• Expandir / Contraer 韓dice sistem醫ico
• INTRODUCCION
• CAP蚑ULO I.� DISPOSICIONES GENERALES
  • Art韈ulo 1 燨bjeto
  • Art韈ulo 2 犃mbito de aplicaci髇
  • Art韈ulo 3 燚efiniciones
  • Art韈ulo 4 燗spectos reglamentarios
  • Art韈ulo 5 燙onsulta y coordinaci髇
  • Art韈ulo 6 燙oordinaci髇 regional
  • Art韈ulo 7 燙onsulta p鷅lica
  • Art韈ulo 8 燫ecuperaci髇 de costes
  • Art韈ulo 9 燨bligaciones de confidencialidad
  • Art韈ulo 10 燗cuerdo con los GRT no vinculados por el presente Reglamento
• CAP蚑ULO II.� PLAN DE EMERGENCIA DEL SISTEMA
  • SECCI覰 1.� Disposiciones generales
    • Art韈ulo 11 燛laboraci髇 del plan de emergencia del sistema
    • Art韈ulo 12 營mplementaci髇 del plan de defensa del sistema
    • Art韈ulo 13 燗ctivaci髇 del plan de emergencia del sistema
    • Art韈ulo 14 燗sistencia y coordinaci髇 entre GRT en estado de emergencia
  • SECCI覰 2.� Medidas del plan de emergencia del sistema
    • Art韈ulo 15 燛squema autom醫ico de control de subfrecuencia
    • Art韈ulo 16 燛squema autom醫ico de control de sobrefrecuencia
    • Art韈ulo 17 燛squema autom醫ico contra colapsos de tensiones
    • Art韈ulo 18 燩rocedimiento de gesti髇 de desv韔s de frecuencia
    • Art韈ulo 19 燩rocedimiento de gesti髇 de desv韔s de tensi髇
    • Art韈ulo 20 燩rocedimiento de gesti髇 de los flujos de potencia
    • Art韈ulo 21 燩rocedimiento de apoyo de potencia activa
    • Art韈ulo 22 燩rocedimiento de desconexi髇 manual de la demanda
• CAP蚑ULO III.� PLAN DE REPOSICI覰
  • SECCI覰 1.� Disposiciones generales
    • Art韈ulo 23 燛laboraci髇 del plan de reposici髇
    • Art韈ulo 24 營mplementaci髇 del plan de reposici髇
    • Art韈ulo 25 燗ctivaci髇 del plan de reposici髇
  • SECCI覰 2.� Reenergizaci髇
    • Art韈ulo 26 燩rocedimiento de reenergizaci髇
    • Art韈ulo 27 燗ctivaci髇 del procedimiento de reenergizaci髇
  • SECCI覰 3.� Gesti髇 de la frecuencia
    • Art韈ulo 28 燩rocedimiento de gesti髇 de la frecuencia
    • Art韈ulo 29 燦ombramiento de un coordinador de frecuencia
    • Art韈ulo 30 燝esti髇 de la frecuencia tras un desv韔 de frecuencia
    • Art韈ulo 31 燝esti髇 de la frecuencia tras la divisi髇 de una zona s韓crona
  • SECCI覰 4.� Resincronizaci髇
    • Art韈ulo 32 燩rocedimiento de resincronizaci髇
    • Art韈ulo 33 燦ombramiento de un coordinador de resincronizaci髇
    • Art韈ulo 34 燛strategia de resincronizaci髇
• CAP蚑ULO IV.� INTERACCIONES DEL MERCADO
  • Art韈ulo 35 燩rocedimiento de suspensi髇 de las actividades de mercado
  • Art韈ulo 36 燫eglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado
  • Art韈ulo 37 燩rocedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado
  • Art韈ulo 38 燩rocedimiento de comunicaci髇
  • Art韈ulo 39 燫eglas de compensaci髇 en caso de suspensi髇 de las actividades de mercado
• CAP蚑ULO V.� INTERCAMBIO DE INFORMACI覰 Y COMUNICACI覰, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS
  • Art韈ulo 40 營ntercambio de informaci髇
  • Art韈ulo 41 燬istemas de comunicaci髇
  • Art韈ulo 42 燞erramientas y equipos
• CAP蚑ULO VI.� CONFORMIDAD Y EVALUACI覰
  • SECCI覰 1.� Evaluaci髇 de la conformidad de las capacidades de los GRT, GRD y USR
    • Art韈ulo 43 燩rincipios generales
    • Art韈ulo 44 燛valuaci髇 de la conformidad de las capacidades de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad
    • Art韈ulo 45 燛valuaci髇 de la conformidad de las instalaciones de demanda que proporcionen gesti髇 de la demanda
    • Art韈ulo 46 燛valuaci髇 de la conformidad de las capacidades HVDC
    • Art韈ulo 47 燛valuaci髇 de la conformidad de los rel閟 de deslastre de cargas por subfrecuencia
    • Art韈ulo 48 燩ruebas de los sistemas de comunicaci髇
    • Art韈ulo 49 燩ruebas de las herramientas y equipos
  • SECCI覰 2.� Pruebas de conformidad y revisi髇 de los planes de emergencia y de reposici髇 del sistema
    • Art韈ulo 50 燛valuaci髇 de la conformidad y revisi髇 peri骴ica del plan de emergencia del sistema
    • Art韈ulo 51 燛valuaci髇 de la conformidad y revisi髇 peri骴ica del plan de reposici髇 del sistema
• CAP蚑ULO VII.� APLICACI覰
  • Art韈ulo 52 燬upervisi髇
  • Art韈ulo 53 燩articipaci髇 de las partes interesadas
• CAP蚑ULO VIII.� DISPOSICIONES FINALES
  • Art韈ulo 54 燤odificaciones de contratos y condiciones generales
  • Art韈ulo 55 燛ntrada en vigor
• ANEXO

Art韈ulo 1 Objeto

A los efectos de salvaguardar la seguridad de la operaci髇, impedir la propagaci髇 o el deterioro de un incidente a fin de evitar una perturbaci髇 generalizada y el estado de apag髇, as� como a fin de permitir la reposici髇 r醦ida y eficaz del sistema el閏trico despu閟 de un estado de emergencia o apag髇, el presente Reglamento establece un c骴igo de red que determina los requisitos relativos a los siguientes extremos:

• a) la gesti髇 por parte de los GRT de los estados de emergencia, apag髇 y reposici髇;
• b) la coordinaci髇 de la operaci髇 del sistema en toda la Uni髇 en los estados de emergencia, apag髇 y reposici髇;
• c) las simulaciones y pruebas para garantizar una reposici髇 fiable, eficaz y r醦ida de las redes interconectadas de transporte al estado normal despu閟 de un estado de emergencia o apag髇;
• d) las herramientas y equipos necesarios para garantizar una reposici髇 fiable, eficaz y r醦ida de las redes interconectadas de transporte al estado normal despu閟 de un estado de emergencia o apag髇.

Art韈ulo 2 羗bito de aplicaci髇

1. El presente Reglamento se aplicar� a los GRT, GRD, USR, proveedores de servicios en emergencia, proveedores de servicios de reposici髇, sujetos de liquidaci髇, proveedores de servicios de balance, operadores designados del mercado de la electricidad y otras entidades designadas para ejecutar las funciones del mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 (3) y el Reglamento (UE) 2016/1719 (4) de la Comisi髇.

2. El presente Reglamento se aplicar� en particular a los USR siguientes:

• a) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes y nuevos clasificados como de tipo C y D de acuerdo con los criterios establecidos en el art韈ulo 5 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisi髇 (5) ;
• b) los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes y nuevos clasificados como de tipo B de acuerdo con los criterios establecidos en el art韈ulo 5 del Reglamento (UE) 2016/631, cuando est閚 identificados como USR de conformidad con el art韈ulo 11, apartado 4, y el art韈ulo 23, apartado 4;
• c) las instalaciones de demanda existentes y nuevas conectadas a la red de transporte;
• d) redes de distribuci髇 cerradas conectadas a la red de transporte, nuevas y existentes;
• e) los proveedores de redespacho de m骴ulos de generaci髇 de electricidad o instalaciones de demanda mediante agregaci髇 y proveedores de potencia activa de reserva de conformidad con el t韙ulo 8 del Reglamento (UE) 2017/1485, y
• f) los sistemas de corriente continua en alta tensi髇 (獺VDC�) existentes y nuevos y los m骴ulos de parque el閏trico conectados en corriente continua de conformidad con los criterios establecidos en el art韈ulo 4, apartado 1, del Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisi髇 (6) .

3. El presente Reglamento se aplicar� a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes y nuevos de tipo A, de conformidad con los criterios establecidos en el art韈ulo del Reglamento (UE) 2016/631, a los m骴ulos de generaci髇 de electricidad existentes y nuevos de tipo B distintos de los mencionados en el apartado 2, letra b), y a las instalaciones de demanda existentes y nuevas, las redes de distribuci髇 cerradas y los terceros que ofrezcan gesti髇 de la demanda cuando puedan considerarse proveedores de servicios en emergencia o de servicios de reposici髇 con arreglo al art韈ulo 4, apartado 4.

4. Los m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A y de tipo B mencionados en el apartado 3, las instalaciones de demanda y las redes de distribuci髇 cerradas que ofrezcan gesti髇 de la demanda pueden cumplir los requisitos del presente Reglamento, o bien directa, o bien indirectamente a trav閟 de terceros, en los t閞minos y condiciones establecidos de acuerdo con el art韈ulo 4, apartado 4.

5. El presente Reglamento se aplicar� a las unidades de almacenamiento de energ韆 de un USR, a un proveedor de servicios en emergencia o a un proveedor de servicios de reposici髇 que puedan utilizarse para equilibrar el sistema, siempre y cuando est閚 identificados como tales en los planes de emergencia del sistema, los planes de reposici髇, o en el contrato de servicios pertinente.

6. El presente Reglamento se aplicar� a todas las redes de transporte, redes de distribuci髇 y e interconexiones de la Uni髇, excepto las redes de transporte y las redes de distribuci髇, o a partes de la red de transporte o de la red de distribuci髇 de islas de Estados miembros cuya red no est� conectada 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, siempre y cuando este funcionamiento as韓crono no sea consecuencia de una perturbaci髇.

7. En los Estados miembros en los que haya m醩 de un operador de red de transporte, el presente Reglamento se aplicar� a todos los operadores de la red de transporte de dicho Estado miembro. Cuando un operador de red de transporte no tenga una funci髇 concerniente a una o m醩 obligaciones en virtud del presente Reglamento, los Estados miembros podr醤 disponer que la responsabilidad de cumplir con dichas obligaciones se asigne a uno o m醩 operadores diferentes, espec韋icos de la red de transporte.

8. Los GRT de Lituania, Letonia y Estonia, durante el tiempo y en la medida en que operen en modo s韓crono en una zona s韓crona en la que no todos los pa韘es est閚 vinculados por la legislaci髇 de la Uni髇, est醤 exentos de la aplicaci髇 de los art韈ulos 15, 29 y 33, salvo disposici髇 en contrario de un acuerdo de cooperaci髇 con GRT de un tercer pa韘 que constituya la base de su cooperaci髇 en lo que se refiere a la gesti髇 segura del sistema de conformidad con el art韈ulo 10.

Art韈ulo 3 Definiciones

A los efectos del presente Reglamento, se aplicar醤 las definiciones que figuran en el art韈ulo 2 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (7) , el art韈ulo 2 del Reglamento (CE) n.� 714/2009, el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) n.� 543/2013 de la Comisi髇 (8) , el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222, el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2016/631, el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisi髇 (9) , el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2016/1447, el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2016/1719, y el art韈ulo 2 del Reglamento (UE) 2017/1485.

Adem醩, se entender� por:

• 1) 玴roveedor de servicios en emergencia�: una persona jur韉ica obligada legal o contractualmente, a prestar un servicio que contribuya a una o a varias medidas del plan de emergencia del sistema;
• 2) 玴roveedor de servicios de reposici髇�: una persona jur韉ica obligada legal o contractualmente, a prestar un servicio que contribuya a una o a varias medidas del plan de reposici髇;
• 3) 玼suario de red significativo de alta prioridad�: un usuario significativo de la red que goza de condiciones especiales a efectos de desconexi髇 y reenergizaci髇;
• 4) 玠emanda neta�: el valor neto de potencia activa en un punto concreto del sistema, calculado como (carga-generaci髇), expresado generalmente en kilovatios (kW) o megavatios (MW), en un instante concreto o como promedio en un intervalo de tiempo determinado;
• 5) 玴lan de reposici髇�: todas las medidas t閏nicas y organizativas necesarias para la reposici髇 del sistema al estado normal;
• 6) 玶eenergizaci髇�: reconexi髇 de la generaci髇 y la carga para energizar las partes del sistema que hayan sido desconectadas;
• 7) 玡strategia de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo�: estrategia que exige la ayuda de otros GRT para reenergizar las partes del sistema de un GRT;
• 8) 玡strategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba�: estrategia mediante la cual puede reenergizarse parte del sistema de un GRT sin la ayuda de otros GRT;
• 9) 玶esincronizaci髇�: sincronizaci髇 y conexi髇 de nuevo de dos regiones sincronizadas en el punto de resincronizaci髇;
• 10) 玞oordinador de frecuencia�: el GRT nombrado responsable de la gesti髇 de la frecuencia del sistema dentro de una regi髇 sincronizada o de una zona s韓crona a fin de restablecer la frecuencia del sistema a su valor nominal;
• 11) 玶egi髇 sincronizada�: la fracci髇 de una zona s韓crona cubierta por GRT interconectados con una frecuencia com鷑 de sistema y que no est� sincronizada con el resto de la zona s韓crona;
• 12) 玞oordinador de resincronizaci髇�: el GRT nombrado responsable de la resincronizaci髇 de dos regiones s韓cronas;
• 13) 玴unto de resincronizaci髇�: el dispositivo utilizado para conectar dos regiones sincronizadas, normalmente un interruptor.

Art韈ulo 4 Aspectos reglamentarios

1. Al aplicar el presente Reglamento, los Estados miembros, las autoridades reguladoras, las entidades competentes y los operadores de sistema 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) garantizar que los GRT utilicen los mecanismos de mercado en la medida de lo posible para asegurar la seguridad y estabilidad de la red;
• e) respetar las restricciones t閏nicas, jur韉icas y de seguridad personal y de protecci髇;
• f) respetar la responsabilidad asignada al GRT pertinente para garantizar la seguridad del sistema, incluidas las disposiciones requeridas por la legislaci髇 nacional;
• g) consultar a los GRD pertinentes y tener en cuenta el posible impacto en su sistema, y
• h) tener en cuenta las normas europeas y las especificaciones t閏nicas acordadas.

