Bien que le "Netzpaket 2026" permette aux nouveaux projets photovoltaïques et de stockage par batteries de se connecter au réseau, même dans les zones de congestion, il le subordonne à la clause controversée de redéploiement. La stratégie Surconstruction propose ici une solution et prend de plus en plus d'importance. Elle exploite plus efficacement les capacités existantes, réduit les risques de délestage et permet d'économiser jusqu'à 1,8 milliard d'euros de coûts de développement du réseau par an, selon une étude de l'EWI.
Le déploiement ciblé du réseau est ancré dans le § 8 de l'EEG depuis février 2025 et permet ainsi la réalisation de projets d'énergies renouvelables, même dans les „ zones de réseau à capacité limitée “, telles qu'elles sont définies dans Réseau 2026 être appelé. Ce faisant, le Limite de capacité d'une connexion réseau consciemment via de grands parcs solaires et/ou via de grands systèmes de stockage de batteries surdimensionné. Une gestion opérationnelle intelligente capte spécifiquement les pics d'injection et les décale vers des périodes de faible charge du réseau. Ainsi, les limitations dues au redéploiement peuvent être considérablement réduites, tout en exploitant de nouveaux potentiels de revenus – par exemple, grâce à une commercialisation flexible ou à des modes de fonctionnement respectueux du réseau.
La réserve de redéploiement et ses risques pour les grands projets photovoltaïques
Dans les zones de congestion (réduction > 31 % de la consommation annuelle), conformément au « Netzpaket 2026 », les nouvelles installations d'énergies renouvelables devront à l'avenir Clause de redistribution accepter. Cela signifie qu'en cas de limitation due au réseau, la compensation EEG est complètement supprimée pendant 10 ans au maximum. C'est précisément ce qui limite la rentabilité de Grands projets photovoltaïques en particulier, car les futures quotas de redéploiement sont difficiles à prévoir. Les investisseurs font donc également des calculs plus conservateurs et les institutions financières valorisent depuis lors plus cher les projets de goulets d'étranglement.
Dans ce contexte, Solutions de flexibilité directement au point de connexion au réseau (NVP) devient de plus en plus une condition préalable à la faisabilité de nouveaux projets. L'intégration de systèmes de stockage et l'utilisation de systèmes de contrôle intelligents permettent d'atténuer les pics d'injection de manière ciblée et d'éviter activement les limitations dues au réseau. Au lieu d'accepter passivement les mesures de redéploiement, les opérateurs peuvent adapter leurs installations de manière flexible à la situation du réseau et ainsi stabiliser la quantité réelle d'injection. Cela augmente non seulement la sécurité de la planification, mais améliore également la financementabilité, car les projets deviennent plus résilients face aux risques économiques de la réserve de redéploiement.
Qu'est-ce que la surstructure du réseau – et comment fonctionne-t-elle avec le PV + BESS ?
La surdimensionnement du réseau décrit le principe de dimensionnement délibérément excessif de la puissance installée d'un système photovoltaïque par rapport à la capacité de raccordement au réseau disponible. Concrètement, cela signifie, par exemple : un Installation photovoltaïque d'une puissance de 15 MWc sera fait conjointement avec un BESS avec une capacité de 5 MWh à un NVP avec seulement 10 MW de puissance de raccordement connecté. Techniquement, la gestion intelligente compense la différence entre la production et la capacité de connexion. Alors que le système solaire génère des pics d'injection importants, notamment à midi, le système de stockage par batterie absorbe l'énergie excédentaire et la réinjecte dans le réseau avec un décalage temporel – par exemple, en soirée ou en cas de faible ensoleillement. Ce n'est qu'en dernière extrémité qu'une réduction de l'injection devient nécessaire.
Cela permet de lisser les pics de charge négatifs ou positifs sur le réseau et d'utiliser les capacités du réseau de manière nettement plus efficace. Une étude du BEE datant de 2024 montre que, même avec une densité de construction d'environ 150 %, les pertes de régulation restent à un faible niveau, inférieur à 5 %, tandis que la charge du point de raccordement au réseau augmente de 30 à 40 %. Avec des systèmes de stockage intégrés, des taux de densification allant jusqu’à 250 % seraient même réalisables dans la pratique. Au total, il serait possible de Utilisation du réseau par surconstruction de réseau améliorer de 53 %.
