DE Amtsblatt der Europäischen Union L 241/1

VERORDNUNG (EU) 2016/1447 DER KOMMISSION

vom 26. August 2016

zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung

(Text von Bedeutung für den EWR)

DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (1), insbesondere auf Artikel 6 Absatz 11,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Die rasche Vollendung eines voll funktionierenden und vernetzten Energiebinnenmarkts ist für die Erhaltung der Energieversorgungssicherheit, die Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit und die Gewährleistung erschwinglicher Energiepreise für die Verbraucher von entscheidender Bedeutung.

(2) In der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sind diskriminierungsfreie Vorschriften für den Netzzugang im grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt, mit denen ein gut funktionierender Elektrizitätsbinnenmarkt sichergestellt werden soll. Zudem müssen die Mitgliedstaaten oder, wenn Mitgliedstaaten dies vorsehen, die Regulierungsbehörden nach Artikel 5 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) unter anderem gewährleisten, dass für den Netzanschluss objektive und diskriminierungsfreie technische Vorschriften mit Mindestanforderungen an die Auslegung und den Betrieb erarbeitet werden. Stellen Anforderungen Bedingungen für den Anschluss an nationale Netze dar, sind nach Artikel 37 Absatz 6 der genannten Richtlinie die Regulierungsbehörden dafür verantwortlich, zumindest die Methoden für die Berechnung oder Festlegung dieser Anforderungen zu bestimmen oder zu genehmigen. Zur Gewährleistung der Systemsicherheit innerhalb des Stromverbundsystems ist es von entscheidender Bedeutung, ein gemeinsames Verständnis von den Anforderungen an Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme (HGÜ-Systeme) sowie an nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu entwickeln. Anforderungen, die dazu beitragen, die Systemsicherheit aufrechtzuerhalten, zu schützen und wiederherzustellen, um das ordnungsgemäße Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts sowohl innerhalb der Synchrongebiete als auch zwischen den einzelnen Synchrongebieten zu unterstützen und für Kosteneffizienz zu sorgen, sollten als grenzüberschreitende Netzangelegenheiten und Angelegenheiten der Marktintegration betrachtet werden.

(3) Es sollten harmonisierte Vorschriften für den Netzanschluss von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung festgelegt werden, um einen klaren Rechtsrahmen für den Netzanschluss zu schaffen, den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern, die Systemsicherheit zu gewährleisten, die Integration erneuerbarer Energieträger zu unterstützen, den Wettbewerb zu fördern sowie eine effizientere Netz- und Ressourcennutzung zu ermöglichen und somit Vorteile für die Verbraucher zu schaffen.

(4) Die Systemsicherheit hängt unter anderem von den technischen Fähigkeiten der HGÜ-Systeme und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung ab. Grundlegende Voraussetzungen sind daher die regelmäßige Koordinierung auf Übertragungs- und Verteilernetzebene und eine angemessene Leistungsfähigkeit der an die Übertragungs- und Verteilernetze angeschlossenen Betriebsmittel, die ausreichend robust sein müssen, um Störungen standzuhalten und dazu beizutragen, größere Unterbrechungen zu verhindern oder den Wiederaufbau des Netzes nach einem Zusammenbruch zu unterstützen.

(5) Voraussetzung für einen sicheren Netzbetrieb ist auch die enge Zusammenarbeit zwischen den Eigentümern von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und den Netzbetreibern. Insbesondere hängt der Betrieb des Netzes unter anormalen Bedingungen von der Reaktion der HGÜ-Systeme und der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung auf Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 pu (Per-Unit-Wert) sowie auf Abweichungen von der Nennfrequenz ab. Angesichts ihrer gegenseitigen Abhängigkeiten sollten Netze sowie HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung im Hinblick auf die Systemsicherheit systemtechnisch als Einheit betrachtet werden. Daher sollten einschlägige technische Anforderungen an HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung als Voraussetzung für den Netzanschluss festgelegt werden.

(6) Die Regulierungsbehörden sollten die Kosten, die den Netzbetreibern bei der Anwendung dieser Verordnung tatsächlich entstanden sind, in angemessenem Umfang berücksichtigen, wenn sie gemäß Artikel 37 Absätze 1 und 6 der Richtlinie 2009/72/EG und Artikel 14 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 Übertragungs- oder Verteilernetzentgelte oder die entsprechenden Methoden festlegen oder genehmigen oder die Bedingungen für den Anschluss an und den Zugang zu den nationalen Netzen genehmigen.