2. Cada GRT presentar� las siguientes propuestas a la autoridad reguladora pertinente para su aprobaci髇 de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE:

• a) los t閞minos y condiciones para ejercer de proveedores de servicios en emergencia sobre una base contractual de conformidad con el apartado 4;
• b) los t閞minos y condiciones para ejercer de proveedores de servicios de reposici髇 sobre una base contractual de conformidad con el apartado 4;
• c) la lista de los USR responsables de implementar en sus instalaciones las medidas derivadas de los requisitos obligatorios establecidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, ( UE) 2016/1388 y ( UE) 2016/1447 y/o de la normativa nacional, as� como la lista de las medidas que deber醤 implementar estos USR, determinadas por los GRT con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, letra c), y al art韈ulo 23, apartado 4, letra c);
• d) la lista de los usuarios prioritarios de la red referidos en el art韈ulo 11, apartado 4, letra e), y en el art韈ulo 23, apartado 4, letra d), o los principios aplicados para definir esas condiciones de desconexi髇 y reenergizaci髇 de los usuarios prioritarios de la red, salvo si han sido definidas por la legislaci髇 nacional de los Estados miembros;
• e) las normas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades del mercado de conformidad con el art韈ulo 36, apartado 1;
• f) normas concretas de liquidaci髇 de desv韔s y de liquidaci髇 de energ韆s de balance en caso de suspensi髇 de las actividades de mercado de conformidad con el art韈ulo 39, apartado 1;
• g) el plan de pruebas, de conformidad con el art韈ulo 43, apartado 2.

3. Cuando un Estado miembro as� lo haya dispuesto, las propuestas a que se refiere el apartado 2, letras a) a d) y g), podr醤 presentarse para su aprobaci髇 a una entidad distinta de la autoridad reguladora. Las autoridades reguladoras y las entidades designadas por los Estados miembros con arreglo al presente apartado tomar醤 una decisi髇 sobre las propuestas a que hace referencia el apartado 2 en un plazo de seis meses desde la fecha de presentaci髇 por el GRT.

4. Las condiciones para ejercer de proveedor de servicios en emergencia y de proveedor de servicios de reposici髇 se establecer醤 o bien en el marco jur韉ico nacional, o bien sobre una base contractual. Si se establecen sobre una base contractual, cada GRT elaborar� a m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018 una propuesta de las condiciones pertinentes, que determinar醤 como m韓imo:

• a) las caracter韘ticas del servicio que deba prestarse;
• b) la posibilidad de agregaci髇 y las condiciones correspondientes, y
• c) para los proveedores de servicios de reposici髇, la distribuci髇 geogr醘ica objetivo de las fuentes de energ韆 con capacidad de arranque aut髇omo y funcionamiento en isla.

5. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicar� a la autoridad reguladora o a la entidad designada por el Estado miembro el plan de emergencia del sistema elaborado con arreglo al art韈ulo 11 y el plan de reposici髇 elaborado con arreglo al art韈ulo 23, o como m韓imo los siguientes elementos de dichos planes:

• a) los objetivos del plan de emergencia del sistema y del plan de reposici髇, incluidos los fen髆enos que deban gestionarse o las situaciones que deban resolverse;
• b) las condiciones que dan lugar a la activaci髇 de las medidas del plan de emergencia del sistema y del plan de reposici髇;
• c) la justificaci髇 de cada medida que explique el modo en que contribuye a los objetivos del plan de emergencia del sistema y del plan de reposici髇, as� como la parte responsable de implementar esas medidas, y
• d) los plazos establecidos de conformidad con los art韈ulos 11 y 23 para la implementaci髇 de las medidas.

6. Cuando en virtud del presente Reglamento un GRT est� obligado o autorizado a especificar, establecer o acordar requisitos, condiciones o metodolog韆s que no exijan aprobaci髇 de conformidad con el apartado 2, los Estados miembros podr醤 exigir su aprobaci髇 previa por la autoridad reguladora, la entidad designada por el Estado miembro u otras autoridades competentes de los Estados miembros.

7. Si un GRT considera necesaria una modificaci髇, aprobada de conformidad con el apartado 3, de los documentos, los requisitos previstos en los apartados 2 a 5 se aplicar醤 a la modificaci髇 propuesta. Los GRT que propongan una modificaci髇 tendr醤 en cuenta las expectativas leg韙imas, en caso necesario, de los propietarios de instalaciones de generaci髇 de energ韆, los propietarios de instalaciones de demanda y dem醩 partes interesadas, sobre la base de los requisitos o metodolog韆s inicialmente especificados o acordados.

8. Toda parte podr� interponer una reclamaci髇 contra un gestor de red pertinente o GRT en relaci髇 con las obligaciones o decisiones de dicho gestor de red pertinente o GRT con arreglo al presente Reglamento y 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 otros 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 ser� vinculante a menos que sea revocada a ra韟 de un recurso y hasta el momento en que lo sea.

Art韈ulo 5 Consulta y coordinaci髇

1. Cuando este Reglamento disponga que un GRT deber� consultar a las partes interesadas las actuaciones que determine antes de tiempo real o en tiempo real, ser� de aplicaci髇 el procedimiento siguiente:

• a) el GRT se coordinar� con al menos las partes identificadas en los art韈ulos del presente Reglamento que exijan consultas;
• b) el GRT explicar� la justificaci髇 y el objetivo de la consulta y de la decisi髇 que deba tomar;
• c) el GRT recoger� de todas las partes referidas en la letra a) cualquier informaci髇 pertinente y la evaluaci髇 correspondiente;
• d) la GRT tendr� debidamente en cuenta las opiniones, situaciones y limitaciones de las partes consultadas;
• e) antes de tomar una decisi髇, el GRT facilitar� una explicaci髇 a las partes consultadas de las razones por las que ha compartido o no sus opiniones.

2. Cuando este Reglamento disponga que un GRT deba coordinar la ejecuci髇 de una serie de actuaciones en tiempo real con varias partes, ser� de aplicaci髇 el procedimiento siguiente:

• a) el GRT se coordinar� con al menos las partes identificadas en los art韈ulos del presente Reglamento que exijan coordinaci髇 en tiempo real;
• b) el GRT explicar� la justificaci髇 y el objetivo de la coordinaci髇 y de las actuaciones que se deban efectuar;
• c) el GRT presentar� una propuesta inicial de las actuaciones que deba efectuar cada parte;
• d) el GRT recoger� de todas las partes referidas en la letra a) cualquier informaci髇 pertinente y la evaluaci髇 correspondiente;
• e) el GRT presentar� una propuesta final de las acciones que deba efectuar cada parte, teniendo debidamente en cuenta las opiniones, situaciones y limitaciones de las partes interesadas y estableciendo un plazo para que las partes expresen su oposici髇 a las actuaciones propuestas por el GRT;
• f) cuando las partes interesadas no se opongan a la ejecuci髇 de las actuaciones propuestas por el GRT, cada parte, incluido el GRT, ejecutar� las actuaciones de conformidad con la propuesta;
• g) cuando una o varias partes rechacen la actuaci髇 propuesta por el GRT dentro del plazo establecido, el GRT remitir� la actuaci髇 propuesta a la autoridad competente para que esta tome una decisi髇, junto con una justificaci髇 de la motivaci髇 y los objetivos de la actuaci髇 propuesta por el GRT y de la evaluaci髇 y la posici髇 de las partes;
• h) si una consulta en tiempo real a la autoridad competente no fuese posible, el GRT iniciar� una actuaci髇 equivalente que tenga un impacto m韓imo, o ninguno, en las partes que hubiesen rechazado ejecutar la actuaci髇 propuesta.

3. Una parte podr� negarse a efectuar las actuaciones en tiempo real propuestas por el GRT en virtud del procedimiento de coordinaci髇 descrito en el apartado 2 si justifica que dicha actuaci髇 propuesta implicar韆 la violaci髇 de una o m醩 limitaciones t閏nicas, jur韉icas, de seguridad personal o de protecci髇.

Art韈ulo 6 Coordinaci髇 regional

1. Al elaborar su plan de emergencia del sistema con arreglo al art韈ulo 11 y de su plan de reposici髇 con arreglo al art韈ulo 23, o al revisar su plan de emergencia del sistema con arreglo al art韈ulo 50 y de su sistema de reposici髇 con arreglo al art韈ulo 51, cada GRT garantizar� la coherencia con las medidas correspondientes de los planes de los GRT de su 醨ea s韓crona y de los planes de los GRT vecinos de otra 醨ea s韓crona, al menos en lo que respecta a las siguientes medidas:

• a) asistencia y coordinaci髇 entre GRT en estado de emergencia, con arreglo al art韈ulo 14;
• b) procedimientos de gesti髇 de la frecuencia, con arreglo a los art韈ulos 18 y 28, excluido el establecimiento de la frecuencia objetivo en caso de estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba antes de cualquier resincronizaci髇 con la red interconectada de transporte;
• c) procedimiento de apoyo de potencia activa, con arreglo al art韈ulo 21;
• d) estrategia de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo, con arreglo al art韈ulo 27.

2. La evaluaci髇 de la coherencia del plan de emergencia del sistema y del plan de reposici髇 de conformidad con el apartado 1 incluir� las siguientes tareas:

• a) intercambio de informaci髇 y datos relativos a las medidas referidas en el apartado 1 entre los GRT interesados;
• b) identificaci髇 de las incompatibilidades de las medidas referidas en el apartado 1 en los planes de los GRT afectados;
• c) identificaci髇 de las amenazas potenciales a la seguridad de la operaci髇 en la regi髇 de c醠culo de la capacidad. Estas amenazas incluyen, entre otras, los fallos de modo com鷑 con impacto significativo en las redes de transporte de los GRT afectados;
• d) evaluaci髇 de la eficacia de las medidas referidas en el apartado 1 especificadas en los planes de emergencia del sistema y los planes de reposici髇 de los GRT afectados, a fin de gestionar las amenazas potenciales referidas en la letra c);
• e) consulta con los el CRS para evaluar la coherencia de las medidas referidas en el apartado 1 dentro de la totalidad de la zona s韓crona interesada;
• f) identificaci髇 de las actuaciones de mitigaci髇 en caso de incompatibilidades en los planes de emergencia del sistema y los planes de reposici髇 de los GRT afectados, o en caso de falta de medidas en los planes de emergencia del sistema y los planes de reposici髇 de los GRT afectados.

3. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT remitir� las medidas mencionadas en el apartado 1 a los CRS pertinentes establecidos con arreglo al art韈ulo 77 del Reglamento (UE) 2017/1485. En un plazo de tres meses desde la presentaci髇 de las medidas, los CRS elaborar醤 un informe t閏nico sobre la coherencia de las mismas atendiendo a los criterios establecidos en el apartado 2. Cada GRT garantizar� la disponibilidad de sus propios expertos cualificados para asistir a los CRS en la elaboraci髇 de este informe.

4. Los CRS remitir醤 sin demora el informe t閏nico mencionado en el apartado 3 a todos los GRT interesados, quienes a su vez lo remitir醤 a las autoridades reguladoras pertinentes, as� como a la REGRT de electricidad, a los efectos del art韈ulo 52.

5. Todos los GRT de cada regi髇 de c醠culo de la capacidad acordar醤 un umbral por encima del cual el impacto de las actuaciones de uno o varios GRT en los estados de emergencia, apag髇 o reposici髇 se considerar� significativo para otros GRT dentro de la regi髇 de c醠culo de la capacidad.

Art韈ulo 7 Consulta p鷅lica

1. Los GRT pertinentes consultar醤 a las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de cada Estado miembro, sobre las propuestas sujetas a aprobaci髇 de conformidad con el art韈ulo 4, apartado 2, letras a), b), e), f) y g). La consulta tendr� una duraci髇 no inferior a un mes.

2. El GRT pertinente tendr� debidamente en cuenta las opiniones de las partes interesadas resultantes de las consultas antes de la presentaci髇 del proyecto de propuesta. En todos los casos, se presentar醤 argumentos s髄idos de justificaci髇 de la inclusi髇 o no inclusi髇 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 8 Recuperaci髇 de costes

1. 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 ser醤 evaluados por las autoridades reguladoras pertinentes de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE. 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 presentaci髇 de la solicitud, proporcionar la informaci髇 necesaria para facilitar la evaluaci髇 de los costes incurridos.

Art韈ulo 9 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 se aplicar� a todas las personas sujetas a las disposiciones del presente Reglamento.

3. La informaci髇 confidencial recibida por las personas 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 la legislaci髇 nacional, el resto de disposiciones del presente Reglamento, u otra legislaci髇 pertinente de la Uni髇.

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

Art韈ulo 10 Acuerdo con los GRT no vinculados por el presente Reglamento

Cuando una zona s韓crona abarque tanto GRT de pa韘es de la Uni髇 como de terceros pa韘es, a m醩 tardar el 18 de junio de 2019 todos los GRT de la Uni髇 en esa 醨ea s韓crona se esforzar醤 en celebrar con los GRT de terceros pa韘es no vinculados por el presente Reglamento un acuerdo que siente las bases para su cooperaci髇 en lo que se refiere a la gesti髇 segura del sistema, as� como los convenios para el cumplimiento por parte de los GRT de los terceros pa韘es de las obligaciones establecidas en el presente Reglamento.

Art韈ulo 11 Elaboraci髇 del plan de emergencia del sistema

1. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborar� un plan de emergencia del sistema en consulta con los GRD y USR pertinentes, las autoridades reguladoras nacionales, o las entidades mencionadas en el art韈ulo 4, apartado 3, as� como con los GRT vecinos y dem醩 GRT de su 醨ea s韓crona.

2. Al elaborar su plan de emergencia del sistema, cada GRT tendr� en cuenta al menos los siguientes elementos:

• a) los l韒ites de seguridad de la operaci髇 establecidos de conformidad con el art韈ulo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485;
• b) el comportamiento y las capacidades de la carga y la generaci髇 dentro de la zona s韓crona;
• c) las necesidades espec韋icas de los usuarios de red significativos de alta prioridad enumerados con arreglo al apartado 4, letra d), y
• d) las caracter韘ticas de su red de transporte y de las redes subyacentes de los GRD.

