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Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisi髇, de 14 de abril de 2016, que establece un c骴igo de red sobre requisitos de conexi髇 de generadores a la red

Ficha:
  • 觬ganoCOMISION EUROPEA
  • Publicado en DOUEL n鷐. 112 de 27 de Abril de 2016
  • Vigencia desde 17 de Mayo de 2016
Versiones/revisiones:

Sumario

Norma afectada por
LE0000587059_20160517Ir a NormaDOUEL 16 Diciembre. Correcci髇 de errores Regl. 2016/631 UE, de 14 Abr. (c骴igo de red sobre requisitos de conexi髇 de generadores a la red)
LE0000664351_20160517Ir a NormaDOUEL 29 Abril 2020. Correcci髇 de errores Regl. 2016/631 UE, de 14 Abr. (c骴igo de red sobre requisitos de conexi髇 de generadores a la red)
Reglamento CE 2016/631, 14 abril rectificado por Correcci髇 de errores (獶.O.U.E.L. 16 diciembre).LE0000587059_20160517Ir a Norma correctora
Reglamento UE 2016/631, 14 abril rectificado por燾orrecci髇 de errores (獶.O.U.E.L. 29 abril 2020).LE0000664351_20160517Ir a Norma correctora

LA COMISI覰 EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Uni髇 Europea,

Visto el Reglamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) n. 1228/2003 (1) , y en particular su art韈ulo 6, apartado 11,

Considerando lo siguiente:

  • (1) Es crucial completar con rapidez un mercado interior de la energ韆 plenamente interconectado y funcional, para mantener la seguridad del suministro energ閠ico, aumentar la competitividad y garantizar que todos los consumidores puedan adquirir energ韆 a precios asequibles.
  • (2) El Reglamento (CE) n. 714/2009 establece normas no discriminatorias que regulan el acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad con el objetivo de garantizar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad. Adem醩, el art韈ulo 5 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (2) exige que los Estados miembros o, si los Estados miembros as lo han dispuesto, las autoridades reguladoras garanticen, entre otras cosas, la elaboraci髇 de normas t閏nicas objetivas y no discriminatorias que establezcan unos requisitos t閏nicos m韓imos de dise駉 y operaci髇 para la conexi髇 al sistema. Cuando los requisitos constituyen t閞minos y condiciones para la conexi髇 a las redes nacionales, el art韈ulo 37, apartado 6, de la misma Directiva establece que las autoridades reguladoras deben encargarse de fijar o aprobar al menos las metodolog韆s utilizadas para calcularlos o establecerlos. Para proporcionar seguridad al sistema dentro de la red de transporte interconectada, es esencial establecer una interpretaci髇 com鷑 de los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad. Esos requisitos, que contribuyen a mantener, conservar y restablecer la seguridad de la red para facilitar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad dentro de zonas s韓cronas o entre estas, as como a alcanzar su rentabilidad, se deben considerar cuestiones de red transfronterizas y cuestiones de integraci髇 de mercados.
  • (3) Se deben establecer normas homog閚eas relativas a la conexi髇 a la red para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con objeto de proporcionar un marco jur韉ico claro para las conexiones a la red, facilitar el comercio de electricidad en toda la Uni髇, garantizar la seguridad de los sistemas, facilitar la integraci髇 de las fuentes de energ韆s renovables, aumentar la competencia y permitir un uso m醩 eficiente de la red y de los recursos en beneficio de los consumidores.
  • (4) La seguridad del sistema depende parcialmente de las capacidades t閏nicas de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad. Por consiguiente, son requisitos previos fundamentales una coordinaci髇 constante de las redes de transporte y distribuci髇, y un rendimiento adecuado de los equipos conectados a dichas redes con suficiente robustez para resistir a las perturbaciones y ayudar a evitar interrupciones prolongadas, o para facilitar la reposici髇 del servicio despu閟 de un colapso.
  • (5) Un funcionamiento seguro del sistema solo es posible si existe una estrecha cooperaci髇 entre los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad y los gestores de redes. En concreto, el funcionamiento del sistema en condiciones an髆alas depende de la respuesta de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad a las desviaciones respecto a los valores de referencia 1 por unidad (pu) de tensi髇 y frecuencia nominal. En el contexto de la seguridad de los sistemas, las redes y los m骴ulos de generaci髇 de electricidad se deben considerar una entidad desde el punto de vista de la ingenier韆 de sistemas, dado que esas partes son interdependientes. Por lo tanto, como requisito previo para la conexi髇 a la red, se deben establecer requisitos t閏nicos pertinentes para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad.
  • (6) Las autoridades reguladoras deben tener en cuenta los costes razonables realmente contra韉os por los gestores de red en la implementaci髇 del presente Reglamento cuando fijen o aprueben tarifas de transporte o distribuci髇 o sus metodolog韆s, o cuando aprueben los t閞minos y condiciones de conexi髇 y acceso a las redes nacionales seg鷑 lo dispuesto en el art韈ulo 37, apartados 1 y 6, de la Directiva 2009/72/CE y en el art韈ulo 14 del Reglamento (CE) n. 714/2009.
  • (7) Las diferentes redes de electricidad s韓cronas de la Uni髇 presentan caracter韘ticas diferentes que se deben tener en cuenta al establecer los requisitos para los generadores. Resulta por tanto conveniente considerar las especificidades regionales a la hora de estipular las normas de conexi髇 a la red, de conformidad con lo dispuesto en el art韈ulo 8, apartado 6, del Reglamento (CE) n. 714/2009.
  • (8) Dada la necesidad de proporcionar seguridad normativa, los requisitos de este Reglamento se deben aplicar a las nuevas instalaciones generadoras, pero no a los m骴ulos generadores existentes ni a los que ya se encuentran en una etapa de planificaci髇 avanzada que a鷑 no se hayan finalizado, a menos que la autoridad reguladora o el Estado miembro pertinentes decida lo contrario atendiendo a la evoluci髇 de los requisitos del sistema y a un an醠isis de costes y beneficios completo, o cuando haya habido una modernizaci髇 importante de esas instalaciones generadoras.
  • (9) La importancia de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad se debe basar en su capacidad m醲ima y su efecto en el sistema global. Las m醧uinas s韓cronas se deben clasificar seg鷑 la capacidad m醲ima de la m醧uina e incluir todos los componentes de una instalaci髇 generadora que normalmente funcionan de forma indivisible, como los alternadores independientes impulsados por las turbinas de gas y vapor independientes de una sola instalaci髇 de turbina de gas de ciclo combinado. En una instalaci髇 que incluya varias de estas instalaciones de turbinas de gas de ciclo combinado, cada una se debe evaluar seg鷑 su capacidad m醲ima y no de acuerdo con la capacidad total de la instalaci髇. Las unidades de generaci髇 de electricidad conectadas de forma no s韓crona, si se unen para formar una unidad econ髆ica y si tienen un 鷑ico punto de conexi髇, se deben evaluar seg鷑 su capacidad agregada.
  • (10) Teniendo en cuenta los diferentes niveles de tensi髇 a los que los generadores est醤 conectados y la capacidad m醲ima de producci髇 de los mismos, el presente Reglamento debe distinguir entre los diferentes tipos de generadores estableciendo diferentes niveles de requisitos. El presente Reglamento no establece normas que determinen el nivel de tensi髇 del punto de conexi髇 al que se debe conectar el m骴ulo de generaci髇 de electricidad.
  • (11) Los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A deben establecerse al nivel b醩ico necesario para garantizar capacidades de generaci髇 con una respuesta automatizada limitada y un control m韓imo por parte del gestor de red. Esos requisitos deben garantizar que no existan grandes p閞didas de generaci髇 en los distintos rangos de operaci髇 del sistema, a fin de minimizar situaciones cr韙icas, adem醩 de incluir los requisitos necesarios para una intervenci髇 generalizada durante situaciones cr韙icas en el sistema.
  • (12) Los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deben proporcionar una respuesta din醡ica automatizada de mayor rango con una mayor resiliencia frente a incidentes en la operaci髇 con el fin de garantizar el uso de esta respuesta din醡ica y un nivel superior de control e informaci髇 de los gestores de redes para utilizar dichas capacidades. Los requisitos mencionados deben garantizar una respuesta automatizada para reducir el impacto de los incidentes en el sistema y maximizar la respuesta de generaci髇 din醡ica ante los mismos.
  • (13) Los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deben proporcionar una respuesta din醡ica en tiempo real optimizada, estable y altamente controlable con el objetivo de prestar servicios auxiliares principales para garantizar la seguridad del suministro. Esos requisitos deben abarcar todos los estados del sistema con la consiguiente especificaci髇 detallada de las interacciones de los requisitos, las funciones, el control y la informaci髇 para utilizar dichas capacidades y garantizar la respuesta del sistema en tiempo real necesaria para evitar incidentes en el sistema y para gestionarlos y mitigarlos. Esos requisitos deben tambi閚 proporcionar suficiente capacidad a los m骴ulos de generaci髇 para responder tanto a situaciones en las que el sistema est intacto como a situaciones en que est perturbado, as como ofrecer la informaci髇 y el control necesarios para utilizar la producci髇 en diferentes situaciones.
  • (14) Los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D deben ser espec韋icos de la generaci髇 conectada a alta tensi髇, con impacto en el control y el funcionamiento de todo el sistema. Esos requisitos deben garantizar un funcionamiento estable del sistema interconectado que permita el uso de servicios auxiliares de producci髇 a escala europea.
  • (15) Los requisitos se deben basar en los principios de no discriminaci髇 y transparencia, as como en el principio de optimizaci髇 entre la mayor eficiencia general y el menor coste total para todas las partes implicadas. Por lo tanto, esos requisitos deben reflejar las diferencias en el tratamiento de las tecnolog韆s de generaci髇 con diferentes caracter韘ticas inherentes, as como evitar inversiones innecesarias en algunas zonas geogr醘icas para tener en cuenta sus correspondientes especificidades regionales. Los gestores de red de transporte (GRT) y los gestores de redes de distribuci髇 (GRD), incluidos los gestores de redes de distribuci髇 cerradas, pueden tener en cuenta esas diferencias a la hora de definir los requisitos de conformidad con las disposiciones del presente Reglamento, reconociendo a la vez que los l韒ites que determinan si una red es una red de transporte o una red de distribuci髇 se establecen a nivel nacional.
  • (16) Debido a su impacto transfronterizo, el presente Reglamento debe estar orientado a los mismos requisitos relacionados con la frecuencia para todos los niveles de tensi髇, al menos dentro de una zona s韓crona. Esto es necesario porque, dentro de una zona s韓crona, una variaci髇 de la frecuencia en un Estado miembro afectar韆 inmediatamente a la frecuencia del resto de los Estados miembros y podr韆 da馻r sus equipos.
  • (17) A fin de garantizar la seguridad de los sistemas, debe ser posible que los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de cada zona s韓crona del sistema interconectado permanezcan conectados a la red en los rangos de frecuencia y tensi髇 especificados.
  • (18) El presente Reglamento debe proporcionar los rangos de par醡etros para la elecci髇 a nivel nacional de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 con el objeto de mantener un enfoque proporcional que refleje las necesidades variables del sistema, como el nivel de fuentes de energ韆s renovables (玆ES) y los esquemas de protecci髇 de la red existentes, tanto de transporte como de distribuci髇. Dada la configuraci髇 de algunas redes, el l韒ite m醲imo de los requisitos de capacidad para soportar huecos de tensi髇 debe ser de 250 milisegundos. No obstante, dado que el tiempo de despeje de faltas m醩 habitual en Europa es actualmente de 150 milisegundos, el presente Reglamento da margen para que la entidad designada por el Estado miembro para aprobar los requisitos del mismo Reglamento verifique si es necesario un per韔do m醩 largo de su aprobaci髇.
  • (19) Al definir las condiciones previas y posteriores a las faltas aplicables a la capacidad de soportar huecos de tensi髇, teniendo en cuenta las caracter韘ticas del sistema, tales como la topolog韆 de la red y la combinaci髇 de generaci髇, el GRT pertinente debe decidir si se otorga prioridad a las condiciones de funcionamiento previas a la falta de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad o a los tiempos de despeje de faltas m醩 largos.
  • (20) Garantizar una nueva conexi髇 adecuada despu閟 de una desconexi髇 accidental debida a una perturbaci髇 de la red es importante para el funcionamiento del sistema interconectado. Una protecci髇 adecuada de la red resulta esencial para mantener la estabilidad y seguridad del sistema, particularmente en caso de perturbaciones del sistema. Los esquemas de protecci髇 pueden evitar el agravamiento de las perturbaciones y limitar sus consecuencias.
  • (21) Un intercambio de informaci髇 adecuado entre los gestores de redes y los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad es un requisito previo para permitir que los gestores de redes mantengan la estabilidad y seguridad del sistema. Los gestores de redes deben disponer de informaci髇 continua sobre el estado del sistema que incluya informaci髇 sobre las condiciones de funcionamiento de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad, as como la posibilidad de comunicarse con ellos para dar instrucciones de funcionamiento.
  • (22) En situaciones de emergencia que pudieran poner en peligro la estabilidad y seguridad del sistema, los gestores de redes deben poder dar instrucciones para que la producci髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad se ajuste de forma que los operadores de red puedan cumplir sus responsabilidades en cuanto a la seguridad del sistema.
  • (23) Los rangos de tensi髇 se deben coordinar entre los sistemas interconectados porque son fundamentales para una planificaci髇 y un funcionamiento seguros de un sistema el閏trico dentro de una zona s韓crona. Las desconexiones debidas a perturbaciones en la tensi髇 afectan a los sistemas vecinos. Si no se especifican los rangos de tensi髇, se podr韆 extender la incertidumbre en la planificaci髇 y operaci髇 del sistema en relaci髇 con el funcionamiento m醩 all de las condiciones normales de operaci髇.
  • (24) Las necesidades de capacidad de potencia reactiva dependen de varios factores, incluidos el grado de mallado de la red y el 韓dice entre el suministro y el consumo, que se deben tener en cuenta al establecer los requisitos de potencia reactiva. Cuando las caracter韘ticas regionales de la red var韆n dentro del 醨ea de responsabilidad de un gestor de red, podr韆 resultar adecuado el uso de m醩 de un diagrama. La producci髇 de potencia reactiva, conocida como 玡n retraso, a altas tensiones y el consumo de potencia reactiva, conocido como 玡n adelanto, a bajas tensiones podr韆n no ser necesarios. Los requisitos de potencia reactiva podr韆n poner limitaciones al dise駉 y al funcionamiento de las instalaciones de generaci髇 de electricidad. Es importante por tanto evaluar cuidadosamente las capacidades realmente necesarias para un funcionamiento eficaz del sistema.
  • (25) Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos tienen la capacidad inherente de resistir o ralentizar las variaciones de frecuencia, una caracter韘tica que no poseen muchas tecnolog韆s de fuentes de energ韆 renovables. Por consiguiente, deben adoptarse medidas correctoras para evitar una mayor derivada de la frecuencia en per韔dos de producci髇 elevada a partir de fuentes de energ韆 renovables. La emulaci髇 de inercia podr韆 facilitar una mayor expansi髇 de las fuentes de energ韆 renovables, que no contribuyen de forma natural a la inercia.
  • (26) Es conveniente introducir pruebas de conformidad adecuadas y proporcionadas a fin de que los gestores de red puedan garantizar la seguridad operacional.
  • (27) Las autoridades reguladoras, los Estados miembros y los gestores de redes deben garantizar que, en el proceso de elaboraci髇 y aprobaci髇 de los requisitos de conexi髇 a la red, estos est閚 armonizados en la medida de lo posible a fin de asegurar la integraci髇 total del mercado. A la hora de elaborar los requisitos de conexi髇 deben tenerse especialmente en cuenta las normas t閏nicas establecidas.
  • (28) El presente Reglamento debe establecer un procedimiento de excepci髇 respecto de las normas para tener en cuenta las circunstancias locales cuando excepcionalmente, por ejemplo, la conformidad con dichas normas pudiera poner en peligro la estabilidad de la red local o en las que el funcionamiento seguro de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad requiriese condiciones de funcionamiento que no est醤 en consonancia con el Reglamento. En el caso particular de las centrales de producci髇 combinada de calor y electricidad, que aportan beneficios m醩 amplios en cuanto a la eficiencia, la aplicaci髇 de las normas dispuestas en el presente Reglamento podr韆 dar lugar a costes desproporcionados y causar la p閞dida de dichos beneficios de eficiencia.
  • (29) Previa aprobaci髇 de la autoridad reguladora pertinente, u otra autoridad cuando sea aplicable en un Estado miembro, se debe permitir a los gestores de redes que propongan excepciones para determinadas clases de m骴ulos de generaci髇 de electricidad.
  • (30) El presente Reglamento ha sido adoptado sobre la base del Reglamento (CE) n. 714/2009, al que complementa y del que forma parte integrante. Las referencias al Reglamento (CE) n. 714/2009 en otros actos legales se entender醤 hechas asimismo al presente Reglamento.
  • (31) Las medidas previstas en el presente Reglamento se ajustan al dictamen del Comit al que se refiere el art韈ulo 23, apartado 1, del Reglamento (CE) n. 714/2009.

HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

T蚑ULO I
DISPOSICIONES GENERALES

Art韈ulo 1 Objeto

El presente Reglamento establece un c骴igo de red que define los requisitos para la conexi髇 a la red de las instalaciones de generaci髇 de electricidad, principalmente los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos, los m骴ulos de parque el閏trico y los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar, al sistema interconectado. Contribuye, por consiguiente, a asegurar unas condiciones justas de competencia en el mercado interior de la electricidad, a garantizar la seguridad del sistema y la integraci髇 de las fuentes de energ韆 renovables, as como a facilitar el comercio de electricidad en la Uni髇 Europea.

El presente Reglamento tambi閚 define las obligaciones para garantizar que los gestores de redes hagan un uso adecuado de las capacidades de las instalaciones de generaci髇 de electricidad de forma transparente y no discriminatoria, con el fin de proporcionar condiciones equitativas en toda la Uni髇.

Art韈ulo 2 Definiciones

A efectos del presente Reglamento, se aplicar醤 las definiciones recogidas en el art韈ulo 2 de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (3) , en el art韈ulo 2 del Reglamento (CE) n. 714/2009 de la Comisi髇, el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisi髇 (4) , el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) n. 543/2013 de la Comisi髇 (5) y el art韈ulo 2 de la Directiva 2009/72/CE.