(7) Die einzelnen Synchrongebiete in der EU weisen unterschiedliche Merkmale auf, die bei der Festlegung von Anforderungen an HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu berücksichtigen sind. Vorschriften für den Netzanschluss sollten daher gemäß Artikel 8 Absatz 6 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 regionalen Besonderheiten Rechnung tragen.

(8) Im Interesse der erforderlichen Rechtssicherheit sollten die Anforderungen dieser Verordnung nur für neue HGÜ-Systeme und neue nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gelten, nicht jedoch für HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die bereits fertiggestellt sind oder sich in einem fortgeschrittenen Planungsstadium befinden, soweit die relevante Regulierungsbehörde oder der Mitgliedstaat aufgrund der Entwicklung der Netzanforderungen und einer umfassenden Kosten-Nutzen-Analyse oder angesichts einer erheblichen Modernisierung dieser Anlagen nichts anderes vorsieht.

(9) Aufgrund ihrer grenzübergreifenden Bedeutung sollte diese Verordnung darauf abzielen, zumindest innerhalb desselben Synchrongebietes dieselben Anforderungen hinsichtlich der Frequenz auf allen Spannungsebenen sicherzustellen. Dies ist erforderlich, da eine Änderung der Frequenz in einem Mitgliedstaat unmittelbare Auswirkungen auf die Frequenz in allen anderen Mitgliedstaaten desselben Synchrongebiets hätte und dort Schäden an den Betriebsmitteln verursachen könnte.

(10) Im Interesse der Systemsicherheit sollten HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung in jedem Synchrongebiet des Verbundnetzes innerhalb bestimmter Frequenz- und Spannungsbereiche mit dem Netz verbunden bleiben können.

(11) Die Spannungsbereiche miteinander verbundener Netze sollten koordiniert werden, da sie für eine sichere Planung und einen sicheren Betrieb von Stromversorgungssystemen innerhalb eines Synchrongebiets von entscheidender Bedeutung sind. Anschlussunterbrechungen aufgrund von Spannungsstörungen wirken sich auch auf benachbarte Netze aus. Werden die Spannungsbereiche nicht festgelegt, so könnte dies im Hinblick auf anormale Betriebsbedingungen vielfältige Unsicherheiten bei Planung und Betrieb des Netzes nach sich ziehen.

(12) Es sollten angemessene und verhältnismäßige Konformitätstests eingeführt werden, damit die Netzbetreiber die Betriebssicherheit gewährleisten können. Gemäß Artikel 37 Absatz 1 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG müssen die Regulierungsbehörden sicherstellen, dass die Netzbetreiber diese Verordnung einhalten.

(13) Bei der Entwicklung und Genehmigung von Netzanschlussbestimmungen sollten die Regulierungsbehörden, Mitgliedstaaten und Netzbetreiber sicherstellen, dass die Bestimmungen im Interesse einer vollständigen Marktintegration so weit wie möglich harmonisiert werden. Bei der Entwicklung von Bestimmungen für den Netzanschluss sollten vorhandene technische Normen besondere Berücksichtigung finden.

(14) Die Verordnung sollte zudem ein Verfahren für Freistellungen von den Vorschriften vorsehen, um örtlichen Gegebenheiten Rechnung zu tragen, etwa wenn die Stabilität des örtlichen Netzes in besonderen Fällen bei Einhaltung der Vorschriften gefährdet werden könnte oder ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung nur dann sicher betrieben werden kann, wenn die Betriebsbedingungen von den Anforderungen der Verordnung abweichen.

(15) Neue nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung könnten in Zukunft Teile von vermaschten Offshore-Netzen bilden, die an mehrere Synchrongebiete angeschlossen sind. Im Hinblick darauf sollten bestimmte technische Anforderungen festgelegt werden, um die Netzsicherheit aufrechtzuerhalten und sicherzustellen, dass vermaschte Netze kosteneffizient entwickelt werden können. In Bezug auf bestimmte Anforderungen sollte jedoch erst dann die Verpflichtung bestehen, die für die Netzsicherheit erforderliche Ausrüstung in nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu installieren, wenn dies tatsächlich notwendig wird.

(16) Die Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die über eine radiale Verbindung an ein Synchrongebiet angeschlossen sind oder werden, sollten daher in einem beschleunigten Verfahren Freistellungen von Anforderungen beantragen können, deren Erfüllung erst bei einem Anschluss an ein vermaschtes Netz erforderlich wird, wobei die Umstände im Einzelfall zu berücksichtigen sind. Zudem sollten die Eigentümer im Hinblick auf die erforderlichen Investitionsentscheidungen so früh wie möglich informiert werden, ob sie für eine Freistellung in Betracht kommen.