3. El plan de emergencia del sistema contendr� como m韓imo las siguientes disposiciones:

• a) las condiciones en las que se activar� el plan de emergencia del sistema, de conformidad con el art韈ulo 13;
• b) las instrucciones del plan de emergencia del sistema que deber� dictar el GRT, y
• c) las medidas sujetas a consulta o coordinaci髇 en tiempo real con las partes identificadas.

4. En particular, el plan de emergencia del sistema incluir� los siguientes elementos:

• a) una lista de las medidas que el GRT deber� implementar en sus instalaciones;
• b) una lista de las medidas que deber醤 ser implementadas por los GRD, y de los GRD responsables de implementar esas medidas en sus instalaciones;
• c) una lista de los USR responsables de implementar en sus instalaciones las medidas resultantes de los requisitos obligatorios establecidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, ( UE) 2016/1388 y ( UE) 2016/1447, o de la normativa nacional y una lista de las medidas que deber醤 implementar esos USR;
• d) una lista de los usuarios de red significativos de alta prioridad y de las condiciones para su desconexi髇, y
• e) los plazos de implementaci髇 de cada medida enumerada en el plan de emergencia del sistema.

5. El plan de emergencia del sistema incluir� como m韓imo las siguientes medidas t閏nicas y organizativas especificadas en la secci髇 2 del cap韙ulo II:

• a) esquemas de protecci髇 que incluyan como m韓imo:
  • i) esquema autom醫ico de control de subfrecuencia de conformidad con el art韈ulo 15,
  • ii) esquema autom醫ico de control de sobrefrecuencia de conformidad con el art韈ulo 16, y
  • iii) esquema autom醫ico contra el colapso de tensiones de conformidad con el art韈ulo 17;
• b) procedimientos del plan de defensa del sistema, que incluyan como m韓imo:
  • i) procedimiento de gesti髇 de desviaciones de frecuencia de conformidad con el art韈ulo 18,
  • ii) procedimiento de gesti髇 de desviaciones de tensi髇 de conformidad con el art韈ulo 19,
  • iii) procedimiento de gesti髇 del flujo de energ韆 de conformidad con el art韈ulo 20;
  • iv) asistencia para el procedimiento de potencia activa, con arreglo al art韈ulo 21, y
  • v) procedimiento de desconexi髇 manual de demanda de conformidad con el art韈ulo 22.

6. Las medidas contenidas en el plan de defensa del sistema cumplir醤 los siguientes principios:

• a) su impacto en los usuarios del sistema ser� m韓imo;
• b) ser醤 econ髆icamente eficientes;
• c) solamente se activar醤 aquellas medidas que sean necesarias, y
• d) no provocar醤 el estado de emergencia o apag髇 en la red de transporte del GRT o en los sistemas de transporte interconectados.

Art韈ulo 12 Implementaci髇 del plan de defensa del sistema

1. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2019, cada GRT implementar� las medidas de su plan de defensa del sistema que deban implementarse en el sistema de transporte y mantendr� en adelante las medidas implementadas.

2. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicar� a los GRD conectados a la red de transporte las medidas, incluidos los plazos para su implementaci髇, que deban implementarse en:

• a) las instalaciones de los GRD con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, o
• b) las instalaciones de los USR identificados con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, y conectados a sus redes de distribuci髇, o
• c) las instalaciones de los proveedores de servicios de defensa conectados a sus redes de distribuci髇, o
• d) las instalaciones de los GRD conectados a sus redes de distribuci髇.

3. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicar� al USR identificado con arreglo a la letra c) del art韈ulo 11, apartado 4, o a los proveedores de servicios de defensa directamente conectados a su red de transporte las medidas que deban implementarse en sus instalaciones, as� como los plazos correspondientes.

4. Cuando as� lo disponga la legislaci髇 nacional, el GRT comunicar� al USR identificado con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, letra c), a los proveedores de servicios en emergencia y a los GRD conectados a sus redes de distribuci髇, las medidas que deban implementarse en sus instalaciones, as� como los plazos correspondientes, e informar� al GRD interesado de esta notificaci髇.

5. Cuando un GRT remita una notificaci髇 a un GRD de conformidad con el apartado 2, el GRD comunicar� a su vez sin demora al USR, a los proveedores de servicios en emergencia y a los GRD conectados a su red de distribuci髇 las medidas del plan de emergencia del sistema que deban implementar en sus instalaciones respectivas, as� como los plazos correspondientes.

6. Cada GRD, USR y proveedor de servicios en emergencia notificado deber�:

• a) implementar las medidas notificadas con arreglo al presente art韈ulo en un plazo m醲imo de 12 meses desde la fecha de notificaci髇;
• b) confirmar la implementaci髇 de las medidas al operador del sistema de notificaci髇 quien, caso de ser diferente del GRT, notificar� la confirmaci髇 al GRT, y
• c) mantener las medidas implementadas en sus instalaciones.

Art韈ulo 13 Activaci髇 del plan de emergencia del sistema

1. Cada GRT activar� los procedimientos de su plan de emergencia del sistema con arreglo al art韈ulo 11, apartado 5, letra b), en coordinaci髇 con los GRD y USR identificados con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, y con los proveedores de servicios en emergencia.

2. Adem醩 de los esquemas activados autom醫icamente del plan de emergencia del sistema, con arreglo a la letra a) del art韈ulo 11, apartado 5, cada GRT activar� un procedimiento del plan de emergencia del sistema cuando:

• a) el sistema est� en estado de emergencia de conformidad con los criterios establecidos en el art韈ulo 18, apartado 3, del Reglamento (UE) 2017/1485 y no se disponga de medidas correctoras para reponer el sistema a su estado normal, o
• b) atendiendo al an醠isis de seguridad de la operaci髇, la seguridad de la operaci髇 del sistema de transporte exija la activaci髇 de una medida del plan de emergencia del sistema con arreglo al art韈ulo 11, apartado 5, adem醩 de las medidas correctoras disponibles.

3. Cada GRD y USR identificado con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, as� como cada proveedor de servicios en emergencia ejecutar� sin demora indebida las instrucciones del plan de emergencia del sistema dictadas por el GRT con arreglo al art韈ulo 11, apartado 3, letra c), de conformidad con los procedimientos del plan de emergencia del sistema previstos en el art韈ulo 11, apartado 5, letra b).

4. Cada GRT activar� los procedimientos de su plan de emergencia del sistema referidos en la letra b) del art韈ulo 11, apartado 5, que tengan un impacto transfronterizo significativo en coordinaci髇 con los GRT afectados.

Art韈ulo 14 Asistencia y coordinaci髇 entre GRT en estado de emergencia

1. A petici髇 de un GRT en estado de emergencia, cada GRT prestar� a trav閟 de las interconexiones toda la asistencia posible al GRT solicitante, siempre y cuando esta asistencia no provoque el estado de emergencia o de apag髇 en su red de transporte o en las redes de transporte interconectadas.

2. Cuando la asistencia deba prestarse a trav閟 de interconexiones de corriente continua, podr� efectuarse mediante las siguientes actuaciones, habida cuenta de las caracter韘ticas t閏nicas y la capacidad del sistema HVDC:

• a) actuaciones de regulaci髇 manual de la potencia activa transportada para ayudar al GRT en estado de emergencia a llevar los flujos de potencia dentro de los l韒ites de seguridad de la operaci髇 o la frecuencia de la zona s韓crona vecina dentro de los l韒ites de frecuencia del sistema en el estado de alerta definido con arreglo al art韈ulo 18, apartado 2, del Reglamento (UE) 2017/1485;
• b) funciones de control autom醫ico de la potencia activa transportada atendiendo a las se馻les y criterios establecidos en el art韈ulo 13 del Reglamento (UE) 2016/1447;
• c) control autom醫ico de frecuencia con arreglo a los art韈ulos 15 a 18 del Reglamento (UE) 2016/1447 en caso de funcionamiento en isla;
• d) control de tensi髇 y de potencia reactiva con arreglo al art韈ulo 24 del Reglamento (UE) 2016/1447, y
• e) cualquier otra actuaci髇 apropiada.

3. Cada GRT podr� proceder a una desconexi髇 manual de cualquier elemento de la red de transporte que tenga un impacto transfronterizo significativo, incluida una interconexi髇, previo cumplimiento de los siguientes requisitos:

• a) el GRT deber� coordinarse con los GRT vecinos, y
• b) esta actuaci髇 no deber� provocar el estado de emergencia o apag髇 en el resto del sistema de transporte interconectado.

4. No obstante lo dispuesto en el apartado 3, el GRT podr� desconectar manualmente cualquier elemento de la red de transporte que tenga un impacto transfronterizo significativo, incluido una interconexi髇, sin coordinaci髇, en circunstancias excepcionales que impliquen una violaci髇 de los l韒ites de seguridad de la operaci髇, a fin de impedir la puesta en peligro de la seguridad del personal o da駉s a los equipos. En un plazo de 30 d韆s despu閟 del incidente, el GRT elaborar� un informe, como m韓imo en ingl閟, que contenga una explicaci髇 detallada de la justificaci髇, implementaci髇 y repercusi髇 de esta actuaci髇 y, de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentar� a la autoridad reguladora pertinente y a los GRT vecinos, y la pondr� a disposici髇 de los usuarios significativos de la red afectados.

Art韈ulo 15 Esquema autom醫ico de control de subfrecuencia

1. El esquema autom醫ico de control de subfrecuencia del plan de emergencia del sistema incluir� un esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia y los ajustes del modo de regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia en la zona de control de frecuencia-potencia (CFP) del GRT.

2. En la elaboraci髇 de su plan de emergencia del sistema, cada GRT prever� la activaci髇 del modo de regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia antes de la activaci髇 del esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia, cuando la derivada de frecuencia lo permita.

3. Antes de la activaci髇 del esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia, cada GRT y GRD determinado con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, prever� que las unidades de almacenamiento de energ韆 que funcionen como carga conectada a su sistema:

• a) cambien autom醫icamente al modo generaci髇 dentro del plazo y a un valor de consigna de potencia activa establecidos por el GRT en el plan de emergencia del sistema, o
• b) cuando la unidad de almacenamiento de energ韆 no sea capaz de cambiar dentro del plazo establecido por el GRT en el plan de emergencia del sistema, desconecte autom醫icamente la unidad de almacenamiento de energ韆 que funcione como carga.

4. Cada GRT establecer� en su plan de emergencia del sistema los umbrales de frecuencia en que se producir� el cambio autom醫ico o la desconexi髇 de las unidades de almacenamiento de energ韆. Estos umbrales de frecuencia deber醤 ser inferiores o iguales al l韒ite de frecuencia del sistema determinado para el estado de emergencia en el art韈ulo 18, apartado 3, del Reglamento (UE) 2017/1485 y superiores al nivel inicial obligatorio del l韒ite de frecuencia para el deslastre de cargas establecido en el anexo.

5. Cada GRT elaborar� el esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia de conformidad con los par醡etros de deslastre de carga en tiempo real establecidos en el anexo. El esquema incluir� la desconexi髇 de demanda a diferentes frecuencias desde un 玭ivel inicial obligatorio� hasta un 玭ivel final obligatorio�, dentro de un rango de implementaci髇 que respete un n鷐ero m韓imo y magnitud m醲ima de los escalones. El rango de implementaci髇 definir� la desviaci髇 m醲ima admisible de la demanda neta que deba desconectarse respecto de la demanda neta objetivo que deba desconectarse a una frecuencia determinada, calculada por interpolaci髇 lineal entre los niveles inicial y final obligatorios. El rango de implementaci髇 no permitir� la desconexi髇 de menos demanda neta que la cantidad de demanda neta que deba desconectarse al nivel inicial obligatorio. Un escal髇 no podr� considerarse tal si no se desconecta demanda neta cuando se alcance dicho escal髇.

6. Cada GRT o GRD instalar� los rel閟 necesarios para la desconexi髇 de demanda por subfrecuencia teniendo en cuenta al menos el comportamiento de la carga y la generaci髇 dispersa.

7. Al implementar el esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia con arreglo a la notificaci髇 prevista en el art韈ulo 12, apartado 2, cada GRT o GRD:

• a) evitar� establecer un retraso intencionado adicional al tiempo de funcionamiento de los rel閟 e interruptores;
• b) reducir� al m韓imo la desconexi髇 de m骴ulos de generaci髇 de energ韆, especialmente aquellos que proporcionen inercia, y
• c) limitar� el riesgo de que el esquema provoque desviaciones del flujo de potencia y desv韔s de tensi髇 fuera de los l韒ites de seguridad de la operaci髇.

Si un GRD no puede cumplir los requisitos de las letras b) y c), lo comunicar� al GRT proponiendo el requisito que pueda aplicar. El GRT, en consulta con el GRD, establecer� los requisitos aplicables sobre la base de un an醠isis conjunto de coste-beneficio.

8. El esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia del plan de emergencia del sistema podr� prever la desconexi髇 de demanda neta sobre la base de derivada de frecuencia siempre y cuando:

• a) se active solamente:
  • i) cuando el desv韔 de frecuencia sea mayor que el desv韔 de frecuencia m醲ima a r間imen estacionario y la rampa de frecuencia sea mayor que la producida por el incidente de referencia,
  • ii) hasta que la frecuencia alcance la frecuencia del nivel inicial obligatorio de deslastre de cargas,
• b) sea conforme al anexo, y
• c) sea necesario y se justifique para mantener de forma eficiente la seguridad de la operaci髇.

9. En el caso de que el esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia del plan de emergencia incluya una desconexi髇 de demanda neta basado en derivada de frecuencia, tal como se describe en el apartado 8, el GRT elaborar�, en un plazo de 30 d韆s desde su implementaci髇, un informe que contenga una explicaci髇 detallada de la justificaci髇, la implementaci髇 y las repercusiones de esta actuaci髇 y lo presentar� a la autoridad reguladora nacional.

10. Un GRT podr� incluir en el esquema de deslastre autom醫ico de cargas por subfrecuencia de su plan de emergencia escalones de deslastre adicionales para la desconexi髇 de demanda neta por debajo del nivel final obligatorio de deslastre de cargas establecido en el anexo.

11. Cada GRT tendr� derecho a implementar esquemas adicionales de protecci髇 del sistema activados por una frecuencia inferior o igual a la frecuencia del nivel final obligatorio de deslastre de cargas que persigan un proceso de reposici髇 m醩 r醦ido. El GRT garantizar� que esos esquemas adicionales no deterioren m醩 la frecuencia.

El art韈ulo 15, apartados 5 a 8, el art韈ulo 41 y el art韈ulo 42, apartados 1, 2 y 5, se aplicar醤 a partir del 18 de diciembre de 2022 conforme dispone el art韈ulo 55 del presente Reglamento.