Asimismo, ser醤 de aplicaci髇 las siguientes definiciones

  • 1. 玡ntidad: una autoridad reguladora, otra autoridad nacional, un gestor de red u otro organismo p鷅lico o privado designado de conformidad con la legislaci髇 nacional;
  • 2. 珃ona s韓crona: una zona cubierta por GRT interconectados de forma s韓crona, tales como las zonas s韓cronas de Europa Continental, Gran Breta馻, Irlanda-Irlanda del Norte y Pa韘es N髍dicos, y los sistemas el閏tricos de Lituania, Letonia y Estonia, en conjunto denominados 獷stados B醠ticos, que forman parte de una zona s韓crona mayor;
  • 3. 玹ensi髇: la diferencia de potencial el閏trico entre dos puntos, medida como el valor de la media cuadr醫ica de las tensiones entre fases de secuencia positiva a la frecuencia fundamental;
  • 4. 玴otencia aparente: el producto de la tensi髇, la corriente a la frecuencia fundamental y la ra韟 cuadrada de tres en caso de sistemas trif醩icos, normalmente expresada en kilovoltamperios (玨VA) o megavoltamperios (玀VA);
  • 5. 玬骴ulo de generaci髇 de electricidad: un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono o un m骴ulo de parque el閏trico;
  • 6. 玦nstalaci髇 de generaci髇 de electricidad: una instalaci髇 que convierte energ韆 primaria en energ韆 el閏trica y que se compone de uno o m醩 m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados a una red en uno o m醩 puntos de conexi髇;
  • 7. 玴ropietario de instalaci髇 de generaci髇 de electricidad: una entidad f韘ica o jur韉ica propietaria de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad;
  • 8. 玴lanta de generaci髇 principal: uno o m醩 de los principales elementos del equipo necesario para convertir la fuente primaria de energ韆 en electricidad;
  • 9. 玬骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono: un conjunto indivisible de instalaciones que pueden producir energ韆 el閏trica de forma tal que la frecuencia de la tensi髇 generada, la velocidad del generador y la frecuencia de la tensi髇 de la red se mantengan con una relaci髇 constante y, por tanto, est閚 sincronizadas;
  • 10. 玠ocumento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad o 獶MGE: un documento proporcionado por el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad al gestor de red pertinente para un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo B o C, que confirma que se ha demostrado la conformidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad con los criterios t閏nicos dispuestos en el presente Reglamento y que proporciona las declaraciones y los datos necesarios, incluida una declaraci髇 de conformidad;
  • 11. 玤estor de red de transporte pertinente: el GRT en cuya zona de control hay conectado o se conectar a la red a cualquier nivel de tensi髇 un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, una instalaci髇 de demanda, una red de distribuci髇 o un sistema de corriente continua de alta tensi髇 (HVDC);
  • 12. 玶ed: una planta y la aparamenta conectadas entre s para transportar o distribuir electricidad;
  • 13. 玤estor de red pertinente: el gestor de red de transporte o el operador de red de distribuci髇 a cuya red hay conectado o se conectar un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, una instalaci髇 de demanda, una red de distribuci髇 o un sistema HVDC;
  • 14. 玜cuerdo de conexi髇: un contrato entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, el propietario de la instalaci髇 de demanda, el gestor de la red de distribuci髇 o el propietario del sistema HVDC, que incluye la instalaci髇 correspondiente y los requisitos t閏nicos espec韋icos de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, la instalaci髇 de demanda, la red de distribuci髇, la conexi髇 a la red de distribuci髇 o el sistema HVDC;
  • 15. 玴unto de conexi髇: la interfaz a la que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad, la instalaci髇 de demanda, la red de distribuci髇 o el sistema HVDC est conectado a una red de transporte, una red en alta mar, una red de distribuci髇, incluidas las redes de distribuci髇 cerradas, o un sistema HVDC, seg鷑 se determine en el acuerdo de conexi髇;
  • 16. 玞apacidad m醲ima o 玃max: la potencia activa m醲ima que puede producir un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de forma continua, menos la demanda asociada exclusivamente a la facilitaci髇 del funcionamiento de dicho m骴ulo de generaci髇 de electricidad y no suministrada a la red con arreglo a lo especificado en el acuerdo de conexi髇 o seg鷑 lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad;
  • 17. 玬骴ulo de parque el閏trico o 玀PE: una unidad o un conjunto de unidades que genera electricidad, que est conectado de forma no s韓crona a la red o que est conectado mediante electr髇ica de potencia, y que adem醩 dispone de un solo punto de conexi髇 a una red de transporte, una red de distribuci髇, incluidas las redes de distribuci髇 cerradas, o un sistema HVDC;
  • 18. 玬骴ulo de parque el閏trico en alta mar: un m骴ulo de parque el閏trico ubicado en alta mar con un punto de conexi髇 en alta mar;
  • 19. 玬odo de operaci髇 como compensador s韓crono: funcionamiento de un alternador sin motor primario para regular la tensi髇 de forma din醡ica mediante la producci髇 o absorci髇 de potencia reactiva;
  • 20. 玴otencia activa: la componente real de la potencia aparente a la frecuencia fundamental, expresada en vatios o m鷏tiplos de estos, como kilovatios (玨W) o megavatios (玀W);
  • 21. 玜lmacenamiento por bombeo: una unidad hidr醬lica en la que el agua se eleva por medio de bombas y se almacena para utilizarla en la generaci髇 de electricidad;
  • 22. 玣recuencia: la frecuencia el閏trica de la red expresada en hercios, que se puede medir en todas las partes de la zona s韓crona suponiendo un valor constante para la red en el intervalo temporal de segundos, con solo leves diferencias entre las diferentes ubicaciones medidas; su valor nominal es 50 Hz;
  • 23. 玡statismo: la relaci髇 entre la variaci髇 del valor de la frecuencia de r間imen permanente y la variaci髇 resultante de r間imen permanente en la salida de potencia activa, expresada en t閞minos de porcentaje. La variaci髇 de frecuencia se expresa como la relaci髇 entre esta y la frecuencia nominal, y la variaci髇 de la potencia activa se expresa como la relaci髇 entre esta y la capacidad m醲ima o potencia activa real en el momento de alcanzar el umbral pertinente;
  • 24. 玭ivel m韓imo de regulaci髇: la potencia activa m韓ima, con arreglo a lo especificado en el acuerdo de conexi髇 o seg鷑 lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, hasta la cual el m骴ulo de generaci髇 de electricidad puede controlar la potencia activa;
  • 25. 玽alor de consigna: el valor objetivo de cualquier par醡etro utilizado normalmente en esquemas de control;
  • 26. 玦nstrucci髇: cualquier orden, dentro de su competencia, emitida por un gestor de red a un propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, un propietario de una instalaci髇 de demanda, un gestor de la red de distribuci髇 o un propietario del sistema HVDC para realizar una acci髇;
  • 27. 玣alta correctamente despejada: una falta que se ha despejado satisfactoriamente de conformidad con los criterios de planificaci髇 del gestor de red;
  • 28. 玴otencia reactiva: la componente imaginaria de la potencia aparente a la frecuencia fundamental, normalmente expresada en kilovares (玨VAr) o megavares (玀VAr);
  • 29. 玞apacidad para soportar huecos de tensi髇: la capacidad de los dispositivos el閏tricos para permanecer conectados a la red y funcionar durante per韔dos de baja tensi髇 en el punto de conexi髇 provocados por faltas correctamente despejadas;
  • 30. 玜lternador: un dispositivo que convierte energ韆 mec醤ica en energ韆 el閏trica por medio de un campo magn閠ico giratorio;
  • 31. 玞orriente: la velocidad a la que fluye la carga el閏trica, que se mide por el valor de la media cuadr醫ica de la secuencia positiva de la corriente de fase a la frecuencia fundamental;
  • 32. 玡st醫or: la parte de una m醧uina rotativa que incluye los elementos magn閠icos estacionarios con sus bobinados asociados;
  • 33. 玦nercia: la propiedad de un cuerpo r韌ido giratorio, como el rotor de un alternador, por la que mantiene su estado de movimiento giratorio uniforme y momento angular a menos que se aplique un par de fuerza externo;
  • 34. 玡mulaci髇 de inercia: la caracter韘tica proporcionada por un m骴ulo de parque el閏trico o sistema HVDC para sustituir el efecto de inercia de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono hasta un determinado nivel de respuesta;
  • 35. 玞ontrol de frecuencia: la capacidad de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad o de un sistema HVDC para ajustar su salida de potencia activa seg鷑 una desviaci髇 medida de la frecuencia del sistema respecto al valor de consigna, para mantener la frecuencia del sistema estable;
  • 36. 玬odo de regulaci髇 potencia-frecuencia o 玀RPF: el modo de funcionamiento de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad o de un sistema HVDC en el que la salida de potencia activa cambia en respuesta a una variaci髇 en la frecuencia del sistema, de forma que ayude a la recuperaci髇 de la frecuencia de consigna;
  • 37. 玬odo de regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia o 玀RPFL-O: el modo de funcionamiento de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad o de un sistema HVDC que produce una reducci髇 en la salida de potencia activa en respuesta a una variaci髇 en la frecuencia del sistema por encima de un valor determinado;
  • 38. 玬odo de regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia o 玀RPFL-U: el modo de funcionamiento de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad o de un sistema HVDC que produce un aumento en la salida de potencia activa en respuesta a una variaci髇 en la frecuencia del sistema por debajo de un valor determinado;
  • 39. 玝anda muerta de respuesta a la frecuencia: un intervalo utilizado de forma intencionada dentro del cual el control de frecuencia no responde;
  • 40. 玦nsensibilidad de respuesta a la frecuencia: la caracter韘tica inherente del sistema de control especificada como la magnitud de la variaci髇 de frecuencia o la se馻l de entrada m韓ima necesaria para producir una variaci髇 en la potencia de salida o la se馻l de salida;
  • 41. 玠iagrama de capacidad P-Q: un diagrama que describe la capacidad de potencia reactiva de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad en funci髇 de la variaci髇 de potencia activa en el punto de conexi髇;
  • 42. 玡stabilidad en r間imen permanente: la capacidad de una red o un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono de volver a su estado inicial y mantener un funcionamiento estable tras una perturbaci髇 leve;
  • 43. 玣uncionamiento en isla: el funcionamiento independiente de toda una red o de parte de una red que queda aislada despu閟 de que se desconecte del sistema interconectado, que disponga al menos de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad o de un sistema HVDC que suministra energ韆 a esta red o que controla la frecuencia y la tensi髇;
  • 44. 玱peraci髇 sobre consumos propios: la operaci髇 que garantiza que las instalaciones de generaci髇 de electricidad puedan seguir suministrando sus cargas internas en caso de faltas en la red que provoquen que los m骴ulos de generaci髇 de electricidad se desconecten de la red y se trasladen a sus suministros auxiliares;
  • 45. 玞apacidad de arranque aut髇omo: la capacidad de recuperaci髇 de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad desde su desconexi髇 total a trav閟 de una fuente de energ韆 auxiliar espec韋ica sin suministro de energ韆 el閏trica externo a la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad;
  • 46. 玞ertificador autorizado: una entidad que emite certificados de equipos y documentos de m骴ulos de generaci髇 de electricidad y cuya acreditaci髇 otorga la filial nacional de la Cooperaci髇 Europea de la Acreditaci髇 (獷A), establecida de conformidad con el Reglamento (CE) n. 765/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo (6) ;
  • 47. 玞ertificado de equipo: un documento emitido por un certificador autorizado para el equipo utilizado por un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, una unidad de demanda, una red de distribuci髇, una instalaci髇 de demanda o un sistema HVDC. El certificado de equipo define el 醡bito de su validez en el nivel nacional o en otro nivel en el que se selecciona un valor espec韋ico del rango permitido en el 醡bito europeo. A efectos de la sustituci髇 de partes espec韋icas del proceso de conformidad, el certificado de equipo puede incluir modelos validados por los resultados de pruebas;
  • 48. 玸istema de control de la excitaci髇: un sistema de control realimentado que incluye el funcionamiento de la m醧uina s韓crona y su sistema de excitaci髇;
  • 49. 玠iagrama U-Q/Pmax: un diagrama que representa la capacidad de potencia reactiva de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad o de una estaci髇 conversora de HVDC en funci髇 de la variaci髇 de la tensi髇 en el punto de conexi髇;
  • 50. 玬韓imo t閏nico: la potencia activa m韓ima, seg鷑 se especifique en el acuerdo de conexi髇 o se acuerde entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, a la que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad puede funcionar de forma estable durante un tiempo ilimitado;
  • 51. 玪imitador de sobreexcitaci髇: un dispositivo de control dentro del regulador autom醫ico de tensi髇 (AVR) que evita que el rotor de un alternador se sobrecargue al limitar la corriente de excitaci髇;
  • 52. 玪imitador de subexcitaci髇: un dispositivo de control dentro del AVR cuyo fin es evitar que el alternador pierda el sincronismo debido a una p閞dida de excitaci髇;
  • 53. 玶egulador autom醫ico de tensi髇 o 獳VR: el equipo autom醫ico de actuaci髇 continua que controla la tensi髇 en terminales de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono mediante la comparaci髇 de la tensi髇 en terminales real y un valor de referencia, as como mediante el control de la respuesta del sistema de control de la excitaci髇;
  • 54. 玸istema estabilizador de potencia o 玃SS: una funci髇 adicional del AVR de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono cuyo fin es amortiguar las oscilaciones de potencia;
  • 55. 玞orriente de falta r醦ida: una corriente inyectada por un m骴ulo de parque el閏trico o un sistema HVDC durante y despu閟 de una variaci髇 de tensi髇 provocada por una falta el閏trica con objeto de identificar la falta mediante los sistemas de protecci髇 de la red en la etapa inicial de la falta, de colaborar en el mantenimiento de la tensi髇 del sistema en una etapa posterior a la falta y de recuperar la tensi髇 del sistema despu閟 de despejar la falta;
  • 56. 玣actor de potencia: la relaci髇 entre el valor absoluto de la potencia activa y la potencia aparente;
  • 57. 玴endiente: la relaci髇 entre la variaci髇 de tensi髇, referida a la tensi髇 de referencia 1 pu, y la variaci髇 en la alimentaci髇 de entrada de la potencia reactiva de cero a la potencia reactiva m醲ima, referida a la potencia reactiva m醲ima;
  • 58. 玸istema de conexi髇 de la red en alta mar: la interconexi髇 completa entre un punto de conexi髇 en alta mar y el sistema terrestre en el punto de interconexi髇 a la red terrestre;
  • 59. 玴unto de interconexi髇 a la red terrestre: el punto en el que el sistema de conexi髇 de la red en alta mar est conectado a la red terrestre del gestor de red pertinente;
  • 60. 玠ocumento de instalaci髇: un documento de estructura simple que contiene informaci髇 sobre un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo A o sobre una unidad de demanda con respuesta a la demanda conectada por debajo de 1 000 V, y que confirma la conformidad del m骴ulo o unidad con los requisitos aplicables;
  • 61. 玠eclaraci髇 de conformidad: un documento presentado por el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, el propietario de la instalaci髇 de demanda, el gestor de la red de distribuci髇 o el propietario del sistema HVDC al gestor de red que indica el estado actual de conformidad con las especificaciones y requisitos aplicables;
  • 62. 玭otificaci髇 operacional definitiva o 獸ON: una notificaci髇 emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, al propietario de una instalaci髇 de demanda, al gestor de una red de distribuci髇 o al propietario de un sistema HVDC que cumple las especificaciones y los requisitos correspondientes, que les permite operar respectivamente un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, una instalaci髇 de demanda, una red de distribuci髇 o un sistema HVDC mediante el uso de la conexi髇 a la red;
  • 63. 玭otificaci髇 operacional de energizaci髇 o 獷ON: una notificaci髇 emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, al propietario de una instalaci髇 de demanda, al gestor de una red de distribuci髇 o el propietario de un sistema HVDC antes de la energizaci髇 de su red interna;
  • 64. 玭otificaci髇 operacional provisional o 獻ON: una notificaci髇 emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, al propietario de una instalaci髇 de demanda, al gestor de una red de distribuci髇 o al propietario de un sistema HVDC que les permite operar respectivamente un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, una instalaci髇 de demanda, una red de distribuci髇 o un sistema HVDC mediante el uso de una conexi髇 a la red durante un per韔do de tiempo limitado, as como iniciar las pruebas de conformidad para garantizar el cumplimiento de las especificaciones y de los requisitos pertinentes;
  • 65. 玭otificaci髇 operacional limitada o 獿ON: una notificaci髇 emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, al propietario de una instalaci髇 de demanda, al gestor de una red de distribuci髇 o al propietario de un sistema HVDC que ha ostentado previamente el estado APESF, pero que se encuentra temporalmente sujeto a una modificaci髇 o p閞dida de capacidad importante que redunda en la falta de cumplimiento de las especificaciones y de los requisitos pertinentes.

Art韈ulo 3 羗bito de aplicaci髇

1. Los requisitos de conexi髇 dispuestos en el presente Reglamento se aplicar醤 a los nuevos m骴ulos de generaci髇 de electricidad que se consideren importantes de conformidad con el art韈ulo 5, salvo que se estipule lo contrario.

El gestor de red pertinente se negar a permitir la conexi髇 de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad que no cumpla los requisitos establecidos en el presente Reglamento y que no est cubierto por una excepci髇 otorgada por la autoridad reguladora, u otra autoridad cuando corresponda en un Estado miembro en virtud del art韈ulo 60. El gestor de red pertinente comunicar dicha denegaci髇, por medio de una declaraci髇 motivada por escrito, al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y, salvo que la autoridad reguladora indique lo contrario, a la autoridad reguladora.

2. El presente Reglamento no se aplicar a:

  • a) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados a la red de transporte y la red de distribuci髇 o a partes de la red de transporte o de la red de distribuci髇 de islas de Estados miembros cuyo sistema no est conectado de forma s韓crona a las zonas s韓cronas de Europa Continental, Gran Breta馻, Pa韘es N髍dicos, Irlanda e Irlanda del Norte o Estados B醠ticos;
  • b) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad instalados para suministrar electricidad de reserva y funcionar en paralelo con la red durante menos de cinco minutos por mes natural mientras el sistema se encuentra en estado normal; el funcionamiento en paralelo durante el mantenimiento o las pruebas de puesta en servicio de dicho m骴ulo de generaci髇 de electricidad no deber tenerse en cuenta para el l韒ite de cinco minutos;
  • c) los m骴ulos de generaci髇 de energ韆 que no tienen un punto de conexi髇 permanente y son utilizados por los gestores de red para proporcionar electricidad temporalmente cuando la capacidad normal del sistema est total o parcialmente indisponible;
  • d) los dispositivos de almacenamiento, excepto los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con almacenamiento por bombeo, de conformidad con el art韈ulo 6, apartado 2.

Art韈ulo 4 Aplicaci髇 a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes no estar醤 sujetos a los requisitos de este Reglamento, excepto en los casos siguientes:

  • a) un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo C o D se ha modificado de tal forma que su acuerdo de conexi髇 se debe revisar sustancialmente de conformidad con el procedimiento siguiente:
    • i) los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad que tengan prevista la modernizaci髇 de una planta o la sustituci髇 de equipos que afectan a las capacidades t閏nicas del m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber醤 notificar sus planes con antelaci髇 al gestor de red pertinente,
    • ii) si el gestor de red pertinente considera que el alcance de la modernizaci髇 o la sustituci髇 de equipos es tal que se requiere un nuevo acuerdo de conexi髇, deber notificarlo a la autoridad reguladora pertinente o, si corresponde, al Estado miembro, y
    • iii) la autoridad reguladora pertinente o, si procede, el Estado miembro deber醤 decidir si es necesario revisar el acuerdo de conexi髇 existente o si se requiere uno nuevo, as como los requisitos del presente Reglamento que se aplicar醤; o
  • b) una autoridad reguladora o, si procede, un Estado miembro deciden supeditar un m骴ulo de generaci髇 de electricidad existente a todos o algunos de los requisitos del presente Reglamento, tras la propuesta del GRT pertinente en virtud de los apartados 3, 4 y 5.

2. A efectos del presente Reglamento, un m骴ulo de generaci髇 de electricidad se considerar existente si:

  • a) ya est conectado a la red en la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento, o
  • b) el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad ha celebrado un contrato definitivo y vinculante para la compra de la planta de generaci髇 principal en un plazo de dos a駉s desde la entrada en vigor del Reglamento. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad debe notificarlo al gestor de red y al GRT pertinentes en un plazo de 30 meses desde la entrada en vigor del Reglamento.

La notificaci髇 enviada por el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad al gestor de red y al GRT pertinentes deber indicar al menos el t韙ulo de contrato, su fecha de firma y fecha de entrada en vigor, as como las especificaciones de la planta principal que se vaya a construir, montar o adquirir.

Un Estado miembro podr disponer que, en circunstancias concretas, la autoridad reguladora pueda decidir si el m骴ulo de generaci髇 de electricidad se considera un m骴ulo de generaci髇 de electricidad existente o un m骴ulo de generaci髇 de electricidad nuevo.

3. Tras una consulta p鷅lica en virtud del art韈ulo 10 y con objeto de abordar cambios f醕ticos importantes en las circunstancias, como la evoluci髇 de los requisitos del sistema, incluida la penetraci髇 de fuentes de energ韆 renovables, redes inteligentes, generaci髇 distribuida o respuesta a la demanda, el GRT pertinente podr proponer a la autoridad reguladora en cuesti髇 o, si procede, al Estado miembro la ampliaci髇 de la aplicaci髇 del presente Reglamento a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes.

A tal efecto, deber efectuarse un an醠isis cuantitativo de costes y beneficios, s髄ido y transparente, de conformidad con los art韈ulos 38 y 39. El an醠isis deber indicar:

  • a) los costes, relacionados con los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes, de los requisitos de conformidad con el presente Reglamento;
  • b) el beneficio socioecon髆ico derivado de la aplicaci髇 de los requisitos establecidos en el presente Reglamento, y
  • c) la posibilidad de medidas alternativas para lograr el rendimiento exigido.

4. Antes de realizar el an醠isis de costes y beneficios cuantitativo mencionado en el apartado 3, el GRT pertinente deber:

  • a) llevar a cabo una comparaci髇 cualitativa preliminar de los costes y beneficios;
  • b) obtener la aprobaci髇 de la autoridad reguladora pertinente o, si procede, del Estado miembro.

5. La autoridad reguladora o, si corresponde, el Estado miembro decidir醤 la ampliaci髇 de la aplicabilidad del presente Reglamento a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes en un plazo de seis meses desde la recepci髇 del informe y la recomendaci髇 del GRT pertinente, seg鷑 lo dispuesto en el art韈ulo 38, apartado 4. La decisi髇 de la autoridad reguladora o, si corresponde, del Estado miembro, deber ser publicada.

6. El GRT pertinente deber tener en cuenta las expectativas leg韙imas de los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad en la evaluaci髇 de la aplicaci髇 del presente Reglamento a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes.

7. El GRT pertinente puede evaluar la aplicaci髇 de algunas o de todas las disposiciones del presente Reglamento a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes cada tres a駉s de acuerdo con los criterios y el proceso establecidos en los apartados 3 a 5.

Art韈ulo 5 Determinaci髇 de la significatividad

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 cumplir los requisitos basados en el nivel de tensi髇 de su punto de conexi髇 y en su capacidad m醲ima de conformidad con las categor韆s establecidas en el apartado 2.

2. Se considerar醤 significativos los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de las siguientes categor韆s:

  • a) punto de conexi髇 inferior a 110 kV y capacidad m醲ima de 0,8 kW o m醩 (tipo A);
  • b) punto de conexi髇 inferior a 110 kV y capacidad m醲ima igual o superior al umbral propuesto por cada GRT pertinente de conformidad con el procedimiento definido en el apartado 3 (tipo B). Este umbral no deber ser superior a los l韒ites de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B indicados en el cuadro 1;
  • c) punto de conexi髇 inferior a 110 kV y capacidad m醲ima igual o superior al umbral especificado por cada GRT pertinente de conformidad con el apartado 3 (tipo C). Este umbral no podr ser superior a los l韒ites de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C indicados en el cuadro 1, o
  • d) punto de conexi髇 de 110 kV o superior (tipo D). Un m骴ulo de generaci髇 de electricidad es tambi閚 de tipo D si la tensi髇 de su punto de conexi髇 es inferior a 110 kV y su capacidad m醲ima es igual o superior al umbral especificado en el apartado 3. Este umbral no deber ser superior al l韒ite de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D contenido en el cuadro 1.
Cuadro 1 L韒ites de los umbrales de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B, C y D
Zonas s韓cronasL韒ite del umbral de capacidad m醲ima a partir del cual un m骴ulo de generaci髇 de electricidad se considera de tipo BL韒ite del umbral de capacidad m醲ima a partir del cual un m骴ulo de generaci髇 de electricidad se considera de tipo CL韒ite del umbral de capacidad m醲ima a partir del cual un m骴ulo de generaci髇 de electricidad se considera de tipo D
Europa continental1 MW50 MW75 MW
Gran Breta馻1 MW50 MW75 MW
Pa韘es N髍dicos1,5 MW10 MW30 MW
Irlanda e Irlanda del Norte0,1 MW5 MW10 MW
Estados B醠ticos0,5 MW10 MW15 MW

3. Las propuestas de umbrales de capacidad m醲ima para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B, C y D estar醤 sujetas a la aprobaci髇 de la autoridad reguladora pertinente o, cuando corresponda, del Estado miembro. Para la creaci髇 de las propuestas, el GRT pertinente se coordinar con los GRT y GRD adyacentes, y realizar una consulta p鷅lica en virtud de lo dispuesto en el art韈ulo 10. El GRT pertinente no realizar una propuesta de cambio de los umbrales antes de transcurridos tres a駉s desde la propuesta anterior.

V閍se, respecto a la ejecuci髇 de derecho de la Uni髇 Europea, el n鷐ero 2 de la disposici髇 final sexta del R.D. 647/2020, de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementaci髇 de los c骴igos de red de conexi髇 de determinadas instalaciones el閏tricas (獴.O.E. 8 julio).LE0000670116_20200709Ir a Norma

4. Los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad ayudar醤 en este proceso y proporcionar醤 los datos que solicite el GRT pertinente.

5. Si, como resultado de una modificaci髇 de los umbrales, un m骴ulo de generaci髇 de electricidad cumple los requisitos de un tipo diferente, se aplicar el procedimiento estipulado en el art韈ulo 4, apartado 3, relativo a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes antes de requerir la conformidad con los requisitos del nuevo tipo.

Art韈ulo 6 Aplicaci髇 a m骴ulos de generaci髇 de electricidad, m骴ulos de generaci髇 de electricidad con almacenamiento por bombeo, centrales de producci髇 combinada de electricidad y calor e instalaciones industriales

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad en alta mar conectados al sistema interconectado cumplir醤 los requisitos de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad terrestres, a menos que el gestor de red pertinente modifique los requisitos para este fin o a menos que la conexi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad sea a trav閟 de una conexi髇 de corriente continua de alta tensi髇 o a trav閟 de una red cuya frecuencia no est acoplada de forma s韓crona a la del sistema interconectado principal (por ejemplo, a trav閟 de una configuraci髇 de convertidores back-to-back).

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con almacenamiento por bombeo deber醤 cumplir todos los requisitos correspondientes tanto en el modo de generaci髇 como en el de funcionamiento por bombeo. El funcionamiento de compensaci髇 s韓crona de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con almacenamiento por bombeo no estar limitado en el tiempo por el dise駉 t閏nico de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de velocidad variable con almacenamiento por bombeo deben cumplir los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos, adem醩 de los establecidos en el art韈ulo 20, apartado 2, letra b), si cumplen los requisitos del tipo B, C o D.

3. En cuanto a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad integrados en las redes de instalaciones industriales, los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad, los gestores de red de instalaciones industriales y los gestores de redes pertinentes cuya red est conectada a la red de una instalaci髇 industrial tendr醤 derecho a acordar las condiciones de desconexi髇 de dichos m骴ulos de generaci髇 de electricidad junto con cargas cr韙icas, que garanticen los procesos de producci髇, de la red del gestor de red pertinente. El ejercicio de este derecho se coordinar con el GRT pertinente.

4. Salvo en relaci髇 con los requisitos contemplados en el art韈ulo 13, apartados 2 y 4, o cuando se indique lo contrario en el marco nacional, los requisitos del presente Reglamento en relaci髇 con la capacidad para mantener una salida de potencia activa constante o para modular la salida de potencia activa, no se aplicar醤 a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de las centrales de producci髇 combinada de electricidad y calor integradas en las redes de instalaciones industriales, siempre que se cumplan todos los criterios siguientes:

  • a) el fin principal de estas instalaciones es producir calor para los procesos de producci髇 de la instalaci髇 industrial en cuesti髇;
  • b) la producci髇 de electricidad y calor est inextricablemente relacionada; esto es, cualquier cambio en la producci髇 de calor genera involuntariamente un cambio en la generaci髇 de potencia activa, y viceversa;
  • c) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad son de tipo A, B, C o, en el caso de la zona s韓crona n髍dica, de tipo D, de conformidad con el art韈ulo 5, apartado 2, letras a) a c).

5. Las centrales de producci髇 combinada de electricidad y calor se evaluar醤 seg鷑 su capacidad el閏trica m醲ima.

Art韈ulo 7 Aspectos normativos

1. Los requisitos de aplicaci髇 general que deber醤 establecer los gestores de red o GRT pertinentes con arreglo al presente Reglamento estar醤 sujetos a la aprobaci髇 de la entidad designada por el Estado miembro y deber醤 ser publicados. La entidad designada ser la autoridad reguladora, salvo disposici髇 en contrario del Estado miembro.

2. En lo que respecta a los requisitos espec韋icos de una planta que deban establecer los gestores de red o GRT pertinentes en virtud del presente Reglamento, los Estados miembros podr醤 exigir la aprobaci髇 por parte de una entidad designada.

3. A la hora de aplicar el presente Reglamento, los Estados miembros, las entidades competentes y los gestores de redes deber醤:

  • a) aplicar los principios de proporcionalidad y no discriminaci髇;
  • b) garantizar la transparencia;
  • c) aplicar el principio de optimizaci髇 entre la mayor eficiencia general y el menor coste total para todas las partes implicadas;
  • d) respetar la responsabilidad asignada al GRT pertinente para garantizar la seguridad del sistema, incluidas las disposiciones requeridas por la legislaci髇 nacional;
  • e) consultar a los GRD pertinentes y tener en cuenta el posible impacto en su sistema;
  • f) tener en cuenta las normas europeas y las especificaciones t閏nicas acordadas.

4. El gestor de red o GRT pertinente presentar una propuesta de requisitos de aplicaci髇 general o la metodolog韆 utilizada para su c醠culo o establecimiento, para su aprobaci髇 por parte de la entidad competente en el plazo de dos a駉s a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento.

5. En los casos en que el presente Reglamento exige que el gestor de red pertinente, el GRT pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de energ韆 y/o el gestor de la red de distribuci髇 lleguen a un acuerdo, deber醤 hacerlo en el plazo de seis meses desde la presentaci髇 de una primera propuesta por una parte a las dem醩 partes. Si no se ha alcanzado un acuerdo en dicho plazo, cada parte podr pedir a la autoridad reguladora pertinente que adopte una decisi髇 en el plazo de seis meses.

6. Las entidades competentes adoptar醤 sus decisiones sobre las propuestas de requisitos o metodolog韆s en un plazo de seis meses a partir de la fecha de recepci髇 de dichas propuestas.

7. Cuando el gestor de red o el GRT pertinente considere que es necesaria una modificaci髇 de los requisitos o metodolog韆s previstos y aprobados en virtud de los apartados 1 y 2, los requisitos previstos en los apartados 3 a 8 se aplicar醤 a la modificaci髇 propuesta. Los gestores de red y los GRT que propongan una modificaci髇 tendr醤 en cuenta las expectativas leg韙imas, en su caso, de los propietarios de instalaciones de generaci髇 de energ韆, los fabricantes de equipos y dem醩 partes interesadas, sobre la base de los requisitos o metodolog韆s inicialmente especificados o acordados.

8. Toda parte que desee interponer una reclamaci髇 contra un gestor de red o GRT pertinente en relaci髇 con las obligaciones de dicho gestor de red o GRT con arreglo al presente Reglamento, podr presentar la reclamaci髇 ante la autoridad reguladora, quien, en su calidad de organismo competente en la resoluci髇 de conflictos, emitir una decisi髇 en los dos meses siguientes a la recepci髇 de la reclamaci髇. Este plazo podr prorrogarse dos meses si la autoridad reguladora solicita informaci髇 adicional. Tambi閚 podr prorrogarse con el consentimiento del demandante. La decisi髇 de la autoridad reguladora tendr efecto vinculante a menos que sea revocada a ra韟 de un recurso y hasta el momento en que lo sea.

9. Cuando los requisitos previstos en el presente Reglamento deban ser establecidos por un gestor de red pertinente distinto de un GRT, los Estados miembros podr醤 disponer que sea en su lugar el GRT el encargado de establecer los requisitos pertinentes.

Art韈ulo 8 M鷏tiples gestores de red de transporte

1. Cuando en un Estado miembro existan m醩 de un GRT, el presente Reglamento se aplicar a todos ellos.

2. De acuerdo con el r間imen normativo nacional, los Estados miembros podr醤 estipular que la responsabilidad de un gestor de red de transporte de cumplir una, varias o todas las obligaciones del presente Reglamento se asigne a uno o m醩 gestores de red de transporte espec韋icos.

Art韈ulo 9 Recuperaci髇 de costes

1. Las autoridades reguladoras pertinentes evaluar醤 los costes asumidos por los gestores de red sujetos a reglamentaci髇 sobre tarifas de red y derivados de las obligaciones establecidas en el presente Reglamento. Los costes que una vez evaluados se consideren razonables, eficientes y proporcionados se recuperar醤 mediante las tarifas de red u otros mecanismos apropiados.

2. Si lo requieren las autoridades reguladoras pertinentes, los gestores de red a que se refiere el apartado 1 deber醤, en un plazo de tres meses desde la solicitud, proporcionar la informaci髇 necesaria para facilitar la evaluaci髇 de los costes contra韉os.

Art韈ulo 10 Consulta p鷅lica

1. Los gestores de red y los GRT pertinentes celebrar醤 consultas con las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de cada Estado miembro, sobre las propuestas de ampliaci髇 de la aplicabilidad del presente Reglamento a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de conformidad con el art韈ulo 4, apartado 3, en lo que se refiere a los umbrales de conformidad con el art韈ulo 5, apartado 3, y en lo que se refiere al informe elaborado de conformidad con el art韈ulo 38, apartado 3, y el an醠isis de costes y beneficios con arreglo al art韈ulo 63, apartado 2. Las consultas se celebrar醤 durante como m韓imo un mes.