(17) Vorbehaltlich der Zustimmung der relevanten Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats sollten Netzbetreiber die Möglichkeit haben, Freistellungen für bestimmte Arten von HGÜ-Systemen und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung vorzuschlagen.

(18) Diese Verordnung wurde auf der Grundlage der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erlassen, die sie ergänzt und deren Bestandteil sie ist. Verweise auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in anderen Rechtsakten sollten auch als Verweise auf die vorliegende Verordnung gelten.

(19) Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des in Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 genannten Ausschusses —

HAT FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:

TITEL I

ALLGEMEINE BESTIMMUNGEN

Artikel 1

Gegenstand

Diese Verordnung enthält einen Netzkodex mit Bestimmungen für den Netzanschluss von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystemen (HGÜ-Systemen) und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung. Sie trägt somit dazu bei, faire Wettbewerbsbedingungen im Elektrizitätsbinnenmarkt, die Systemsicherheit und die Integration erneuerbarer Energieträger in das Stromnetz sicherzustellen und den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern.

Darüber hinaus enthält die Verordnung Verpflichtungen, mit denen sichergestellt werden soll, dass die Netzbetreiber die Fähigkeiten von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung angemessen sowie auf transparente und diskriminierungsfreie Weise nutzen, um in der gesamten Union für gleiche Wettbewerbsbedingungen zu sorgen.

Artikel 2

Begriffsbestimmungen

Für die Zwecke dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen in Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission (3), Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission (4), Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission (5), Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission (6) und Artikel 2 der Richtlinie 2009/72/EG. Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:

1. „Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystem“ oder „HGÜ-System“ bezeichnet ein Stromübertragungssystem, das Energie in Form von Gleichstrom mit hoher Spannung zwischen zwei oder mehr Schaltanlagen (AC-Schienen) überträgt und mindestens zwei HGÜ-Stromrichterstationen umfasst, zwischen denen sich Leitungen oder Kabel für die Gleichstromübertragung befinden;

2. „nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung“ bezeichnet eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage, die an einem oder mehreren HGÜ-Netzverknüpfungspunkten mit einem oder mehreren HGÜ-Systemen verbunden ist;

3. „integriertes HGÜ-System“ bezeichnet ein innerhalb einer Regelzone angeschlossenes HGÜ-System, das zum Zeitpunkt seiner Installation weder für den Anschluss einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung noch für den Anschluss einer Verbrauchsanlage bestimmt ist;

4. „HGÜ-Stromrichterstation“ bezeichnet einen Teil eines HGÜ-Systems, der eine oder mehrere HGÜ-Stromrichtereinheiten umfasst, die zusammen mit Gebäuden, Drosseln, Filtern, Blindleistungsgeräten sowie Regelungs-, Überwachungs-, Schutz-, Mess- und Eigenbedarfseinrichtungen an einem gemeinsamen Ort installiert wurden;

5. „HGÜ-Netzverknüpfungspunkt“ bezeichnet einen Punkt, an dem HGÜ-Betriebsmittel mit einem Drehstromnetz verbunden sind und für den technische Spezifikationen festgelegt werden können, die die Leistung der Betriebsmittel beeinflussen;

6. „Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, in deren Eigentum eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung steht;

7. „maximale HGÜ-Wirkleistungskapazität“ (Pmax) bezeichnet die im Netzanschlussvertrag festgelegte oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbarte maximale kontinuierliche Wirkleistung, die ein HGÜ-System an jedem Netzanschlusspunkt mit dem Netz austauschen kann;

8. „minimale HGÜ-Wirkleistungskapazität“ (Pmin) bezeichnet die im Netzanschlussvertrag festgelegte oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbarte minimale kontinuierliche Wirkleistung, die ein HGÜ-System an jedem Netzanschlusspunkt mit dem Netz austauschen kann;

9. „maximale Stromstärke des HGÜ-Systems“ bezeichnet den mit einem Betriebspunkt innerhalb des U-Q/Pmax-Profils der HGÜ-Stromrichterstation verbundenen höchsten Phasenstrom bei maximaler HGÜ-Wirkleistungskapazität;

10. „HGÜ-Stromrichtereinheit“ bezeichnet eine Einheit, die eine oder mehrere Stromrichterbrücken sowie eine(n) oder mehrere Stromrichtertransformator(en), Drossel(n), Stromrichter-Regelungsgeräte, wesentliche Schutz- und Schaltgeräte und ggf. Eigenbedarfseinrichtungen für die Umwandlung des Stroms umfasst.

