Étude de compatibilité réseau (NVP) pour les grandes installations photovoltaïques

L'intégration d'installations solaires dans le réseau électrique public est un processus complexe qui nécessite une planification et une coordination minutieuses. Une étape centrale de ce processus est la Étude de compatibilité réseau (NVP) pour les grandes installations photovoltaïquesCe test est effectué par l'exploitant du réseau avant le début de la construction. Ce contrôle permet de s'assurer que l'injection d'électricité solaire n'a pas d'impact négatif sur la stabilité et la fiabilité du réseau. L'engagement est Obligatoire pour les installations d'une puissance à partir de 30 kWp et est généralement considéré comme le coup d'envoi d'un projet photovoltaïque. Une prise de contact précoce de l'entreprise réalisant le projet avec l'entreprise régionale de distribution d'énergie ou les gestionnaires de réseau est donc décisive pour garantir un déroulement sans problème. En règle générale, le NVP est valable six mois, période pendant laquelle l'installation doit être achevée. Toutefois, une prolongation ne pose généralement aucun problème pour les grands projets photovoltaïques.

Points pertinents en amont de l'étude d'impact sur le réseau

Dès que la planification et la conception de la grande installation PV sont terminées, les exploitants d'installations doivent toujours soumettre la puissance la plus élevée de l'ensemble de l'installation au NVP. Une modification ultérieure de la prestation est seulement vers le bas et pas vers le haut possible. Si, après le dépôt du dossier, des surfaces supplémentaires ou des extensions de l'installation photovoltaïque sont souhaitées, une nouvelle ou d'autres NVP doivent être demandées. Les planificateurs ou les exploitants doivent également tenir compte d'urgence du délai de traitement entre la date de dépôt et le résultat de l'étude d'impact sur le réseau pour les plans du projet. Les analyses des gestionnaires de réseau durent actuellement entre quatre à 15 semainesjusqu'à ce qu'une NVP positive soit obtenue. La promesse d'injection suit alors généralement rapidement après une étude d'impact sur le réseau positive.

Documents requis pour l'évaluation de l'impact sur le réseau

Les documents à fournir pour une NVP ne sont pas réglés par la loi et varient d'un gestionnaire de réseau à l'autre. En cas de doute, ils renseignent sur les documents nécessaires pour l'étude d'impact sur le réseau. La plupart du temps, ces documents sont obligatoires :

• Plan de situation du terrain, y compris les bâtiments, les espaces libres et les places de parking qui doivent être occupés
• Plan d'ensemble de tous les projets Installations PV avec indication des kWp et Schémas électriques y compris tous les les raccordements au réseau existants
• Déclarations de conformité de l'opération prévue Onduleur, données techniques le Panneaux solaires et, si prévu Fiches techniques le Stockage sur batterie
• Écrit Consentement du site Propriétaire du terrain pour la construction de l'installation PV à grande échelle

Étapes de l'étude d'impact sur le réseau (NVP)

Une fois le dossier déposé, le gestionnaire de réseau détermine, sur la base des données, le point d'alimentation optimal. La rentabilité est l'aspect le plus important de ce calcul de ce que l'on appelle le point de connexion des grandes installations PV avec le réseau public. Après avoir déterminé la puissance de crête totale des modules, l'exploitant du réseau vérifie l'impact de l'installation PV prévue sur la stabilité, la sécurité et la capacité du réseau. Dans le meilleur des cas, un tel point de connexion approprié se trouve déjà directement sur le site de l'entreprise ou le raccordement au réseau existant est même suffisant.

En particulier pour les grandes installations photovoltaïques prévues à Régions à forte densité photovoltaïque ou avec faibles réserves de réseau ce n'est généralement pas le cas, de sorte que l'opérateur de réseau doit augmenter la capacité de son réseau. Une telle intégration nécessite alors la pose de câbles supplémentaires et la construction d'autres infrastructures, ce qui requiert des autorisations et des accords supplémentaires. Cela retarde l'ensemble du processus d'évaluation de l'impact sur le réseau, car les gestionnaires de réseau ne peuvent pas accepter un tel projet photovoltaïque. facturer séparément doivent

La situation devient particulièrement complexe, par exemple, lorsque le point d'alimentation attribué se trouve sur le territoire d'un tiers non impliqué. Dans un tel cas, il est non seulement nécessaire de trouver un accord avec le propriétaire du terrain, mais aussi, éventuellement, de gérer un Contrat de licence avec les autorités ou les institutions concernées. En conséquence, une compréhension détaillée des conditions locales et du cadre juridique, ainsi qu'une planification PV intelligente, sont indispensables pour surmonter les obstacles potentiels.