2. Los gestores de red y los GRT pertinentes tendr醤 debidamente en consideraci髇 las opiniones de las partes interesadas expresadas durante las consultas antes de presentar su proyecto de propuesta de umbrales, el informe o el an醠isis de costes y beneficios para su aprobaci髇 por la autoridad reguladora o, cuando proceda, el Estado miembro. En todos los casos, se presentar醤 argumentos s髄idos de justificaci髇 de la inclusi髇 o no de las opiniones de las partes interesadas, que se publicar醤 de forma oportuna previa o simult醤eamente a la publicaci髇 de la propuesta.

Art韈ulo 11 Participaci髇 de las partes interesadas

La Agencia Europea de Cooperaci髇 de los Reguladores de la Energ韆 (la Agencia), en estrecha colaboraci髇 con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (REGRT de Electricidad), organizar la participaci髇 de las partes interesadas en relaci髇 con los requisitos de conexi髇 a la red de las instalaciones de generaci髇 de electricidad y otros aspectos de la implementaci髇 del presente Reglamento. Esta incluir reuniones peri骴icas con las partes interesadas para identificar problemas y proponer mejoras relacionadas en particular con los requisitos de conexi髇 a la red de instalaciones de generaci髇 de electricidad.

Art韈ulo 12 Obligaciones de confidencialidad

1. Toda informaci髇 confidencial recibida, intercambiada o transmitida en virtud del presente Reglamento estar sujeta al secreto profesional contemplado en los apartados 2, 3 y 4.

2. La obligaci髇 de secreto profesional ser aplicable a toda persona, autoridad reguladora o entidad sujeta a las disposiciones del presente Reglamento.

3. La informaci髇 confidencial recibida por las personas, autoridades reguladoras o entidades mencionadas en el apartado 2 en el ejercicio de sus funciones no podr divulgarse a ninguna otra persona u autoridad, sin perjuicio de los casos contemplados por el Derecho nacional, las dem醩 disposiciones del presente Reglamento u otra legislaci髇 pertinente de la Uni髇.

4. Sin perjuicio de los casos contemplados por el Derecho nacional o la legislaci髇 de la Uni髇, las autoridades reguladoras, las entidades o las personas que reciban informaci髇 confidencial con arreglo al presente Reglamento podr醤 utilizarla 鷑icamente a efectos del ejercicio de sus funciones en virtud del presente Reglamento.

T蚑ULO II
REQUISITOS

CAP蚑ULO 1
Requisitos generales

Art韈ulo 13 Requisitos generales de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con la estabilidad de la frecuencia:

  • a) en cuanto a los rangos de frecuencia:
    • i) un m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de permanecer conectado a la red y funcionar dentro de los rangos de frecuencia y los per韔dos de tiempo especificados en el cuadro 2,
    • ii) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, podr acordar rangos de frecuencia m醩 amplios, tiempos m韓imos de funcionamiento superiores o requisitos espec韋icos para variaciones combinadas de frecuencia y tensi髇 con objeto de garantizar un uso 髉timo de las capacidades t閏nicas de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, si fuese necesario para mantener o restaurar la seguridad del sistema,
    • iii) el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad no deber negar sin causa justificada el consentimiento a aplicar rangos de frecuencia m醩 amplios o tiempos m韓imos de funcionamiento superiores, teniendo en cuenta su viabilidad econ髆ica y t閏nica;
  • b) en relaci髇 con la capacidad para soportar derivadas de frecuencia, un m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de permanecer conectado a la red y de funcionar con derivadas de frecuencia de hasta el valor especificado por el GRT pertinente, a menos que la desconexi髇 se haya producido por una protecci髇 frente a p閞dida de suministro del tipo derivada de frecuencia. El gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, especificar esta protecci髇 frente a p閞dida de suministro del tipo derivada de frecuencia.
Cuadro 2 Per韔dos de tiempo m韓imos durante los que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe ser capaz de funcionar a diferentes valores de frecuencia, desvi醤dose del valor nominal, sin desconectarse de la red
Zona s韓cronaGama de frecuencias (Hz)Per韔do de tiempo de funcionamiento
Europa continental47,5-48,5A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos
48,5-49,0A especificar por cada GRT, nunca inferior al per韔do de 47,5-48,5 Hz
49,0-51,0Ilimitado
51,0-51,530 minutos
Pa韘es N髍dicos47,5-48,530 minutos
48,5-49,0A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos
49,0-51,0Ilimitado
51,0-51,530 minutos
Gran Breta馻47,0-47,520 segundos
47,5-48,590 minutos
48,5-49,0A especificar por cada GRT, pero no inferior a 90 minutos
49,0-51,0Ilimitado
51,0-51,590 minutos
51,5-52,015 minutos
Irlanda e Irlanda del Norte47,5-48,590 minutos
48,5-49,0A especificar por cada GRT, pero no inferior a 90 minutos
49,0-51,0Ilimitado
51,0-51,590 minutos
Estados B醠ticos47,5-48,5A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos
48,5-49,0A especificar por cada GRT, nunca inferior al per韔do de 47,5-48,5 Hz
49,0-51,0Ilimitado
51,0-51,5A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos

2. En cuanto al modo regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia (MRPFL-O), ser de aplicaci髇 lo siguiente, tal como determine el GRT pertinente para su zona de control en coordinaci髇 con los GRT de la misma zona s韓crona para garantizar efectos m韓imos en las zonas vecinas:

  • a) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de activar el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia de acuerdo con la figura 1 dentro de un determinado rango de frecuencias y un ajuste del estatismo especificados por el GRT pertinente;
  • b) en vez de la capacidad contemplada en la letra a), el GRT pertinente podr optar por permitir dentro de su zona de control la desconexi髇 y reconexi髇 autom醫ica de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A a frecuencias aleatorias, distribuidas idealmente de manera uniforme, por encima de un umbral de frecuencia, tal como determine el GRT pertinente cuando pueda demostrar a la autoridad reguladora pertinente, y con la cooperaci髇 de los propietarios de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad, que esto tiene un impacto transfronterizo limitado y mantiene el mismo nivel de seguridad en la operaci髇 en todos los estados del sistema;
  • c) el rango de frecuencias deber estar entre 50,2 y 50,5 Hz, ambas incluidas;
  • d) el ajuste del estatismo deber estar entre el 2 y el 12 %;
  • e) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de activar la respuesta de la potencia en funci髇 de la frecuencia con el menor retraso inicial posible. Si ese retraso es superior a dos segundos, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber justificar el retraso proporcionando pruebas t閏nicas al GRT pertinente;
  • f) el GRT pertinente podr exigir que, al alcanzar el nivel m韓imo de regulaci髇, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad sea capaz de:
    • i) seguir funcionando en este nivel, o
    • ii) reducir a鷑 m醩 la salida de potencia activa;
  • g) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de funcionar de manera estable durante el funcionamiento en MRPFL-O. Si el MRPFL-O est activo, el valor de consigna del MRPFL-O prevalecer sobre el resto de valores de consigna de potencia activa.

Figura 1 Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de frecuencia de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad en MRPFL

Pref es la potencia activa de referencia a la que est referida ΔΡ y puede especificarse de forma diferente para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos y los m骴ulos de parque el閏trico. ΔΡ es la variaci髇 en la salida de potencia activa del m骴ulo de generaci髇 de electricidad. fn es la frecuencia nominal (50 Hz) en la red y Δf es la desviaci髇 de la frecuencia de la red. En sobrefrecuencias donde Δf es superior a Δf1 , el m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe proporcionar una variaci髇 en la salida de potencia activa negativa de acuerdo con el estatismo S2.

3. El m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de mantener un valor de consigna constante en la salida de potencia activa independientemente de las variaciones de frecuencia, excepto si la salida sigue las variaciones especificadas en los apartados 2 y 4 de este art韈ulo o en el art韈ulo 15, apartado 2, letras c) y d), seg鷑 corresponda.

4. El GRT pertinente deber especificar la reducci髇 de la potencia activa admisible desde su valor m醲imo respecto a la variaci髇 negativa de la frecuencia en su zona de control en forma de velocidad de bajada dentro de los l韒ites, como ilustran las l韓eas m醩 gruesas de la figura 2:

  • a) por debajo de 49 Hz con una velocidad de bajada del 2 % de la capacidad m醲ima a 50 Hz para cada ca韉a de frecuencia de 1 Hz;
  • b) por debajo de 49,5 Hz con una velocidad de bajada del 10 % de la capacidad m醲ima a 50 Hz para cada ca韉a de frecuencia de 1 Hz.

5. La reducci髇 de potencia activa admisible desde su valor m醲imo deber:

  • a) especificar claramente las condiciones ambientales aplicables;
  • b) tener en cuenta las capacidades t閏nicas de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad.

Figura 2 Reducci髇 de capacidad de potencia m醲ima con ca韉a de la frecuencia

El diagrama representa los l韒ites en los que la capacidad puede ser especificada por el GRT pertinente.

6. El m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber estar equipado con una interfaz l骻ica (puerto de entrada) para detener la salida de potencia activa en un plazo de cinco segundos desde la recepci髇 de una instrucci髇 en el puerto de entrada. El gestor de red pertinente tendr derecho a definir los requisitos de los equipos para poder operar esta instalaci髇 a distancia.

7. El GRT pertinente especificar las condiciones en que los m骴ulos de generaci髇 de electricidad son capaces de conectarse autom醫icamente a la red. Estas condiciones incluir醤:

  • a) los rangos de frecuencia dentro de los cuales la conexi髇 autom醫ica es admisible, as como el tiempo de retraso correspondiente, y
  • b) el gradiente m醲imo admisible de aumento de la salida de potencia activa.

Se permite la conexi髇 autom醫ica a menos que el gestor de red pertinente especifique lo contrario en coordinaci髇 con el GRT pertinente.

Art韈ulo 14 Requisitos generales de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deber醤 cumplir los requisitos establecidos en el art韈ulo 13, con excepci髇 de su apartado 2, letra b).

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con la estabilidad de la frecuencia:

  • a) para controlar la salida de potencia activa, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber estar equipado con una interfaz (puerto de entrada) para poder reducir la salida de potencia activa tras recibir una instrucci髇 en el puerto de entrada, y
  • b) el gestor de red pertinente tendr derecho a especificar los requisitos de equipos adicionales para permitir la operaci髇 de salida de potencia activa en remoto.

3. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con la robustez:

  • a) en cuanto a la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad:
    • i) cada GRT especificar un perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo conforme a la figura 3 en el punto de conexi髇 en condiciones de falta, que describa las condiciones en que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad es capaz de permanecer conectado a la red y seguir funcionando de forma estable despu閟 de una perturbaci髇 del sistema el閏trico debida a faltas correctamente despejadas en la red de transporte,
    • ii) el perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo describir el l韒ite inferior de la trayectoria real de las tensiones entre fases referida al nivel de tensi髇 de la red en el punto de conexi髇 durante una falta equilibrada, en funci髇 del tiempo antes, durante y despu閟 de la falta,
    • iii) el l韒ite inferior mencionado en el inciso ii) deber especificarlo el GRT pertinente utilizando los par醡etros establecidos en la figura 3 y dentro de los rangos definidos en los cuadros 3.1 y 3.2,
    • iv) cada GRT especificar y pondr a disposici髇 p鷅lica las condiciones previas y posteriores a las faltas en relaci髇 con la capacidad para soportar huecos de tensi髇 en t閞minos de:
      • - el c醠culo de la potencia de cortocircuito m韓ima previa a la falta en el punto de conexi髇,
      • - el punto de funcionamiento de potencia activa y reactiva previo a las faltas del m骴ulo de generaci髇 de electricidad en el punto de conexi髇 y la tensi髇 en el punto de conexi髇, y
      • - el c醠culo de la potencia de cortocircuito m韓ima posterior a la falta en el punto de conexi髇,
    • v) a petici髇 de un propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, el gestor de red pertinente deber proporcionar las condiciones previas y posteriores a las faltas a tener en cuenta para la capacidad para soportar huecos de tensi髇 seg鷑 los c醠culos en el punto de conexi髇, tal y como se especifica en el inciso iv) en relaci髇 con:
      • - la potencia de cortocircuito m韓ima previa a la falta en cada punto de conexi髇 expresada en MVA,
      • - el punto de funcionamiento previo a la falta del m骴ulo de generaci髇 de electricidad expresado en salida de potencia activa y salida de potencia reactiva en el punto de conexi髇 y tensi髇 en el punto de conexi髇, y
      • - la potencia de cortocircuito m韓ima posterior a la falta en cada punto de conexi髇 expresada en MVA.

      De manera alternativa, el gestor de red pertinente podr proporcionar valores gen閞icos derivados de casos t韕icos,

      Figura 3 Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad

      El diagrama representa el l韒ite inferior de un perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo de la tensi髇 en el punto de conexi髇, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y despu閟 de una falta. Uret es la tensi髇 residual en el punto de conexi髇 durante una falta. tclear es el instante en el que se ha despejado la falta. Urec1 , Urec2 , trec1 , trec2 y trec3 especifican determinados puntos de l韒ites inferiores de recuperaci髇 de la tensi髇 tras despejar una falta.

      Cuadro 3.1 Par醡etros de la figura 3 relativos a la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos
      Par醡etros de tensi髇 (pu)Par醡etros de tiempo (segundos)
      Uret0,05-0,3tclear0,14-0,15 (o 0,14-0,25 si la protecci髇 y el funcionamiento seguro del sistema as lo exigen)
      Uclear0,7-0,9trec1tclear
      Urec1Ucleartrec2trec1 — 0,7
      Urec20,85-0,9 y ≥ Ucleartrec3trec2 — 1,5
      Cuadro 3.2 Par醡etros de la figura 3 relativos a la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de m骴ulos de parque el閏trico
      Par醡etros de tensi髇 (pu)Par醡etros de tiempo (segundos)
      Uret0,05-0,15tclear0,14-0,15 (o 0,14-0,25 si la protecci髇 y el funcionamiento seguro del sistema as lo exigen)
      UclearUret — 0,15trec1tclear
      Urec1Ucleartrec2trec1
      Urec20,85trec31,5-3,0
    • vi) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de permanecer conectado a la red y seguir funcionando de forma estable cuando la trayectoria real de las tensiones entre fases referidas al nivel de tensi髇 de la red en el punto de conexi髇 durante una falta equilibrada, dadas las condiciones previas y posteriores a las faltas del apartado 3, letra a), incisos iv) y v), permanezca por encima del l韒ite inferior especificado en el apartado 3, letra a), inciso ii), a menos que el esquema de protecci髇 para faltas el閏tricas internas requiera la desconexi髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de la red. Los ajustes y esquemas de protecci髇 para faltas el閏tricas internas no deber醤 comprometer la capacidad para soportar huecos de tensi髇,
    • vii) sin perjuicio de lo establecido en el apartado 3, letra a), inciso vi), la protecci髇 de subtensi髇 (ya se trate de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 o de la tensi髇 m韓ima especificada referida a la tensi髇 en el punto de conexi髇) deber ser ajustada por el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad de acuerdo con la m醲ima capacidad t閏nica posible del m骴ulo de generaci髇 de electricidad, a menos que el gestor de red pertinente requiera unos ajustes m醩 limitados de conformidad con el apartado 5, letra b). El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber justificar los ajustes de acuerdo con este principio;
  • b) cada GRT especificar las capacidades para soportar huecos de tensi髇 en caso de faltas desequilibradas.

4. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con el restablecimiento del sistema:

  • a) el GRT pertinente deber especificar las condiciones en las que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad es capaz de volver a conectarse a la red despu閟 de una desconexi髇 accidental provocada por una perturbaci髇 en la red, y
  • b) la instalaci髇 de sistemas de reconexi髇 autom醫ica estar sujeta tanto a la autorizaci髇 previa del gestor de red pertinente como a las condiciones de reconexi髇 especificadas por el GRT pertinente.

5. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos generales de gesti髇 del sistema:

  • a) en cuanto a los esquemas de control y sus ajustes:
    • i) los esquemas y ajustes de los diferentes dispositivos de control del m骴ulo de generaci髇 de electricidad necesarios para la estabilidad de la red de transporte y para emprender medidas de emergencia se deber醤 coordinar y acordar entre el GRT pertinente, el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad,
    • ii) los cambios en los esquemas y ajustes mencionados en el inciso i) de los diferentes dispositivos de control del m骴ulo de generaci髇 de electricidad se deber醤 coordinar y acordar entre el GRT pertinente, el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, en particular si se aplican en las circunstancias mencionadas en el apartado 5, letra a), inciso i);
  • b) en cuanto a los esquemas de protecci髇 el閏trica y sus ajustes:
    • i) el gestor de red pertinente deber especificar los esquemas y ajustes necesarios para proteger la red, teniendo en cuenta las caracter韘ticas del m骴ulo de generaci髇 de electricidad. Los esquemas de protecci髇 necesarios para el m骴ulo de generaci髇 de electricidad y la red, as como los ajustes correspondientes del m骴ulo de generaci髇 de electricidad, se deber醤 coordinar y acordar entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad. Los ajustes y esquemas de protecci髇 para faltas el閏tricas internas no deber醤 comprometer la respuesta de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, de acuerdo con los requisitos establecidos en el presente Reglamento,
    • ii) el sistema de protecci髇 el閏trica del m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber prevalecer sobre los controles operativos, teniendo en cuenta la seguridad del sistema y la salud y seguridad del personal y el p鷅lico, as como la atenuaci髇 de los posibles da駉s al m骴ulo de generaci髇 de electricidad,
    • iii) los esquemas de protecci髇 pueden cubrir los siguientes aspectos:
      • - cortocircuito externo e interno,
      • - carga desequilibrada (secuencia de fase negativa),
      • - sobrecarga de est醫or y rotor,
      • - sobreexcitaci髇/subexcitaci髇,
      • - sobretensi髇/subtensi髇 en el punto de conexi髇,
      • - sobretensi髇/subtensi髇 en los terminales del alternador,
      • - oscilaciones inter-醨ea,
      • - corriente de magnetizaci髇,
      • - funcionamiento as韓crono (deslizamiento de polos),
      • - protecci髇 contra torsiones inadmisibles sobre el eje (por ejemplo, resonancia subs韓crona),
      • - protecci髇 de l韓ea del m骴ulo de generaci髇 de electricidad,
      • - protecci髇 del transformador de la unidad,
      • - respaldo contra el funcionamiento incorrecto del sistema de protecci髇 y aparamenta de maniobra y corte,
      • - sobreflujo (U/f),
      • - potencia inversa,
      • - derivada de frecuencia, y
      • - desplazamiento de tensi髇 del punto neutro,
    • iv) los cambios en los esquemas de protecci髇 necesarios para el m骴ulo de generaci髇 de electricidad y la red y en los ajustes correspondientes del m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber醤 ser acordados entre el gestor de red y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad antes de realizar ning鷑 cambio;
  • c) el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber organizar sus dispositivos de protecci髇 y control de acuerdo con la siguiente clasificaci髇 de prioridad (de la m醩 alta a la m醩 baja):
    • i) protecci髇 de la red y del m骴ulo de generaci髇 de electricidad,
    • ii) emulaci髇 de inercia, si procede,
    • iii) control de frecuencia (ajuste de potencia activa),
    • iv) restricci髇 de potencia, y
    • v) restricci髇 de gradiente de potencia;
  • d) en cuanto al intercambio de informaci髇:
    • i) las instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 poder intercambiar informaci髇 con el gestor de red o el GRT pertinentes en tiempo real o peri骴icamente con marca de tiempo, seg鷑 defina el gestor de red o el GRT pertinentes,
    • ii) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, deber especificar el contenido de los intercambios de informaci髇, incluida una lista de los datos concretos que deber facilitar la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

Art韈ulo 15 Requisitos generales de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deber醤 cumplir los requisitos definidos en los art韈ulos 13 y 14, excepto el art韈ulo 13, apartado 2, letra b), y apartado 6, y el art韈ulo 14, apartado 2.

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos de estabilidad de frecuencia:

  • a) en cuanto a la capacidad de control y el rango de control de la potencia activa, el sistema de control del m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de ajustar una consigna de potencia activa conforme a las instrucciones proporcionadas al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad por el gestor de red o el GRT pertinentes.

    El gestor de red o el GRT pertinentes deber醤 establecer el per韔do en el que se debe alcanzar la consigna de potencia activa. El GRT pertinente especificar una tolerancia (sujeta a la disponibilidad del recurso del motor primario) que se aplica a la nueva consigna y el tiempo en el que se debe alcanzar;

  • b) se deber醤 permitir las medidas locales manuales en los casos en los que los dispositivos de control remoto autom醫ico est閚 fuera de servicio.

    El gestor de red o el GRT pertinentes deber醤 notificar a la autoridad reguladora el tiempo necesario para alcanzar la consigna, juntamente con la tolerancia de potencia activa;

  • c) adem醩 de lo previsto en el art韈ulo 13, apartado 2, los siguientes requisitos se aplicar醤 a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C en relaci髇 con el modo regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia (MRPFL-U):
    • i) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de activar reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia dentro de un determinado rango de frecuencias y con el estatismo especificado por el GRT pertinente en coordinaci髇 con los GRT de la misma zona s韓crona de la forma siguiente:
      • - el rango de frecuencias especificado por el GRT deber estar entre 49,8 y 49,5 Hz, ambas incluidas,
      • - el ajuste del estatismo especificado por el GRT deber estar entre el 2 y el 12 %.

      Esto se representa gr醘icamente en la figura 4,

    • ii) la provisi髇 real de respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia en modo MRPFL-U tendr en cuenta:
      • - las condiciones ambientales cuando se activa la respuesta,
      • - las condiciones de funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad, en particular las limitaciones de funcionamiento pr髕imas a la capacidad m醲ima a frecuencias bajas y el correspondiente impacto de las condiciones ambientales de acuerdo con el art韈ulo 13, apartados 4 y 5, y
      • - la disponibilidad de las fuentes de energ韆 primarias,
    • iii) la activaci髇 de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia por parte del m骴ulo de generaci髇 de electricidad no se deber retrasar indebidamente. En caso de un retraso superior a dos segundos, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber justificarlo al GRT pertinente,
    • iv) en modo MRPFL-U, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de proporcionar un aumento de potencia hasta su capacidad m醲ima,
    • v) se deber garantizar el funcionamiento estable del m骴ulo de generaci髇 de electricidad durante el funcionamiento en modo MRPFL-U;

    Figura 4 Capacidad de respuesta de la potencia activa a la frecuencia de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad en MRPFL-U

    Pref es la potencia activa de referencia con la que se relaciona ΔΡ y puede especificarse de forma diferente para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos y los m骴ulos de parque el閏trico. ΔΡ es la variaci髇 en la salida de potencia activa del m骴ulo de generaci髇 de electricidad. fn es la frecuencia nominal (50 Hz) en la red y Δf es la desviaci髇 de frecuencia en la red. En subfrecuencias donde Δf es inferior a Δf1 , el m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe presentar una variaci髇 en la salida de potencia activa positiva de acuerdo con el estatismo S2 .

  • d) adem醩 de lo previsto en el apartado 2, letra c), se aplicar acumulativamente lo siguiente cuando est en funcionamiento el modo regulaci髇 potencia-frecuencia (玀RPF):
    • i) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de activar el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia de conformidad con los par醡etros especificados por cada GRT pertinente dentro de los rangos mostrados en el cuadro 4. Al especificar dichos par醡etros, el GRT pertinente deber atender a lo siguiente:
      • - en caso de sobrefrecuencia, la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia estar limitada por el nivel m韓imo de regulaci髇,
      • - en caso de subfrecuencia, la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia estar limitada por la capacidad m醲ima,
      • - la provisi髇 real de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia depende de las condiciones ambientales y de funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad cuando se activa la respuesta, en particular las limitaciones de funcionamiento pr髕imas a la capacidad m醲ima a frecuencias bajas de conformidad con el art韈ulo 13, apartados 4 y 5, y las fuentes de energ韆 primaria disponibles,
      Cuadro 4 Par醡etros de respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia en MRPF (explicaci髇 de la figura 5)
      Par醡etrosRangos

      Intervalo de potencia activa en relaci髇 con la capacidad m醲ima

      		1,5-10 %
      Insensibilidad de respuesta con la variaci髇 de frecuencia

      		10-30 mHz

      		0,02-0,06 %
      Banda muerta de respuesta con la variaci髇 de frecuencia0-500 mHz
      Estatismo s 12-12 %

      Figura 5 Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de la frecuencia de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad en MRPF para ilustrar el caso de banda muerta e insensibilidad nulas

      Pref es la potencia activa de referencia con la que se relaciona ΔΡ. ΔΡ es la variaci髇 en la salida de potencia activa del m骴ulo de generaci髇 de electricidad. fn es la frecuencia nominal (50 Hz) de la red y Δf es la desviaci髇 de la frecuencia de la red.

    • ii) la banda muerta de respuesta con la variaci髇 de frecuencia de la desviaci髇 de frecuencia y el estatismo se deber poder seleccionar repetidamente,
    • iii) en el caso de una variaci髇 brusca de frecuencia, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de activar la respuesta total de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia, en o por encima de la l韓ea que se muestra en la figura 6, de conformidad con los par醡etros especificados por cada GRT (que deben estar destinados a evitar oscilaciones de potencia activa para el m骴ulo de generaci髇 de electricidad), dentro de los rangos indicados en el cuadro 5. La combinaci髇 de ajustes de par醡etros especificada por el GRT deber tener en cuenta las posibles limitaciones dependientes de la tecnolog韆,
    • iv) la activaci髇 inicial de la respuesta de la potencia activa necesaria con la variaci髇 de frecuencia no deber retrasarse indebidamente.

      Si el retraso en la activaci髇 inicial de la respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia es superior a dos segundos, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber proporcionar pruebas t閏nicas que demuestren por qu se ha requerido un tiempo m醩 largo.

      En el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad sin inercia, el GRT pertinente puede especificar un tiempo inferior a dos segundos. Si el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad no puede cumplir este requisito, deber proporcionar pruebas t閏nicas que demuestren por qu es necesario un tiempo m醩 largo para la activaci髇 inicial de la respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia,

      Figura 6 Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de frecuencia.