Artikel 3

Anwendungsbereich

(1) Die Bestimmungen dieser Verordnung gelten für

a) HGÜ-Systeme, die Synchrongebiete oder Regelzonen miteinander verbinden, einschließlich HGÜ-Kurzkupplungen;

b) HGÜ-Systeme, die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen gemäß Absatz 2 mit einem Übertragungs- oder Verteilernetz verbinden;

c) innerhalb einer Regelzone integrierte HGÜ-Systeme, die an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, und

d) innerhalb einer Regelzone integrierte HGÜ-Systeme, die an das Verteilernetz angeschlossen sind, sofern der relevante Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) grenzübergreifende Auswirkungen nachweist. Bei dieser Bewertung berücksichtigt der relevante ÜNB die langfristige Entwicklung des Netzes.

(2) Die relevanten Netzbetreiber schlagen den zuständigen Regulierungsbehörden in Abstimmung mit den relevanten ÜNB vor, diese Verordnung auf nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung anzuwenden, die an einem einzelnen Netzanschlusspunkt an ein Übertragungs- oder Verteilernetz angeschlossen sind, das nicht Teil eines Synchrongebietes ist, und holen dazu deren Genehmigung gemäß Artikel 5 ein. Alle anderen nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen, die über Drehstromverbindungen miteinander verbunden sind, aber über eine Gleichstromverbindung an ein Synchrongebiet angeschlossen sind, gelten als nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und unterliegen somit dieser Verordnung.

(3) Die Artikel 55 bis 59, die Artikel 69 bis 74 und Artikel 84 gelten nicht für HGÜ-Systeme innerhalb einer Regelzone gemäß Absatz 1 Buchstaben c und d, wenn

a) das HGÜ-System über mindestens eine HGÜ-Stromrichterstation verfügt, die im Eigentum des relevanten ÜNB steht;

b) das HGÜ-System im Eigentum einer Stelle steht, die den relevanten ÜNB kontrolliert;

c) das HGÜ-System im Eigentum einer Stelle steht, die direkt oder indirekt von einer Stelle kontrolliert wird, die auch den relevanten ÜNB kontrolliert.

(4) Die Bestimmungen für den Anschluss von HGÜ-Systemen in Titel II gelten für die Drehstrom-Netzanschlusspunkte dieser Systeme, mit Ausnahme der Bestimmungen des Artikels 29 Absätze 4 und 5 und des Artikels 31 Absatz 5, die für andere Anschlusspunkte gelten können, sowie des Artikels 19 Absatz 1, der für die Klemmen der HGÜ-Stromrichterstation gelten kann.

(5) Die Bestimmungen für den Anschluss von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und von erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstationen in Titel III gelten für die HGÜ-Netzverknüpfungspunkte dieser Systeme, mit Ausnahme der Bestimmungen des Artikels 39 Absatz 1 Buchstabe a und des Artikels 47 Absatz 2, die für den Netzanschlusspunkt in dem Synchrongebiet gelten, für das die Frequenzreaktion erfolgt.

(6) Der relevante Netzbetreiber erteilt keine Genehmigung für den Netzanschluss von neuen HGÜ-Systemen oder von neuen nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die die in dieser Verordnung beschriebenen Anforderungen nicht erfüllen und keiner von der Regulierungsbehörde oder ggf. einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats gemäß Titel VII gewährten Freistellung unterliegen. Im Falle einer Ablehnung übermittelt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer des HGÜ-Systems oder dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung und, soweit die Regulierungsbehörde nichts anderes bestimmt, der Regulierungsbehörde eine begründete schriftliche Erklärung.

(7) Diese Verordnung gilt nicht für

a) HGÜ-Systeme, deren Netzanschlusspunkt eine Spannung von weniger als 110 kV aufweist, sofern der relevante ÜNB keine grenzübergreifenden Auswirkungen nachweist. Bei dieser Bewertung berücksichtigt der relevante ÜNB die langfristige Entwicklung des Netzes;

b) HGÜ-Systeme oder nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die an die Übertragungs- und Verteilernetze oder Teile der Übertragungs- oder Verteilernetze von Inseln von Mitgliedstaaten angeschlossen sind, deren Netze nicht synchron mit einem der Synchrongebiete Kontinentaleuropa, Großbritannien, Nordeuropa, Irland-Nordirland oder Baltische Staaten betrieben werden.