Si le réseau électrique de l'entreprise n'a pas encore été Compteur RLM le nouvel exploitant de la grande installation photovoltaïque reçoit un compteur bidirectionnel à proximité du point de livraison, au plus tard après la confirmation de l'alimentation par le fournisseur d'énergie. L'emplacement de celui-ci doit être fixé par contrat. Ce compteur RLM mesure le courant de soutirage et d'injection tous les quarts d'heure, il est loué par le gestionnaire de réseau contre une redevance annuelle et facturé avec le contrat de fourniture. Il fait partie d'un système de mesure intelligent, peut être commandé à distance et est obligatoire dans toute l'Allemagne conformément au décret sur l'accès au réseau électrique (StromNZV). Pour en savoir plus, consultez notre article "Les compteurs intelligents : Un standard depuis longtemps dans l'industrie“

Que se passe-t-il en cas d'évaluation négative de la compatibilité avec le réseau (NVP) pour les grandes installations photovoltaïques ?

Dans certains cas, l'exploitant du réseau peut refuser le raccordement d'une grande installation PV au réseau électrique, comme le stipule l'article 9, paragraphe 3 de la loi EEG. Ce refus peut intervenir lorsque les coûts d'une extension du réseau sont supérieurs à 25 % des coûts de l'installation. Cela est notamment possible dans les régions à forte densité d'installations PV, comme le sud de l'Allemagne, où le réseau existant est déjà entièrement saturé.

Dans de telles situations, le demandeur est encore dans un premier temps perdant. Le site Centre d'échange EEG/KWKG et l'amendement de la loi sur les énergies renouvelables prévoient désormais que le gestionnaire de réseau doit apporter la preuve des coûts liés à l'extension du réseau. Néanmoins, le gestionnaire du réseau de distribution (VNB) se voit accorder un délai raisonnable pour adapter son réseau aux charges supplémentaires. Selon l'article 9 de la loi EEG, il doit garantir la mise à disposition "immédiate" d'un raccordement, ce qui signifie qu'il ne doit pas provoquer de retards fautifs.

L'exploitant du réseau ne peut pas refuser sans autre l'accord d'alimentation. Selon les dispositions légales, le raccordement et l'alimentation d'une grande installation photovoltaïque doivent être économiquement acceptables pour le gestionnaire de réseau. Même s'il ne dispose pas de capacités propres suffisantes pour une extension du réseau, il doit confier les travaux nécessaires à des tiers. Dans un tel cas, le gestionnaire de réseau est tenu de prendre toutes les mesures nécessaires pour minimiser le retard et garantir la promesse d'alimentation. Il doit documenter et divulguer ces mesures.

Répartition des coûts d'aménagement

Conformément aux dispositions de la loi EEG, les Opérateur de réseau obligéL'électricité solaire produite par les installations photovoltaïques doit être achetée. L'alimentation doit généralement être assurée par le raccordement domestique, l'exploitant de l'installation prenant lui-même en charge les coûts de l'installation électrique jusqu'au point d'alimentation le plus proche. Toutefois, si ce point d'alimentation est plus éloigné, le fournisseur d'énergie doit prendre en charge les coûts supplémentaires qui en résultent.

A cet effet, la chambre de compensation a publié fin 2023 une recommandation sur la "prise en charge des coûts lors du raccordement au réseau des installations PV". Les avis de l'Agence fédérale des réseaux, du BDEW et d'autres associations ont été pris en compte. La recommandation traite principalement des installations PV dans le domaine de la basse tension, mais couvre également des cas d'application dans le domaine de la moyenne tension. Il y est réaffirmé que, conformément à la loi sur les énergies renouvelables, toute la zone située en amont de la boîte de raccordement domestique relève de la compétence de l'exploitant du réseau.

Cela a des conséquences sur la répartition des coûts qui, conformément à l'article 16 de la loi sur les énergies renouvelables, doivent être principalement supportés par le gestionnaire de réseau. Il s'agit entre autres des travaux liés au raccordement de l'installation EEG au point de connexion au réseau, de l'intégration côté informatique et de la vérification des documents conformément au § 10 alinéa 2 EEG. La réglementation des frais de construction conformément au § 11 NAV ne s'applique pas aux installations ENR qui alimentent le réseau et dont le raccordement est exclusivement basé sur les EEG. Les forfaits de coûts ne sont autorisés que s'ils indiquent de manière transparente et univoque les coûts conformément aux responsabilités.