      Pmax es la capacidad m醲ima con la que se relaciona ΔΡ. ΔΡ es el cambio en la salida de potencia activa del m骴ulo de generaci髇 de electricidad. El m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe proporcionar una salida de potencia activa ΔΡ hasta el punto ΔΡ1 de acuerdo con los tiempos t1 y t2 , y los valores de ΔΡ1 , t1 y t2 debe especificarlos el GRT pertinente seg鷑 el cuadro 5. t1 es el retraso inicial. t2 es el tiempo para la activaci髇 total.

    • v) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de activar completamente el suministro de reservas de regulaci髇 potencia-frecuencia durante un per韔do de entre 15 y 30 minutos, seg鷑 especifique el GRT pertinente. Al especificar el per韔do, el GRT deber tener en cuenta el margen de potencia activa y la fuente de energ韆 primaria del m骴ulo de generaci髇 de electricidad,
    • vi) dentro de los l韒ites definidos en el apartado 2, letra d), inciso v), el control de potencia activa no deber tener un efecto adverso en la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad,
    • vii) los par醡etros especificados por el GRT pertinente de conformidad con los incisos i), ii), iii) y v) deber醤 notificarse a la autoridad reguladora pertinente. Las modalidades de dicha notificaci髇 se especificar醤 de conformidad con el marco normativo nacional aplicable;
    Cuadro 5 Par醡etros de activaci髇 completa de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia resultantes de un cambio brusco de frecuencia (explicaci髇 de la figura 6)
    Par醡etrosRangos o valores
    Intervalo de potencia activa en relaci髇 con la capacidad m醲ima (intervalo de respuesta a la frecuencia) DOUEL_2016_LE573647_112_101,5-10 %
    En el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con inercia, la demora inicial m醲ima admisible t 1, a menos que se justifique lo contrario de acuerdo con el art韈ulo 15, apartado 2, letra d), inciso iv)2 segundos
    En el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad sin inercia, la demora inicial m醲ima admisible t 1, a menos que se justifique lo contrario de acuerdo con el art韈ulo 15, apartado 2, letra d), inciso iv)seg鷑 especifique el GRT pertinente
    Selecci髇 m醲ima admisible del tiempo de activaci髇 total t 2, a menos que el GRT pertinente permita tiempos de activaci髇 m醩 largos por motivos de estabilidad del sistema30 segundos
  • e) en cuanto al control de potencia-frecuencia, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ofrecer funciones que cumplan las especificaciones especificadas por el GRT pertinente, con el objetivo de restablecer la frecuencia a su valor nominal o de mantener los flujos de intercambio de potencia entre las zonas de control en sus valores programados;
  • f) en cuanto a la desconexi髇 debida a subfrecuencia, las instalaciones de generaci髇 de electricidad capaces de actuar como carga, incluidas las instalaciones de generaci髇 de electricidad con almacenamiento por bombeo hidr醬lico, deber醤 ser capaces de desconectar su carga en caso de subfrecuencia. El requisito mencionado en este apartado no afecta al suministro auxiliar;
  • g) en cuanto a la monitorizaci髇 en tiempo real del MRPF:
    • i) para monitorizar el funcionamiento de la respuesta frecuencia-potencia, la interfaz de comunicaci髇 deber estar equipada para transferir en tiempo real y de forma segura desde la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad hasta el centro de control de la red del gestor de red o del GRT pertinentes, a instancias del gestor de red o del GRT pertinentes, al menos las se馻les siguientes:
      • - se馻l de estado del MRPF (activado/desactivado),
      • - salida de potencia activa programada,
      • - valor efectivo de la salida de potencia activa,
      • - ajuste efectivo de los par醡etros de respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia,
      • - estatismo y banda muerta,
    • ii) el gestor de red y el GRT pertinentes deber醤 especificar las se馻les adicionales que deber proporcionar la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad por los dispositivos de monitorizaci髇 y registro con el fin de verificar el funcionamiento del suministro de reservas de regulaci髇 frecuencia-potencia por parte de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad participantes.

3. En cuanto a la estabilidad de la tensi髇, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deber醤 ser capaces de desconectarse autom醫icamente cuando la tensi髇 en el punto de conexi髇 alcance los niveles especificados por el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente.

Las condiciones y ajustes de desconexi髇 autom醫ica real de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser especificados por el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente.

4. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con la robustez:

  • a) en caso de oscilaciones de potencia, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 mantener la estabilidad en r間imen permanente cuando operen en cualquier punto de funcionamiento del diagrama P-Q;
  • b) sin perjuicio de lo establecido en el art韈ulo 13, apartados 4 y 5, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de permanecer conectados a la red y de funcionar sin reducci髇 de potencia, siempre que la tensi髇 y la frecuencia permanezcan dentro de los l韒ites especificados de acuerdo con el presente Reglamento;
  • c) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de permanecer conectados a la red durante reconexiones autom醫icas monof醩icas o trif醩icas en l韓eas de red mallada, si procede en la red a la que est醤 conectados. Los detalles de dicho requisito estar醤 sujetos a la coordinaci髇 y los acuerdos sobre los esquemas de protecci髇 y sus ajustes dispuestos en el art韈ulo 14, apartado 5, letra b).

5. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con el restablecimiento del servicio:

  • a) en cuanto a la capacidad de arranque aut髇omo:
    • i) la capacidad de arranque aut髇omo no es obligatoria, sin perjuicio de los derechos del Estado miembro de introducir normas obligatorias para garantizar la seguridad del sistema,
    • ii) los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤, a instancias del GRT pertinente, proporcionar una oferta de suministro de la capacidad de arranque aut髇omo. El GRT pertinente puede realizar dicha solicitud si considera que la seguridad del sistema est en riesgo debido a una falta de capacidad de arranque aut髇omo en su zona de control,
    • iii) un m骴ulo de generaci髇 de electricidad con capacidad de arranque aut髇omo deber ser capaz de ponerse en marcha desde su desconexi髇 total sin suministro de energ韆 el閏trica externo dentro de un per韔do especificado por el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente,
    • iv) un m骴ulo de generaci髇 de electricidad con capacidad de arranque aut髇omo deber ser capaz de sincronizarse dentro de los l韒ites de frecuencia definidos en el art韈ulo 13, apartado 1, letra a) y, cuando sea aplicable, los l韒ites de tensi髇 especificados por el gestor de red pertinente o en el art韈ulo 16, apartado 2,
    • v) un m骴ulo de generaci髇 de electricidad con capacidad de arranque aut髇omo deber ser capaz de regular autom醫icamente los huecos de tensi髇 provocados por las conexiones de demanda,
    • vi) un m骴ulo de generaci髇 de electricidad con capacidad de arranque aut髇omo deber:
      • - ser capaz de regular las conexiones de carga en bloques de carga,
      • - ser capaz de operar en MRPFL-O y MRPFL-U, tal como se especifica en el apartado 2, letra c), y en el art韈ulo 13, apartado 2,
      • - controlar la frecuencia en caso de sobrefrecuencia y subfrecuencia dentro del intervalo completo de salida de potencia activa entre el nivel m韓imo de regulaci髇 y la capacidad m醲ima, adem醩 de en el nivel de consumos propios,
      • - ser capaz de operar en paralelo un n鷐ero determinado de m骴ulos de generaci髇 de electricidad dentro de una isla, y
      • - controlar la tensi髇 autom醫icamente durante la fase de restablecimiento del servicio;
  • b) en cuanto a la capacidad de participar en el funcionamiento en isla:
    • i) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de participar en el funcionamiento en isla si lo requiere el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente, y:
      • - los l韒ites de frecuencia del funcionamiento en isla deber醤 ser los establecidos de conformidad con art韈ulo 13, apartado 1, letra a),
      • - los l韒ites de tensi髇 del funcionamiento en isla deber醤 ser los establecidos de conformidad con el art韈ulo 15, apartado 3, o con el art韈ulo 16, apartado 2, seg鷑 corresponda,
    • ii) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 poder funcionar en MRPF durante el funcionamiento en isla, como se especifica en el apartado 2, letra d).

      En caso de un excedente de energ韆, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de reducir la salida de potencia activa desde un punto de funcionamiento anterior a cualquier nuevo punto de funcionamiento dentro del diagrama de capacidad P-Q. En ese sentido, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de reducir a lo m醲imo t閏nicamente posible la salida de potencia activa de manera inherente, pero como m韓imo hasta el 55 % de su capacidad m醲ima,

    • iii) el m閠odo para detectar un cambio entre el funcionamiento del sistema interconectado y el funcionamiento en isla deber ser acordado entre el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente. El m閠odo de detecci髇 acordado no deber basarse exclusivamente en las se馻lizaciones de posici髇 de la aparamenta del gestor de red,
    • iv) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de operar en MRPFL-O y MRPFL-U durante la operaci髇 en isla, tal como se especifica en el apartado 2, letra c), y en el art韈ulo 13, apartado 2;
  • c) en cuanto a la capacidad de resincronizaci髇 r醦ida:
    • i) en caso de desconexi髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de la red, el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de resincronizarse r醦idamente de acuerdo con la estrategia de protecci髇 acordada entre el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente y la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad,
    • ii) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad con un tiempo de resincronizaci髇 m韓imo superior a 15 minutos despu閟 de su desconexi髇 de una fuente de alimentaci髇 externa deber estar dise馻do para que cambie a operaci髇 sobre consumos propios desde cualquier punto de funcionamiento de su diagrama de capacidad P-Q. En ese caso, la identificaci髇 del funcionamiento sobre consumos propios no se deber basar exclusivamente en las se馻les de posici髇 de la aparamenta del gestor de red,
    • iii) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de seguir funcionando tras cambiar a operaci髇 sobre consumos propios, independientemente de si existe una conexi髇 auxiliar a la red externa. El tiempo de funcionamiento m韓imo deber ser especificado por el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente, teniendo en cuenta las caracter韘ticas espec韋icas de tecnolog韆 del motor primario.

6. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos generales de gesti髇 del sistema:

  • a) en cuanto a la p閞dida de estabilidad angular o a la p閞dida de control, un m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de desconectarse autom醫icamente de la red para ayudar a mantener la seguridad del sistema o para evitar da駉s al m骴ulo de generaci髇 de electricidad. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, deber醤 acordar los criterios de detecci髇 de p閞dida de estabilidad angular o de p閞dida de control;
  • b) en cuanto a la instrumentaci髇:
    • i) las instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 estar dotadas de equipos que permitan el registro de faltas y la monitorizaci髇 din醡ica del comportamiento del sistema. Esta instalaci髇 registrar los siguientes par醡etros:
      • - tensi髇,
      • - potencia activa,
      • - potencia reactiva, y
      • - frecuencia.

      El gestor de red pertinente tendr derecho a especificar los par醡etros de calidad del suministro que se deber醤 cumplir a condici髇 de que se notifique con una antelaci髇 razonable,

    • ii) los ajustes del equipo de registro de faltas, incluidos los criterios de activaci髇 y las tasas de muestreo, deber醤 ser acordados entre el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente,
    • iii) la monitorizaci髇 din醡ica del comportamiento del sistema deber incluir un equipo de detecci髇 de oscilaciones, especificado por el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente, con el fin de detectar oscilaciones de potencia mal amortiguadas,
    • iv) los equipos de monitorizaci髇 din醡ica del comportamiento del sistema y de la calidad del suministro deber醤 disponer de medios para que el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, el gestor de red y el GRT pertinentes accedan a la informaci髇. Los protocolos de comunicaci髇 de los datos registrados se deber醤 acordar entre el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, el gestor de red y el GRT pertinentes;
  • c) en cuanto a los modelos de simulaci髇:
    • i) a solicitud del gestor de red o del GRT pertinentes, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber presentar modelos de simulaci髇 que reflejen adecuadamente el comportamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad en simulaciones en r間imen permanente y din醡icas (componente de 50 Hz) o en simulaciones de transitorios electromagn閠icos.

      El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber garantizar que los modelos presentados se han validado en relaci髇 con los resultados de las pruebas de conformidad mencionadas en el t韙ulo IV, cap韙ulos 2, 3 y 4, y deber notificar los resultados de la validaci髇 al gestor de red o al GRT pertinentes. Los Estados miembros podr醤 exigir que dicha validaci髇 la lleve a cabo un certificador autorizado,

    • ii) los modelos proporcionados por el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 contener los siguientes submodelos, en funci髇 de la existencia de los componentes individuales:
      • - alternador y motor primario,
      • - control de velocidad y potencia,
      • - control de tensi髇, incluida, si corresponde, la funci髇 de sistema estabilizador de potencia (玃SS) y el sistema de control de la excitaci髇,
      • - modelos de protecci髇 de m骴ulos de generaci髇 de electricidad, seg鷑 se acuerde entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, y
      • - modelos de convertidor para m骴ulos de parque el閏trico,
    • iii) la solicitud realizada por el gestor de red pertinente que se menciona en el inciso i) se deber coordinar con el GRT pertinente. Dicha solicitud deber incluir:
      • - el formato en el que se deber醤 presentar los modelos,
      • - la presentaci髇 de documentaci髇 sobre los diagramas de estructura y los diagramas de bloques del modelo,
      • - un c醠culo estimado de la potencia de cortocircuito m韓ima y m醲ima en el punto de conexi髇, expresada en MVA, como equivalente de la red,
    • iv) el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber proporcionar los registros de los resultados del m骴ulo de generaci髇 de electricidad al gestor de red o al GRT pertinentes, si se le solicita. El gestor de red o el GRT pertinentes podr醤 realizar una solicitud para comparar la respuesta de los modelos con dichos registros;
  • d) en cuanto a la instalaci髇 de dispositivos para el funcionamiento del sistema y de dispositivos para la seguridad del sistema, si el gestor de red o el GRT pertinentes consideran que es necesario instalar dispositivos adicionales en una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad con el fin de mantener o restablecer el funcionamiento o la seguridad del sistema, el gestor de red o el GRT pertinentes y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 investigar el asunto y acordar una soluci髇 adecuada;
  • e) el gestor de red pertinente deber especificar, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, los l韒ites m韓imo y m醲imo de las derivadas de la salida de potencia activa (rampas l韒ite), tanto en sentido creciente como decreciente para un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, teniendo en cuenta las caracter韘ticas espec韋icas de tecnolog韆 del motor primario;
  • f) el modo de conexi髇 a tierra del punto neutro de la red de los transformadores elevadores deber cumplir las especificaciones del gestor de red pertinente.

Art韈ulo 16 Requisitos generales de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D

1. Adem醩 de cumplir los requisitos enumerados en el art韈ulo 13, excepto su apartado 2, letra b), y sus apartados 6 y 7, en el art韈ulo 14, excepto su apartado 2, y en el art韈ulo 15, excepto su apartado 3, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D deber醤 cumplir los requisitos del presente art韈ulo.

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con la estabilidad de la tensi髇:

  • a) en cuanto a los rangos de tensi髇:
    • i) sin perjuicio de lo establecido en el apartado 3, letra a), de este art韈ulo y en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a), un m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de permanecer conectado a la red y de funcionar dentro de los rangos de tensi髇 de la red en el punto de conexi髇, expresados por la tensi髇 en el punto de conexi髇 respecto a la tensi髇 de referencia 1 pu y durante los per韔dos de tiempo especificados en los cuadros 6.1 y 6.2,
    • ii) el GRT pertinente podr especificar per韔dos de tiempo m醩 cortos durante los cuales los m骴ulos de generaci髇 de electricidad ser醤 capaces de permanecer conectados a la red en caso de sobretensi髇 y subfrecuencia simult醤eas o subtensi髇 y sobrefrecuencia simult醤eas,
    • iii) no obstante las disposiciones del inciso i), el GRT pertinente de Espa馻 podr exigir que los m骴ulos de generaci髇 de electricidad sean capaces de permanecer conectados a la red en un rango de tensi髇 de entre 1,05 y 1,0875 pu durante un per韔do ilimitado,
    • iv) en el nivel de tensi髇 de red de 400 kV (tambi閚 denominado habitualmente nivel de 380 kV), el valor de referencia 1 pu es de 400 kV; para el resto de niveles de tensi髇 de red, la tensi髇 de referencia 1 pu podr variar para cada gestor de red de la misma zona s韓crona,
    • v) independientemente de las disposiciones del inciso i), el GRT pertinente de la zona s韓crona de los Estados B醠ticos podr exigir que los m骴ulos de generaci髇 de electricidad permanezcan conectados a la red a 400 kV dentro de los l韒ites del rango de tensiones y durante los per韔dos de tiempo aplicables a la zona s韓crona Europa Continental;
    Cuadro 6.1
    Zona s韓cronaRango de tensi髇 (pu)Per韔do de tiempo de funcionamiento
    Europa continental0,85-0,9060 minutos
    0,90-1,118Ilimitado
    1,118-1,15A especificar por cada GRT, pero no menos de 20 minutos y no m醩 de 60 minutos
    Pa韘es N髍dicos0,90-1,05Ilimitado
    1,05-1,1060 minutos
    Gran Breta馻0,90-1,10Ilimitado
    Irlanda e Irlanda del Norte0,90-1,118Ilimitado
    Estados B醠ticos0,85-0,9030 minutos
    0,90-1,118Ilimitado
    1,118-1,1520 minutos

    El cuadro muestra los per韔dos de tiempo m韓imos durante los que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de funcionar para tensiones que se desv韊n del valor de referencia 1 pu en el punto de conexi髇 sin desconectarse de la red, en la que la base de tensi髇 para los valores pu se encuentre entre 110 y 300 kV.

    Cuadro 6.2
    Zona s韓cronaRango de tensi髇 (pu)Per韔do de tiempo de funcionamiento
    Europa continental0,85-0,9060 minutos
    0,90-1,05Ilimitado
    1,05-1,10A especificar por cada GRT, pero no menos de 20 minutos y no m醩 de 60 minutos
    Pa韘es N髍dicos0,90-1,05Ilimitado
    1,05-1,10Debe especificarlo cada GRT, pero no m醩 de 60 minutos
    Gran Breta馻0,90-1,05Ilimitado
    1,05-1,1015 minutos
    Irlanda e Irlanda del Norte0,90-1,05Ilimitado
    Estados B醠ticos0,88-0,9020 minutos
    0,90-1,097Ilimitado
    1,097-1,1520 minutos

    El cuadro muestra los per韔dos de tiempo m韓imos durante los que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad debe ser capaz de funcionar para tensiones que se desv韊n del valor de referencia 1 pu en el punto de conexi髇 sin desconectarse de la red, en la que la base de tensi髇 para los valores pu se encuentre entre 300 y 400 kV.

  • b) se podr醤 acordar rangos de tensi髇 m醩 amplios o per韔dos de tiempo de funcionamiento m韓imos m醩 largos entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad en coordinaci髇 con el GRT pertinente. Si los rangos de tensi髇 m醩 amplios o los tiempos de funcionamiento m韓imos m醩 largos resultan econ髆ica y t閏nicamente viables, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad no deber negarse sin causa justificada a un acuerdo;
  • c) Sin perjuicio de lo establecido en la letra a), el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, tendr derecho a especificar las tensiones del punto de conexi髇 a las que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad es capaz de desconectarse autom醫icamente. Las condiciones y ajustes de desconexi髇 autom醫ica deber醤 ser acordados entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

3. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D deber醤 cumplir los siguientes requisitos en relaci髇 con la robustez:

  • a) en cuanto a la capacidad para soportar huecos de tensi髇:
    • i) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber醤 ser capaces de permanecer conectados a la red y seguir funcionando de forma estable despu閟 de que el sistema el閏trico haya sufrido una perturbaci髇 debido a faltas correctamente despejadas. Dicha capacidad deber ser coherente con el perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo en el punto de conexi髇 para las condiciones de falta definidas por el GRT pertinente.

      El perfil de tensi髇 en funci髇 del tiempo describir el l韒ite inferior de la trayectoria real de las tensiones entre fases referida al nivel de tensi髇 de la red en el punto de conexi髇 durante una falta equilibrada, en funci髇 del tiempo antes, durante y despu閟 de la falta.

      Dicho l韒ite inferior deber definirlo el GRT pertinente utilizando los par醡etros establecidos en la figura 3 y dentro de los rangos definidos en los cuadros 7.1 y 7.2 para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D conectados a 110 kV o por encima de este nivel.

      Dicho l韒ite inferior deber tambi閚 especificarlo el GRT pertinente utilizando los par醡etros establecidos en la figura 3 y dentro de los rangos definidos en los cuadros 3.1 y 3.2 para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D conectados por debajo del nivel de 110 kV,

    • ii) cada GRT pertinente deber especificar las condiciones previas y posteriores a las faltas para la capacidad para soportar huecos de tensi髇 mencionada en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a), inciso iv). Las condiciones previas y posteriores a las faltas definidas para la capacidad para soportar huecos de tensi髇 deber醤 ponerse a disposici髇 p鷅lica;
    Cuadro 7.1 Par醡etros de la figura 3 relativos a la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos
    Par醡etros de tensi髇 (pu)Par醡etros de tiempo (segundos)
    Uret0tclear0,14-0,15 (o 0,14-0,25 si la protecci髇 y el funcionamiento seguro del sistema as lo exigen)
    Uclear0,25trec1tclear — 0,45
    Urec10,5-0,7trec2trec1 — 0,7
    Urec20,85-0,9trec3trec2 — 1,5
    Cuadro 7.2 Par醡etros de la figura 3 relativos a la capacidad de soportar huecos de tensi髇 de m骴ulos de parque el閏trico
    Par醡etros de tensi髇 (pu)Par醡etros de tiempo (segundos)
    Uret0tclear0,14-0,15 (o 0,14-0,25 si la protecci髇 y el funcionamiento seguro del sistema as lo exigen)
    UclearUrettrec1tclear
    Urec1Ucleartrec2trec1
    Urec20,85trec31,5-3,0
  • b) a petici髇 de un propietario de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, el gestor de red pertinente deber proporcionar las condiciones previas y posteriores a las faltas a tener en cuenta para la capacidad de soportar huecos de tensi髇 seg鷑 los c醠culos en el punto de conexi髇, tal y como se especifica en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a), inciso iv), en relaci髇 con:
    • i) la potencia de cortocircuito m韓ima previa a la falta en cada punto de conexi髇 expresada en MVA,
    • ii) el punto de funcionamiento previo a la falta del m骴ulo de generaci髇 de electricidad expresado en salida de potencia activa y salida de potencia reactiva en el punto de conexi髇 y tensi髇 en el punto de conexi髇, y
    • iii) la potencia de cortocircuito m韓ima posterior a la falta en cada punto de conexi髇 expresada en MVA;
  • c) cada GRT especificar las capacidades para soportar huecos de tensi髇 en caso de faltas asim閠ricas.

4. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D deber醤 cumplir los siguientes requisitos generales de gesti髇 del sistema:

  • a) en cuanto a la sincronizaci髇, al poner en marcha un m骴ulo de generaci髇 de electricidad, la sincronizaci髇 deber ser efectuada por el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad solo despu閟 de que lo autorice el gestor de red pertinente;
  • b) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber estar equipado con los dispositivos de sincronizaci髇 necesarios;
  • c) la sincronizaci髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad deber ser posible dentro de los rangos de frecuencias establecidos en el cuadro 2;
  • d) el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 acordar los ajustes de los dispositivos de sincronizaci髇 que se deban implementar antes del funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad. El presente acuerdo se aplicar a:
    • i) tensi髇,
    • ii) frecuencia,
    • iii) rango angular de fase,
    • iv) secuencia de fases,
    • v) la variaci髇 de tensi髇 y frecuencia.

CAP蚑ULO 2
Requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos

Art韈ulo 17 Requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B deber醤 cumplir los requisitos enumerados en el art韈ulo 13, excepto su apartado 2, letra b), y en el art韈ulo 14.

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la estabilidad de la tensi髇:

  • a) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva, el gestor de red pertinente deber tener derecho a especificar la capacidad de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono para proporcionar potencia reactiva;
  • b) en cuanto al sistema de control de tensi髇, un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber estar equipado con un sistema de control de la excitaci髇 autom醫ico y permanente que pueda proporcionar una tensi髇 constante a los terminales del alternador a una consigna ajustable sin que sea inestable en todo el rango de funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono.

3. En relaci髇 con la robustez, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B deber醤 ser capaces de contribuir a la recuperaci髇 de la potencia activa despu閟 de una falta. El GRT pertinente deber especificar la magnitud y el tiempo de recuperaci髇 de la potencia activa.

Art韈ulo 18 Requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C deber醤 cumplir los requisitos establecidos en los art韈ulos 13, 14, 15 y 17, excepto el art韈ulo 13, apartado 2, letra b), y apartado 6, el art韈ulo 14, apartado 2, y el art韈ulo 17, apartado 2, letra a).

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la estabilidad de la tensi髇:

  • a) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva, el gestor de red pertinente podr especificar la potencia reactiva complementaria necesaria para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos en los que el punto de conexi髇 no se encuentra en la ubicaci髇 de los terminales de alta tensi髇 del transformador elevador al nivel de tensi髇 del punto de conexi髇 ni en los terminales del alternador si no existe un transformador elevador. Esta potencia reactiva complementaria deber compensar la demanda de potencia reactiva de la l韓ea o el cable de alta tensi髇 entre los terminales de alta tensi髇 del transformador elevador del m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono o sus terminales del alternador si no existe un transformador elevador, y el punto de conexi髇 y deber ser suministrada por el propietario responsable de dicha l韓ea o cable;
  • b) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva a la capacidad m醲ima:
    • i) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, deber especificar los requisitos de capacidad de suministro de potencia reactiva seg鷑 la tensi髇 variable. Para dicho fin, el gestor de red pertinente deber especificar un perfil U-Q/Pmax dentro de los l韒ites en los que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad deber ser capaz de suministrar potencia reactiva a su capacidad m醲ima. El perfil U-Q/Pmax especificado podr tener cualquier forma, considerando los posibles costes de la capacidad de generar potencia reactiva a tensiones altas y de consumir potencia reactiva a tensiones bajas,
    • ii) el perfil U-Q/Pmax deber ser especificado por el gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente, de conformidad con los principios siguientes:
      • - el perfil U-Q/Pmax no deber quedar fuera del marco del diagrama U-Q/Pmax, representado por el marco interior en la figura 7,
      • - las dimensiones del marco del diagrama U-Q/Pmax (rango Q/Pmax y rango de tensi髇) deber醤 estar dentro del rango especificado para cada zona s韓crona en el cuadro 8, y
      • - la posici髇 del marco del diagrama U-Q/Pmax deber estar dentro de los l韒ites del marco exterior fijo de la figura 7,

      Figura 7 Diagrama U-Q/Pmax de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono

      El diagrama representa los l韒ites de un perfil U-Q/Pmax seg鷑 la tensi髇 en el punto de conexi髇, expresada por la relaci髇 entre el valor real de tensi髇 y el valor de referencia 1 pu, en funci髇 de la relaci髇 entre la potencia reactiva (Q) y la capacidad m醲ima (Pmax). La posici髇, el tama駉 y la forma del marco interior son indicativos.