Étude EWI : 1,8 milliard d'euros d'économies sur les coûts des réseaux
Une étude de l'EWI de l'été 2025 quantifie le potentiel de l'étude BEE et donne des chiffres précis. Selon cette étude, la surcouverture du réseau par le photovoltaïque et l'éolien réduit les coûts annuels de développement du réseau jusqu'à 1,8 milliard d'euros. De plus, l'optimisation de l'utilisation de l'infrastructure existante permettra de retarder un nouveau bâtiment coûteux, ce qui est très nécessaire. Pour les grands projets photovoltaïques combinés à des BESS, cela signifie que la Les goulets d'étranglement du réseau deviennent des opportunités, la flexibilité locale émergente réduisant le besoin d'expansion du réseau dans la région.
Combiné au câble-pooling – c'est-à-dire PV, éolien et BESS au même NVP – cela produit un effet multiplicateur. L'excès d'énergie solaire charge les batteries pendant la journée, qui injectent lorsque nécessaire ou absorbent les situations de redéploiement. Le taux d'utilisation du réseau augmente ainsi et les limitations coûteuses diminuent. Selon l'EWI, les économies suivantes sont réalisées en cas de surdimensionnement du réseau :
| Surélévation | Utilisation du réseau | perte de temps | Économies de coûts |
| 100 % | Base | haut | pas de |
| 150 % | + 30-40 % | < 5 % | haut |
| 250 % | + 50-53 % | 10-15 % | jusqu'à 1,8 milliard €/an |
Exemples de mise en œuvre d'une surcouche de réseau pertinente
1. Terrain PV avec BESS dans une zone de réseau de distribution à capacité limitée
Un gestionnaire de réseau de distribution classe une zone du réseau comme „ zone de réseau à capacité limitée “, car le taux de délestage y dépasse déjà 3%. Un développeur de projet prévoit de construire un nouveau parc solaire et apprend du gestionnaire de réseau que, au point de raccordement souhaité, seule 10 MW de puissance de raccordement sont disponibles. Un projet classique de 10 MWp PV avec réserve de redéploiement serait certes raccordable en principe, mais supporterait le plein risque économique des arrêts gratuits.
Au lieu de cela, l'opérateur opte pour une surcouche de réseau stratégique : il installe 15 MWc de puissance photovoltaïque et complète le système par un BESS d'une capacité de 7,5 MWh. Sur un Système de gestion de l'énergie (EMS) Il est garanti que la puissance d'injection maximale au point de connexion du réseau (NVP) de 10 MW ne sera dépassée à aucun moment.
En période de fort ensoleillement, les surplus sont dirigés vers le stockage au lieu d'être écrêtés. Ce n'est que lorsque le stockage est plein et que la charge du réseau ne permet plus d'injection supplémentaire que le limiting controlled output de l'installation photovoltaïque intervient. Sur une base annuelle, l'exploitant peut ainsi réaliser un rendement énergétique nettement plus élevé via la même connexion au réseau, tandis que les mesures de redéploiement sont sensiblement réduites.
2. Projet hybride avec parc éolien, centrale photovoltaïque et BESS
Dans une région venteuse, un parc éolien avec 20 MW de puissance de raccordement en service depuis plusieurs années déjà. Bien que le NVP soit occupé à 100 % et que des régulations de puissance aient lieu régulièrement, et bien qu’une extension soit coûteuse et ne puisse être réalisée qu’avec une importante subvention pour les coûts de construction, l’exploitant souhaite intégrer en plus une installation photovoltaïque et un grand système de stockage.
Dans le cadre d'un concept hybride, la puissance de raccordement au réseau existante est délibérément surdimensionnée : à côté du parc éolien, 15 MWc de puissance photovoltaïque und ein Batterie de stockage de 10 MWh est connecté au NVP. Ici aussi, le système de gestion d'énergie (EMS) s'adapte automatiquement à l'ensemble du système. Pendant la nuit et en cas de faible rayonnement solaire, l'énergie éolienne domine l'injection, tandis que pendant la journée, le parc solaire fournit une puissance élevée. Le stockage absorbe les surplus éoliens et photovoltaïques lorsque la capacité d'absorption du réseau est faible et les restitue décalés dans le temps. Ainsi, les pics d'injection de l'installation combinée sont lissés et les interventions de redéploiement (Redispatch) sont considérablement réduites.
3. Gros consommateurs avec injection PV et BESS
Une entreprise à forte intensité énergétique dispose d'un raccordement moyenne tension avec 5 MW de puissance, via lequel l'ensemble de la consommation d'électricité ainsi qu'une installation solaire photovoltaïque existante sur le toit est géré. En raison de l'augmentation des prix de l'électricité et des objectifs de durabilité, l'entreprise prévoit d'étendre considérablement son autoconsommation avec une installation solaire photovoltaïque au sol et un système de stockage d'énergie par batterie (BESS) sur le site de l'entreprise. Cependant, le gestionnaire du réseau indique qu'une augmentation de la puissance de raccordement ne serait possible qu'avec une extension considérable du réseau.