Art韈ulo 16 Esquema autom醫ico de control de sobrefrecuencia

1. El esquema autom醫ico de control de sobrefrecuencia del sistema provocar� una disminuci髇 autom醫ica de la potencia activa total inyectada en cada zona de control de frecuencia-potencia (CFP).

2. En consulta con los dem醩 GRT de su zona s韓crona, cada GRT establecer� los siguientes par醡etros de su esquema autom醫ico de control de sobrefrecuencia:

• a) los umbrales de frecuencia para su activaci髇, y
• b) la ratio de reducci髇 de inyecci髇 de potencia activa.

3. Cada GRT dise馻r� su esquema autom醫ico de control de sobrefrecuencia teniendo en cuenta las capacidades de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad en lo que se refiere al modo de regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia y de las unidades de almacenamiento de energ韆, en su zona de CFP. Si el modo de regulaci髇 potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia no existe o no basta para cumplir los requisitos establecidos en el apartado 2, letras a) y b), cada GRT implantar� adem醩 una desconexi髇 lineal por escalones de generaci髇 en su zona de CFP. El GRT establecer� la magnitud m醲ima de los escalones de desconexi髇 de los m骴ulos de generaci髇 de energ韆 y/o los sistemas HVDC en consulta con los dem醩 GRT de su 醨ea s韓crona.

Art韈ulo 17 Esquema autom醫ico contra colapsos de tensiones

1. El esquema autom醫ico contra colapsos de tensiones del plan de emergencia del sistema podr� incluir uno o varios de los sistemas siguientes, dependiendo de los resultados de la evaluaci髇 de la seguridad del sistema efectuada por un GRT:

• a) un esquema de deslastre de cargas por m韓ima tensi髇 con arreglo al art韈ulo 19, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/1388;
• b) un esquema de bloqueo del cambiador de tomas en carga con arreglo al art韈ulo 19, apartado 3, del Reglamento (UE) 2016/1388, y
• c) esquemas de protecci髇 del sistema para el control de tensiones.

2. Salvo si la evaluaci髇 efectuada con arreglo al apartado 1 demuestra que no es necesaria la implementaci髇 de un esquema de bloqueo del cambiador de tomas en carga para impedir un colapso de tensiones de la zona de control del GRT, este establecer� las condiciones en que se bloquear� el cambiador de tomas de carga con arreglo al art韈ulo 19, apartado 3, del Reglamento (UE) 2016/1388, que incluir醤 como m韓imo:

• a) el m閠odo de bloqueo (local o remoto desde la sala de control);
• b) el umbral de tensi髇 en el punto de conexi髇;
• c) el sentido de flujo de la potencia reactiva, y
• d) el lapso de tiempo m醲imo entre la detecci髇 del umbral y el bloqueo.

Art韈ulo 18 Procedimiento de gesti髇 de desv韔s de frecuencia

1. El procedimiento para la gesti髇 de las desv韔s de frecuencia del plan de emergencia del sistema contendr� una serie de medidas para gestionar un desv韔 de frecuencia fuera de los l韒ites de frecuencia determinados para el estado de alerta en el art韈ulo 18, apartado 2, del Reglamento (UE) 2017/1485. El procedimiento de gesti髇 de desv韔s de frecuencia ser� conforme a los procedimientos establecidos para las actuaciones correctoras que tienen que ser gestionados de forma coordinada de conformidad con el art韈ulo 78, apartado 4, del Reglamento (UE) 2017/1485 y cumplir� como m韓imo los requisitos siguientes:

• a) la disminuci髇 de generaci髇 deber� ser inferior a la disminuci髇 de carga durante sucesos de subfrecuencia, y
• b) la disminuci髇 de generaci髇 deber� ser superior a la disminuci髇 de carga durante sucesos de sobrefrecuencia.

2. Cada GRT adaptar� el modo de funcionamiento de su CFP a fin de no interferir en la activaci髇 o desactivaci髇 manual de potencia activa conforme a lo establecido en los apartados 3 y 5.

3. Cada GRT tendr� derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada USR determinado con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, letra c), deber� mantener, siempre y cuando el valor de consigna cumpla las restricciones t閏nicas del USR. Cada GRT tendr� derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada proveedor de servicios en emergencia deber� mantener siempre y cuando esta medida se aplique a estos con arreglo a las condiciones establecidas en el art韈ulo 4, apartado 4, y que el valor de consigna respete las restricciones t閏nicas del proveedor de servicios en emergencia. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia ejecutar醤 sin demora indebida las instrucciones dictadas por el GRT directa o indirectamente a trav閟 de GRD y permanecer醤 en ese estado hasta que reciban nuevas instrucciones. Cuando el GRT dicte las instrucciones directamente, informar� sin demora a los GRD pertinentes.

4. Cada GRT tendr� derecho a desconectar USR y proveedores de servicios en emergencia, directa o indirectamente a trav閟 de los GRD. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia quedar醤 desconectados hasta que se dicten nuevas instrucciones. Cuando los USR sean desconectados directamente, el GRT informar� sin demora a los GRD pertinentes. En un plazo de 30 d韆s desde el incidente, el GRT elaborar� un informe que contenga una explicaci髇 detallada de la justificaci髇, implementaci髇 y repercusi髇 de esta actuaci髇 y, de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentar� a la autoridad reguladora pertinente y a los GRT vecinos, y la pondr� a disposici髇 de los usuarios significativos de la red afectados.

5. Antes de la activaci髇 del esquema autom醫ico de deslastre de cargas por subfrecuencia establecido en el art韈ulo 15, y siempre y cuando la derivada de frecuencia lo permita, cada GRT, directa o indirectamente a trav閟 de los GRD, activar醤 los servicios de gesti髇 de la demanda de los proveedores de servicios en emergencia pertinentes y:

• a) cambiar醤 las unidades de almacenamiento que funcionen como carga al modo generaci髇 a un valor de consigna de potencia activa establecido por el GRT en el plan de emergencia del sistema, o
• b) cuando la unidad de almacenamiento de energ韆 no pueda cambiar con velocidad suficiente para estabilizar la frecuencia, desconectar醤 la unidad de almacenamiento de energ韆.

Art韈ulo 19 Procedimiento de gesti髇 de desv韔s de tensi髇

1. El procedimiento para la gesti髇 de los desv韔s de tensi髇 del plan de emergencia del sistema contendr� una serie de medidas para gestionar desv韔s de tensi髇 fuera de los l韒ites de seguridad de la operaci髇 establecidos en el art韈ulo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. Cada GRT tendr� derecho a establecer un rango de potencia reactiva o de tensiones y ordenar� a los GRD y a los USR determinados para esta medida con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, mantenerlo de conformidad con los art韈ulos 28 y 29 del Reglamento (UE) 2017/1485.

3. A petici髇 de un GRT vecino en estado de emergencia, cada GRT pondr� a disposici髇 todas las capacidades de potencia reactiva que no provoquen el estado de emergencia o apag髇 en su propio sistema de transporte.

Art韈ulo 20 Procedimiento de gesti髇 de los flujos de potencia

1. El procedimiento para la gesti髇 de los flujos de potencia del plan de emergencia del sistema contendr� una serie de medidas para gestionar los flujos de potencia fuera de los l韒ites de seguridad de la operaci髇 establecidos en el art韈ulo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. Cada GRT tendr� derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada USR determinado con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, letra c), deber� mantener, siempre y cuando el valor de consigna cumpla las restricciones t閏nicas del USR. Cada GRT tendr� derecho a establecer el valor de consigna de la potencia activa que cada proveedor de servicios en emergencia deber� mantener siempre y cuando esta medida se aplique a estos con arreglo a las condiciones establecidas en el art韈ulo 4, apartado 4, y que el valor de consigna respete las restricciones t閏nicas de los proveedores de servicios en emergencia. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia ejecutar醤 sin demora indebida las instrucciones dictadas por el GRT directa o indirectamente a trav閟 de GRD y permanecer醤 en ese estado hasta que reciban nuevas instrucciones. Cuando el GRT dicte las instrucciones directamente, informar� sin demora a los GRD pertinentes.

3. Cada GRT tendr� derecho a desconectar USR y proveedores de servicios en emergencia, directa o indirectamente a trav閟 de GRD. Los USR y los proveedores de servicios en emergencia quedar醤 desconectados hasta que se dicten nuevas instrucciones. Cuando los USR sean desconectados directamente, el GRT informar� sin demora a los GRD pertinentes. En un plazo de 30 d韆s desde el incidente, el GRT elaborar� un informe que contenga una explicaci髇 detallada de la justificaci髇, implementaci髇 y repercusi髇 de esta actuaci髇 y, de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentar� a la autoridad reguladora pertinente.

Art韈ulo 21 Procedimiento de apoyo de potencia activa

1. En caso de inadecuaci髇 de la zona de control en el horizonte temporal diario o intradiario, determinado tal como establece el art韈ulo 107, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485, y antes de cualquier posible suspensi髇 de las actividades del mercado con arreglo al art韈ulo 35, un GRT tendr� derecho a solicitar apoyo de potencia activa de:

• a) un proveedor de servicios de balance, quien, a petici髇 del GRT, cambiar� su situaci髇 de disponibilidad para poner a disposici髇 toda su potencia activa, siempre y cuando esta no haya sido ya activada a trav閟 del mercado de balance, y conforme a sus restricciones t閏nicas;
• b) un USR conectado en su zona de CFP, que no proporcione ya un servicio de balance al GRT y que, a petici髇 del GRT, pondr� a disposici髇 toda su potencia activa, conforme a sus restricciones t閏nicas, y
• c) los dem醩 GRT que est閚 en el estado normal o de alerta.

2. Un GRT podr� activar su asistencia con potencia activa de un proveedor de servicios de balance o un USR, con arreglo al apartado 1, letras a) y b), solamente si ha activado todas las ofertas de energ韆 de balance disponibles, teniendo en cuenta la capacidad de intercambio entre zonas de oferta disponible en el momento de la inadecuaci髇 de la zona de control.

3. Cada GRT que haya recibido una solicitud de asistencia de potencia activa con arreglo al apartado 1, letra c):

• a) pondr� a disposici髇 sus ofertas no compartidas;
• b) tendr� derecho a activar la energ韆 de balance disponible a fin de suministrar la potencia correspondiente al GRT solicitante, y
• c) tendr� derecho a solicitar la asistencia con potencia activa de sus proveedores de servicios de balance y de cualquier USR conectado en su zona de control de frecuencia-potencia que no proporcione ya un servicio de balance al GRT, a fin de proporcionar la asistencia correspondiente para potencia activa al GRT solicitante.

4. Al activar la potencia activa solicitada con arreglo al apartado 1, letra c), el GRT solicitante y el solicitado tendr醤 derecho a utilizar:

• a) la capacidad disponible de intercambio entre zonas de oferta en el caso de que la activaci髇 se efect鷈 antes del cierre del mercado intradiario y si el suministro de las capacidades de intercambio afectadas no ha sido suspendido con arreglo al art韈ulo 35;
• b) la capacidad adicional que pueda estar disponible debido al estado en tiempo real del sistema, en cuyo caso los GRT solicitante y solicitado se coordinar醤 con otros GRT afectados de forma significativa de conformidad con el art韈ulo 6, apartado 5.

5. Una vez que los GRT solicitado y solicitante hayan acordado las condiciones para el suministro de asistencia con potencia activa, la cantidad acordada de potencia activa y la franja horaria para su suministro ser醤 firmes, salvo si el sistema de transporte del GRT que proporcione la asistencia entra en el estado de emergencia o de apag髇.

Art韈ulo 22 Procedimiento de desconexi髇 manual de la demanda

1. Adem醩 de las medidas establecidas en los art韈ulos 18 a 21, cada GRT podr� establecer una cantidad de demanda neta que ser� desconectada manualmente, directamente por el GRT o indirectamente a trav閟 de los GRD, cuando sea necesario para impedir la propagaci髇 o el empeoramiento de un estado de emergencia. Cuando la demanda deba desconectarse directamente, el GRT informar� a los GRD pertinentes sin demora.

2. El GRT activar� la desconexi髇 manual de la demanda neta mencionada en el apartado 1 a fin de:

• a) resolver las situaciones de sobrecarga o subtensi髇, o
• b) resolver situaciones en la que se haya solicitado asistencia con potencia activa con arreglo al art韈ulo 21, pero que esta no haya bastado para mantener la adecuaci髇 en los horizontes temporales diario e intradiario en su zona de control, con arreglo al art韈ulo 107 del Reglamento (UE) 2017/1485, que provoquen el riesgo de deterioro de las frecuencias en la zona s韓crona.

3. El GRT comunicar� a los GRD la cantidad de demanda neta establecida con arreglo al apartado 1 que deber� desconectarse en sus redes de distribuci髇. Cada GRD desconectar� la cantidad notificada de demanda neta sin demora indebida.

4. En un plazo de 30 d韆s desde el incidente, el GRT elaborar� un informe que contenga una explicaci髇 detallada de la justificaci髇, implementaci髇 y repercusi髇 de esta actuaci髇 y, de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE, la presentar� a la autoridad reguladora pertinente.

Art韈ulo 23 Elaboraci髇 del plan de reposici髇

1. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborar� un plan de reposici髇 del sistema en consulta con los GRD y USR pertinentes, las autoridades reguladoras nacionales, o las entidades mencionadas en el art韈ulo 4, apartado 3, as� como con los GRT vecinos y dem醩 GRT de esa 醨ea s韓crona.

2. Al elaborar su plan de reposici髇, cada GRT tendr� en cuenta al menos los elementos siguientes:

• a) el comportamiento y las capacidades de la carga y la generaci髇;
• b) las necesidades espec韋icas de los usuarios de red significativos de alta prioridad enumerados con arreglo al apartado 4, y
• c) las caracter韘ticas de su red y de las redes subyacentes de los GRD.

3. El plan de reposici髇 contendr� como m韓imo las siguientes disposiciones:

• a) las condiciones en las que se activar� el plan de reposici髇, de conformidad con el art韈ulo 25;
• b) las instrucciones del plan de reposici髇 que deber� dictar el GRT, y
• c) las medidas sujetas a consulta o coordinaci髇 en tiempo real con las partes identificadas.