      Cuadro 8 Par醡etros del marco interior de la figura 7
      Zona s韓cronaRango m醲imo de Q/PmaxRango m醲imo de nivel de tensi髇 en r間imen permanente (pu)
      Europa continental0,950,225
      Pa韘es N髍dicos0,950,150
      Gran Breta馻0,950,225
      Irlanda e Irlanda del Norte1,080,218
      Estados B醠ticos1,00,220
    • iii) el requisito de capacidad de suministro de potencia reactiva se aplicar al punto de conexi髇. Para formas de diagramas que no sean rectangulares, el rango de tensi髇 representar los valores m醲imo y m韓imo. Por tanto, no ser de esperar que el rango de potencia reactiva completo est disponible en el rango de tensiones de r間imen permanente,
    • iv) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono deber ser capaz de operar en cualquier punto de funcionamiento dentro de su perfil U-Q/Pmax en los per韔dos de tiempo adecuados a los valores de consigna requeridos por el gestor de red pertinente;
  • c) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad m醲ima, al funcionar con una salida de potencia activa por debajo de la capacidad m醲ima (P < Pmax), los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos deber醤 ser capaces de funcionar en cada punto de funcionamiento posible del diagrama de capacidad P-Q del alternador de dicho m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono, al menos hasta el m韓imo t閏nico de funcionamiento estable. Incluso con una salida de potencia activa reducida, el suministro de potencia reactiva en el punto de conexi髇 se deber corresponder completamente con el diagrama de capacidad P-Q del alternador de dicho m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono, teniendo en cuenta, si procede, la potencia de suministro auxiliar y las p閞didas de potencia activa y reactiva del transformador elevador.

Art韈ulo 19 Requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D deber醤 cumplir los requisitos establecidos en el art韈ulo 13, excepto sus apartados 2, letra b), 6 y 7, en el art韈ulo 14, excepto su apartado 2, en el art韈ulo 15, excepto su apartado 3, en el art韈ulo 16, en el art韈ulo 17, excepto su apartado 2, y en el art韈ulo 18.

2. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la estabilidad de la tensi髇:

  • a) los par醡etros y ajustes de los componentes del sistema de control de tensi髇 deber醤 ser acordados entre el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente;
  • b) el acuerdo mencionado en la letra a) deber abarcar las especificaciones y la respuesta de un regulador autom醫ico de tensi髇 (獳VR) en cuanto al control de la tensi髇 tanto en r間imen permanente como en r間imen transitorio, as como las especificaciones y la respuesta del sistema de control de la excitaci髇. Estas 鷏timas deber醤 incluir:
    • i) la limitaci髇 del ancho de banda de la se馻l de salida para garantizar que la frecuencia de respuesta m醩 alta no puede excitar oscilaciones torsionales en otros m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados a la red,
    • ii) un limitador de subexcitaci髇 para evitar que el AVR reduzca la excitaci髇 del alternador a un nivel que pondr韆 en riesgo la estabilidad s韓crona,
    • iii) un limitador de sobrexcitaci髇 para garantizar que la excitaci髇 del alternador no est limitada a un valor inferior al valor m醲imo que se puede lograr, a la vez que se garantiza que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono funciona dentro de sus l韒ites de dise駉,
    • iv) un limitador de corriente del estator, y
    • v) una funci髇 de PSS para amortiguar las oscilaciones de potencia, si la capacidad m醲ima del m骴ulo de generaci髇 de electricidad s韓crono es superior a un valor de capacidad m醲ima especificado por el GRT pertinente.

3. El GRT pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 estipular un acuerdo relativo a las capacidades t閏nicas del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para ayudar a la estabilidad angular en caso de falta.

CAP蚑ULO 3
Requisitos aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico

Art韈ulo 20 Requisitos aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B

1. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B deber醤 cumplir los requisitos establecidos en el art韈ulo 13, excepto su apartado 2, letra b), y en el art韈ulo 14.

2. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la estabilidad de la tensi髇:

  • a) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva, el gestor de red pertinente tendr derecho a especificar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para proporcionar potencia reactiva,
  • b) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, tendr derecho a especificar que un m骴ulo de parque el閏trico sea capaz de inyectar r醦idamente corriente de falta en el punto de conexi髇 en caso de faltas (trif醩icas) equilibradas, en las condiciones siguientes:
    • i) el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de activar la inyecci髇 r醦ida de corriente de falta de una de las formas siguientes:
      • - garantizando la inyecci髇 r醦ida de corriente de falta en el punto de conexi髇, o
      • - midiendo las variaciones de tensi髇 en los terminales de las unidades individuales del m骴ulo de parque el閏trico e inyectando r醦idamente una corriente de falta en los terminales de estas unidades,
    • ii) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, deber especificar:
      • - c髆o y cu醤do se debe determinar una desviaci髇 de tensi髇, as como el final de la desviaci髇 de tensi髇,
      • - las caracter韘ticas de la inyecci髇 r醦ida de corriente de falta, incluido el intervalo de tiempo para medir la desviaci髇 de tensi髇 y la corriente r醦ida de falta, para las que la corriente y la tensi髇 se deben medir de forma diferente al m閠odo especificado en el art韈ulo 2,
      • - la sincronizaci髇 y precisi髇 de la corriente r醦ida de falta, que podr incluir varias etapas durante la falta y tras su despeje;
  • c) en cuanto a la inyecci髇 r醦ida de corriente de falta en caso de faltas (monof醩icas o bif醩icas) desequilibradas, el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, tendr derecho a especificar un requisito para la inyecci髇 de corriente desequilibrada.

3. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la robustez:

  • a) el GRT pertinente deber especificar la recuperaci髇 de potencia activa posterior a la falta que el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de proporcionar y deber especificar:
    • i) cu醤do se inicia la recuperaci髇 de potencia activa posterior a la falta,
    • ii) el tiempo m醲imo permitido para la recuperaci髇 de potencia activa, y
    • iii) la magnitud y precisi髇 de la recuperaci髇 de potencia activa;
  • b) las especificaciones deber醤 cumplir los principios siguientes:
    • i) interdependencia entre los requisitos de corriente r醦ida de falta con arreglo al apartado 2, letras b) y c), y la recuperaci髇 de potencia activa,
    • ii) dependencia entre los tiempos de recuperaci髇 de potencia activa y la duraci髇 de las desviaciones de tensi髇,
    • iii) un l韒ite especificado de tiempo m醲imo permitido para la recuperaci髇 de potencia activa,
    • iv) adecuaci髇 entre el nivel de recuperaci髇 de tensi髇 y la magnitud m韓ima de la recuperaci髇 de potencia activa, y
    • v) amortiguamiento adecuado de las oscilaciones de potencia activa.

Art韈ulo 21 Requisitos aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C

1. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C deber醤 cumplir los requisitos enumerados en el art韈ulo 13, excepto su apartado 2, letra b), y su apartado 6, en el art韈ulo 14, excepto su apartado 2, en el art韈ulo 15 y en el art韈ulo 20, excepto su apartado 2, letra a), a menos que se especifique lo contrario en el apartado 3), letra d), inciso v).

2. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la estabilidad de la frecuencia:

  • a) el GRT pertinente tendr derecho a especificar que los m骴ulos de parque el閏trico sean capaces de emular inercia durante variaciones de frecuencia muy r醦idas;
  • b) el principio de funcionamiento de los sistemas de control instalados para emular inercia y los par醡etros de rendimiento asociados deber醤 ser especificados por el GRT pertinente.

3. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C deber醤 cumplir los siguientes requisitos adicionales en relaci髇 con la estabilidad de la tensi髇:

  • a) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva, el gestor de red pertinente podr especificar la potencia reactiva complementaria necesaria para los m骴ulos de parque el閏trico en los que el punto de conexi髇 no se encuentra en la ubicaci髇 de los terminales de alta tensi髇 del transformador elevador al nivel de tensi髇 del punto de conexi髇 ni en los terminales del convertidor, si no existe un transformador elevador. Esta potencia reactiva complementaria deber compensar la demanda de potencia reactiva de la l韓ea o el cable de alta tensi髇 entre los terminales de alta tensi髇 del transformador elevador del m骴ulo de parque el閏trico o sus terminales del convertidor, si no existe un transformador elevador, y el punto de conexi髇 y deber ser suministrada por el propietario responsable de dicha l韓ea o cable;
  • b) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva a la capacidad m醲ima:
    • i) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, deber especificar los requisitos de capacidad de suministro de potencia reactiva seg鷑 la tensi髇 variable. A tal fin, deber especificar un perfil U-Q/Pmax que podr asumir cualquier forma dentro de los l韒ites en los que el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de suministrar potencia reactiva a su capacidad m醲ima,
    • ii) el perfil U-Q/Pmax deber ser especificado por cada gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente, de conformidad con los principios siguientes:
      • - el perfil U-Q/Pmax no deber quedar fuera del marco del diagrama U-Q/Pmax, representado por el marco interior en la figura 8,
      • - las dimensiones del marco del diagrama U-Q/Pmax (rango Q/Pmax y rango de tensi髇) deber醤 estar dentro del rango especificado para cada zona s韓crona en el cuadro 9,
      • - la posici髇 del marco del diagrama U-Q/Pmax deber estar dentro de los l韒ites del marco exterior fijo de la figura 8, y
      • - el perfil U-Q/Pmax especificado podr asumir cualquier forma, considerando los posibles costes de la capacidad de generar potencia reactiva a tensiones altas y de consumir potencia reactiva a tensiones bajas,

      Figura 8 Diagrama U-Q/Pmax de un m骴ulo de parque el閏trico

      El diagrama representa los l韒ites de un perfil U-Q/Pmax seg鷑 la tensi髇 en el punto de conexi髇, expresada por la relaci髇 entre el valor real de tensi髇 y el valor de referencia 1 pu, en funci髇 de la relaci髇 entre la potencia reactiva (Q) y la capacidad m醲ima (Pmax). La posici髇, el tama駉 y la forma del marco interior son indicativos.

      Cuadro 9 Par醡etros del marco interior de la figura 8
      Zona s韓cronaRango m醲imo de Q/PmaxRango m醲imo de nivel de tensi髇 en r間imen permanente (pu)
      Europa continental0,750,225
      Pa韘es N髍dicos0,950,150
      Gran Breta馻0,660,225
      Irlanda e Irlanda del Norte0,660,218
      Estados B醠ticos0,800,220
    • iii) el requisito de capacidad de suministro de potencia reactiva se aplicar al punto de conexi髇. Para formas de diagramas que no sean rectangulares, el rango de tensi髇 representar los valores m醲imo y m韓imo. Por tanto, no ser de esperar que el rango de potencia reactiva completo est disponible en el rango de tensiones de r間imen permanente;
  • c) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva por debajo de la capacidad m醲ima:
    • i) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente, deber especificar los requisitos de capacidad de suministro de potencia reactiva, adem醩 de un perfil P-Q/Pmax que podr asumir cualquier forma dentro de los l韒ites en los que el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de suministrar potencia reactiva por debajo de su capacidad m醲ima,
    • ii) el perfil P-Q/Pmax deber ser especificado por cada gestor de red pertinente en coordinaci髇 con el GRT pertinente, de conformidad con los principios siguientes:
      • - el perfil P-Q/Pmax no deber quedar fuera del marco del diagrama P-Q/Pmax, representado por el marco interior en la figura 9,
      • - el rango Q/Pmax del marco del diagrama P-Q/Pmax se especificar para cada zona s韓crona del cuadro 9,
      • - el rango de potencia activa del marco del diagrama P-Q/Pmax a potencia reactiva cero deber ser 1 pu,
      • - el diagrama P-Q/Pmax podr asumir cualquier forma y deber incluir las condiciones de capacidad de potencia reactiva a potencia activa cero, y
      • - la posici髇 del marco del diagrama P-Q/Pmax deber estar dentro de los l韒ites del marco exterior fijo de la figura 9,
    • iii) al funcionar con una salida de potencia activa inferior a la capacidad m醲ima (P < Pmax), el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de suministrar potencia reactiva en cualquier punto de funcionamiento dentro de su diagrama P-Q/Pmax si todas las unidades del m骴ulo de parque el閏trico que generan energ韆 est醤 t閏nicamente disponibles, es decir, no est醤 fuera de servicio debido a mantenimiento o aver韆; de lo contrario, podr haber una menor capacidad de potencia reactiva, teniendo en cuenta las disponibilidades t閏nicas,

      Figura 9 Diagrama P-Q/Pmax de un m骴ulo de parque el閏trico

      El diagrama representa los l韒ites de un perfil P-Q/Pmax en el punto de conexi髇 seg鷑 la potencia activa, expresada por la relaci髇 de su valor real respecto de la capacidad m醲ima en tanto por uno (pu) en funci髇 de la relaci髇 entre la potencia reactiva (Q) y la capacidad m醲ima (Pmax). La posici髇, el tama駉 y la forma del marco interior son indicativos.

    • iv) el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de operar en cualquier punto de funcionamiento dentro de su diagrama P-Q/Pmax en los per韔dos de tiempo adecuados a los valores de consigna requeridos por el gestor de red pertinente;
  • d) en cuanto a los modos de control de la potencia reactiva:
    • i) el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de proporcionar potencia reactiva autom醫icamente mediante un modo de control de la tensi髇, un modo de control de la potencia reactiva o un modo de control del factor de potencia,
    • ii) a efectos del modo de control de la tensi髇, el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de contribuir al control de la tensi髇 en el punto de conexi髇 mediante el intercambio de potencia reactiva con la red con una tensi髇 de consigna que abarque entre 0,95 y 1,05 pu en pasos no superiores a 0,01 pu, con una pendiente dentro de un rango de al menos entre el 2 y el 7 % en pasos no superiores al 0,5 %. La salida de potencia reactiva deber ser cero cuando el valor de tensi髇 en red en el punto de conexi髇 sea igual a la consigna de tensi髇,
    • iii) se podr operar a consigna con o sin una banda muerta seleccionable en un rango entre cero y 5 % de la tensi髇 de red de referencia 1 pu en pasos no superiores al 0,5 %,
    • iv) tras una variaci髇 brusca de tensi髇, el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de lograr un 90 % de la variaci髇 de la salida de potencia reactiva en un tiempo t1 que deber especificar el gestor de red pertinente en un rango de entre 1 y 5 segundos, adem醩 de estabilizarse en el valor definido por la pendiente dentro de un tiempo t2 que deber especificar el gestor de red pertinente en un rango de entre 5 y 60 segundos, con una tolerancia de la potencia reactiva en r間imen permanente no superior al 5 % de la potencia reactiva m醲ima. El gestor de red pertinente deber definir las especificaciones de tiempo,
    • v) a efectos del modo de control de la potencia reactiva, el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de establecer la consigna de potencia reactiva en cualquier parte del rango de potencia reactiva, especificado en el art韈ulo 20, apartado 2, letra a), y en el art韈ulo 21, apartado 3, letras a) y b), con pasos de ajuste no superiores a 5 MVAr o al 5 % (lo que sea inferior) de la potencia reactiva total, controlando la potencia reactiva en el punto de conexi髇 con una precisi髇 de 5 MVAr o del 5 % (la que sea menor) de la potencia reactiva total,
    • vi) a efectos del modo de control del factor de potencia, el m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de controlar el factor de potencia en el punto de conexi髇 dentro del rango de potencia reactiva requerido, especificado por el gestor de red pertinente de conformidad con el art韈ulo 20, apartado 2, letra a), o especificado en el art韈ulo 21, apartado 3, letras a) y b), con un factor de potencia objetivo en pasos no superiores a 0,01. El gestor de red pertinente deber especificar el valor de la consigna de factor de potencia, su tolerancia y el per韔do de tiempo para alcanzar el factor de potencia de consigna tras un cambio repentino de la salida de potencia activa. La tolerancia de la consigna de factor de potencia deber expresarse a trav閟 de la tolerancia de su potencia reactiva correspondiente. Esta tolerancia de potencia reactiva deber expresarse mediante un valor absoluto o mediante un porcentaje de la potencia reactiva m醲ima del m骴ulo de parque el閏trico,
    • vii) el gestor de red pertinente, en coordinaci髇 con el GRT pertinente y el propietario del m骴ulo de parque el閏trico, deber especificar cu醠 de las tres opciones de modo de control de la potencia reactiva anteriores y qu consignas asociadas se aplican, as como qu equipo adicional es necesario para hacer operable de forma remota la consigna pertinente;
  • e) en cuanto a la priorizaci髇 de la aportaci髇 de la potencia activa o reactiva, el GRT pertinente deber especificar si, durante las faltas para las que se requiera capacidad de respuesta ante faltas, tendr prioridad la aportaci髇 de potencia activa o la aportaci髇 de potencia reactiva. Si se da prioridad a la aportaci髇 de potencia activa, este suministro deber establecerse no despu閟 de 150 ms tras el comienzo de la falta;
  • f) en cuanto al control de amortiguamiento de oscilaciones de potencia, si lo especifica el GRT pertinente, un m骴ulo de parque el閏trico deber ser capaz de contribuir al amortiguamiento de las oscilaciones de potencia. Las caracter韘ticas de control de la tensi髇 y la potencia reactiva de los m骴ulos de parque el閏trico no deber醤 tener efectos adversos sobre el amortiguamiento de las oscilaciones de potencia.

Art韈ulo 22 Requisitos aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D

Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D deber醤 cumplir los requisitos enumerados en el art韈ulo 13, excepto sus apartados 2, letra b), 6 y 7, en el art韈ulo 14, excepto su apartado 2, en el art韈ulo 15, excepto su apartado 3, en el art韈ulo 16, en el art韈ulo 20, excepto su apartado 2, letra a), y en el art韈ulo 21.

CAP蚑ULO 4
Requisitos aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar

Art韈ulo 23 Disposiciones generales

1. Los requisitos establecidos en el presente cap韙ulo se aplicar醤 a la conexi髇 a la red de m骴ulos de parque el閏trico conectados mediante CA (corriente alterna) y ubicados en alta mar. Un m骴ulo de parque el閏trico conectado mediante CA ubicado en alta mar que no tenga un punto de conexi髇 en alta mar se considerar m骴ulo de parque el閏trico terrestre y, por consiguiente, deber cumplir los requisitos que rigen los m骴ulos de parque el閏trico situados en tierra.

2. El punto de conexi髇 en alta mar de un m骴ulo de parque el閏trico en alta mar conectado mediante CA deber ser especificado por el gestor de red pertinente.

3. Los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA que entran en el 醡bito del presente Reglamento deber醤 categorizarse de acuerdo con las siguientes configuraciones de sistemas de conexi髇 a la red en alta mar:

  • a) configuraci髇 1: conexi髇 de CA a un solo punto de interconexi髇 a la red terrestre mediante el cual se conectan a la red terrestre uno o m醩 m骴ulos de parque el閏trico en alta mar que est醤 interconectados en alta mar para formar un sistema de CA en alta mar;
  • b) configuraci髇 2: conexiones de CA malladas mediante las cuales un n鷐ero de m骴ulos de parque el閏trico en alta mar est醤 interconectados en alta mar para formar un sistema de CA y el sistema de CA en alta mar se conecta a la red terrestre en dos o m醩 puntos de interconexi髇 de red terrestres.

Art韈ulo 24 Requisitos de estabilidad de frecuencia aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA

Los requisitos de estabilidad de frecuencia establecidos respectivamente en el art韈ulo 13, apartados 1 a 5, excepto su apartado 2, letra b), en el art韈ulo 15, apartado 2, y en el art韈ulo 21, apartado 2, se aplicar醤 a todos los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA.

Art韈ulo 25 Requisitos de estabilidad de tensi髇 aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA

1. Sin perjuicio de lo establecido en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a), y en el art韈ulo 16, apartado 3, letra a), un m骴ulo de parque el閏trico en alta mar conectado mediante CA deber ser capaz de permanecer conectado a la red y funcionar dentro de los rangos de tensi髇 de la red en el punto de conexi髇, expresando la tensi髇 en el punto de conexi髇 respecto a la tensi髇 de referencia 1 pu y para los per韔dos de tiempo especificados en el cuadro 10.

2. No obstante las disposiciones del apartado 1, el GRT pertinente de Espa馻 podr exigir que los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA permanezcan conectados a la red en un rango de tensi髇 de entre 1,05 y 1,0875 pu durante un per韔do ilimitado.

3. Independientemente de las disposiciones del inciso i), el GRT pertinente de la zona s韓crona de los Estados B醠ticos podr exigir que los m骴ulos de parque el閏trico conectados mediante CA y ubicados en alta mar permanezcan conectados a la red a 400 kV dentro del rango de tensi髇 y durante los per韔dos de tiempo aplicables a la zona s韓crona Europa Continental.

Cuadro 10
Zona s韓cronaRango de tensi髇 (pu)Per韔do de tiempo de funcionamiento
Europa continental0,85-0,9060 minutos
0,9-1,118 (7) Ilimitado
1,118-1,15 (7) A especificar por cada GRT, pero no menos de 20 minutos y no m醩 de 60 minutos
0,90-1,05 (8) Ilimitado
1,05-1,10 (8) A especificar por cada GRT, pero no menos de 20 minutos y no m醩 de 60 minutos
Pa韘es N髍dicos0,90-1,05Ilimitado
1,05-1,10 (7) 60 minutos
1,05-1,10 (8) Debe especificarlo cada GRT, pero no m醩 de 60 minutos
Gran Breta馻0,90-1,10 (7) Ilimitado
0,90-1,05 (8) Ilimitado
1,05-1,10 (8) 15 minutos
Irlanda e Irlanda del Norte0,90-1,10Ilimitado
Estados B醠ticos0,85- 0,90 (7) 30 minutos
0,90-1,118 (7) Ilimitado
1,118-1,15 (7) 20 minutos
0,88-0,90 (8) 20 minutos
0,90-1,097 (8) Ilimitado
1,097-1,15 (8) 20 minutos

El cuadro muestra el per韔do m韓imo durante el cual un m骴ulo de parque el閏trico en alta mar conectado mediante CA debe ser capaz de funcionar en diferentes rangos de tensi髇 desvi醤dose del valor de referencia 1 pu sin desconectarse.

4. Los requisitos de estabilidad de tensi髇 especificados respectivamente en el art韈ulo 20, apartado 2, letras b) y c), y el art韈ulo 21, apartado 3, se aplicar醤 a todos los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA.

5. La capacidad de potencia reactiva a la capacidad m醲ima especificada en el art韈ulo 21, apartado 3, letra b), se aplicar a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA, excepto el cuadro 9. En su lugar, se aplicar醤 los requisitos del cuadro 11.

Cuadro 11 Par醡etros de la figura 8
Zona s韓cronaRango m醲imo de Q/PmaxRango m醲imo de nivel de tensi髇 en r間imen permanente (pu)
Europa continental0,750,225
Pa韘es N髍dicos0,950,150
Gran Breta馻

0 (9)

0,33 (10)

0,225
Irlanda e Irlanda del Norte0,660,218
Estados B醠ticos0,80,22

Art韈ulo 26 Requisitos de robustez aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA

1. Ser醤 de aplicaci髇 a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA los requisitos de robustez de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad establecidos en el art韈ulo 15, apartado 4, y en el art韈ulo 20, apartado 3.

2. Ser醤 de aplicaci髇 a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA los requisitos de capacidad para soportar huecos de tensi髇 establecidos en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a), y el art韈ulo 16, apartado 3, letra a).

Art韈ulo 27 Requisitos de restablecimiento del servicio aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA

Ser醤 de aplicaci髇 a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA los requisitos de restablecimiento del servicio establecidos respectivamente en el art韈ulo 14, apartado 4, y el art韈ulo 15, apartado 5.

Art韈ulo 28 Requisitos generales de gesti髇 de la red aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA

Ser醤 de aplicaci髇 a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar conectados mediante CA los requisitos generales de gesti髇 del sistema establecidos en el art韈ulo 14, apartado 5, el art韈ulo 15, apartado 6, y el art韈ulo 16, apartado 4.

T蚑ULO III
PROCEDIMIENTO DE NOTIFICACI覰 OPERACIONAL PARA CONEXI覰

CAP蚑ULO 1
Conexi髇 de nuevos m骴ulos de generaci髇 de electricidad

Art韈ulo 29 Disposiciones generales

1. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de energ韆 deber demostrar al gestor de red pertinente que ha cumplido los requisitos establecidos en el t韙ulo II del presente Reglamento completando correctamente el procedimiento de notificaci髇 operacional de cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad, tal y como se describe en los art韈ulos 30 a 37.

2. El gestor de red pertinente deber establecer los detalles del procedimiento de notificaci髇 operacional y ponerlos a disposici髇 p鷅lica.

Art韈ulo 30 Notificaci髇 operacional relativa a m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A

1. El procedimiento de notificaci髇 operacional para conexi髇 de cada nuevo m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo A consistir en la presentaci髇 de un documento de instalaci髇. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber asegurarse de cumplimentar la informaci髇 requerida seg鷑 el documento de instalaci髇 obtenido del gestor de red pertinente y que habr de presentarse a este 鷏timo. Se deber醤 presentar documentos de instalaci髇 independientes para cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad dentro de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

El gestor de red pertinente deber asegurarse de que la informaci髇 requerida pueda ser presentada por terceros en nombre del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

2. El gestor de red pertinente deber especificar el contenido del documento de instalaci髇, que contendr al menos la informaci髇 siguiente:

  • a) la ubicaci髇 en la que se realiza la conexi髇;
  • b) la fecha de la conexi髇;
  • c) la capacidad m醲ima de la instalaci髇 en kW;
  • d) el tipo de fuente de energ韆 primaria;
  • e) la clasificaci髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad como tecnolog韆 emergente de conformidad con el t韙ulo VI del presente Reglamento;
  • f) la referencia a los certificados de equipo que est醤 en la instalaci髇, expedidos por un certificador autorizado;
  • g) en cuanto al equipo ya en servicio respecto del cual no se haya recibido un certificado de equipo, se deber proporcionar la informaci髇 que indique el gestor de red pertinente, y
  • h) los datos de contacto del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y del instalador, as como sus firmas.

3. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber asegurarse de notificar al gestor de red pertinente o a la autoridad competente del Estado miembro el desmantelamiento permanente de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de conformidad con la legislaci髇 nacional.

El gestor de red pertinente deber asegurarse de que dicha notificaci髇 pueda realizarla un tercero, incluidos agregadores.