Artikel 4

Anwendung auf bestehende HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung

(1) Mit Ausnahme der Artikel 26, 31, 33 und 50 gelten die Bestimmungen dieser Verordnung nicht für bestehende HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, außer

a) wenn das HGÜ-System oder die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in einem solchen Umfang geändert wurde, dass sein/ihr Netzanschlussvertrag in folgendem Verfahren wesentlich überarbeitet werden muss: i) Eigentümer von HGÜ-Systemen oder nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die beabsichtigen, eine Anlage zu modernisieren oder Betriebsmittel auszutauschen, legen ihre Pläne vorab dem relevanten Netzbetreiber vor, wenn sich die Modernisierung oder der Austausch auf die technischen Fähigkeiten des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung auswirkt; ii) ist der relevante Netzbetreiber der Ansicht, dass aufgrund des Umfangs der Modernisierung oder des Austauschs von Betriebsmitteln ein neuer Netzanschlussvertrag erforderlich ist, unterrichtet er die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. den Mitgliedstaat; und iii) die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. der Mitgliedstaat entscheidet, ob der bestehende Netzanschlussvertrag überarbeitet werden muss oder ein neuer Netzanschlussvertrag erforderlich ist und welche Anforderungen dieser Verordnung anzuwenden sind; oder

b) wenn eine Regulierungsbehörde oder ggf. ein Mitgliedstaat nach einem Vorschlag des relevanten ÜNB gemäß den Absätzen 3, 4 und 5 entscheidet, dass ein bestehendes HGÜ-System oder eine bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung allen oder einigen Anforderungen dieser Verordnung unterliegt.

(2) Ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung gilt als „bestehend“ im Sinne dieser Verordnung,

a) wenn es/sie am Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung bereits an das Netz angeschlossen ist oder

b) wenn der Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung binnen zwei Jahren nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen endgültigen und bindenden Vertrag über den Erwerb der Hauptkomponente der Erzeugungsanlage oder der HGÜ-Betriebsmittel schließt. Der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung unterrichtet den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB über den Abschluss des Vertrags binnen 30 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung. Die Mitteilung, die der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung an den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB richtet, muss mindestens den Titel des Vertrags, das Datum der Unterzeichnung und das Datum des Inkrafttretens des Vertrags sowie die Spezifikationen der Hauptkomponente der Erzeugungsanlage oder der HGÜ-Betriebsmittel enthalten, die gebaut, installiert oder erworben werden soll. Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass die Regulierungsbehörde unter bestimmten Umständen entscheiden kann, ob ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung als „bestehend“ oder als „neu“ anzusehen ist.

(3) Nach einer öffentlichen Konsultation gemäß Artikel 8 kann der relevante ÜNB der betroffenen Regulierungsbehörde oder ggf. dem Mitgliedstaat vorschlagen, den Anwendungsbereich dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme und/oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu erweitern, um wesentlichen faktischen Änderungen der Umstände Rechnung zu tragen, z. B. einer Änderung der Netzanforderungen aufgrund einer stärkeren Nutzung erneuerbarer Energieträger, intelligenter Netze, der dezentralen Stromerzeugung oder der Nachfragesteuerung.

Zu diesem Zweck wird eine gründliche und transparente quantitative Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Artikeln 65 und 66 durchgeführt. Die Analyse umfasst

a) die mit der obligatorischen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung verbundenen Kosten;

b) den sozioökonomischen Nutzen der Anwendung der Anforderungen dieser Verordnung; und

c) die Möglichkeit, das geforderte Ergebnis mit alternativen Maßnahmen zu erzielen.

(4) Vor der Durchführung der quantitativen Kosten-Nutzen-Analyse gemäß Absatz 3

a) nimmt der relevante ÜNB zunächst einen qualitativen Kosten-Nutzen-Vergleich vor;

b) holt der relevante ÜNB die Genehmigung der relevanten Regulierungsbehörde oder ggf. des Mitgliedstaats ein.

(5) Binnen sechs Monaten nach Eingang des Berichts und der Empfehlung des relevanten ÜNB gemäß Artikel 65 Absatz 4 entscheidet die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. der Mitgliedstaat über die Erweiterung des Anwendungsbereichs dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde oder ggf. des Mitgliedstaats wird veröffentlicht.

(6) Bei der Prüfung einer möglichen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung berücksichtigt der relevante ÜNB die berechtigten Erwartungen der Eigentümer dieser Systeme bzw. Erzeugungsanlagen.

(7) Der relevante ÜNB kann die Anwendung einiger oder aller Bestimmungen dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung alle drei Jahre nach den in den Absätzen 3 bis 5 beschriebenen Kriterien und Verfahren prüfen.

Artikel 5

Aufsichtsrechtliche Aspekte

(1) Allgemein geltende Anforderungen, die gemäß dieser Verordnung von relevanten Netzbetreibern oder ÜNB festzulegen sind, bedürfen der Genehmigung der vom Mitgliedstaat beauftragten Stelle und sind zu veröffentlichen. Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, handelt es sich bei der beauftragten Stelle um die Regulierungsbehörde.