4. En particular, el plan de reposici髇 incluir� los siguientes elementos:

• a) una lista de las medidas que el GRT deber� implementar en sus instalaciones;
• b) una lista de las medidas que deber醤 ser implementadas por los GRD, as� como de los GRD responsables de implementar esas medidas en sus instalaciones;
• c) una lista de los USR responsables de implementar en sus instalaciones las medidas resultantes de los requisitos obligatorios establecidos en los Reglamentos (UE) 2016/631, ( UE) 2016/1388 y ( UE) 2016/1447, o de la normativa nacional y una lista de las medidas que deber醤 implementar esos USR;
• d) una lista de los usuarios de red significativos de alta prioridad y de las condiciones para su desconexi髇 y reenergizaci髇;
• e) una lista de las subestaciones que sean esenciales para sus procedimientos del plan de reposici髇;
• f) el n鷐ero de instalaciones de generaci髇 en la zona de control del GRT necesarias para reenergizar el sistema con una estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba con capacidad de arranque aut髇omo, capacidad de resincronizaci髇 r醦ida (mediante la operaci髇 sobre consumos propios) y capacidad de funcionamiento en isla, y
• g) los plazos de implementaci髇 de cada medida enumerada.

5. El plan de reposici髇 incluir� como m韓imo las siguientes medidas t閏nicas y organizativas especificadas en el cap韙ulo III:

• a) procedimiento de reenergizaci髇, con arreglo a la secci髇 2;
• b) procedimiento de gesti髇 de la frecuencia, con arreglo a la secci髇 3, y
• c) procedimiento de resincronizaci髇, con arreglo a la secci髇 4.

6. Las medidas contenidas en el plan de reposici髇 cumplir醤 los siguientes principios:

• a) su impacto en los usuarios del sistema ser� m韓imo;
• b) ser醤 econ髆icamente eficientes;
• c) solamente se activar醤 aquellas medidas que sean necesarias, y
• d) no deber醤 provocar el estado de emergencia o apag髇 en los sistemas de transporte interconectados.

Art韈ulo 24 Implementaci髇 del plan de reposici髇

1. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2019, cada GRT implementar� las medidas de su plan de reposici髇 que deban implementarse en la red de transporte y mantendr� en adelante las medidas implementadas.

2. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT comunicar� a los GRD conectados a la red de transporte las medidas, incluidos los plazos para su implementaci髇, que deban implementarse en:

• a) las instalaciones de los GRD con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y
• b) las instalaciones de los USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y conectados a sus redes de distribuci髇, y
• c) las instalaciones de los proveedores de servicios de reposici髇 conectados a sus redes de distribuci髇, y
• d) las instalaciones de los GRD conectados a sus redes de distribuci髇.

3. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT notificar� a los USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, o a los proveedores de servicios en emergencia directamente conectados a su red de transporte, las medidas que deban implementarse en sus instalaciones, as� como los plazos correspondientes con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, letra g).

4. Cuando as� lo disponga la legislaci髇 nacional, el GRT notificar� directamente a los USR identificados con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, a los proveedores de servicios de reposici髇 y a los GRD conectados a sus redes de distribuci髇, e informar� al GRD interesado de esta notificaci髇.

5. Cuando un GRT remita una notificaci髇 a un GRD de conformidad con el apartado 2, el GRD notificar� a su vez sin demora a los USR, a los proveedores de servicios de reposici髇 y a los GRD conectados a su red de distribuci髇 las medidas del plan de reposici髇 que deban implementar en sus instalaciones respectivas, as� como los plazos correspondientes, con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, letra g).

6. Cada GRD, USR y proveedor de servicios de reposici髇 notificado deber�:

• a) implementar las medidas notificadas con arreglo al presente art韈ulo en un plazo m醲imo de 12 meses desde la fecha de notificaci髇;
• b) confirmar la implementaci髇 de las medidas al operador del sistema emisor de la notificaci髇 quien, caso de ser diferente del GRT, notificar� la confirmaci髇 al GRT, y
• c) mantener las medidas implementadas en sus instalaciones.

Art韈ulo 25 Activaci髇 del plan de reposici髇

1. Cada GRT activar� los procedimientos de su plan de reposici髇 en coordinaci髇 con los GRD y USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 5, y con los proveedores de servicios de reposici髇 en los siguientes casos:

• a) cuando el sistema est� en estado de emergencia de conformidad con los criterios establecidos en el art韈ulo 18, apartado 13, del Reglamento (UE) 2017/1485, una vez que el sistema se haya estabilizado tras la activaci髇 de las medidas del plan de emergencia del sistema, o
• b) cuando el sistema est� en el estado de apag髇 de conformidad con los criterios establecidos en el art韈ulo 18, apartado 4, del Reglamento (UE) 2017/1485.

2. Durante la reposici髇 del sistema, cada GRT identificar� y supervisar�:

• a) la extensi髇 y los l韒ites de la regi髇 sincronizada o las regiones sincronizadas a las que pertenezca su zona de control;
• b) los GRT con los que comparta una regi髇 sincronizada o regiones sincronizadas, y
• c) las reservas disponibles de potencia activa en su zona de control.

3. Cada GRD y USR determinado con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, as� como cada proveedor de servicios de reposici髇, ejecutar� sin demora indebida las instrucciones del plan de reposici髇 dictadas por el GRT con arreglo al art韈ulo 23, apartado 3, letra b), de conformidad con los procedimientos del plan de reposici髇.

4. Cada GRT activar� los procedimientos de su plan de reposici髇 que tengan un impacto transfronterizo significativo en coordinaci髇 con los GRT afectados.

Art韈ulo 26 Procedimiento de reenergizaci髇

1. El procedimiento de reenergizaci髇 contendr� una serie de medidas que permitan al GRT aplicar:

• a) una estrategia de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo, y
• b) una estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba.

2. En lo que se refiere a la estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba, el procedimiento de reenergizaci髇 contendr� como m韓imo medidas para:

• a) gestionar los desv韔s de tensi髇 y frecuencia debidos a la reenergizaci髇;
• b) supervisar y gestionar el funcionamiento en isla, y
• c) resincronizar las zonas de funcionamiento en isla.

Art韈ulo 27 Activaci髇 del procedimiento de reenergizaci髇

1. Al activar el procedimiento de reenergizaci髇, cada GRT establecer� la estrategia que deber� aplicarse teniendo en cuenta:

• a) la disponibilidad de fuentes de energ韆 capaces de reenergizar en su zona de control;
• b) la duraci髇 prevista y los riesgos de las posibles estrategias de reenergizaci髇;
• c) las condiciones de los sistemas el閏tricos;
• d) las condiciones de los sistemas directamente conectados, incluido como m韓imo el estado de las interconexiones;
• e) las necesidades espec韋icas de los usuarios significativos prioritarios de la red enumerados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y
• f) la posibilidad de combinar estrategias de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo y de abajo hacia arriba.

2. Al aplicar una estrategia de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo, cada GRT gestionar� la conexi髇 de la carga y la generaci髇 a fin de regular la frecuencia hacia su valor nominal con una tolerancia m醲ima de la derivada m醲ima de frecuencia en r間imen permanente. Cada GRT aplicar� las condiciones de conexi髇 de la carga y la generaci髇 definidas por el coordinador de frecuencia, cuando haya sido nombrado de conformidad con el art韈ulo 29.

3. Al aplicar una estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba, cada GRT gestionar� la conexi髇 de la carga y la generaci髇 a fin de regular la frecuencia hacia su valor objetivo establecido de conformidad con el art韈ulo 28, apartado 3, letra c).

4. Durante la reenergizaci髇, el GRT, previa consulta a los GRD, establecer� y notificar� la cantidad de demanda neta que deber� reconectarse en las redes de distribuci髇. Cada GRD reconectar� la cantidad notificada de demanda neta respetando el escal髇 de reconexi髇 y teniendo en cuenta la reconexi髇 autom醫ica de la carga y la generaci髇 en su red.

5. Cada GRT informar� a sus GRT vecinos de su capacidad de apoyo a una estrategia de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo.

6. Para la activaci髇 de una estrategia de reenergizaci髇 de arriba hacia abajo, el GRT solicitar� a los GRT vecinos apoyo para la reenergizaci髇. Este apoyo podr� consistir en asistencia con potencia activa, de conformidad con el art韈ulo 21, apartados 3 a 5. Los GRT solicitados prestar醤 asistencia para la reenergizaci髇, salvo si ello provocase los estados de emergencia o apag髇 en sus sistemas. En este caso, el GRT solicitante recurrir� a la estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba.

Art韈ulo 28 Procedimiento de gesti髇 de la frecuencia

1. El procedimiento de gesti髇 de la frecuencia del plan de reposici髇 contendr� una serie de medidas destinadas a reestablecer la frecuencia del sistema a su valor nominal.

2. Cada GRT activar� su procedimiento de gesti髇 de la frecuencia:

• a) en preparaci髇 del procedimiento de resincronizaci髇, cuando una zona s韓crona est� dividida en varias regiones sincronizadas;
• b) en caso de desv韔 de frecuencia en la zona s韓crona, o
• c) en caso de reenergizaci髇.

3. El procedimiento de gesti髇 de la frecuencia incluir� como m韓imo:

• a) una lista de actuaciones relativas al establecimiento del control de frecuencia-potencia antes del nombramiento de los coordinadores de frecuencias;
• b) el nombramiento de los coordinadores de frecuencias;
• c) el establecimiento de la frecuencia objetivo en caso de una estrategia de reenergizaci髇 de abajo hacia arriba;
• d) la gesti髇 de la frecuencia tras desv韔 de frecuencia, y
• e) la gesti髇 de la frecuencia tras la divisi髇 de una zona s韓crona;
• f) la determinaci髇 de la cantidad de carga y generaci髇 que deber� reconectarse, habida cuenta de las reservas disponibles de potencia activa dentro de la regi髇 sincronizada a fin de evitar grandes desv韔s de frecuencia.

Art韈ulo 29 Nombramiento de un coordinador de frecuencia

1. Durante la reposici髇 del sistema, cuando una zona s韓crona est� dividida en varias regiones sincronizadas, los GRT de cada regi髇 sincronizada nombrar醤 un coordinador de frecuencia, con arreglo al apartado 3.

2. Durante la reposici髇 del sistema, cuando una zona s韓crona no est� dividida, pero la frecuencia del sistema supere los l韒ites de frecuencia para el estado de alerta tal como se define en el art韈ulo 18, apartado 2, del Reglamento (UE) 2017/1485, todos los GRT de la zona s韓crona nombrar醤 un coordinador de frecuencia, con arreglo al apartado 3.

3. El GRT con el mayor factor K estimado en tiempo real ser� nombrado coordinador de frecuencia, salvo si los GRT de la regi髇 sincronizada, o de la zona s韓crona, acuerdan nombrar a otro GRT coordinador de frecuencia. En ese caso, los GRT de la regi髇 sincronizada, o de la zona s韓crona, considerar醤 los siguientes criterios:

• a) la cantidad disponible de reservas de potencia activa y, especialmente, de reservas para reposici髇 de la frecuencia;
• b) las capacidades disponibles en las interconexiones,
• c) la disponibilidad de medidas de frecuencia de los GRT de la regi髇 sincronizada o de la zona s韓crona, y
• d) la disponibilidad de medidas de los elementos cr韙icos dentro de la regi髇 sincronizada o de la zona s韓crona.

4. No obstante lo dispuesto en el apartado 3, cuando el tama駉 de la zona s韓crona interesada y la situaci髇 en tiempo real lo permitan, los GRT de la zona s韓crona podr醤 nombrar un coordinador de frecuencia predeterminado.

5. El GRT nombrado coordinador de frecuencia con arreglo a los apartados 1 y 2 informar� a los dem醩 GRT de la zona s韓crona de su nombramiento sin demora.

6. El coordinador de frecuencia nombrado ejercer� su funci髇 hasta que:

• a) se nombre a otro coordinador de frecuencia para su regi髇 sincronizada;
• b) se nombre un nuevo coordinador de frecuencia como consecuencia de la resincronizaci髇 de su regi髇 sincronizada con otra regi髇 sincronizada, o
• c) la zona s韓crona haya sido completamente resincronizada, la frecuencia del sistema est� dentro de rango normal de frecuencias y el CFP por cada GRT de la zona s韓crona haya vuelto a su modo de funcionamiento normal de conformidad con el art韈ulo 18, apartado 1, del Reglamento (UE) 2017/1485.

Art韈ulo 30 Gesti髇 de la frecuencia tras un desv韔 de frecuencia

1. Durante la reposici髇 del sistema, cuando un coordinador de frecuencia haya sido nombrado con arreglo al art韈ulo 29, apartado 3, los GRT de la zona s韓crona distintos del coordinador de frecuencia suspender醤, como primera medida, la activaci髇 manual de las reservas para la recuperaci髇 de la frecuencia y las reservas de sustituci髇.

2. Previa consulta con los dem醩 GRT de la zona s韓crona, el coordinador de frecuencia establecer� el modo de funcionamiento que deber� aplicarse al CFP operado por cada GRT de la zona s韓crona.

3. El coordinador de frecuencia gestionar� la activaci髇 manual de las reservas para la recuperaci髇 de la frecuencia y las reservas de sustituci髇 dentro de la zona s韓crona a fin de regular la frecuencia de la zona s韓crona hacia su valor nominal y teniendo en cuenta los l韒ites de seguridad de la operaci髇 definidos con arreglo al art韈ulo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485. Previa petici髇, cada GRT de la zona s韓crona dar� apoyo al coordinador de frecuencia.

Art韈ulo 31 Gesti髇 de la frecuencia tras la divisi髇 de una zona s韓crona

1. Durante la reposici髇 del sistema, cuando un coordinador de frecuencia haya sido nombrado con arreglo al art韈ulo 29, apartado 3, los GRT de cada regi髇 sincronizada, a excepci髇 del coordinador de frecuencia, suspender醤, como primera medida, la activaci髇 manual de las reservas para la recuperaci髇 de la frecuencia y las reservas de sustituci髇.

2. Previa consulta con los dem醩 GRT de la regi髇 sincronizada, el coordinador de frecuencia establecer� el modo de funcionamiento que deber� aplicarse al CFP operado por cada GRT de la regi髇 sincronizada.

3. El coordinador de frecuencia gestionar� la activaci髇 manual de las reservas para la recuperaci髇 de la frecuencia y las reservas de sustituci髇 dentro de la regi髇 sincronizada a fin de regular la frecuencia de la regi髇 sincronizada hacia su valor objetivo establecido por el coordinador de resincronizaci髇, si lo hubiere, con arreglo al art韈ulo 34, apartado 1, letra a), y teniendo en cuenta los l韒ites de seguridad de la operaci髇 establecidos con arreglo al art韈ulo 25 del Reglamento (UE) 2017/1485. Cuando no se haya nombrado un coordinador de resincronizaci髇 para la regi髇 sincronizada, el coordinador de frecuencia procurar� regular la frecuencia hacia su valor nominal. Previa petici髇, cada GRT de la regi髇 sincronizada dar� apoyo al coordinador de frecuencia.