Art韈ulo 31 Notificaci髇 operacional relativa a m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B, C y D

El procedimiento de notificaci髇 operacional para conexi髇 de cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo B, C y D nuevo deber permitir el uso de certificados de equipo emitidos por un certificador autorizado.

Art韈ulo 32 Procedimiento para m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B y C

1. A efectos de la notificaci髇 operacional para conexi髇 de cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo B y C nuevo, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber proporcionar un documento de m骴ulo de generaci髇 de electricidad (獶MGE) al gestor de red pertinente e incluir una declaraci髇 de conformidad.

Se deber presentar un DMGE independiente para cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad dentro de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

2. El formato del DMGE y la informaci髇 que ese documento deber contener ser醤 especificados por el gestor de red pertinente. El gestor de red pertinente tendr derecho a solicitar que el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad incluya lo siguiente en el DMGE:

  • a) prueba del acuerdo entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad sobre los ajustes de los sistemas de protecci髇 y control adecuados al punto de conexi髇;
  • b) declaraci髇 de conformidad detallada;
  • c) datos t閏nicos detallados del m骴ulo de generaci髇 de electricidad en relaci髇 con la conexi髇 a la red, seg鷑 especifique el gestor de red pertinente;
  • d) certificados de equipo emitidos por un certificador autorizado en relaci髇 con los m骴ulos de generaci髇 de electricidad, cuando de ellos dependa la prueba de conformidad;
  • e) para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo C, modelos de simulaci髇 de conformidad con el art韈ulo 15, apartado 6, letra c);
  • f) informes de pruebas de conformidad que demuestren el funcionamiento din醡ico y en r間imen permanente como se especifica en el t韙ulo IV, cap韙ulos 2, 3 y 4, incluido el uso de valores reales medidos durante las pruebas, al nivel de detalle que requiera el gestor de red pertinente, y
  • g) estudios que demuestren el funcionamiento din醡ico y en r間imen permanente como se especifica en el t韙ulo IV, cap韙ulos 5, 6 o 7, al nivel de detalle requerido por el gestor de red pertinente.

3. Tras la aceptaci髇 de un DMGE completo y adecuado, el gestor de red pertinente expedir una notificaci髇 operacional definitiva al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

4. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber notificar al gestor de red pertinente o a la autoridad competente del Estado miembro el desmantelamiento permanente de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de conformidad con la legislaci髇 nacional.

5. Si corresponde, el gestor de red pertinente deber asegurarse de que la puesta en servicio y la desactivaci髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B y C puedan ser notificadas electr髇icamente.

6. Los Estados miembros podr醤 establecer que el DMGE sea expedido por un certificador autorizado.

Art韈ulo 33 Procedimiento para m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D

El procedimiento de notificaci髇 operacional para conexi髇 de cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo D nuevo deber incluir lo siguiente:

  • a) la notificaci髇 operacional para energizaci髇 (獷ON);
  • b) la notificaci髇 operacional provisional (獻ON), y
  • c) la notificaci髇 operacional definitiva (獸ON).

Art韈ulo 34 Notificaci髇 operacional de energizaci髇 relativa a m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D

1. Una EON otorgar derecho al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad a energizar su red y servicios auxiliares internos para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad mediante la conexi髇 a la red especificada para el punto de conexi髇.

2. El gestor de red pertinente deber expedir una EON, que estar sujeta a la finalizaci髇 de los requisitos previos, incluidos el acuerdo sobre ajustes de los sistemas de protecci髇 y control adecuados al punto de conexi髇 entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

Art韈ulo 35 Notificaci髇 operacional provisional relativa a m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D

1. Una ION otorgar derecho al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad a poner en marcha el m骴ulo de generaci髇 de electricidad y a generar energ韆 mediante la conexi髇 a la red durante un per韔do de tiempo limitado.

2. El gestor de red pertinente deber expedir una ION, que estar sujeta a la finalizaci髇 del proceso de revisi髇 de los datos y estudios de conformidad con lo dispuesto en el presente art韈ulo.

3. En cuanto a la revisi髇 de los datos y estudios, el gestor de red pertinente tendr derecho a solicitar que el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad proporcione lo siguiente:

  • a) declaraci髇 de conformidad detallada;
  • b) datos t閏nicos detallados del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de inter閟 en relaci髇 con la conexi髇 a la red, seg鷑 especifique el gestor de red pertinente;
  • c) certificados de equipo emitidos por un certificador autorizado en relaci髇 con los m骴ulos de generaci髇 de electricidad, cuando de ellos dependa la prueba de la conformidad;
  • d) modelos de simulaci髇, como se especifica en el art韈ulo 15, apartado 6, letra c), y requiera el gestor de red pertinente;
  • e) estudios que demuestren el funcionamiento din醡ico y en r間imen permanente previstos, como se estipula en el t韙ulo IV, cap韙ulos 5, 6 o 7, y
  • f) detalles de las pruebas de conformidad previstas de acuerdo con el t韙ulo IV, cap韙ulos 2, 3 y 4.

4. El per韔do m醲imo durante el cual el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr mantener el estado de la ION deber ser de veinticuatro meses. El gestor de red pertinente tendr derecho a especificar un per韔do de validez de la ION m醩 corto. La ION podr ser prorrogada solo si el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad ha realizado avances importantes para lograr la conformidad total. Las cuestiones pendientes deber醤 identificarse claramente en el momento de solicitar la ampliaci髇.

5. Se podr conceder una pr髍roga del per韔do previsto en el apartado 4 durante el cual el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad puede mantener el estado de la ION si este presenta una solicitud de excepci髇 al gestor de red pertinente antes del vencimiento de dicho per韔do, seg鷑 el procedimiento de excepci髇 establecido en el art韈ulo 60.

Art韈ulo 36 Notificaci髇 operacional definitiva relativa a m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D

1. Una FON otorgar derecho al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad a poner en marcha un m骴ulo de generaci髇 de electricidad mediante la conexi髇 a la red.

2. El gestor de red pertinente deber expedir una FON, previa eliminaci髇 de todas las incompatibilidades identificadas a efectos del estado FON y previa finalizaci髇 del proceso de revisi髇 de los datos y estudios previsto en el presente art韈ulo.

3. A efectos de la revisi髇 de los datos y estudios, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber enviar lo siguiente al gestor de red pertinente:

  • a) una declaraci髇 de conformidad detallada, y
  • b) una actualizaci髇 de los datos t閏nicos, los modelos de simulaci髇 y los estudios que sean de aplicaci髇 tal y como figuran en el art韈ulo 35, apartado 3, letras b), d) y e), incluido el uso de valores reales medidos durante las pruebas.

4. Si se identifica una incompatibilidad en relaci髇 con la expedici髇 de la FON, se podr conceder una excepci髇 tras la solicitud al gestor de red pertinente, de acuerdo con el procedimiento de excepci髇 descrito en el t韙ulo V. El gestor de red pertinente deber expedir una FON si el m骴ulo de generaci髇 de electricidad cumple las disposiciones de la excepci髇.

Si se rechaza una solicitud de excepci髇, el gestor de red pertinente tendr derecho a negarse a permitir el funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad hasta que el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y el gestor de red pertinente resuelvan la incompatibilidad y el gestor de red pertinente considere que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad cumple las disposiciones del presente Reglamento.

Si el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad no resolvieran la incompatibilidad en un plazo razonable, nunca superior a seis meses desde la notificaci髇 de la denegaci髇 de la solicitud de excepci髇, cualquiera de las partes podr remitir el asunto para decisi髇 a la autoridad reguladora.

Art韈ulo 37 Notificaci髇 operacional limitada relativa a m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo D

1. Los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad a los que se haya concedido una FON deber醤 informar al gestor de red pertinente de forma inmediata en los casos siguientes:

  • a) instalaci髇 temporalmente sujeta a modificaciones o p閞didas significativas de capacidad que afectan a su funcionamiento, o
  • b) aver韆 en el equipo que conlleva el incumplimiento de algunos requisitos aplicables.

2. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad solicitar al gestor de red pertinente una LON si el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad espera razonablemente que las circunstancias descritas en el apartado 1 duren m醩 de tres meses.

3. La LON deber ser expedida por el gestor de red pertinente y contendr, de forma claramente identificable, la informaci髇 siguiente:

  • a) los problemas no resueltos que justifican la concesi髇 de la LON;
  • b) las responsabilidades y los plazos para la soluci髇 prevista, y
  • c) un per韔do m醲imo de validez que no ser superior a doce meses. El per韔do inicial concedido podr ser inferior con posibilidad de pr髍roga si se env韆n pruebas que satisfagan al gestor de red pertinente y demuestren que se han realizado avances importantes en la direcci髇 de la conformidad total.

4. La FON quedar suspendida durante el per韔do de validez de la LON en relaci髇 con los elementos para los que esta haya sido expedida.

5. Se puede conceder una ampliaci髇 adicional del per韔do de validez de la LON tras solicitar una excepci髇 al gestor de red pertinente antes de que transcurra dicho per韔do, de acuerdo con el procedimiento de excepci髇 descrito en el t韙ulo V.

6. El gestor de red pertinente tendr derecho a negarse a permitir la puesta en marcha del m骴ulo de generaci髇 de electricidad, una vez que la LON deje de ser v醠ida. En esos casos, la FON quedar invalidada autom醫icamente.

7. Si el gestor de red pertinente no concede una ampliaci髇 del per韔do de validez de la LON de conformidad con el apartado 5, o si se niega a permitir el funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad cuando la LON ya no sea v醠ida de conformidad con el apartado 6, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr, en un plazo de seis meses tras la notificaci髇 de la decisi髇 del gestor de red pertinente, remitir el asunto para decisi髇 a la autoridad reguladora.

CAP蚑ULO 2
An醠isis de costes y beneficios

Art韈ulo 38 Identificaci髇 de los costes y beneficios de la aplicaci髇 de requisitos a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes

1. Antes de la aplicaci髇 de cualquier requisito establecido en el presente Reglamento a los m骴ulos de generaci髇 de energ韆 existentes de conformidad con el art韈ulo 4, apartado 3, el GRT pertinente llevar a cabo una comparaci髇 cualitativa de los costes y beneficios relacionados con el requisito en cuesti髇. Esta comparaci髇 deber tener en cuenta las alternativas disponibles en la red o el mercado. El GRT pertinente podr proceder a realizar un an醠isis cuantitativo de costes y beneficios de conformidad con los apartados 2 a 5, si la comparaci髇 cualitativa indica que los beneficios probables superan los costes probables. No obstante, si se considera que los costes son elevados o los beneficios bajos, el GRT pertinente no seguir adelante.

2. Tras una evaluaci髇 de la fase preparatoria realizada de conformidad con el apartado 1, el GRT pertinente llevar a cabo un an醠isis cuantitativo de costes y beneficios de cualquier requisito en consideraci髇 para su aplicaci髇 a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes que haya demostrado beneficios potenciales en la fase preparatoria, de conformidad con el apartado 1.

3. En el plazo de tres meses desde la finalizaci髇 del an醠isis de costes y beneficios, el GRT pertinente presentar un resumen de los resultados en un informe que deber:

  • a) incluir el an醠isis de costes y beneficios, y una recomendaci髇 sobre la manera de proceder;
  • b) incluir una propuesta de per韔do de transici髇 para aplicar el requisito a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes. Dicho per韔do de transici髇 no deber ser superior a dos a駉s desde la fecha de la decisi髇 de la autoridad reguladora o, cuando proceda, del Estado miembro, sobre la aplicabilidad del requisito.
  • c) ser objeto de una consulta p鷅lica de conformidad con el art韈ulo 10.

4. En el plazo m醲imo de seis meses desde la finalizaci髇 de la consulta p鷅lica, el GRT pertinente deber elaborar un informe que explique el resultado de la consulta y presente una propuesta sobre la aplicabilidad del requisito en consideraci髇 a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes. El informe y la propuesta deber醤 ser comunicados a la autoridad reguladora o, si procede, al Estado miembro, y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad o, si procede, el tercero deber醤 ser informados de su contenido.

5. La propuesta realizada por el GRT pertinente a la autoridad reguladora o, en su caso, al Estado miembro, de conformidad con el apartado 4, incluir los elementos siguientes:

  • a) un procedimiento de aprobaci髇 de puesta en servicio para demostrar la implementaci髇 de los requisitos por parte del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad existente;
  • b) un per韔do transitorio para la implementaci髇 de los requisitos, que deber tener en cuenta la categor韆 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad, seg鷑 se especifica en el art韈ulo 5, apartado 2, y el art韈ulo 23, apartado 3, y cualquier obst醕ulo subyacente para la implementaci髇 eficaz de la modificaci髇 o adecuaci髇 del equipo.

Art韈ulo 39 Principios del an醠isis de costes y beneficios

1. Los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad y los GRD, incluidos los gestores de redes de distribuci髇 cerradas, deber醤 ayudar y contribuir en el an醠isis de costes y beneficios realizado de conformidad con los art韈ulos 38 y 63, as como proporcionar los datos necesarios solicitados por el gestor de red o el GRT pertinentes en el plazo de tres meses desde la recepci髇 de una solicitud, a menos que el GRT pertinente acuerde lo contrario. Para la elaboraci髇 del an醠isis de costes y beneficios por parte del propietario, o posible futuro propietario, de una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que vaya a evaluar una posible excepci髇 de conformidad con el art韈ulo 62, el GRT y el GRD pertinentes, incluidos los gestores de redes de distribuci髇 cerradas, deber醤 ayudar y contribuir en el an醠isis de costes y beneficios, as como proporcionar los datos necesarios solicitados por el propietario, o posible futuro propietario, de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, en el plazo de tres meses desde la recepci髇 de una solicitud, a menos que el propietario, o posible futuro propietario, de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad acuerde lo contrario.

2. El an醠isis de costes y beneficios deber cumplir los principios siguientes:

  • a) el GRT pertinente y el propietario, o posible futuro propietario, de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 basar su an醠isis de costes y beneficios en uno o m醩 de los siguientes principios de c醠culo:
    • i) el valor actual neto,
    • ii) el retorno de la inversi髇,
    • iii) la tasa de retorno,
    • iv) el per韔do de recuperaci髇 de la inversi髇;
  • b) el GRT pertinente y el propietario, o posible futuro propietario, de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 tambi閚 cuantificar los beneficios socioecon髆icos en t閞minos de mejora de la seguridad del suministro, y deber醤 incluir como m韓imo:
    • i) la reducci髇 asociada a la probabilidad de p閞dida de suministro durante la vida 鷗il de la modificaci髇,
    • ii) el alcance y la duraci髇 probables de dicha p閞dida de suministro,
    • iii) el coste social por hora de dicha p閞dida de suministro;
  • c) el GRT pertinente, el gestor de red pertinente y el propietario, o posible futuro propietario, de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 cuantificar los beneficios para el mercado interior de la electricidad, el comercio transfronterizo y la integraci髇 de energ韆s renovables, incluidos como m韓imo:
    • i) la respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia,
    • ii) las reservas de balance,
    • iii) el suministro de potencia reactiva,
    • iv) la gesti髇 de congestiones,
    • v) las medidas de protecci髇;
  • d) el GRT pertinente deber cuantificar los costes de la aplicaci髇 de las normas necesarias a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes, incluidos como m韓imo:
    • i) los costes directos de implementaci髇 de un requisito,
    • ii) los costes asociados a la p閞dida de oportunidades atribuible,
    • iii) los costes asociados a las modificaciones consiguientes en el mantenimiento y el funcionamiento.

T蚑ULO IV
CONFORMIDAD

CAP蚑ULO 1
Supervisi髇 de la conformidad

Art韈ulo 40 Responsabilidad del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad

1. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad se asegurar de que cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad sea conforme a los requisitos aplicables en virtud del presente Reglamento durante la vida 鷗il de la instalaci髇. Para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar certificados de equipo, emitidos de acuerdo con el Reglamento (CE) n. 765/2008.

2. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber notificar al gestor de red pertinente cualquier modificaci髇 planificada de las capacidades t閏nicas de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad que pueda afectar a su conformidad con los requisitos aplicables en virtud del presente Reglamento, antes de iniciar dicha modificaci髇.

3. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber notificar al gestor de red pertinente cualquier incidente operacional o aver韆 de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad que afecte a su conformidad con los requisitos del presente Reglamento, sin demora indebida, despu閟 de que se produzcan dichos incidentes.

4. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber notificar al gestor de red pertinente los programas y procedimientos de pruebas planificados que se deber醤 seguir para verificar la conformidad de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad con los requisitos del presente Reglamento, a su debido tiempo y antes de su lanzamiento. El gestor de red pertinente deber aprobar por adelantado los programas y procedimientos de pruebas planificados. Dicha aprobaci髇 del gestor de red pertinente deber efectuarse oportunamente y no podr denegarse sin causa injustificada.

5. El gestor de red pertinente podr participar en dichas pruebas y registrar el funcionamiento de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad.

Art韈ulo 41 Tareas del gestor de red pertinente

1. El gestor de red pertinente deber evaluar la conformidad de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad en relaci髇 con los requisitos aplicables del presente Reglamento, durante la vida 鷗il de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber ser informado del resultado de esta evaluaci髇.

En el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A, el gestor de red pertinente podr emplear los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para esta evaluaci髇.

2. El gestor de red pertinente tendr derecho a solicitar al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que efect鷈 pruebas y simulaciones de conformidad seg鷑 un plan de repeticiones o esquema general, o despu閟 de cualquier aver韆, modificaci髇 o sustituci髇 de un equipo que pueda afectar a la conformidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad con los requisitos del presente Reglamento.

El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber ser informado del resultado de las pruebas y simulaciones de conformidad.

3. El gestor de red pertinente deber poner a disposici髇 p鷅lica una lista de la informaci髇 y los documentos que se deber醤 presentar, as como de los requisitos que deber cumplir el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad en el marco del proceso de conformidad. La lista abarcar al menos la informaci髇, los documentos y los requisitos siguientes:

  • a) toda la documentaci髇 y los certificados que deber presentar el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad;
  • b) detalles de los datos t閏nicos del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de inter閟 para la conexi髇 a la red;
  • c) requisitos de los modelos de estudios de la red en r間imen permanente y din醡ico;
  • d) calendario para el suministro de los datos de la red necesarios para realizar dichos estudios;
  • e) estudios del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad para demostrar el funcionamiento en r間imen permanente y din醡ico con arreglo a los requisitos establecidos en el t韙ulo IV, cap韙ulos 5 y 6;
  • f) condiciones y procedimientos, incluido el 醡bito, del registro de certificados de equipo, y
  • g) condiciones y procedimientos para el uso de los certificados de equipo pertinentes, expedidos por un certificador autorizado, por parte del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad.

4. El gestor de red pertinente deber poner a disposici髇 p鷅lica la asignaci髇 de responsabilidades entre el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad y el gestor de red en relaci髇 con las pruebas, las simulaciones y la supervisi髇 de la conformidad.

5. El gestor de red pertinente podr delegar total o parcialmente la ejecuci髇 de la supervisi髇 de la conformidad a terceros. En esos casos, el gestor de red pertinente deber seguir garantizando la conformidad con el art韈ulo 12, incluidos tambi閚 los compromisos de confidencialidad con el cesionario.

6. Si las pruebas o simulaciones de conformidad no se pueden llevar a cabo seg鷑 lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad debido a razones atribuibles al gestor de red pertinente, este no deber denegar sin causa justificada la notificaci髇 operacional mencionada en el t韙ulo III.

Art韈ulo 42 Disposiciones comunes de las pruebas de conformidad

1. Las pruebas de funcionamiento de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad individuales en una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 estar orientadas a demostrar el cumplimiento de los requisitos del presente Reglamento.

2. No obstante los requisitos m韓imos de las pruebas de conformidad establecidos en el presente Reglamento, el gestor de red pertinente tendr derecho a lo siguiente:

  • a) permitir al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que efect鷈 una serie alternativa de pruebas, siempre que dichas pruebas resulten eficaces y sean suficientes para demostrar que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad cumple los requisitos del presente Reglamento;
  • b) exigir al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que efect鷈 nuevas series de pruebas o series de pruebas alternativas en los casos en los que la informaci髇 suministrada al gestor de red pertinente en relaci髇 con las pruebas de conformidad de acuerdo con las disposiciones del t韙ulo IV, cap韙ulos 2, 3 y 4, no sea suficiente para demostrar la conformidad con los requisitos del presente Reglamento, y
  • c) exigir al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que efect鷈 las pruebas adecuadas para demostrar el rendimiento de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad en el caso de que este sea con combustibles alternativos o mezclas de combustibles. El gestor de red pertinente y el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber醤 acordar los tipos de combustible con los que se van a realizar las pruebas.

3. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad ser el responsable de efectuar las pruebas de conformidad con las condiciones establecidas en el t韙ulo IV, cap韙ulos 2, 3 y 4. El gestor de red pertinente deber colaborar y no retrasar indebidamente la ejecuci髇 de las pruebas.

4. El gestor de red pertinente podr participar en las pruebas de conformidad, ya sea in situ o de forma remota desde el centro de control del gestor de red. A tal efecto, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber proporcionar el equipo de supervisi髇 necesario para registrar todas las se馻les y medidas de las pruebas correspondientes, as como garantizar que los representantes necesarios del propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad est閚 disponibles in situ durante todo el per韔do de pruebas. Si, para las pruebas seleccionadas, el gestor de red desea utilizar su propio equipo para registrar el funcionamiento, se deber醤 proporcionar las se馻les especificadas por el gestor de red pertinente. El gestor de red pertinente podr decidir su participaci髇 a su entera discreci髇.

Art韈ulo 43 Disposiciones comunes de la simulaci髇 de conformidad

1. La simulaci髇 del rendimiento de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad individuales en una instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber estar orientada a demostrar el cumplimiento de los requisitos del presente Reglamento.

2. No obstante los requisitos m韓imos establecidos en el presente Reglamento para la simulaci髇 de conformidad, el gestor de red pertinente podr:

  • a) permitir al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que efect鷈 una serie alternativa de simulaciones, siempre que dichas simulaciones resulten eficaces y sean suficientes para demostrar que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad es conforme a los requisitos del presente Reglamento o de la legislaci髇 nacional, y
  • b) exigir al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad que efect鷈 nuevas series de simulaciones o series de simulaciones alternativas en los casos en los que la informaci髇 suministrada al gestor de red pertinente en relaci髇 con la simulaci髇 de conformidad con arreglo a las disposiciones del t韙ulo IV, cap韙ulos 5, 6 y 7, no sea suficiente para demostrar la conformidad con los requisitos del presente Reglamento.

3. Para demostrar la conformidad con los requisitos del presente Reglamento, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber presentar un informe con los resultados de la simulaci髇 de cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad individual en la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad. El propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber elaborar y presentar un modelo de simulaci髇 v醠ido para cada m骴ulo de generaci髇 de electricidad. Las caracter韘ticas de los modelos de simulaci髇 est醤 establecidas en el art韈ulo 15, apartado 6, letra c).

4. El gestor de red pertinente tendr derecho a comprobar que un m骴ulo de generaci髇 de electricidad cumple los requisitos del presente Reglamento, efectuando a tal efecto sus propias simulaciones de conformidad sobre la base de los informes de simulaci髇, los modelos de simulaci髇 y las medidas de las pruebas de conformidad que se hayan presentado.

5. El gestor de red pertinente deber presentar al propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad datos t閏nicos y un modelo de simulaci髇 de la red, en la medida en que sea necesario, para efectuar las simulaciones solicitadas de conformidad con el t韙ulo IV, cap韙ulos 5, 6 o 7.

CAP蚑ULO 2
Pruebas de conformidad de m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos

Art韈ulo 44 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B

1. Los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 llevar a cabo pruebas de conformidad de la respuesta en MRPFL-O en relaci髇 con los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B.

En lugar de llevar a cabo la prueba correspondiente, los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad podr醤 emplear los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber醤 proporcionar los certificados de equipo al gestor de red pertinente.

2. Ser醤 de aplicaci髇 los siguientes requisitos en relaci髇 con la prueba de respuesta en MRPFL-O:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para modular continuamente la potencia activa a fin de contribuir al control de la frecuencia en caso de un gran aumento de la misma en el sistema. Se deber醤 verificar los par醡etros de r間imen permanente de los controles, tales como el estatismo y la banda muerta, y los par醡etros din醡icos, incluida la respuesta a las variaciones bruscas de frecuencia;
  • b) la prueba deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar un cambio de al menos el 10 % de la capacidad m醲ima en la potencia activa, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta. Si fuese necesario, las se馻les de variaci髇 de frecuencia simuladas se deber醤 inyectar simult醤eamente en el regulador de velocidad y el controlador de carga de los sistemas de control, teniendo en cuenta el esquema de dichos sistemas de control;
  • c) La prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) los resultados de la prueba, tanto para par醡etros din醡icos como est醫icos, cumplen los requisitos establecidos en el art韈ulo 13, apartado 2, y
    • ii) no se producen oscilaciones no amortiguadas despu閟 de la respuesta a una variaci髇 brusca.

Art韈ulo 45 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C

1. Adem醩 de las pruebas de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B descritas en el art韈ulo 44, los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 llevar a cabo las pruebas de conformidad establecidas en los apartados 2, 3, 4 y 6 del presente art韈ulo en relaci髇 con los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C. Si un m骴ulo de generaci髇 de electricidad tuviera capacidad de arranque aut髇omo, los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad tambi閚 deber醤 efectuar las pruebas mencionadas en el apartado 5. En lugar de efectuar la prueba pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber醤 proporcionar los certificados de equipo al gestor de red pertinente.

2. Ser醤 de aplicaci髇 los siguientes requisitos en relaci髇 con la respuesta en MRPFL-U:

  • a) se deber demostrar que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad es t閏nicamente capaz de modular de forma continua la potencia activa en los puntos de funcionamiento por debajo de la capacidad m醲ima a fin de contribuir al control de la frecuencia en caso de una gran ca韉a de frecuencia del sistema;
  • b) la prueba deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de los puntos de carga de potencia activa adecuados, con escalones y rampas de baja frecuencia lo suficientemente grandes para activar un cambio de al menos el 10 % de la capacidad m醲ima en la potencia activa, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta. Si fuese necesario, se deber醤 inyectar simult醤eamente, en relaci髇 con los valores de referencia del regulador de velocidad y del controlador de carga, se馻les simuladas de variaci髇 de frecuencia;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) los resultados de la prueba, tanto para par醡etros din醡icos como est醫icos, cumplen lo establecido en el art韈ulo 15, apartado 2, letra c), y
    • ii) no se producen oscilaciones no amortiguadas despu閟 de la respuesta a una variaci髇 brusca.