(2) In Bezug auf standortspezifische Anforderungen, die nach dieser Verordnung von relevanten Netzbetreibern oder ÜNB festzulegen sind, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass sie der Genehmigung einer beauftragten Stelle bedürfen.

(3) Bei der Anwendung dieser Verordnung müssen die Mitgliedstaaten, die zuständigen Stellen und die Netzbetreiber

a) die Grundsätze der Verhältnismäßigkeit und Diskriminierungsfreiheit anwenden,

b) Transparenz sicherstellen,

c) den Grundsatz der Optimierung zwischen höchster Gesamteffizienz und geringsten Gesamtkosten für alle beteiligten Akteure anwenden,

d) die den relevanten ÜNB auch in nationalem Recht übertragene Verantwortung für die Gewährleistung der Systemsicherheit achten,

e) die relevanten VNB konsultieren und möglichen Auswirkungen auf deren Netze Rechnung tragen,

f) vereinbarte europäische Normen und technische Spezifikationen berücksichtigen.

(4) Der relevante Netzbetreiber oder ÜNB legt der zuständigen Stelle binnen zwei Jahren nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen Vorschlag für allgemein geltende Anforderungen oder für die Methode zu deren Berechnung bzw. Festlegung zur Genehmigung vor.

(5) Ist nach dieser Verordnung eine Einigung zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB, dem Eigentümer eines HGÜ-Systems, dem Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung und/oder dem Verteilernetzbetreiber erforderlich, müssen diese sich bemühen, binnen sechs Monaten eine Einigung zu erzielen, nachdem eine der Parteien den anderen Parteien einen ersten Vorschlag übermittelt hat. Wird innerhalb dieser Frist keine Einigung erzielt, kann jede Partei die relevante Regulierungsbehörde ersuchen, binnen sechs Monaten eine Entscheidung zu treffen.

(6) Die zuständigen Stellen treffen ihre Entscheidung über Vorschläge für Anforderungen oder Methoden binnen sechs Monaten nach deren Eingang.

(7) Hält der relevante Netzbetreiber oder ÜNB Änderungen an den in den Absätzen 1 und 2 genannten und entsprechend genehmigten Anforderungen oder Methoden für erforderlich, so unterliegt der Änderungsvorschlag den Bestimmungen der Absätze 3 bis 8. Netzbetreiber und ÜNB, die eine Änderung vorschlagen, berücksichtigen etwaige berechtigte Erwartungen der Eigentümer von HGÜ-Systemen und von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, der Hersteller von Betriebsmitteln und sonstiger beteiligter Akteure, die auf den ursprünglich festgelegten oder vereinbarten Anforderungen oder Methoden beruhen.

(8) Hat ein beteiligter Akteur eine Beschwerde gegen einen relevanten Netzbetreiber oder ÜNB hinsichtlich dessen Verpflichtungen im Rahmen dieser Verordnung, so kann er damit die Regulierungsbehörde befassen, die als Streitbeilegungsstelle binnen zwei Monaten nach Eingang der Beschwerde eine Entscheidung trifft. Diese Frist kann um zwei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde zusätzliche Informationen anfordert. Mit Zustimmung des Beschwerdeführers ist eine weitere Verlängerung dieser Frist möglich. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde ist verbindlich, bis sie gegebenenfalls aufgrund eines Rechtsbehelfs aufgehoben wird.

(9) Sind nach dieser Verordnung Anforderungen von einem relevanten Netzbetreiber festzulegen, bei dem es sich nicht um einen ÜNB handelt, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass stattdessen der ÜNB die betreffenden Anforderungen festlegt.

Artikel 6

Mehrere ÜNB

(1) Sind in einem Mitgliedstaat mehrere ÜNB tätig, so gilt diese Verordnung für alle diese ÜNB.

(2) Die Mitgliedstaaten können im Einklang mit nationalen aufsichtsrechtlichen Bestimmungen festlegen, dass die Zuständigkeit eines ÜNB für die Erfüllung einer, mehrerer oder aller Verpflichtungen aus dieser Verordnung einem oder mehreren bestimmten ÜNB zugewiesen wird.

Artikel 7

Kostenanerkennung

(1) Die aufgrund der Verpflichtungen aus dieser Verordnung anfallenden Kosten von Netzbetreibern, die einer Netzentgeltregulierung unterliegen, werden von den relevanten Regulierungsbehörden geprüft. Kosten, die der Prüfung zufolge angemessen und verhältnismäßig sind und denen eines effizienten Netzbetreibers entsprechen, werden durch Netzentgelte oder andere geeignete Mechanismen gedeckt.