Coûts d'une étude d'impact sur le réseau (NVP)

En principe, les gestionnaires de réseau ne peuvent pas facturer de frais pour les demandes initiales d'évaluation de la compatibilité avec le réseau, comme l'a établi la chambre de compensation EEG/KWKG. Pour ce faire, ils désignent aux exploitants d'installations souhaitant injecter du courant soit des points de connexion appropriés et existants, soit des points de connexion avantageux et techniquement rentables. Ceux-ci peuvent être situés sur ou à proximité du terrain à contrôler. En revanche, les études de compatibilité réseau étendues avec des calculs relatifs à une extension nécessaire du réseau et les deuxièmes études de compatibilité réseau, qui sont nécessaires en cas de modification des plans pour une installation PV plus importante, sont payantes.

Début des travaux grâce à la décision positive du NVP

Habituellement, une évaluation positive de la compatibilité avec le réseau (NVP) signifie qu'un projet énergétique prévu répond aux exigences et aux normes pour être intégré dans le réseau électrique existant sans entraîner d'effets indésirables sur la stabilité du réseau ou la sécurité de l'approvisionnement. Si une NVP est positive, les Développeur du projet avec la Commencer la mise en œuvre. Ce n'est qu'une fois les travaux terminés que l'on procède à l'examen de l'exploitant de réseau conformément à la directive sur la protection des données. VDE-AR-N 4110 dans la moyenne tension. C'est justement dans ce domaine que les retards sont de plus en plus fréquents.  

Que se passe-t-il en cas de promesse d'alimentation retardée ?

Les grandes installations photovoltaïques achevées sans contrôle de l'exploitant du réseau et sans garantie d'alimentation peuvent bien entendu être mises en service. Toutefois, l'électricité verte peut alors dans un premier temps, uniquement pour un usage personnel sont utilisés. L'énergie excédentaire est verrouillée et s'évapore, ce qui constitue de plus en plus un risque pour les investissements photovoltaïques en Allemagne, car les Les revenus de l'alimentation font défaut. D'une part, il manque manifestement l'extension nécessaire du réseau et, d'autre part, les capacités de certification.

Rien que dans le Années 2023 il y avait près de 900 installations photovoltaïques terminées de plus de 700 kWp qui n'ont pas encore été contrôlées par l'exploitant du réseau. La plupart de ces installations se trouvent dans les nouveaux Länder, où l'on observe avec méfiance un embouteillage au niveau de l'examen. Tout porte à croire que les gestionnaires de réseau ne peuvent pas suivre le rythme de l'augmentation du nombre de nouvelles installations photovoltaïques. Ainsi, environ 2,3 milliards d'euros d'investissements privés sont engagés, car ces grandes installations PV ne génèrent pas de revenus de rachat depuis au moins un an.

Conclusion

Le processus d'évaluation de la compatibilité réseau (NVP) pour les grandes installations photovoltaïques illustre la complexité et les obstacles auxquels les développeurs et les planificateurs sont confrontés lors de l'intégration au réseau. Il s'agit de la première étape pour s'assurer que l'intégration d'une installation solaire n'aura pas d'impact négatif sur le réseau électrique public, et elle précède toujours toutes les mesures de construction PV. Il est essentiel de prendre contact avec le gestionnaire de réseau le plus tôt possible afin d'éviter tout retard. Un NVP négatif peut fortement entraver la réalisation d'un projet, voire le freiner complètement, surtout si l'extension du réseau entraîne des coûts élevés. Il s'agit actuellement de l'un des principaux obstacles.

Le nombre élevé d'installations photovoltaïques terminées qui n'ont pas encore reçu l'approbation du gestionnaire de réseau est également particulièrement inquiétant. Ce deuxième goulot d'étranglement entraîne un arrêt des investissements et un risque potentiel pour la transition énergétique. Il apparaît clairement que des mesures doivent être prises pour minimiser les goulets d'étranglement et les retards et pour maintenir l'attractivité des investissements photovoltaïques.

La transition énergétique nécessite un effort conjoint de toutes les parties prenantes afin de permettre la transition vers un avenir à faible émission de carbone. Dans ce contexte, l'évaluation de la compatibilité du réseau est l'un des éléments clés qui permet de gérer l'intégration des grandes installations photovoltaïques de manière efficace et responsable, ouvrant ainsi la voie à un avenir énergétique durable.