3. Ser醤 de aplicaci髇 los siguientes requisitos en relaci髇 con la respuesta en MRPF:

  • a) se deber demostrar que el m骴ulo de generaci髇 de electricidad es t閏nicamente capaz de modular de forma continua la potencia activa en todo el rango de funcionamiento entre la capacidad m醲ima y el nivel m韓imo de regulaci髇 a fin de contribuir al control de la frecuencia. Se deber醤 verificar los par醡etros de r間imen permanente de los controles, tales como el estatismo y la banda muerta, y los par醡etros din醡icos, incluida la robustez durante la respuesta a las variaciones bruscas de frecuencia y las variaciones de frecuencia grandes y r醦idas;
  • b) la prueba deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar todo el rango de respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta, as como la capacidad de aumentar o disminuir la salida de potencia activa desde el punto de funcionamiento correspondiente. Si fuese necesario, se deber醤 inyectar simult醤eamente, en relaci髇 con los valores de referencia del regulador de velocidad y del controlador de carga del sistema de control de la unidad o instalaci髇, se馻les simuladas de variaci髇 de frecuencia;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el tiempo de activaci髇 de todo el rango de respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia como consecuencia de una variaci髇 brusca de frecuencia no es superior al estipulado en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d),
    • ii) no se producen oscilaciones no amortiguadas despu閟 de la respuesta a una variaci髇 brusca,
    • iii) el tiempo de retraso inicial es conforme a lo previsto en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d),
    • iv) los ajustes del estatismo est醤 disponibles dentro del rango especificado en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d), y la banda muerta (umbral) no es superior al valor especificado en dicho art韈ulo, y
    • v) la insensibilidad de la respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia en cualquier punto de funcionamiento aplicable no supera los requisitos establecidos en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d).

4. En cuanto a la prueba de control de potencia-frecuencia, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para participar en el control de potencia-frecuencia, y se deber comprobar la coordinaci髇 entre el MRPF y el control de potencia-frecuencia;
  • b) la prueba se considerar correcta si los resultados, tanto para par醡etros din醡icos como est醫icos, cumplen los requisitos establecidos en el art韈ulo 15, apartado 2, letra e).

5. En cuanto a la prueba de capacidad de arranque aut髇omo, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) en el caso de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad con capacidad de arranque aut髇omo, se deber demostrar esta capacidad t閏nica de puesta en marcha desde su estado desconectado sin suministro de energ韆 el閏trica externo;
  • b) la prueba se considerar correcta si el tiempo de puesta en marcha se mantiene dentro del per韔do establecido en el art韈ulo 15, apartado 5, letra a), inciso iii).

6. En cuanto a la prueba de cambio a operaci髇 sobre consumos propios, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad para cambiar y funcionar de forma estable con consumos propios;
  • b) la prueba se deber efectuar con la capacidad m醲ima y la potencia reactiva nominal del m骴ulo de generaci髇 de electricidad antes del deslastre de carga;
  • c) el gestor de red pertinente tendr derecho a establecer condiciones adicionales, teniendo en cuenta el art韈ulo 15, apartado 5, letra c);
  • d) la prueba se considerar correcta si el cambio a operaci髇 con consumos propios se realiza correctamente, se ha demostrado el funcionamiento estable con consumos propios en el per韔do de tiempo establecido en el art韈ulo 15, apartado 5, letra c), y la resincronizaci髇 con la red se ha realizado correctamente.

7. En cuanto a la prueba de capacidad de potencia reactiva, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para proporcionar capacidad de potencia reactiva en adelanto y atraso de conformidad con el art韈ulo 18, apartado 2, letras b) y c);
  • b) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el m骴ulo de generaci髇 de electricidad funciona a la potencia reactiva m醲ima durante al menos una hora, tanto en adelanto como en atraso, en lo siguiente:
      • - nivel m韓imo de funcionamiento estable,
      • - capacidad m醲ima, y
      • - un punto de funcionamiento de potencia activa entre los niveles m醲imo y m韓imo,
    • ii) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para cambiar a cualquier valor de consigna de potencia reactiva dentro del rango de potencia reactiva acordado o decidido.

Art韈ulo 46 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D

1. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D est醤 sujetos a las pruebas de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B y D descritas en los art韈ulos 44 y 45.

2. En lugar de efectuar la prueba pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber醤 proporcionar los certificados de equipo al gestor de red pertinente.

CAP蚑ULO 3
Pruebas de conformidad de m骴ulos de parque el閏trico

Art韈ulo 47 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B

1. Los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 llevar a cabo pruebas de conformidad de la respuesta en MRPFL-O en relaci髇 con los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B.

En lugar de efectuar la prueba pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber醤 proporcionar los certificados de equipo al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B, las pruebas de respuesta en MRPFL-O deber醤 reflejar la opci髇 de esquema de control seleccionada por el gestor de red pertinente.

3. En cuanto a las pruebas de respuesta en MRPFL-O, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de parque el閏trico para modular de forma continua la potencia activa a fin de contribuir al control de la frecuencia en caso de aumento de la misma en el sistema; se deber醤 verificar los par醡etros de r間imen permanente de los controles, tales como el estatismo y la banda muerta, y los par醡etros din醡icos;
  • b) la prueba deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar un cambio de al menos el 10 % de la capacidad m醲ima en la potencia activa, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta. Para efectuar esta prueba se inyectar醤 simult醤eamente, en relaci髇 con los valores de referencia del sistema de control, se馻les simuladas de variaci髇 de frecuencia;
  • c) la prueba se considerar correcta si los resultados de la misma, tanto para par醡etros din醡icos como est醫icos, cumplen los requisitos establecidos en el art韈ulo 13, apartado 2.

Art韈ulo 48 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C

1. Adem醩 de las pruebas de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B descritos en el art韈ulo 47, los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 llevar a cabo las pruebas de conformidad establecidas en los apartados 2 a 9 en relaci髇 con los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C. En lugar de efectuar la prueba pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber proporcionar el certificado de equipo al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a las pruebas de capacidad de control y del rango de control de la potencia activa, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de parque el閏trico para funcionar a un nivel de carga inferior al valor de consigna establecido por el gestor de red o el GRT pertinentes;
  • b) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el nivel de carga del m骴ulo de parque el閏trico se mantiene por debajo del valor de consigna,
    • ii) el valor de consigna se implementa de acuerdo con los requisitos establecidos en el art韈ulo 15, apartado 2, letra a), y
    • iii) la precisi髇 de la regulaci髇 es conforme al valor especificado en el art韈ulo 15, apartado 2, letra a).

3. En cuanto a la prueba de respuesta en MRPFL-U, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de parque el閏trico para modular continuamente la potencia activa a fin de contribuir al control de la frecuencia en caso de una gran ca韉a de la misma en el sistema;
  • b) la prueba deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar un cambio de al menos el 10 % de la capacidad m醲ima en la potencia activa con un punto de inicio de no m醩 del 80 % de la capacidad m醲ima, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) los resultados de la prueba, tanto para par醡etros din醡icos como est醫icos, cumplen los requisitos establecidos en el art韈ulo 15, apartado 2, letra c), y
    • ii) no se producen oscilaciones no amortiguadas despu閟 de la respuesta a una variaci髇 brusca.

4. En cuanto a la prueba de respuesta en MRPF, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de parque el閏trico para modular de forma continua la potencia activa en todo el rango de funcionamiento entre la capacidad m醲ima y el nivel m韓imo de regulaci髇 para contribuir al control de la frecuencia. Se deber醤 verificar los par醡etros de r間imen permanente de los controles, tales como la insensibilidad, el estatismo, la banda muerta y el rango de regulaci髇, as como los par醡etros din醡icos, incluida la respuesta a las variaciones bruscas de frecuencia;
  • b) la prueba deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar todo el rango de respuesta de la potencia activa a la frecuencia, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta. Para realizar esta prueba se deber醤 inyectar se馻les de desviaci髇 de frecuencia simuladas;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el tiempo de activaci髇 de todo el rango de respuesta de la potencia activa a la frecuencia a consecuencia de una variaci髇 brusca de frecuencia no es superior al estipulado en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d),
    • ii) no se producen oscilaciones no amortiguadas despu閟 de la respuesta a una variaci髇 brusca,
    • iii) el retraso inicial es conforme a lo previsto en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d),
    • iv) los ajustes del estatismo est醤 disponibles dentro de los rangos especificados en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d), y la banda muerta (umbral) no es superior al valor elegido por el GRT, y
    • v) la insensibilidad de la respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia no supera el requisito establecido en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d).

5. En cuanto a la prueba de control de potencia-frecuencia, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de parque el閏trico para participar en el control de potencia-frecuencia. Se deber comprobar la colaboraci髇 del MRPF y el control de potencia-frecuencia;
  • b) la prueba se considerar correcta si los resultados, tanto para par醡etros din醡icos como est醫icos, cumplen los requisitos establecidos en el art韈ulo 15, apartado 2, letra e).

6. En cuanto a la prueba de capacidad de potencia reactiva, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad t閏nica del m骴ulo de parque el閏trico para proporcionar capacidad de potencia reactiva en adelanto y atraso de conformidad con el art韈ulo 21, apartado 3, letras b) y c);
  • b) se deber realizar a la potencia reactiva m醲ima, tanto en adelanto como en atraso, y se deber醤 verificar los par醡etros siguientes:
    • i) funcionamiento por encima del 60 % de la capacidad m醲ima durante 30 minutos,
    • ii) funcionamiento dentro del rango del 30 al 50 % de la capacidad m醲ima durante 30 minutos, y
    • iii) funcionamiento dentro del rango del 10 al 20 % de la capacidad m醲ima durante 60 minutos;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen los criterios siguientes:
    • i) el m骴ulo de parque el閏trico funciona durante un tiempo no inferior a la duraci髇 solicitada a la potencia reactiva m醲ima, tanto en adelanto como en atraso, en cada par醡etro especificado en el apartado 6, letra b),
    • ii) la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para cambiar a cualquier valor de consigna de potencia reactiva dentro del rango de potencia reactiva acordado o decidido, y
    • iii) no act鷄 el sistema de protecci髇 dentro de los l韒ites de funcionamiento especificados por el diagrama de capacidad de potencia reactiva.

7. En cuanto a la prueba del modo de control de tensi髇, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para funcionar en el modo de control de tensi髇 mencionado en las condiciones establecidas en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), incisos ii) a iv);
  • b) en la prueba del modo de control de tensi髇 se deber醤 verificar los par醡etros siguientes:
    • i) la pendiente y banda muerta aplicadas de conformidad con el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), inciso iii),
    • ii) la precisi髇 de la regulaci髇,
    • iii) la insensibilidad de la regulaci髇, y
    • iv) el tiempo de activaci髇 de la potencia reactiva;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el rango de regulaci髇, el estatismo y la banda muerta ajustables cumplen los par醡etros caracter韘ticos acordados o decididos que se establecen en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d),
    • ii) la insensibilidad del control de tensi髇 no es superior a 0,01 pu, de conformidad con el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), y
    • iii) tras una variaci髇 brusca de tensi髇, se ha logrado el 90 % de la variaci髇 de la salida de potencia reactiva dentro de los tiempos y las tolerancias especificados en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d).

8. En cuanto a la prueba del modo de control de potencia reactiva, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para funcionar en el modo de control de potencia reactiva, de conformidad con el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), inciso v);
  • b) la prueba del modo de control de potencia reactiva deber ser complementaria a la prueba de capacidad de potencia reactiva;
  • c) en la prueba del modo de control de potencia reactiva se deber醤 verificar los par醡etros siguientes:
    • i) el rango y el incremento del valor de consigna de la potencia reactiva,
    • ii) la precisi髇 de la regulaci髇, y
    • iii) el tiempo de activaci髇 de la potencia reactiva;
  • d) la prueba se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el rango y el incremento del valor de consigna de la potencia reactiva son conformes a lo previsto en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), y
    • ii) la precisi髇 de la regulaci髇 cumple las condiciones establecidas en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d).

9. En cuanto a la prueba del modo de control del factor de potencia, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para funcionar en el modo de control del factor de potencia, de conformidad con el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), inciso vi);
  • b) en la prueba del modo de control del factor de potencia se deber醤 verificar los par醡etros siguientes:
    • i) el rango del valor de consigna del factor de potencia,
    • ii) la precisi髇 de la regulaci髇, y
    • iii) la respuesta de la potencia reactiva debida a un cambio de paso de la potencia activa;
  • c) la prueba se considerar correcta si se cumplen de manera acumulativa las condiciones siguientes:
    • i) el rango y el incremento del valor de consigna del factor de potencia son conformes a lo previsto en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d),
    • ii) el tiempo de activaci髇 de la potencia reactiva a consecuencia de una variaci髇 brusca de la potencia activa no supera el requisito establecido en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d), y
    • iii) la precisi髇 de la regulaci髇 es conforme al valor especificado en el art韈ulo 21, apartado 3, letra d).

10. En cuanto a las pruebas mencionadas en los apartados 7, 8 y 9, el gestor de red pertinente podr seleccionar solo una de las tres opciones de control para las pruebas.

Art韈ulo 49 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D

1. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D estar醤 sujetos a las pruebas de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B y C de acuerdo con las condiciones establecidas en los art韈ulos 47 y 48.

2. En lugar de efectuar la prueba pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber醤 proporcionar los certificados de equipo al gestor de red pertinente.

CAP蚑ULO 4
Pruebas de conformidad de m骴ulos de parque el閏trico en alta mar

Art韈ulo 50 Pruebas de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar

Las pruebas de conformidad establecidas en el art韈ulo 44, apartado 2, as como en el art韈ulo 48, apartados 2, 3, 4, 5, 7, 8 y 9, se aplicar醤 a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar.

CAP蚑ULO 5
Simulaciones de conformidad de m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos

Art韈ulo 51 Simulaciones de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B

1. Los propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad deber醤 llevar a cabo simulaciones de la respuesta en MRPFL-O en relaci髇 con los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B. En lugar de efectuar la prueba pertinente, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar los certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado para demostrar la conformidad con el requisito correspondiente. En ese caso, se deber醤 proporcionar los certificados de equipo al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a la simulaci髇 de la respuesta en MRPFL-O, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar mediante simulaci髇 la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para modular la potencia activa a una frecuencia alta de conformidad con el art韈ulo 13, apartado 2;
  • b) la simulaci髇 se llevar a cabo mediante escalones y rampas de frecuencia alta que alcancen el nivel m韓imo de regulaci髇 y teniendo en cuenta los ajustes de estatismo y la banda muerta;
  • c) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumple lo siguiente:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad se valida en relaci髇 con la prueba de conformidad de la respuesta en MRPFL-O descrita en el art韈ulo 44, apartado 2, y
    • ii) se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 13, apartado 2.

3. En cuanto a la simulaci髇 de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar mediante simulaci髇 la capacidad para soportar huecos de tensi髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a).

4. En cuanto a la simulaci髇 de la recuperaci髇 de potencia activa posterior a una falta, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para simular la recuperaci髇 de potencia activa posterior a la falta mencionada en las condiciones establecidas en el art韈ulo 17, apartado 3;
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 17, apartado 3.

Art韈ulo 52 Simulaciones de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C

1. Adem醩 de las simulaciones de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo B establecidas en el art韈ulo 51, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo C estar醤 sujetos a las simulaciones de conformidad detalladas en los apartados de 2 a 5. En lugar de todas o parte de estas simulaciones, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado, que se deber醤 presentar al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a la simulaci髇 de la respuesta en MRPFL-U, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para modular la potencia activa a frecuencias bajas de conformidad con el art韈ulo 15, apartado 2, letra c);
  • b) la simulaci髇 se llevar a cabo mediante escalones y rampas de frecuencia baja que alcancen la capacidad m醲ima y teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta;
  • c) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumple lo siguiente:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad se valida en relaci髇 con la prueba de conformidad de la respuesta en MRPFL-U descrita en el art韈ulo 45, apartado 2, y
    • ii) se demuestra la conformidad con el requisito del art韈ulo 15, apartado 2, letra c).

3. En cuanto a la simulaci髇 de la respuesta en MRPF, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para modular la potencia activa en todo el rango de frecuencia de conformidad con el art韈ulo 15, apartado 2, letra d);
  • b) la simulaci髇 deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar todo el rango de respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta;
  • c) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumple lo siguiente:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad se valida en relaci髇 con la prueba de conformidad de la respuesta en MRPF descrita en el art韈ulo 45, apartado 3, y
    • ii) se demuestra la conformidad con el requisito del art韈ulo 15, apartado 2, letra d).

4. En cuanto a la simulaci髇 del funcionamiento en isla, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar el rendimiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad durante el funcionamiento en isla mencionado en las condiciones establecidas en el art韈ulo 15, apartado 5, letra b);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si el m骴ulo de generaci髇 de electricidad reduce o aumenta la salida de potencia activa desde su punto de funcionamiento anterior hasta cualquier nuevo punto de funcionamiento dentro del diagrama de capacidad P-Q sin exceder los l韒ites del art韈ulo 15, apartado 5, letra b), ni desconectarse del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de la isla debido a sobrefrecuencias o subfrecuencias.

5. En cuanto a la simulaci髇 de capacidad de potencia reactiva, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para proporcionar capacidad de potencia reactiva en adelanto y en atraso de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 18, apartado 2, letras b) y c);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumplen las condiciones siguientes:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad se valida en relaci髇 con las pruebas de conformidad de capacidad de potencia reactiva descritas en el art韈ulo 45, apartado 7, y
    • ii) se demuestra la conformidad con los requisitos del art韈ulo 18, apartado 2, letras b) y c).

Art韈ulo 53 Simulaciones de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D

1. Adem醩 de las simulaciones de conformidad de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipos B y C establecidas en los art韈ulos 51 y 52, excepto la simulaci髇 de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B mencionada en el art韈ulo 51, apartado 3, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D est醤 sujetos a las simulaciones de conformidad establecidas en los apartados 2 y 3. En lugar de todas o parte de estas simulaciones, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado, que se deber醤 presentar al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a la simulaci髇 de control de amortiguamiento de oscilaciones de potencia, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar que, en cuanto a su sistema de control (玣unci髇 de PSS), el funcionamiento del m骴ulo de generaci髇 de electricidad es capaz de amortiguar las oscilaciones de potencia activa de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 19, apartado 2;
  • b) el ajuste debe mejorar el amortiguamiento de la respuesta a la potencia activa correspondiente del AVR en combinaci髇 con la funci髇 de PSS, comparado con la respuesta a la potencia activa de solo el AVR;
  • c) La simulaci髇 se considerar correcta si se cumplen de manera acumulativa las condiciones siguientes:
    • i) la funci髇 de PSS amortigua las oscilaciones de potencia activa existentes del m骴ulo de generaci髇 de electricidad dentro del rango de frecuencia especificado por el GRT pertinente. Dicho rango de frecuencia incluir las frecuencias del modo local del m骴ulo de generaci髇 de electricidad y de las oscilaciones de red previstas, y
    • ii) una reducci髇 de carga repentina del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de entre 1 y 0,6 pu de la capacidad m醲ima no genera oscilaciones no amortiguadas en la potencia activa o reactiva del m骴ulo de generaci髇 de electricidad.

3. En cuanto a la simulaci髇 de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad s韓cronos de tipo D, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para soportar huecos de tensi髇 de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 16, apartado 3, letra a);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 16, apartado 3, letra a).

CAP蚑ULO 6
Simulaciones de conformidad de m骴ulos de parque el閏trico

Art韈ulo 54 Simulaciones de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B

1. Los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B est醤 sujetos a las simulaciones de conformidad establecidas en los apartados 2 a 5. En lugar de todas o parte de estas simulaciones, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado, que se deber醤 presentar al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a la simulaci髇 de la respuesta en MRPFL-O, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar mediante simulaci髇 la capacidad del m骴ulo de generaci髇 de electricidad para modular la potencia activa a una frecuencia alta de conformidad con el art韈ulo 13, apartado 2;
  • b) la simulaci髇 se llevar a cabo mediante escalones y rampas de frecuencia alta que alcancen el nivel m韓imo de regulaci髇 y teniendo en cuenta los ajustes de estatismo y la banda muerta;
  • c) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumple lo siguiente:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de parque el閏trico se valida en relaci髇 con la prueba de conformidad de la respuesta en MRPFL-O establecida en el art韈ulo 47, apartado 3, y
    • ii) se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 13, apartado 2.

3. En cuanto a la simulaci髇 de inyecci髇 de corriente de falta r醦ida, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para proporcionar una inyecci髇 de corriente de falta r醦ida de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 20, apartado 2, letra b);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se demuestra la conformidad con el requisito establecido en el art韈ulo 20, apartado 2, letra b).

4. En cuanto a la simulaci髇 de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar mediante simulaci髇 la capacidad para soportar huecos de tensi髇 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 14, apartado 3, letra a).

5. Se aplicar醤 los requisitos siguientes en cuanto a la simulaci髇 de la recuperaci髇 de potencia activa posterior a una falta:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para proporcionar la recuperaci髇 de potencia activa posterior a una falta de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 20, apartado 3;
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se demuestra el cumplimiento del requisito establecido en el art韈ulo 20, apartado 3.

Art韈ulo 55 Simulaciones de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C

1. Adem醩 de las simulaciones de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B establecidas en el art韈ulo 54, los m骴ulos de parque el閏trico de tipo C est醤 sujetos a las simulaciones de conformidad establecidas en los apartados 2 a 7. En lugar de todas o parte de estas simulaciones, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar certificados de equipo expedidos por un certificador autorizado, que se deber醤 presentar al gestor de red pertinente.

2. En cuanto a la simulaci髇 de la respuesta en MRPFL-U, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para modular la potencia activa a frecuencias bajas de conformidad con el art韈ulo 15, apartado 2, letra c);
  • b) la simulaci髇 se llevar a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia baja que alcancen la capacidad m醲ima y teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta;
  • c) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumple lo siguiente:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de parque el閏trico se valida en relaci髇 con la prueba de conformidad de la respuesta en MRPFL-U establecida en el art韈ulo 48, apartado 3, y
    • ii) se demuestra la conformidad con el requisito establecido en el art韈ulo 15, apartado 2, letra c).

3. En cuanto a la simulaci髇 de la respuesta en MRPF, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del m骴ulo de parque el閏trico para modular la potencia activa en todo el rango de frecuencia como se menciona en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d);
  • b) la simulaci髇 deber llevarse a cabo mediante la simulaci髇 de escalones y rampas de frecuencia lo suficientemente grandes para activar todo el rango de respuesta de la potencia activa con la variaci髇 de frecuencia, teniendo en cuenta los ajustes del estatismo y la banda muerta;
  • c) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumple lo siguiente:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de parque el閏trico se valida en relaci髇 con la prueba de conformidad de la respuesta en MRPF establecida en el art韈ulo 48, apartado 4, y
    • ii) se demuestra la conformidad con el requisito establecido en el art韈ulo 15, apartado 2, letra d).

4. En cuanto a la simulaci髇 del funcionamiento en isla, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar el funcionamiento del m骴ulo de parque el閏trico durante el funcionamiento en isla de conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 15, apartado 5, letra b);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si el m骴ulo de parque el閏trico reduce o aumenta la salida de potencia activa desde su punto de funcionamiento anterior hasta cualquier nuevo punto de funcionamiento dentro del diagrama de capacidad P-Q sin exceder los l韒ites establecidos en el art韈ulo 15, apartado 5, letra b), ni desconectarse del m骴ulo de parque el閏trico de la isla en caso de sobrefrecuencia o subfrecuencia.

5. En cuanto a la simulaci髇 de la capacidad de para emular inercia, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) se deber demostrar la capacidad del modelo del m骴ulo de parque el閏trico para emular inercia a un incidente de frecuencia baja como se establece en el art韈ulo 21, apartado 2, letra a);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si el modelo demuestra que cumple las condiciones establecidas en el art韈ulo 21, apartado 2.

6. En cuanto a la simulaci髇 de capacidad de potencia reactiva, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) el m骴ulo de parque el閏trico deber demostrar que puede proporcionar la capacidad de potencia reactiva en adelanto y en atraso como se establece en el art韈ulo 21, apartado 3, letras b) y c);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta si se cumplen de manera acumulativa las condiciones siguientes:
    • i) el modelo de simulaci髇 del m骴ulo de parque el閏trico se valida en relaci髇 con las pruebas de conformidad de capacidad de potencia reactiva establecidas en el art韈ulo 48, apartado 6, y
    • ii) se demuestra la conformidad con los requisitos establecidos en el art韈ulo 21, apartado 3, letras b) y c).

7. En cuanto a la simulaci髇 de control de amortiguamiento de oscilaciones de potencia, se aplicar醤 los requisitos siguientes:

  • a) el modelo del m骴ulo de parque el閏trico deber demostrar que puede proporcionar la capacidad de amortiguamiento de oscilaciones de potencia activa de conformidad con el art韈ulo 21, apartado 3, letra f);
  • b) la simulaci髇 se considerar correcta en caso de que el modelo demuestre la conformidad con las condiciones descritas en el art韈ulo 21, apartado 3, letra f).

Art韈ulo 56 Simulaciones de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D

1. Adem醩 de las simulaciones de conformidad de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B y C establecidas en los art韈ulos 54 y 55, excepto la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de parque el閏trico de tipo B mencionada en el art韈ulo 54, apartado 4, los m骴ulos de parque el閏trico de tipo D estar醤 sujetos a la simulaci髇 de conformidad de la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de los m骴ulos de parque el閏trico.

2. En lugar de todas o parte de estas simulaciones mencionadas en el apartado 1, el propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad podr utilizar certificados de equipo emitidos por un certificador autorizado, que se deber醤 proporcionar al gestor de red pertinente.

3. El modelo del m骴ulo de parque el閏trico deber demostrar que es adecuado para simular la capacidad para soportar huecos de tensi髇 de conformidad con el art韈ulo 16, apartado 3, letra a).

4. La simulaci髇 se considerar correcta si el modelo demuestra la conformidad con las condiciones establecidas en el art韈ulo 16, apartado 3, letra a).

CAP蚑ULO 7
Simulaciones de conformidad de m骴ulos de parque el閏trico en alta mar

Art韈ulo 57 Simulaciones de conformidad aplicables a los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar

Las simulaciones de conformidad especificadas en el art韈ulo 54, apartados 3 y 5, as como en el art韈ulo 55, apartados 4, 5 y 7, se aplicar醤 a todos los m骴ulos de parque el閏trico en alta mar.