(2) Auf Aufforderung der relevanten Regulierungsbehörden legen die in Absatz 1 genannten Netzbetreiber binnen drei Monaten die notwendigen Informationen vor, die die Bewertung der entstandenen Kosten erleichtern.

Artikel 8

Öffentliche Konsultationen

(1) Die relevanten Netzbetreiber und die relevanten ÜNB konsultieren die beteiligten Akteure einschließlich der zuständigen Behörden jedes Mitgliedstaats zu Vorschlägen für eine Erweiterung des Anwendungsbereichs dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme und auf bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gemäß Artikel 4 Absatz 3, zu dem Bericht gemäß Artikel 65 Absatz 3 und zu der Kosten-Nutzen-Analyse gemäß Artikel 80 Absatz 2. Die Konsultationen dauern mindestens einen Monat.

(2) Die relevanten Netzbetreiber oder die relevanten ÜNB berücksichtigen die im Rahmen der Konsultationen geäußerten Ansichten der beteiligten Akteure in angemessener Weise, bevor sie Vorschlagsentwürfe, Berichte oder Kosten-Nutzen-Analysen der Regulierungsbehörde oder ggf. dem Mitgliedstaat zur Genehmigung vorlegen. In jedem Fall müssen sie auf stichhaltige Weise begründen, warum sie die Ansichten der beteiligten Akteure berücksichtigt haben oder nicht, und diese Begründung rechtzeitig — vor oder gleichzeitig mit der Veröffentlichung des Vorschlags — veröffentlichen.

Artikel 9

Einbeziehung der beteiligten Akteure

Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (die „Agentur“) organisiert in enger Zusammenarbeit mit dem Europäischen Netz der Übertragungsnetzbetreiber (Strom) („ENTSO (Strom)“) Maßnahmen zur Einbeziehung der beteiligten Akteure hinsichtlich der Vorschriften für den Netzanschluss von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung sowie hinsichtlich anderer Aspekte der Durchführung dieser Verordnung. Dazu werden unter anderem regelmäßige Sitzungen mit den beteiligten Akteuren organisiert, bei denen Probleme ermittelt und Verbesserungen vorgeschlagen werden, die insbesondere die Bestimmungen für den Netzanschluss von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung betreffen.

Artikel 10

Vertraulichkeitsverpflichtungen

(1) Vertrauliche Informationen, die gemäß dieser Verordnung empfangen, ausgetauscht oder übermittelt werden, unterliegen den Bestimmungen der Absätze 2, 3 und 4 zum Berufsgeheimnis.

(2) Die Verpflichtung zur Wahrung des Berufsgeheimnisses gilt für alle Personen, Regulierungsbehörden und Stellen, die den Bestimmungen dieser Verordnung unterliegen.

(3) Vertrauliche Informationen, die die in Absatz 2 genannten Personen, Regulierungsbehörden oder Stellen im Rahmen der Erfüllung ihrer Pflichten erhalten, dürfen an keine andere Person oder Behörde weitergegeben werden; davon unberührt bleiben Fälle, die unter das nationale Recht, andere Bestimmungen dieser Verordnung oder andere einschlägige Unionsvorschriften fallen.

(4) Unbeschadet der Fälle, die unter nationales Recht oder Unionsrecht fallen, dürfen Regulierungsbehörden, Stellen oder Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten, diese nur für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Rahmen dieser Verordnung verwenden.

TITEL II

ALLGEMEINE ANFORDERUNGEN AN HGÜ-ANSCHLÜSSE

KAPITEL 1

Anforderungen an die Blindleistungsregelung und die Frequenzstützung

Artikel 11

Frequenzbereiche

(1) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, in dem in Artikel 32 Absatz 2 genannten Kurzschlussleistungsbereich innerhalb der in Tabelle 1 des Anhangs I angegebenen Frequenzbereiche und Zeiträume die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten.

(2) Der relevante ÜNB und der Eigentümer des HGÜ-Systems können breitere Frequenzbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren, wenn dies für die Erhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit erforderlich ist. Sind breitere Frequenzbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer des HGÜ-Systems seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern.

(3) Unbeschadet Absatz 1 müssen HGÜ-Systeme in der Lage sein, sich bei Frequenzen, die der relevante ÜNB bestimmt, automatisch vom Netz zu trennen.

(4) Der relevante ÜNB kann eine maximal zulässige Verringerung der Wirkleistungsabgabe von ihrem Betriebspunkt festlegen, wenn die Netzfrequenz unter 49 Hz fällt.