Art韈ulo 32 Procedimiento de resincronizaci髇

El procedimiento de resincronizaci髇 del plan de reposici髇 incluir�, como m韓imo:

• a) el nombramiento de un coordinador de resincronizaci髇;
• b) las medidas que permitan al GRT aplicar la estrategia de resincronizaci髇, y
• c) los l韒ites m醲imos de la diferencia angular y el desv韔 de tensi髇 y frecuencia en las l韓eas de conexi髇.

Art韈ulo 33 Nombramiento de un coordinador de resincronizaci髇

1. Durante la reposici髇 del sistema, cuando dos regiones sincronizadas puedan resincronizarse sin poner en peligro la seguridad de la operaci髇 de los sistemas de transporte, los coordinadores de frecuencia de estas regiones sincronizadas nombrar醤 un coordinador de resincronizaci髇 en consulta con al menos los GRT identificados como resincronizadores potenciales y con arreglo al apartado 2. Cada coordinador de frecuencia informar� sin demora a los GRT de su regi髇 sincronizada del nombramiento del coordinador de resincronizaci髇.

2. Para cada par de regiones sincronizadas que deban resincronizarse, el coordinador de resincronizaci髇 ser� el GRT que:

• a) tenga en funcionamiento al menos una subestaci髇 equipada con un teleacoplador en la frontera entre dos regiones sincronizadas que deban resincronizarse;
• b) tenga acceso a las medidas de frecuencia de las dos regiones sincronizadas;
• c) tenga acceso a las medidas de tensi髇 en las subestaciones entre las que se sit鷈n los posibles puntos de resincronizaci髇, y
• d) pueda controlar la tensi髇 de los posibles puntos de resincronizaci髇.

3. Cuando m醩 de un GRT cumpla los criterios del apartado 2, se nombrar� coordinador de resincronizaci髇 al GRT con el mayor n鷐ero de posibles puntos de resincronizaci髇 entre las dos regiones sincronizadas, a no ser que los coordinadores de frecuencia de las dos regiones sincronizadas acuerden nombrar coordinador de resincronizaci髇 a otro GRT.

4. El coordinador de resincronizaci髇 nombrado ejercer� su funci髇 hasta que:

• a) se nombre a otro coordinador de resincronizaci髇 para las dos regiones sincronizadas, o
• b) las dos regiones sincronizadas hayan sido resincronizadas y se hayan finalizado todos los pasos enumerados en el art韈ulo 34.

Art韈ulo 34 Estrategia de resincronizaci髇

1. Previamente a la resincronizaci髇, el coordinador de resincronizaci髇:

• a) establecer�, con arreglo a los l韒ites m醲imos referidos en el art韈ulo 32:
  • i) el valor objetivo de la frecuencia de resincronizaci髇;
  • ii) la diferencia m醲ima de frecuencia entre dos regiones sincronizadas;
  • iii) el intercambio m醲imo de potencia activa y reactiva, y
  • iv) el modo de funcionamiento que deber� aplicarse al CFP;
• b) seleccionar� el punto de resincronizaci髇, teniendo en cuenta los l韒ites de seguridad de la operaci髇 en las regiones sincronizadas;
• c) establecer� y preparar� todas las actuaciones necesarias para la resincronizaci髇 de las dos regiones sincronizadas en el punto de resincronizaci髇;
• d) establecer� y preparar� una serie posterior de actuaciones para crear conexiones adicionales entre las regiones sincronizadas, y
• e) evaluar� el grado de preparaci髇 de las regiones sincronizadas para efectuar la resincronizaci髇, teniendo en cuenta las condiciones enumeradas en la letra a).

2. Al efectuar las tareas enumeradas en el apartado 1, el coordinador de resincronizaci髇 consultar� a los coordinadores de frecuencia de las regiones sincronizadas interesadas y, en relaci髇 con las tareas enumeradas en las letras b) a e), consultar� asimismo a los GRT que operen las subestaciones utilizadas para la resincronizaci髇.

3. Cada coordinador de frecuencia informar� a los GRT de su regi髇 sincronizada de la resincronizaci髇 prevista sin demora indebida.

4. Cuando todas las condiciones establecida de conformidad con el apartado 1, letra a), se cumplan, el coordinador de resincronizaci髇 ejecutar� la resincronizaci髇 activando las actuaciones establecidas de conformidad con el apartado 1, letras c) y d).

Art韈ulo 35 Procedimiento de suspensi髇 de las actividades de mercado

1. Un GRT podr� suspender temporalmente una o varias de las actividades de mercado establecidas en el apartado 2 cuando:

• a) la red de transporte del GRT est� en estado de apag髇, o
• b) el GRT haya agotado todas las opciones ofrecidas por el mercado y la continuaci髇 de las actividades de mercado en el estado de emergencia deteriorar韆n una o varias de las condiciones referidas en el art韈ulo 18, apartado 3, del Reglamento (UE) 2017/1485, o
• c) la continuaci髇 de las actividades de mercado disminuir韆 significativamente la eficacia del proceso de reposici髇 al estado normal o de alerta, o
• d) los instrumentos y medios de comunicaci髇 que los GRT necesitan para facilitar las actividades de mercado no est醤 disponibles.

2. Podr醤 suspenderse con arreglo al apartado 1 las siguientes actividades de mercado:

• a) el suministro de capacidad de intercambio para la asignaci髇 de capacidad en la zona de oferta correspondiente en las fronteras entre zonas de oferta para cada horizonte temporal del mercado cuando se prevea que la red de transporte no se vaya a devolver al estado normal o de alerta;
• b) el suministro por parte de un proveedor de servicios de balance de ofertas de reserva de balance y de ofertas de energ韆 de balance;
• c) el suministro por un sujeto de liquidaci髇 de una posici髇 de balance al final del horizonte temporal diario si as� lo exigen las condiciones relativas al balance;
• d) la provisi髇 de modificaciones de la posici髇 de los sujetos de liquidaci髇;
• e) la provisi髇 de los programas a que hace referencia el art韈ulo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485, y
• f) otras actividades de mercado pertinentes cuya suspensi髇 se considere necesaria para preservar y/o reponer el sistema.

3. En caso de suspensi髇 de las actividades de mercado con arreglo al apartado 1, a petici髇 del GRT, cada USR operar�, cuando sea t閏nicamente posible, a un valor de consigna de potencia activa establecido por el GRT.

4. Cuando suspenda las actividades de mercado con arreglo al apartado 1, el GRT podr� suspender total o parcialmente la gesti髇 de sus procesos afectados por dicha suspensi髇.

5. Cuando suspenda las actividades de mercado con arreglo al apartado 1, el GRT se coordinar� como m韓imo con las siguientes partes:

• a) los GRT de las regiones de c醠culo de la capacidad en las que participe el GRT;
• b) los GRT con los que el GRT tenga acuerdos para la coordinaci髇 del balance;
• c) los operadores designados del mercado de la electricidad (NEMO) y otras entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones del mercado con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222 en su zona de control;
• d) los GRT de un bloque de control frecuencia-potencia en el que participe el GRT, y
• e) responsable del c醠culo de la capacidad coordinada de las regiones de c醠culo de la capacidad en las que participe el GRT.

6. En caso de suspensi髇 de las actividades de mercado, cada GRT lanzar� el procedimiento de comunicaci髇 establecido en el art韈ulo 38.

Art韈ulo 36 Reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado

1. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborar� una propuesta de reglas sobre la suspensi髇 y el restablecimiento de las actividades de mercado.

2. El GRT publicar� estas reglas en su sitio web previa aprobaci髇 de las mismas por la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

3. Las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado ser醤 compatibles en la medida de lo posible con:

• a) las reglas relativas al suministro de capacidad de intercambio con las regiones de c醠culo de la capacidad interesadas;
• b) las reglas de presentaci髇 por parte de los proveedores de servicios de balance de ofertas de reserva de balance y de ofertas de energ韆 de balance resultantes de acuerdos con otros GRT para la coordinaci髇 del balance;
• c) las reglas para la provisi髇 por un sujeto de liquidaci髇 de una posici髇 balanceada al final del horizonte temporal diario si as� lo exigen las reglas relativas al mercado de balance;
• d) las reglas de provisi髇 de modificaciones de la posici髇 de los sujetos de liquidaci髇, y
• e) las reglas de provisi髇 de los programas a que hace referencia el art韈ulo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.

4. Al elaborar las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado, cada GRT convertir� las situaciones referidas en el art韈ulo 35, apartado 1, en par醡etros objetivamente definidos que tengan en cuenta los siguientes factores:

• a) el porcentaje de deslastre de carga en la zona CFP del GRT que corresponda a:
  • i) la incapacidad de una proporci髇 importante de sujetos de liquidaci髇 para mantener su balance, o
  • ii) la necesidad de que el GRT no siga los procesos habituales de balance para efectuar una reenergizaci髇 eficiente;
• b) el porcentaje de desconexi髇 de generaci髇 en la zona CFP del GRT que corresponda a la incapacidad de una proporci髇 importante de sujetos de liquidaci髇 para mantener su balance;
• c) la proporci髇 y distribuci髇 geogr醘ica de los elementos del sistema de transporte indisponibles que correspondan a:
  • i) la desincronizaci髇 de una parte importante de la zona CFP que convierta en contraproducentes los procesos habituales de balance, o
  • ii) la reducci髇 a cero de la capacidad de intercambio en una frontera entre zonas de oferta;
• d) la incapacidad de las entidades afectadas siguientes para ejecutar sus actividades de mercado por razones ajenas a su control:
  • i) sujetos de liquidaci髇,
  • ii) proveedores de servicios de balance,
  • iii) operadores designados del mercado de la electricidad (NEMO) y otras entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones del mercado con arreglo al Reglamento (UE) 2015/1222,
  • iv) los GRD conectados a la red de transporte;
• e) la falta de herramientas y medios de comunicaci髇 en correcto funcionamiento necesarios para efectuar:
  • i) el acoplamiento 鷑ico diario o intradiario o cualquier mecanismo de asignaci髇 expl韈ita de capacidad, o
  • ii) el proceso de recuperaci髇 de la frecuencia, o
  • iii) el proceso de sustituci髇 de reservas, o
  • iv) el suministro por un sujeto de liquidaci髇 de una posici髇 balanceada al final del horizonte temporal diario y la provisi髇 de modificaciones de su posici髇, o
  • v) la provisi髇 de los programas a que hace referencia el art韈ulo 111, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2017/1485.

5. Las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado establecer醤 un plazo de respeto obligado para cada par醡etro determinado con arreglo al apartado 4 antes de iniciar el procedimiento de suspensi髇 de las actividades de mercado.

6. El GRT interesado evaluar� en tiempo real los par醡etros determinados con arreglo al apartado 4 sobre la base de la informaci髇 a su disposici髇.

7. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2020, la REGRT de electricidad presentar� a la Agencia un informe de evaluaci髇 del grado de armonizaci髇 de las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado establecidas por los GRT en el que se indiquen, llegado el caso, los 醡bitos que necesiten armonizaci髇.

8. A m醩 tardar el 18 de junio de 2020, cada GRT presentar� a la REGRT de electricidad los datos necesarios para elaborar y presentar el informe con arreglo al apartado 7.

Art韈ulo 37 Procedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado

1. El GRT interesado, en coordinaci髇 con los operadores designados del mercado de la electricidad activos en su zona de control y con los GRT vecinos, iniciar� el procedimiento de restablecimiento de las actividades de mercado suspendidas con arreglo al art韈ulo 35, apartado 1, cuando:

• a) haya finalizado la situaci髇 que provoc� la suspensi髇, y no sea de aplicaci髇 ninguna otra situaci髇 mencionada en el art韈ulo 35, apartado 1, y
• b) las entidades mencionadas en el art韈ulo 38, apartado 2, hayan sido debidamente informadas por adelantado con arreglo al art韈ulo 38.

2. El GRT interesado, en coordinaci髇 con los GRT vecinos, iniciar� el restablecimiento de los procesos del GRT afectados por la suspensi髇 de las actividades de mercado cuando se cumplan las condiciones del apartado 1, o antes si fuera necesario para restablecer las actividades de mercado.

3. Los operadores designados del mercado de la electricidad interesados, en coordinaci髇 con los GRT y las entidades mencionadas en el art韈ulo 35, apartado 5, iniciar醤 el restablecimiento de los procesos pertinentes de acoplamiento 鷑ico diario y/o intradiario en cuanto los GRT informen que han sido restaurados los procesos de los GRT.

4. Cuando la provisi髇 de capacidad de intercambio se haya suspendido y posteriormente restablecido, cada GRT interesado actualizar� las capacidades de intercambio para la asignaci髇 de capacidad utilizando la opci髇 m醩 factible y eficiente de entre las siguientes para cada unidad de tiempo del mercado:

• a) las capacidades de intercambio entre zonas de oferta m醩 recientes disponibles obtenidas por el responsable del c醠culo de la capacidad coordinada;
• b) los procesos de c醠culo regional de la capacidad de intercambio entre zonas de oferta aplicables de conformidad con los art韈ulos 29 y 30 del Reglamento (UE) 2015/1222, o,
• c) las capacidades de intercambio entre zonas de oferta determinadas, en coordinaci髇 con los GRT de la regi髇 de c醠culo de la capacidad, sobre la base de las condiciones f韘icas reales de la red.

5. Cuando parte de la zona acoplada total donde se hayan suspendido las actividades de mercado haya vuelto al estado normal o de alerta, los operadores designados del mercado de la electricidad tendr� derecho a ejecutar un acoplamiento del mercado en una parte de la zona acoplada total, en consulta con los GRT y entidades mencionados en el art韈ulo 35, apartado 5, siempre que el GRT haya restablecido el proceso de c醠culo de la capacidad.

6. En un plazo m醲imo de 30 d韆s desde el restablecimiento de las actividades de mercado, los GRT que hayan suspendido las actividades de mercado restauradas elaborar醤 un informe, como m韓imo en ingl閟, que contenga una explicaci髇 detallada de la justificaci髇, la implementaci髇 y las repercusiones de la suspensi髇 del mercado y una referencia al cumplimiento de las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado y lo presentar醤 a la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE, al tiempo que lo ponen a disposici髇 de las entidades mencionadas en el art韈ulo 38, apartado 2.