CAP蚑ULO 8
Orientaci髇 y supervisi髇 no vinculantes de la implementaci髇

Art韈ulo 58 Orientaci髇 no vinculante sobre la implementaci髇

1. En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, la REGRT de Electricidad elaborar y, posteriormente cada dos a駉s, proporcionar una orientaci髇 escrita no vinculante a sus miembros y otros gestores de redes relativa a los elementos del presente Reglamento que requieran decisiones nacionales. La REGRT de Electricidad publicar esta orientaci髇 en su sitio web.

2. La REGRT de Electricidad consultar a las partes interesadas cuando proporcione la orientaci髇 no vinculante.

3. La orientaci髇 no vinculante explicar las cuestiones t閏nicas, condiciones e interdependencias que se deben tener en cuenta para cumplir los requisitos del presente Reglamento en el 醡bito nacional.

Art韈ulo 59 Supervisi髇

1. La REGRT de Electricidad supervisar la aplicaci髇 del presente Reglamento de acuerdo con el art韈ulo 8, apartado 8, del Reglamento (CE) n. 714/2009. La supervisi髇 abarcar los siguientes aspectos concretos:

  • a) identificaci髇 de divergencias en la aplicaci髇 nacional del presente Reglamento;
  • b) evaluaci髇 de la continuidad de la validez de la elecci髇 de valores y rangos de los requisitos aplicables a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad recogidos en el presente Reglamento.

2. La Agencia, en colaboraci髇 con la REGRT de Electricidad, elaborar en el plazo de 12 meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento una lista de la informaci髇 relevante que deber ser comunicada a la Agencia por la REGRT de Electricidad en virtud del art韈ulo 8, apartado 9, y el art韈ulo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) n. 714/2009. La lista de informaci髇 relevante podr ser objeto de actualizaciones. La REGRT de Electricidad mantendr un archivo digital exhaustivo en un formato normalizado con la informaci髇 solicitada por la Agencia.

3. Los GRT pertinentes deber醤 enviar a la REGRT de Electricidad la informaci髇 necesaria para que esta pueda realizar las tareas mencionadas en los apartados 1 y 2.

Sobre la base de una solicitud de la autoridad reguladora, los GRD facilitar醤 a los GRT la informaci髇 contemplada en el apartado 2, a menos que dicha informaci髇 ya haya sido obtenida por las autoridades reguladoras, la Agencia o la REGRT-E en el desempe駉 de sus respectivas funciones de supervisi髇 de la implementaci髇, con el objetivo de evitar la duplicaci髇 de informaci髇.

4. Cuando la REGRT de Electricidad o la Agencia comprueben que, sobre la base de la evoluci髇 del mercado o de la experiencia adquirida en la aplicaci髇 del presente Reglamento, es aconsejable una mayor armonizaci髇 para fomentar la integraci髇 del mercado, presentar醤 proyectos de modificaci髇 del presente Reglamento de conformidad con el art韈ulo 7, apartado 1, del Reglamento (CE) n. 714/2009.

T蚑ULO V
EXCEPCIONES

Art韈ulo 60 Potestad para conceder excepciones

1. Las autoridades reguladoras podr醤, a petici髇 de un propietario o posible futuro propietario de instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, un gestor de red o un GRT pertinentes, conceder a los propietarios o posibles futuros propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad, los gestores de redes o los GRT pertinentes una o m醩 excepciones respecto de las disposiciones del presente Reglamento para m骴ulos de generaci髇 de electricidad nuevos o existentes de conformidad con los art韈ulos 61 a 63.

2. Cuando proceda en un Estado miembro, podr醤 concederse y revocarse exenciones de conformidad con los art韈ulos 61 a 63 por otros organismos distintos de la autoridad reguladora.

Art韈ulo 61 Disposiciones generales

1. Cada autoridad reguladora especificar, previa consulta a los gestores de red, a los propietarios de la instalaci髇 de generaci髇 de energ韆 pertinentes y a otros interesados que considere afectados por el presente Reglamento, los criterios para la concesi髇 de excepciones con arreglo a los art韈ulos 62 y 63. Deber publicar dichos criterios en su sitio web y notificarlos a la Comisi髇 en el plazo de nueve meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento. La Comisi髇 podr solicitar a la autoridad reguladora que modifique los criterios si considera que no est醤 en sinton韆 con el presente Reglamento. Esta posibilidad de revisar y modificar los criterios para la concesi髇 de excepciones no afectar a las excepciones que ya se hayan concedido, que seguir醤 aplic醤dose hasta la fecha de expiraci髇 prevista detallada en la decisi髇 de concesi髇 de la excepci髇.

2. Si la autoridad reguladora considera que ello es necesario debido a un cambio en las circunstancias relativas a la evoluci髇 de los requisitos del sistema, podr revisar y modificar como m醲imo una vez al a駉 los criterios para conceder excepciones de conformidad con lo establecido en el apartado 1. Las modificaciones de los criterios no ser醤 aplicables a las excepciones para las que ya se haya presentado una solicitud.

3. La autoridad reguladora podr decidir que los m骴ulos de generaci髇 de electricidad para los que se haya presentado una solicitud de excepci髇 de conformidad con el art韈ulo 62 o 63 no necesiten cumplir los requisitos del presente Reglamento respecto de los cuales se haya solicitado una excepci髇 desde el d韆 de la presentaci髇 de la solicitud hasta que la autoridad reguladora tome una decisi髇.

Art韈ulo 62 Solicitud de una excepci髇 por parte de un propietario de instalaci髇 de generaci髇 de electricidad

1. Los propietarios o posibles futuros propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad podr醤 solicitar excepciones respecto de uno o varios de los requisitos del presente Reglamento para los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de sus instalaciones.

2. La solicitud de excepci髇 se presentar al gestor de red pertinente y deber incluir lo siguiente:

  • a) la identificaci髇 del propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, y una persona de contacto para las comunicaciones;
  • b) una descripci髇 del m骴ulo o los m骴ulos de generaci髇 de electricidad para los que se solicita la excepci髇;
  • c) una referencia a las disposiciones del presente Reglamento respecto de las que se solicita una excepci髇 y una descripci髇 detallada de la excepci髇 solicitada;
  • d) una motivaci髇 detallada, con los documentos justificantes pertinentes, y un an醠isis de costes y beneficios, de conformidad con los requisitos del art韈ulo 39;
  • e) la demostraci髇 de que la excepci髇 solicitada no tendr ning鷑 efecto adverso en el comercio transfronterizo.

3. En un plazo de dos semanas desde la recepci髇 de una solicitud de excepci髇, el gestor de red pertinente deber confirmar al propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad si la solicitud est completa. Si el gestor de red pertinente considera que la solicitud est incompleta, el propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber enviar la informaci髇 adicional solicitada en el plazo de un mes desde la recepci髇 de la solicitud de informaci髇 adicional. Si el propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad no proporciona la informaci髇 solicitada dentro del plazo, la solicitud de excepci髇 se considerar retirada.

4. En colaboraci髇 con el GRT pertinente y cualquier GRD adyacente afectado, el gestor de red pertinente deber evaluar la solicitud de excepci髇 y el an醠isis de costes y beneficios proporcionados, teniendo en cuenta los criterios determinados por la autoridad reguladora de conformidad con el art韈ulo 61.

5. Si una solicitud de excepci髇 afecta a un m骴ulo de generaci髇 de electricidad de tipo C o D conectado a una red de distribuci髇, incluida una red de distribuci髇 cerrada, la evaluaci髇 del gestor de red pertinente deber ir acompa馻da de una evaluaci髇 de la solicitud de excepci髇 del GRT pertinente. El GRT pertinente presentar su evaluaci髇 en los dos meses siguientes a la solicitud de la misma por parte del gestor de red pertinente.

6. En el plazo de seis meses desde la recepci髇 de una solicitud de excepci髇, el gestor de red pertinente deber remitir la solicitud a la autoridad reguladora y enviar la evaluaci髇 elaborada de conformidad con los apartados 4 y 5. Este plazo podr prorrogarse un mes si el gestor de red pertinente solicita m醩 informaci髇 del propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, y dos meses si el gestor de red pertinente solicita al GRT pertinente que env韊 una evaluaci髇 de la solicitud de excepci髇.

7. La autoridad reguladora deber tomar una decisi髇 sobre cualquier solicitud de excepci髇 en el plazo de seis meses a partir del d韆 siguiente al de su recepci髇. Dicho plazo se podr ampliar en tres meses antes de su caducidad si la autoridad reguladora solicita m醩 informaci髇 al propietario o futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad, o a otras partes interesadas. El plazo adicional comenzar cuando se reciba la informaci髇 completa.

8. El propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad deber enviar la informaci髇 adicional solicitada por la autoridad reguladora en el plazo de dos meses desde dicha solicitud. Si el propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad no proporcionan la informaci髇 solicitada dentro del plazo, la solicitud de excepci髇 se considerar retirada salvo que, antes de su vencimiento:

  • a) la autoridad de reglamentaci髇 decida conceder una pr髍roga, o
  • b) el propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad informen a la autoridad reguladora, por medio de un escrito motivado, de que la solicitud de excepci髇 est completa.

9. La autoridad reguladora deber tomar una decisi髇 motivada sobre una solicitud de excepci髇. Si la autoridad reguladora concede una excepci髇, deber especificar su duraci髇.

10. La autoridad reguladora deber notificar su decisi髇 al propietario o posible futuro propietario de la instalaci髇 de generaci髇 de electricidad pertinente, al gestor de red y al GRT pertinentes.

11. La autoridad reguladora podr revocar una decisi髇 de concesi髇 de una excepci髇 si ya no se aplicaran las circunstancias y los motivos subyacentes, tras una recomendaci髇 motivada de la Comisi髇 o tras una recomendaci髇 motivada de la Agencia, de acuerdo con el art韈ulo 65, apartado 2.

12. En lo que se refiere a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A, la solicitud de excepci髇 con arreglo al presente art韈ulo podr ser presentada por un tercero en nombre del propietario o posible futuro propietario de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad. Tal solicitud podr referirse a un 鷑ico m骴ulo de generaci髇 de electricidad o a m骴ulos de generaci髇 de electricidad m鷏tiples id閚ticos. En este 鷏timo caso, y siempre que se especifique la capacidad m醲ima acumulada, el tercero podr sustituir los datos solicitados en el apartado 2, letra a), por sus datos

Art韈ulo 63 Solicitud de una excepci髇 por parte de un gestor de red o GRT pertinentes

1. Los gestores de redes o GRT pertinentes podr醤 solicitar excepciones para las clases de m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados o que se vayan a conectar a su red.

2. Los gestores de redes o GRT pertinentes presentar醤 sus solicitudes de excepci髇 a la autoridad reguladora. Cada solicitud de una excepci髇 deber incluir lo siguiente:

  • a) la identificaci髇 del gestor de red o del GRT pertinentes y de una persona de contacto para las comunicaciones;
  • b) una descripci髇 de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad para los que se solicita una excepci髇 y la capacidad y el n鷐ero total de m骴ulos de generaci髇 de electricidad instalados;
  • c) el requisito o los requisitos del presente Reglamento respecto de los que se solicite una excepci髇, con una descripci髇 detallada de la excepci髇 solicitada;
  • d) una motivaci髇 detallada, con todos los documentos justificantes pertinentes;
  • e) la demostraci髇 de que la excepci髇 solicitada no tendr ning鷑 efecto adverso en el comercio transfronterizo;
  • f) un an醠isis de costes y beneficios de conformidad con los requisitos del art韈ulo 39. Si corresponde, el an醠isis de costes y beneficios se realizar en coordinaci髇 con el GRT pertinente y cualquier GRD adyacente.

3. Si la solicitud de excepci髇 la presenta un GRD o un gestor de red de distribuci髇 cerrada pertinentes, la autoridad reguladora deber, en el plazo de dos semanas a partir del d韆 siguiente al de la recepci髇 de dicha solicitud, pedir al GRT pertinente que eval鷈 la solicitud de excepci髇 de acuerdo con los criterios determinados por la autoridad reguladora de conformidad con el art韈ulo 61.

4. En el plazo de dos semanas a partir del d韆 siguiente al de la recepci髇 de dicha solicitud de evaluaci髇, el GRT pertinente deber confirmar al GRD o gestor de red de distribuci髇 cerrada pertinentes si la solicitud de excepci髇 est completa. Si el GRT pertinente considera que est incompleta, el GRD o el gestor de red de distribuci髇 cerrada pertinentes deber醤 enviar la informaci髇 adicional requerida en un plazo de un mes a partir de la recepci髇 de la solicitud de informaci髇 adicional.

5. En el plazo de seis meses desde la recepci髇 de una solicitud de excepci髇, el GRT pertinente deber enviar a la autoridad reguladora su evaluaci髇, incluida la documentaci髇 pertinente. El plazo de seis meses se podr ampliar en un mes si el GRT pertinente solicita informaci髇 adicional al GRD o al gestor de red de distribuci髇 cerrada pertinentes.

6. La autoridad reguladora deber tomar una decisi髇 sobre una solicitud de excepci髇 en el plazo de seis meses a partir del d韆 siguiente al de su recepci髇. Si la solicitud de excepci髇 la presenta el GRD o el gestor de red de distribuci髇 cerrada pertinentes, el plazo de seis meses contar a partir del d韆 siguiente al de la recepci髇 de la evaluaci髇 del GRT pertinente, de conformidad con el apartado 5.

7. El plazo de seis meses mencionado en el apartado 6 podr, antes de su caducidad, ampliarse en tres meses adicionales si la autoridad reguladora pide informaci髇 adicional al gestor de red que solicita la excepci髇 o a otras partes interesadas. Ese plazo adicional contar a partir del d韆 siguiente al de la fecha de recepci髇 de la informaci髇 completa.

El gestor de red pertinente proporcionar la informaci髇 adicional solicitada por la autoridad reguladora en el plazo de dos meses a partir de la fecha de la solicitud. Si el gestor de red pertinente no proporciona la informaci髇 adicional solicitada dentro del plazo, la solicitud de excepci髇 se considerar retirada salvo que, antes de que venza el plazo:

  • a) la autoridad de reglamentaci髇 decida conceder una pr髍roga, o
  • b) el gestor de red pertinente informe a la autoridad reguladora, por medio de un escrito motivado, de que la solicitud de excepci髇 est completa.

8. La autoridad reguladora deber tomar una decisi髇 motivada sobre una solicitud de excepci髇. Si la autoridad reguladora concede una excepci髇, deber especificar su duraci髇.

9. La autoridad reguladora deber notificar su decisi髇 al gestor de red pertinente que solicite la excepci髇, al GRT pertinente y a la Agencia.

10. Las autoridades reguladoras podr醤 establecer requisitos adicionales relativos a la preparaci髇 de solicitudes de excepci髇 por parte de los gestores de redes pertinentes. En este sentido, las autoridades reguladoras deber醤 tener en cuenta la delimitaci髇 entre la red de transporte y la red de distribuci髇 en el 醡bito nacional y deber醤 consultar a los gestores de red, los propietarios de instalaciones de generaci髇 de electricidad y las partes interesadas, incluidos los fabricantes.

11. La autoridad reguladora podr revocar una decisi髇 de concesi髇 de una excepci髇 si ya no se aplicaran las circunstancias y los motivos subyacentes, tras una recomendaci髇 motivada de la Comisi髇 o tras una recomendaci髇 motivada de la Agencia, de acuerdo con el art韈ulo 65, apartado 2.

Art韈ulo 64 Registro de excepciones respecto de los requisitos del presente Reglamento

1. Las autoridades reguladoras deber醤 mantener un registro de todas las excepciones que hayan concedido o rechazado, as como presentar a la Agencia un registro actualizado y consolidado al menos una vez cada seis meses, del que se deber entregar copia a la REGRT de Electricidad.

2. El registro deber contener, en particular:

  • a) el requisito o requisitos respecto de los que se concede o deniega una excepci髇;
  • b) el contenido de la excepci髇;
  • c) los motivos para conceder o denegar la excepci髇;
  • d) las consecuencias derivadas de la concesi髇 de la excepci髇.

Art韈ulo 65 Supervisi髇 de las excepciones

1. La Agencia deber realizar un seguimiento del procedimiento de concesi髇 de excepciones con la colaboraci髇 de las autoridades reguladoras o las autoridades pertinentes del Estado miembro. Dichas autoridades o autoridades pertinentes del Estado miembro deber醤 proporcionar a la Agencia toda la informaci髇 necesaria para dicho fin.

2. La Agencia podr presentar una recomendaci髇 motivada a una autoridad reguladora para revocar una excepci髇 debido a la falta de justificaci髇. La Comisi髇 podr presentar una recomendaci髇 razonada a una autoridad reguladora o una autoridad pertinente del Estado miembro para revocar una excepci髇 debido a la falta de justificaci髇.

3. La Comisi髇 podr solicitar a la Agencia que informe sobre la aplicaci髇 de los apartados 1 y 2, y que indique los motivos para solicitar o no la revocaci髇 de las excepciones.

T蚑ULO VI
DISPOSICIONES TRANSITORIAS PARA TECNOLOG虯S EMERGENTES

Art韈ulo 66 Tecnolog韆s emergentes

1. A excepci髇 del art韈ulo 30, los requisitos del presente Reglamento no se aplicar醤 a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes, de conformidad con los procedimientos establecidos en el presente t韙ulo.

2. Un m骴ulo de generaci髇 de electricidad podr clasificarse como tecnolog韆 emergente de acuerdo con el art韈ulo 69, siempre que:

  • a) sea de tipo A;
  • b) sea una tecnolog韆 de m骴ulo de generaci髇 de electricidad disponible comercialmente, y
  • c) las ventas acumuladas de la tecnolog韆 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad dentro de una zona s韓crona en el momento de la solicitud de clasificaci髇 como tecnolog韆 emergente no superen el 25 % del nivel m醲imo de la capacidad m醲ima acumulada establecido de acuerdo con el art韈ulo 67, apartado 1.

Art韈ulo 67 Establecimiento de umbrales para la clasificaci髇 como tecnolog韆s emergentes

1. El nivel m醲imo de la capacidad m醲ima acumulada de m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes en una zona s韓crona ser del 0,1 % de la demanda m醲ima anual en 2014 en dicha zona s韓crona.

2. Los Estados miembros se asegurar醤 de que su nivel m醲imo de capacidad m醲ima acumulada de m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes sea calculado multiplicando el nivel m醲imo de la capacidad m醲ima acumulada de m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes de una zona s韓crona por la relaci髇 entre la energ韆 el閏trica anual generada en 2014 en el Estado miembro y la energ韆 el閏trica anual total generada en 2014 en la zona s韓crona correspondiente a la que pertenece el Estado miembro.

En el caso de Estados miembros que pertenezcan a secciones de diferentes zonas s韓cronas, el c醠culo se realizar en proporci髇 para cada una de dichas secciones y en combinaci髇 para proporcionar la asignaci髇 total a dicho Estado miembro.

3. La fuente de los datos para la aplicaci髇 del presente art韈ulo ser la ficha de datos estad韘ticos de la REGRT de Electricidad publicada en 2015.

Art韈ulo 68 Solicitud de clasificaci髇 como tecnolog韆 emergente

1. En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor del presente Reglamento, los fabricantes de m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A podr醤 enviar a la autoridad reguladora pertinente una solicitud de clasificaci髇 de su tecnolog韆 de m骴ulo de generaci髇 de electricidad como tecnolog韆 emergente.

2. Para realizar una solicitud de acuerdo con el apartado 1, el fabricante deber informar a la autoridad reguladora pertinente sobre las ventas acumuladas de la tecnolog韆 del m骴ulo de generaci髇 de electricidad correspondiente dentro de cada zona s韓crona en el momento de la solicitud de clasificaci髇 como tecnolog韆 emergente.

3. El fabricante deber presentar una prueba de que la solicitud enviada de conformidad con el apartado 1 cumple los criterios de admisi髇 establecidos en los art韈ulos 66 y 67.

4. Cuando proceda en un Estado miembro, la evaluaci髇 de solicitudes y la aprobaci髇 y revocaci髇 de clasificaci髇 como tecnolog韆 emergente podr醤 ser llevadas a cabo por autoridades distintas de la autoridad reguladora.

Art韈ulo 69 Evaluaci髇 y aprobaci髇 de solicitudes de clasificaci髇 como tecnolog韆 emergente

1. En el plazo de 12 meses desde de la entrada en vigor del presente Reglamento, la autoridad reguladora pertinente deber decidir, en coordinaci髇 con el resto de autoridades reguladoras de una zona s韓crona, los m骴ulos de generaci髇 de electricidad, si los hubiera, que se deben clasificar como tecnolog韆 emergente. Cualquier autoridad reguladora de la zona s韓crona correspondiente podr solicitar un dictamen previo de la Agencia, que se emitir en el plazo de tres meses desde la recepci髇 de la solicitud. La decisi髇 de la autoridad reguladora pertinente deber tener en cuenta el dictamen de la Agencia.

2. Cada autoridad reguladora de una zona s韓crona deber publicar una lista de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad aprobados como tecnolog韆s emergentes.

Art韈ulo 70 Retirada de la clasificaci髇 como tecnolog韆 emergente

1. A partir de la fecha de la decisi髇 de la autoridad reguladora de conformidad con el art韈ulo 69, apartado 1, el fabricante de un m骴ulo de generaci髇 de electricidad clasificado como tecnolog韆 emergente deber enviar cada dos meses a la autoridad reguladora una actualizaci髇 de las ventas del m骴ulo por Estado miembro de los dos meses anteriores. La autoridad reguladora deber poner a disposici髇 p鷅lica la capacidad m醲ima acumulada de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes.

2. En caso de que la capacidad m醲ima acumulada de todos los m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes conectados a las redes supere el umbral establecido en el art韈ulo 67, la autoridad reguladora pertinente deber retirar la clasificaci髇 de tecnolog韆 emergente. La decisi髇 de retirada ser publicada.

3. Sin perjuicio de las disposiciones de los apartados 1 y 2, todas las autoridades reguladoras de una zona s韓crona podr醤 decidir de forma coordinada la retirada de una clasificaci髇 de tecnolog韆 emergente. Las autoridades reguladoras de la zona s韓crona en cuesti髇 podr醤 solicitar un dictamen previo de la Agencia, que se emitir en un plazo de tres meses a partir de la recepci髇 de la solicitud. Cuando proceda, la decisi髇 coordinada de las autoridades reguladoras deber tener en cuenta el dictamen de la Agencia. Cada autoridad reguladora de una zona s韓crona deber publicar la decisi髇 de retirada.

Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad clasificados como tecnolog韆s emergentes y conectados a la red antes de la fecha de retirada de dicha clasificaci髇 de tecnolog韆 emergente se considerar醤 m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes y, por lo tanto, estar醤 sujetos solo a los requisitos del presente Reglamento de acuerdo con las disposiciones del art韈ulo 4, apartado 2, y de los art韈ulos 38 y 39.

T蚑ULO VII
DISPOSICIONES FINALES

Art韈ulo 71 Modificaci髇 de contratos y t閞minos y condiciones generales

1. Las autoridades reguladoras garantizar醤 que todas las cl醬sulas pertinentes de los contratos y los t閞minos y las condiciones generales relacionadas con la conexi髇 a la red de nuevos m骴ulos de generaci髇 de electricidad se ajustan a los requisitos del presente Reglamento.

2. Todas las cl醬sulas pertinentes de los contratos y las cl醬sulas correspondientes de los t閞minos y las condiciones generales relacionadas con la conexi髇 a la red de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes sujetos a todos o a algunos de los requisitos del presente Reglamento, seg鷑 lo dispuesto en el art韈ulo 4, apartado 1, se deber醤 adaptar a los requisitos del presente Reglamento. Las cl醬sulas pertinentes se modificar醤 en el plazo de tres a駉s desde la decisi髇 de la autoridad reguladora o el Estado miembro a que hace referencia el art韈ulo 4, apartado 1.

3. Las autoridades reguladoras deber醤 asegurarse de que los acuerdos nacionales entre gestores de redes y propietarios de las instalaciones de generaci髇 de electricidad, nuevas o existentes, sujetos al presente Reglamento y relacionados con los requisitos de conexi髇 a la red de las instalaciones de generaci髇 de electricidad, en particular en c骴igos de red nacionales, reflejen los requisitos dispuestos en el presente Reglamento.

Art韈ulo 72 Entrada en vigor

El presente Reglamento entrar en vigor el vig閟imo d韆 siguiente al de su publicaci髇 en el Diario Oficial de la Uni髇 Europea.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el art韈ulo 4, apartado 2, letra b), en los art韈ulos 7, 58, 59 y 61 y en el t韙ulo VI, los requisitos del presente Reglamento ser醤 aplicables una vez transcurridos tres a駉s desde su publicaci髇.

El presente Reglamento ser obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

Hecho en Bruselas, el 14 de abril de 2016.
Por la Comisi髇
El Presidente
Jean-Claude JUNCKER

(1)

DO L 211 de 14.8.2009, p. 15.

Ver Texto
(2)

Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

Ver Texto
(3)

Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2012, relativa a la eficiencia energ閠ica, por la que se modifican las Directivas 2009/125/CE y 2010/30/UE, y por la que se derogan las Directivas 2004/8/CE y 2006/32/CE (DO L 315 de 14.11.2012, p. 1).

Ver Texto
(4)

Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisi髇, de 24 de julio de 2015, por el que se establece una directriz sobre la asignaci髇 de capacidad y la gesti髇 de las congestiones (DO L 197 de 25.7.2015, p. 24).

Ver Texto
(5)

Reglamento (UE) n. 543/2013 de la Comisi髇, de 14 de junio de 2013, sobre la presentaci髇 y publicaci髇 de datos de los mercados de la electricidad y por el que se modifica el anexo I del Reglamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (DO L 163 de 15.6.2013, p. 1).

Ver Texto
(6)

Reglamento (CE) n. 765/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 9 de julio de 2008, por el que se establecen los requisitos de acreditaci髇 y vigilancia del mercado relativos a la comercializaci髇 de los productos y por el que se deroga el Reglamento (CEE) n. 339/93 (DO L 218 de 13.8.2008, p. 30).

Ver Texto
(7)

La base de tensi髇 para los valores pu es inferior a 300 kV.

Ver Texto
(8)

La base de tensi髇 para los valores pu se sit鷄 entre 300 y 400 kV.

Ver Texto
(9)

En el punto de conexi髇 en alta mar para la configuraci髇 1.

Ver Texto
(10)

En el punto de conexi髇 en alta mar para la configuraci髇 2.

Ver Texto