L'entreprise décide de surdimensionner stratégiquement sa connexion réseau existante et en installe une supplémentaire 7 MWc de puissance photovoltaïque avec BESS d'une capacité de 4 MWh. En fonctionnement normal, le système PV couvre d'abord la consommation propre de l'usine. Les surplus chargent le stockage et, si les capacités de raccordement sont disponibles, l'opérateur reçoit une rémunération pour l'injection. Pendant les heures de faible consommation ou les week-ends avec une forte production PV et un stockage plein, le EMS empêche le dépassement de la limite de 5 MW et régule la puissance du système PV à la baisse.
Pooling de câbles comme mise en œuvre opérationnelle de la superposition de réseau
Les scénarios décrits dans la pratique Multiplexage de câbles voraus – le partage d'un point de connexion réseau par les installations PV, BESS et éventuellement d'autres installations d'ER. Il existe deux variantes principales :
- Colocation-Modèle: L'installation PV et le BESS ont des lieux de marché (MaLo) et des concepts de mesure distincts. Le stockage peut être chargé de manière flexible avec de l'électricité grise et desservir les marchés de services de réglage, tout en maintenant l'éligibilité de l'installation PV aux subventions EEG.
- Modèle hybride: L'installation PV et le BESS sont connectés derrière un MaLo. Le stockage est chargé exclusivement avec de l'électricité verte PV – conforme à l'EEG, mais avec une flexibilité de marché réduite.
Les deux modèles utilisent des contrats de raccordement flexibles au réseau (§ 8a EEG) qui définissent des limites d'injection dynamiques. Un EMS coordonne toutes les décisions en temps réel entre la recharge du stockage, la consommation propre et l'injection dans le réseau.
Conditions juridiques et techniques
Juridiquement projets nécessaires :
- Approbation du gestionnaire de réseau pour la surconstruction (§ 8 par. 1a EEG 2023)
- Contrat de raccordement réseau flexible avec puissances maximales définies
- Concepts de mesure distincts pour la colocation (compteurs de mesure + compteur)
- Preuve de la contrôlabilité technique
Technique crucial sont :
- Systèmes de gestion d'énergie (EMS) avec modèles prédictifs (production PV, charge, prix du réseau)
- Régulation rapide des performances (< 1 seconde de temps de réaction)
- Communication avec le gestionnaire de réseau (par exemple, via IEC 61850)
- Systèmes redondants pour la sécurité de fonctionnement
Liste de contrôle pour la mise en œuvre des projets de surélévation de réseaux
Lors de la planification et de la mise en œuvre de projets de surimposition de réseau, CUBE CONCEPTS assure la coordination globale de toutes les étapes cruciales. Le point de départ est une analyse approfondie du réseau, évaluant les taux d'étranglement et les limites de capacité au point de connexion du réseau. Sur cette base, nous développons un concept technique optimisé avec le niveau de surimposition approprié, le stockage par batterie et le système de gestion de l'énergie (EMS).
Parallèlement, nous clarifions le cadre réglementaire, en particulier l'accord flexible de raccordement au réseau conformément au § 8a EEG, en étroite concertation avec le gestionnaire de réseau. En complément, nous réalisons des calculs de rentabilité solides qui prennent en compte les risques de redispatch ainsi que les potentiels de revenus supplémentaires – par exemple, issus de Énergie de réglage ou Commerce d'électricité – pris en compte. La mise en œuvre coordonnée et parallèle de projets PV et de stockage garantit que la surcharge du réseau est réalisée de manière techniquement efficace et économiquement réussie.
Conclusion : De la contrainte du réseau à la stratégie de flexibilité
La superposition de réseau avec PV et BESS transforme les défis du "package réseau" 2026 en avantages concurrentiels. Alors que la réserve de redéploiement entrave les investissements, le point d'interconnexion au réseau peut être mieux utilisé et il en résulte :
- Délais de projet plus courts (pas d'extension de réseau)
- Rendements énergétiques plus élevés (meilleur taux d'occupation annuel)
- Revenus supplémentaires par les marchés de flexibilité
- Publication du système à la stabilité du réseau
Les entreprises qui repensent leur stratégie dès maintenant se positionnent mieux pour la transition énergétique.