7. Las autoridades reguladoras de los Estados miembros o la Agencia podr醤 dictar una recomendaci髇 a los GRT interesados de que fomenten las buenas pr醕ticas e impidan incidentes similares en el futuro.

Art韈ulo 38 Procedimiento de comunicaci髇

1. Las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado elaboradas con arreglo al art韈ulo 36 contendr醤 asimismo un procedimiento de comunicaci髇 que detalle las tareas y actuaciones esperadas de cada parte en sus diferentes funciones durante la suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado.

2. El procedimiento de comunicar醤 dispondr� el env韔 simult醤eo de la informaci髇 a las siguientes entidades:

• a) las partes a que se refiere el art韈ulo 35, apartado 5;
• b) los responsables de balance;
• c) los proveedores de servicios de balance;
• d) los GRD conectados a la red de transporte, y
• e) la autoridad reguladora pertinente de los Estados miembros interesados, de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

3. El procedimiento de comunicaci髇 incluir� como m韓imo los siguientes pasos:

• a) la notificaci髇 del GRT de que las actividades de mercado han sido suspendidas de conformidad con el art韈ulo 35;
• b) la notificaci髇 del GRT de la mejor estimaci髇 del tiempo y la fecha de reposici髇 de la red de transporte;
• c) la notificaci髇 de los operadores designados del mercado de la electricidad y dem醩 entidades asignadas para ejecutar las funciones de mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 y con el Reglamento (UE) 2016/1719 en relaci髇 con la suspensi髇 de sus actividades, en su caso;
• d) las actualizaciones por parte de los GRT en relaci髇 con el proceso de reposici髇 de la red de transporte;
• e) la notificaci髇 por las entidades mencionadas en el apartado 2, letras a) a d), de que sus instrumentos de mercado y sistemas de comunicaciones est醤 en funcionamiento;
• f) la notificaci髇 por los GRT de que la red de transporte ha sido restaurada al estado normal o al estado de alerta;
• g) la notificaci髇 de los operadores designados del mercado de la electricidad y dem醩 entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones de mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 en relaci髇 con la mejor estimaci髇 del tiempo y la fecha de restablecimiento de las actividades de mercado, y
• h) la confirmaci髇 por parte de los operadores designados del mercado de la electricidad y dem醩 entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones de mercado de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222 de que se han restablecido las actividades de mercado.

4. Todas las notificaciones y actualizaciones por parte de los GRT y los operadores designados del mercado de la electricidad y dem醩 entidades asignadas o delegadas para ejecutar las funciones de mercado a que hace referencia el apartado 3 se publicar醤 en los sitios web de esas entidades. Cuando no sea posible publicar la notificaci髇 o actualizaci髇 en el sitio web, la entidad sujeta a la obligaci髇 de notificaci髇 informar� por correo electr髇ico, o por cualquier otro medio disponible, como m韓imo a las partes que participen directamente en las actividades de mercado suspendidas.

5. La notificaci髇 prevista en el apartado 3, letra e), se efectuar� por correo electr髇ico, o por cualquier otro medio disponible, al GRT interesado.

Art韈ulo 39 Reglas de compensaci髇 en caso de suspensi髇 de las actividades de mercado

1. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, cada GRT elaborar� una propuesta de reglas de liquidaci髇 de los desv韔s y de liquidaci髇 de la reserva de balance y la energ韆 de balance que ser醤 de aplicaci髇 para los per韔dos de liquidaci髇 de desv韔s durante los que hayan estado suspendidas las actividades de mercado. El GRT podr� proponer las mismas reglas que aplica a las operaciones normales.

El GRT publicar� estas reglas en su sitio web previa aprobaci髇 de las mismas por la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE.

Un GRT podr� delegar las tareas del GRT indicadas en el presente art韈ulo a uno o varios terceros, siempre y cuando el tercero pueda ejercer la funci髇 correspondiente con al menos tanta eficacia como los GRT. Un Estado miembro o, cuando proceda, una autoridad reguladora, podr� delegar las tareas del GRT indicadas en el presente art韈ulo a uno o varios terceros, siempre y cuando el tercero pueda ejercer la funci髇 correspondiente con al menos tanta eficacia como los GRT.

2. Las reglas a que hace referencia el apartado 1 se aplicar醤 a las liquidaciones del GRT con los sujetos de liquidaci髇, terceros, llegado el caso, y proveedores de servicios de balance.

3. Las reglas elaboradas de conformidad con el apartado 1:

• a) garantizar醤 la neutralidad financiera de cada GRT y tercero pertinentes indicados en el apartado 1;
• b) evitar醤 distorsiones de los incentivos o incentivos contraproducentes para los responsables de balance, proveedores de servicios de balance y GRT;
• c) incentivar醤 a los sujetos de liquidaci髇 para que se esfuercen por estar en equilibrio o por contribuir a restablecer el equilibrio del sistema;
• d) evitar醤 sanciones pecuniarias impuestas a los sujetos de liquidaci髇 y proveedores de servicios de balance por la ejecuci髇 de las actuaciones solicitadas por el GRT;
• e) disuadir醤 a los GRT de suspender las actividades de mercado, salvo en caso estrictamente necesario, e incentivar醤 a los GRT para que restablezcan las actividades del mercado cuanto antes, y
• f) incentivar醤 a los proveedores de servicios de balance a ofrecer servicios al GRT que contribuya a reponer el estado normal del sistema.

Art韈ulo 40 Intercambio de informaci髇

1. Adem醩 de las disposiciones de los art韈ulos 40 a 53 del Reglamento (UE) 2017/1485, cada GRT en estado de emergencia, apag髇 o reposici髇 tendr� derecho a recoger la siguiente informaci髇:

• a) de los GRD identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, la informaci髇 necesaria sobre, como m韓imo:
  • i) la parte de su red que funcione en isla,
  • ii) la capacidad de sincronizar partes de su red que funcionen en isla, y
  • iii) la capacidad de iniciar el funcionamiento en isla;
• b) de los USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y los proveedores de servicios de reposici髇, informaci髇 sobre como m韓imo las siguientes condiciones:
  • i) el estado actual de la instalaci髇,
  • ii) los l韒ites operativos,
  • iii) el tiempo total de activaci髇 y el tiempo para aumentar la generaci髇, y
  • iv) los tiempos cr韙icos de procesos.

2. Durante los estados de emergencia, apag髇 o reposici髇, cada GRT facilitar� oportunamente y a los efectos de los procedimientos del plan de emergencia del sistema y del plan de reposici髇 la siguiente informaci髇, cuando el GRT disponga de ella:

• a) a los GRT vecinos, informaci髇 sobre, como m韓imo:
  • i) la extensi髇 y los l韒ites de la regi髇 sincronizada o las regiones sincronizadas a las que pertenezca su zona de control,
  • ii) las restricciones para operar la regi髇 sincronizada,
  • iii) la duraci髇 y cantidad m醲imas de potencia activa y reactiva que se pueda suministrar a trav閟 de las interconexiones, y
  • iv) cualesquiera otras restricciones t閏nicas u organizativas;
• b) al coordinador de frecuencia de su regi髇 sincronizada, informaci髇 sobre, como m韓imo:
  • i) las restricciones al mantenimiento del funcionamiento en isla,
  • ii) la carga y generaci髇 adicional disponible, y
  • iii) la disponibilidad de reservas operativas;
• c) a los GRD conectados a la red de transporte identificados con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, y al art韈ulo 23, apartado 4, informaci髇 sobre, como m韓imo:
  • i) el estado del sistema de su red de transporte,
  • ii) los l韒ites de potencia activa y reactiva, el escal髇 de reconexi髇, las posiciones de las tomas de los transformadores y de los interruptores en los puntos de conexi髇,
  • iii) la informaci髇 sobre el estado actual y planificado de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad conectados al GRD, si no est� disponible para el GRD directamente, y
  • iv) toda la informaci髇 necesaria para una mayor coordinaci髇 con las partes conectadas a la distribuci髇;
• d) a los proveedores de servicios en emergencia, informaci髇 sobre, como m韓imo:
  • i) el estado de su red de transporte, y
  • ii) las medidas programadas que exigen la participaci髇 de los proveedores de servicios en emergencia;
• e) a los GRD y USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y a los proveedores de servicios de reposici髇, informaci髇 sobre, como m韓imo:
  • i) el estado de su red de transporte,
  • ii) la capacidad y los planes para reenergizar en los acoplamientos, y
  • iii) las medidas programadas que exigen su participaci髇.

3. Los GRT en estado de emergencia, apag髇 o reposici髇 se intercambiar醤 informaci髇 sobre, como m韓imo:

• a) las circunstancias que hayan provocado el actual estado del sistema de su sistema de transporte, en la medida en que sean conocidas, y
• b) los problemas potenciales que hacen necesario el apoyo con potencia activa.

4. Un GRT en estado de emergencia, apag髇 o reposici髇 proveer� oportunamente informaci髇 sobre el estado de su red de transporte y, cuando est� disponible, informaci髇 adicional que explique la situaci髇 de la red de transporte:

• a) a los operadores designados del mercado de la electricidad, que pondr醤 esta informaci髇 a disposici髇 de sus participantes del mercado, con arreglo a lo dispuesto en el art韈ulo 38;
• b) a su autoridad reguladora pertinente de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE o, cuando as� lo disponga expl韈itamente la normativa nacional, a las entidades a que hace referencia el art韈ulo 4, apartado 3, y
• c) a cualquier otra parte pertinente, seg鷑 corresponda.

5. Los GRT informar醤 a cada parte afectada sobre el plan de pruebas elaborado con arreglo al art韈ulo 43, apartados 2 y 3.

Art韈ulo 41 Sistemas de comunicaci髇

1. Cada GRD y USR determinado con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, letras b) y c), cada proveedor de servicios de reposici髇 y cada GRT tendr� un sistema de comunicaci髇 por voz implantado con suficientes equipos redundantes y fuentes de suministro de energ韆 de reserva para permitir el intercambio de informaci髇 necesaria para el plan de reposici髇 durante al menos 24 horas en caso de ausencia total de suministro externo de energ韆 el閏trica, o en caso de fallo de alguno de los equipos individuales del sistema de comunicaci髇 por voz. Los Estados miembros podr醤 exigir una capacidad m韓ima de energ韆 de reserva superior a 24 horas.

2. Cada GRT establecer�, en consulta con los GRD y los USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y con los proveedores de servicios de reposici髇, los requisitos t閏nicos que deber醤 cumplir sus sistemas de comunicaci髇 por voz, as� como el sistema de comunicaci髇 por voz propio del GRT, a fin de permitir la interoperabilidad y de garantizar que la llamada entrante del GRT pueda ser identificada por la otra parte y ser respondida inmediatamente.

3. Cada GRT establecer�, en consulta con sus GRT vecinos y los dem醩 GRT de su zona s韓crona, los requisitos t閏nicos que deber醤 cumplir sus sistemas de comunicaci髇 por voz, as� como el sistema de comunicaci髇 por voz propio del GRT a fin de permitir la interoperabilidad y de garantizar que la llamada entrante del GRT pueda ser identificada por la otra parte y ser respondida inmediatamente.

4. No obstante lo dispuesto en el apartado 1, los USR identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, que sean m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo B y los proveedores de servicios de reposici髇 que sean m骴ulos de generaci髇 de electricidad de tipo A o B, tendr醤 la posibilidad de disponer solamente de un sistema de comunicaci髇 de datos, en lugar de un sistema de comunicaci髇 vocal, previo acuerdo con el GRT. Este sistema de comunicaci髇 de datos deber� cumplir los requisitos establecidos en los apartados 1 y 2.

5. Los Estados miembros podr醤 exigir que, adem醩 del sistema de comunicaci髇 vocal, para apoyar el plan de reposici髇 se utilice un sistema de comunicaci髇 complementario; en ese caso, el sistema de comunicaci髇 complementario deber� cumplir los requisitos establecidos en el apartado 1.

El art韈ulo 15, apartados 5 a 8, el art韈ulo 41 y el art韈ulo 42, apartados 1, 2 y 5, se aplicar醤 a partir del 18 de diciembre de 2022 conforme dispone el art韈ulo 55 del presente Reglamento.

Art韈ulo 42 Herramientas y equipos

1. Cada GRT pondr� a disposici髇 las herramientas y dispositivos a que hace referencia el art韈ulo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485 durante al menos 24 horas en caso de p閞dida de alimentaci髇 el閏trica primaria.

2. Cada GRD y USR determinado con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, as� como cada proveedor de servicios de reposici髇, pondr� a disposici髇 las herramientas y dispositivos cr韙icos a que hace referencia el art韈ulo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485 y utilizados en el plan de reposici髇 durante al menos 24 horas en caso de p閞dida de alimentaci髇 el閏trica primaria, con arreglo a la definici髇 del GRT.

3. Cada GRT dispondr� de al menos una sala de control de reserva geogr醘icamente separada. La sala de control de reserva contendr� como m韓imo las herramientas y dispositivos cr韙icos a los que hace referencia el art韈ulo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485. Cada GRT pondr� a disposici髇 una fuente de suministro de energ韆 de reserva para su sala de control de reserva de al menos 24 horas de duraci髇 en caso de p閞dida de alimentaci髇 el閏trica primaria.

4. Cada GRT preparar� un procedimiento de transferencia para trasladar funciones de la sala de control principal a la sala de control de reserva lo m醩 r醦idamente posible, y en cualquier caso en un plazo m醲imo de tres horas. El procedimiento incluir� la operaci髇 del sistema durante la transferencia.

5. Las subestaciones determinadas esenciales para los procedimientos del plan de reposici髇 con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, ser醤 operativas en caso de p閞dida de alimentaci髇 el閏trica primaria durante al menos 24 horas. En lo que se refiere a las subestaciones de las zonas s韓cronas de Irlanda y Letonia, la duraci髇 de la operaci髇 en caso de p閞dida de alimentaci髇 el閏trica primaria podr� ser inferior a 24 horas y ser� aprobada por la autoridad reguladora u otra autoridad competente del Estado miembro, a propuesta del GRT.

El art韈ulo 15, apartados 5 a 8, el art韈ulo 41 y el art韈ulo 42, apartados 1, 2 y 5, se aplicar醤 a partir del 18 de diciembre de 2022 conforme dispone el art韈ulo 55 del presente Reglamento.

