o cerca de la propiedad sujeta a examen. Sin embargo, las pruebas de compatibilidad de red ampliadas que incluyen cálculos para la expansión necesaria de la red y las segundas pruebas de compatibilidad de red que se requieren en caso de un cambio de planificación para una planta fotovoltaica más grande son de pago.
Inicio de la construcción tras notificación positiva del VNP
Por lo general, una evaluación positiva de la viabilidad de la red (NVP, por sus siglas en inglés) significa que un proyecto energético planificado cumple con los requisitos y estándares para ser integrado en la red eléctrica existente sin causar efectos indeseados en la estabilidad de la red o en la seguridad del suministro. Si una NVP resulta positiva, los Desarrolladores del proyecto con el Comenzar la implementación. Solo después de la finalización, seguirá la prueba del operador de red de acuerdo con VDE-AR-N 4110 en el medio voltaje. Es precisamente aquí donde se producen retrasos cada vez más frecuentes.
¿Qué sucede en caso de un acuerdo de inyección retrasado?
Las grandes instalaciones fotovoltaicas terminadas sin verificación del operador de red y sin compromiso de inyección pueden entrar en funcionamiento, por supuesto. Sin embargo, la electricidad verde entonces puede Inicialmente solo para uso propio se utiliza. El exceso de energía se limita y se pierde, lo que supone un riesgo creciente para las inversiones fotovoltaicas en Alemania, ya que Faltan los ingresos por inyección.. Por un lado, aparentemente faltan las ampliaciones de red necesarias y, por otro, las capacidades para las certificaciones.
A solas en Año 2023 gab hay casi 900 plantas fotovoltaicas terminadas más de 700 kWp que aún no han pasado por la revisión del operador de red. La mayoría de estas plantas se encuentran en los nuevos estados federados, y se observa con recelo un cuello de botella en las revisiones. Todo apunta a que los operadores de red no pueden seguir el ritmo del creciente número de nuevas instalaciones fotovoltaicas. Así, unos 2.300 millones de euros de inversión privada están inmovilizados porque estas grandes instalaciones fotovoltaicas no han generado ingresos por inyección desde hace al menos un año.
Conclusión
El proceso deprüfung de la compatibilidad con la red (NVP, por sus siglas en alemán) para grandes instalaciones fotovoltaicas ilustra la complejidad y los obstáculos a los que se enfrentan los desarrolladores y planificadores en la integración de la red. Es el primer paso para garantizar que la integración de una instalación solar no afecte negativamente a la red eléctrica pública y siempre precede a todas las medidas de construcción de la instalación fotovoltaica. El contacto temprano con el operador de la red es esencial para evitar retrasos. Una NVP negativa puede obstaculizar significativamente la realización de un proyecto o incluso detenerla por completo, especialmente si la expansión de la red genera altos costos. Este es actualmente uno de los mayores obstáculos.
Particularmente preocupante es también el alto número de instalaciones fotovoltaicas terminadas que aún no han recibido la aprobación del operador de la red. Este segundo cuello de botella provoca una paralización de las inversiones y un riesgo potencial para la transición energética. Queda claro que se deben tomar medidas para minimizar los cuellos de botella y los retrasos, y para mantener el atractivo de las inversiones en energía fotovoltaica.
La transición energética requiere un esfuerzo conjunto de todas las partes interesadas para posibilitar la transición hacia un futuro con bajas emisiones de carbono. La prueba de idoneidad de la red es uno de los componentes clave que permite la integración eficiente y responsable de grandes instalaciones fotovoltaicas, allanando así el camino hacia un futuro energético sostenible.
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