Art韈ulo 43 Principios generales

1. Cada GRT evaluar� peri骴icamente el correcto funcionamiento de todos los equipos y capacidades considerados en el plan de emergencia del sistema y en el plan de reposici髇. A tal fin, cada GRT verificar� peri骴icamente la conformidad de esos equipos y capacidades, con arreglo al apartado 2 y al art韈ulo 41, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/631, al art韈ulo 35, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/1388 y al art韈ulo 69, apartados 1 y 2, del Reglamento (UE) 2016/1447.

2. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2019, cada GRT definir� un plan de pruebas en consulta con los GRD, los USR identificados con arreglo al art韈ulo 11, apartado 4, y al art韈ulo 23, apartado 4, los proveedores de servicios en emergencia y los proveedores de servicios de reposici髇. El plan de pruebas determinar� los equipos y las capacidades pertinentes para el plan de emergencia del sistema y el plan de reposici髇 que se deban someter a prueba.

3. El plan de pruebas incluir� la periodicidad y las condiciones de las pruebas de conformidad con los requisitos m韓imos indicados en los art韈ulos 44 a 47. El plan de pruebas seguir� la metodolog韆 establecida en el Reglamento (UE) 2016/631, el Reglamento (UE) 2016/1388 y el Reglamento (UE) 2016/1447 para la capacidad probada correspondiente. En lo que se refiere a los USR no sujetos al Reglamento (UE) 2016/631, al Reglamento (UE) 2016/1388 y al Reglamento (UE) 2016/1447, el plan de pruebas seguir� las disposiciones de la normativa nacional.

4. Ning鷑 GRT, GRD, USR, proveedor de servicios en emergencia ni proveedor de servicios de reposici髇 pondr� en peligro la seguridad de la operaci髇 de la red de transporte y del sistema de transporte interconectado durante la prueba. La prueba se efectuar� de forma tal que minimice el impacto en los usuarios del sistema.

5. Se considerar� que la prueba se ha efectuado con 閤ito cuando cumpla las condiciones establecidas por el gestor de red pertinente con arreglo al apartado 3. Siempre que no se cumplan dichas condiciones, el GRT, el GRD, el USR, el proveedor de servicios en emergencia y el proveedor de servicios de reposici髇 repetir� la prueba.

Art韈ulo 44 Evaluaci髇 de la conformidad de las capacidades de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad

1. Cada proveedor de servicios de reposici髇 que sea un m骴ulo de generaci髇 de electricidad que proporcione un servicio de arranque aut髇omo efectuar�, como m韓imo cada tres a駉s, una prueba de capacidad de arranque aut髇omo seg鷑 la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 45, apartado 5, del Reglamento (UE) 2016/631.

2. Cada proveedor de servicios de reposici髇 que sea un m骴ulo de generaci髇 de electricidad que proporcione un servicio de resincronizaci髇 r醦ida efectuar� una prueba de cambio a operaci髇 sobre consumos propios despu閟 de cualquier cambio en los equipos que tengan un impacto sobre su capacidad de operaci髇 sobre consumos propios, o despu閟 de dos activaciones sucesivas sin 閤ito en funcionamiento real, seg鷑 la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 45, apartado 6, del Reglamento (UE) 2016/631.

Art韈ulo 45 Evaluaci髇 de la conformidad de las instalaciones de demanda que proporcionen gesti髇 de la demanda

1. Cada proveedor de servicios en emergencia que proporcione gesti髇 de la demanda efectuar� una prueba de modificaci髇 de la demanda, despu閟 de dos actuaciones consecutivas sin 閤ito en funcionamiento real, o como m韓imo cada a駉, seg鷑 la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 41, apartado 1, del Reglamento (UE) 2016/1388.

2. Cada proveedor de servicios en emergencia que proporcione gesti髇 de la demanda mediante deslastre de cargas por subfrecuencia efectuar� una prueba de deslastre de cargas por subfrecuencia en un plazo determinado a nivel nacional y seg鷑 la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 37, apartado 4, del Reglamento (UE) 2016/1388 para las instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte o seg鷑 una metodolog韆 similar definida por el gestor de red pertinente para otras instalaciones de demanda.

Art韈ulo 46 Evaluaci髇 de la conformidad de las capacidades HVDC

Cada proveedor de servicios de reposici髇 que sea un sistema HVDC que proporcione un servicio de arranque aut髇omo efectuar�, como m韓imo cada tres a駉s, una prueba de capacidad de arranque aut髇omo seg鷑 la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 70, apartado 11, del Reglamento (UE) 2016/1447.

Art韈ulo 47 Evaluaci髇 de la conformidad de los rel閟 de deslastre de cargas por subfrecuencia

Cada GRD y GRT efectuar� pruebas con los rel閟 de deslastre de cargas por subfrecuencia implantados en sus instalaciones en un plazo determinado a nivel nacional y seg鷑 la metodolog韆 establecida en el art韈ulo 37, apartado 6, y en el art韈ulo 39, apartado 5, del Reglamento (UE) 2016/1388.

Art韈ulo 48 Pruebas de los sistemas de comunicaci髇

1. Cada GRD y USR identificado con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, cada GRT y cada proveedor de servicios de reposici髇 efectuar� pruebas de los sistemas de comunicaci髇 definidos en el art韈ulo 41, como m韓imo una vez al a駉.

2. Cada GRD y USR identificado con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, cada GRT y cada proveedor de servicios de reposici髇 efectuar� pruebas de la fuente de suministro de energ韆 de reserva de sus sistemas de comunicaci髇, como m韓imo una vez cada cinco a駉s.

3. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2024, cada GRT, en consulta con los dem醩 GRT, definir� un plan de pruebas del sistema de comunicaci髇 entre GRT.

Art韈ulo 49 Pruebas de las herramientas y equipos

1. Cada GRT efectuar� pruebas de la capacidad de las fuentes de energ韆 principal y de reserva para alimentar sus salas de control principal y de reserva, con arreglo al art韈ulo 42, como m韓imo una vez al a駉.

2. Cada GRT efectuar� pruebas de la funcionalidad de las herramientas y dispositivos cr韙icos principales y de reserva a que hace referencia el art韈ulo 24 del Reglamento (UE) 2017/1485, como m韓imo cada tres a駉s. Cuando estas herramientas y dispositivos impliquen a GRD o a USR, estas partes participar醤 en la prueba.

3. Cada GRT efectuar� pruebas de la capacidad de las fuentes de energ韆 de reserva para suministrar servicios esenciales de las subestaciones determinadas prioritarias para los procedimientos del plan de reposici髇 con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, como m韓imo cada cinco a駉s. Cuando estas subestaciones est閚 situadas en redes de distribuci髇, efectuar� la prueba el GRD.

4. Cada GRT efectuar� pruebas del procedimiento de transferencia de la sala de control principal a la sala de control de reserva, de acuerdo con lo previsto en el art韈ulo 42, apartado 4, como m韓imo una vez al a駉.

Art韈ulo 50 Evaluaci髇 de la conformidad y revisi髇 peri骴ica del plan de emergencia del sistema

1. Cada GRD afectado por la implementaci髇 del deslastre de cargas por subfrecuencia en sus instalaciones actualizar� una vez al a駉 la comunicaci髇 al operador del sistema emisor de la notificaci髇 prevista en el art韈ulo 12, apartado 6, letra b). Esta comunicaci髇 indicar� los valores de frecuencia en los que se inicia la desconexi髇 de demanda neta y el porcentaje de demanda neta desconectada en cada valor.

2. Cada GRT supervisar� la correcta implementaci髇 del deslastre de cargas por subfrecuencia sobre la base de la comunicaci髇 escrita anual a que hace referencia el apartado 1 y, llegado el caso, atendiendo a los detalles de implementaci髇 de las instalaciones de los GRT.

3. Cada GRT revisar�, como m韓imo cada cinco a駉s, su plan completo de emergencia del sistema a fin de evaluar su eficacia. En su evaluaci髇, el GRT tendr� en cuenta como m韓imo:

• a) el desarrollo y la evoluci髇 de su red desde la 鷏tima evaluaci髇 o el primer dise駉;
• b) las capacidades de los nuevos equipos instalados en las redes de transporte y distribuci髇 desde la 鷏tima evaluaci髇 o el primer dise駉;
• c) los USR que hayan iniciado actividades desde la 鷏tima evaluaci髇 o el primer dise駉, sus capacidades y los servicios relevantes prestados;
• d) las pruebas efectuadas y el an醠isis de los incidentes del sistema con arreglo al art韈ulo 56, apartado 5, del Reglamento (UE) 2017/1485, y
• e) los datos operativos recogidos durante el funcionamiento normal y despu閟 de la perturbaci髇.

4. Cada GRT revisar� las medidas pertinentes de su plan de emergencia del sistema con arreglo al apartado 3 antes de cualquier cambio sustancial de la configuraci髇 de la red.

5. Cuando el GRT determine la necesidad de adaptar el plan de emergencia del sistema, modificar� su plan e implementar� estas modificaciones de conformidad con el art韈ulo 4, apartado 2, letras c) y d), y con los art韈ulos 11 y 12.

Art韈ulo 51 Evaluaci髇 de la conformidad y revisi髇 peri骴ica del plan de reposici髇 del sistema

1. Cada GRT revisar� las medidas de su plan de reposici髇 sobre la base de simulaciones inform醫icas de prueba, a trav閟 de los datos de los GRD identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y de los proveedores de servicios de reposici髇, como m韓imo cada cinco a駉s. El GRT definir� estas pruebas de simulaci髇 en un procedimiento espec韋ico de pruebas que comprenda como m韓imo:

• a) los caminos de reposici髇 desde de los proveedores de servicios de reposici髇 con capacidades de arranque aut髇omo o de funcionamiento en isla;
• b) la alimentaci髇 de los auxiliares principales de los m骴ulos de generaci髇 de electricidad;
• c) el proceso de reconexi髇 de la demanda, y
• d) el proceso de resincronizaci髇 de las redes que funcionen en isla.

2. Adem醩, cuando el GRT lo considere necesario para la eficacia del plan de reposici髇, cada GRT efectuar� pruebas de funcionamiento de partes del plan de reposici髇, en coordinaci髇 con los GRD identificados con arreglo al art韈ulo 23, apartado 4, y con los proveedores de servicios de reposici髇. El GRT definir�, en consulta con los GRD y los proveedores de servicios de reposici髇, esas pruebas de funcionamiento en un procedimiento espec韋ico de prueba.

3. Cada GRT evaluar� la eficacia de su plan de reposici髇, como m韓imo cada cinco a駉s.

4. Cada GRT revisar� las medidas pertinentes de su plan de reposici髇 del sistema con arreglo al apartado 1 y revisar� su eficacia antes de cualquier cambio sustancial de la configuraci髇 de la red.

5. Cuando el GRT determine la necesidad de adaptar el plan de reposici髇 del sistema, modificar� su plan e implementar� estas modificaciones de conformidad con el art韈ulo 4, apartado 2, letras c) y d), y con los art韈ulos 23 y 24.

Art韈ulo 52 Supervisi髇

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

• a) la determinaci髇 de divergencias en la aplicaci髇 del presente Reglamento al nivel nacional en lo relativo a los elementos enumerados en el art韈ulo 4, apartado 2;
• b) la evaluaci髇 de la coherencia de los planes de emergencia del sistema y de los planes de reposici髇 ejecutados por los GRT, de conformidad con el art韈ulo 6;
• c) los umbrales por encima de los cuales el impacto de las actuaciones de uno o varios GRT en los estados de emergencia, apag髇 o reposici髇 se considerar� significativo para otros GRT dentro de la regi髇 de c醠culo de la capacidad, de conformidad con el art韈ulo 6;
• d) el nivel de armonizaci髇 de las reglas de suspensi髇 y restablecimiento de las actividades de mercado establecidas por los GRT de conformidad con el art韈ulo 36, apartado 1, y a los efectos del informe previsto en el art韈ulo 36, apartado 7;
• e) el nivel de armonizaci髇 de las reglas de liquidaci髇 de los desv韔s y de liquidaci髇 de la energ韆 de balance en caso de suspensi髇 de las actividades de mercado a que se refiere el art韈ulo 39.

2. A m醩 tardar el 18 de diciembre de 2018, la Agencia, en cooperaci髇 con la REGRT de Electricidad, elaborar� una lista de la informaci髇 pertinente que deber� comunicar la REGRT de Electricidad a la Agencia de conformidad con el art韈ulo 8, apartado 9, y con el art韈ulo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) n.� 714/2009. La lista de la informaci髇 pertinente podr� ser objeto de actualizaciones. La REGRT de Electricidad mantendr� un archivo digital de datos exhaustivo, en un formato normalizado, que recoger� la informaci髇 solicitada por la Agencia.

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

4. Previa solicitud de la autoridad reguladora pertinente de conformidad con el art韈ulo 37 de la Directiva 2009/72/CE, los GRD y las entidades previstas en el art韈ulo 39, apartado 1, facilitar醤 a los GRT la informaci髇 contemplada en el apartado 2, a menos que dicha informaci髇 ya haya sido puesta a disposici髇 de las autoridades reguladoras, los GRT, la Agencia o la REGRT de Electricidad en el desempe駉 de sus respectivas funciones de supervisi髇 de la aplicaci髇, con el objetivo de evitar la duplicaci髇 de informaci髇.

Art韈ulo 53 Participaci髇 de las partes interesadas

La Agencia, en estrecha cooperaci髇 con la REGRT de Electricidad, organizar� la participaci髇 de las partes interesadas en lo relativo a la gesti髇 segura de la red y otros aspectos de la aplicaci髇 del presente Reglamento. Dicha participaci髇 implicar� reuniones peri骴icas con las partes interesadas con vistas a definir problemas y proponer mejoras respecto a la gesti髇 segura de la red.

Art韈ulo 54 Modificaciones de contratos y condiciones generales

Todas las cl醬sulas pertinentes en los contratos y condiciones generales de los GRT, los GRD y los USR en relaci髇 con la gesti髇 del sistema se ajustar醤 a los requisitos establecidos en el presente Reglamento. A tal efecto, dichos contratos y condiciones generales se modificar醤 en consecuencia.

Art韈ulo 55 Entrada en vigor

El presente Reglamento entrar� en vigor a los veinte d韆s de su publicaci髇 en el Diario Oficial de la Uni髇 Europea.

El art韈ulo 15, apartados 5 a 8, el art韈ulo 41 y el art韈ulo 42, apartados 1, 2 y 5, se aplicar醤 a partir del 18 de diciembre de 2022.

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