Artikel 12

Widerstandsfähigkeit gegenüber Frequenzgradienten

HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn sich die Netzfrequenz mit einem Gradienten zwischen -2,5 und +2,5 Hz/s ändert (was zu jedem Zeitpunkt als Durchschnittswert des Frequenzgradienten für die vorangegangene Sekunde gemessen wird).

Artikel 13

Regelbarkeit, Regelbereich und Rampengeschwindigkeit der Wirkleistung

(1) Für die Regelbarkeit der übertragenen Wirkleistung gilt:

a) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, nach einer entsprechenden Anweisung des relevanten ÜNB die übertragene Wirkleistung in jeder Richtung bis zur maximalen Wirkleistungskapazität des HGÜ-Systems anzupassen. Der relevante ÜNB i) kann für die Anpassung der übertragenen Wirkleistung eine maximale und minimale Schrittweite festlegen; ii) kann für jede Richtung eine Mindestwirkleistung für die Hochspannungs-Gleichstromübertragung festlegen, unterhalb deren eine Wirkleistungsübertragung nicht erforderlich ist, und iii) legt die maximale Verzögerung fest, die das HGÜ-System bei der Anpassung der Wirkleistungsübertragung nach einer entsprechenden Aufforderung durch den relevanten ÜNB aufweisen darf.

b) Der relevante ÜNB legt fest, wie ein HGÜ-System die übertragene Wirkleistung bei Störungen in einem oder mehreren der angeschlossenen Drehstromnetze anpassen können muss. Beträgt die anfängliche Verzögerung vor Beginn der Änderung mehr als 10 Millisekunden nach Eingang des Auslösesignals des relevanten ÜNB, muss der Eigentümer des HGÜ-Systems dies gegenüber dem relevanten ÜNB angemessen begründen.

c) Der relevante ÜNB kann verlangen, dass ein HGÜ-System zu einer schnellen Umkehr der Wirkleistungsflussrichtung in der Lage sein muss. Die Umkehr der Flussrichtung muss von der maximalen Wirkleistungskapazität in einer Richtung zur maximalen Wirkleistungskapazität in der anderen Richtung so schnell wie technisch möglich erfolgen; ist dafür ein Zeitraum von mehr als 2 Sekunden erforderlich, muss der Eigentümer des HGÜ-Systems dies gegenüber dem relevanten ÜNB angemessen begründen.

d) HGÜ-Systeme, die verschiedene Regelzonen oder Synchrongebiete miteinander verbinden, müssen über Regelungsfunktionen verfügen, die es dem relevanten ÜNB ermöglichen, die übertragene Wirkleistung zu ändern, um grenzübergreifend Regelenergie zu übertragen.

(2) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, die Rampengeschwindigkeit von Wirkleistungsänderungen im Rahmen ihrer technischen Möglichkeiten gemäß den Anweisungen der relevanten ÜNB anzupassen. Bei Änderungen der Wirkleistung gemäß Absatz 1 Buchstaben b und c wird die Rampengeschwindigkeit nicht angepasst.

(3) Wenn ein relevanter ÜNB in Abstimmung mit benachbarten ÜNB dies verlangt, müssen die Regelungsvorrichtungen von HGÜ-Systemen in der Lage sein, automatische Gegenmaßnahmen zu treffen, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) der Beendigung des Rampens, des Blockierens des FSM-, LFSM-O- oder LFSM-U-Modus und der Frequenzregelung. Die Auslöse- und Blockierkriterien werden vom relevanten ÜNB festgelegt und der Regulierungsbehörde mitgeteilt. Die Modalitäten dieser Mitteilung werden nach dem anwendbaren nationalen Regulierungsrahmen bestimmt.

Artikel 14

Synthetische Schwungmasse

(1) Wenn ein relevanter ÜNB dies verlangt, müssen HGÜ-Systeme in der Lage sein, bei Frequenzänderungen synthetische Schwungmasse bereitzustellen, die bei Unter- und/oder Überfrequenzen durch eine schnelle Anpassung der in das Drehstromnetz eingespeisten oder von dort aufgenommenen Wirkleistung aktiviert wird, um den Frequenzgradienten zu begrenzen. Diese Anforderung muss mindestens den Ergebnissen Rechnung tragen, die die ÜNB bei Studien hinsichtlich einer mindestens erforderlichen Schwungmasse erzielt haben.

(2) Die Grundsätze dieses Regelungssystems und die damit verbundenen Leistungsparameter werden zwischen dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart.

Artikel 15

Anforderungen an den frequenzabhängigen Modus, den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) und den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz)

Es gelten die in Anhang II beschriebenen Anforderungen an den frequenzabhängigen Modus, den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) und den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz).

Artikel 16

Frequenzregelung

(1) Wenn der relevante ÜNB dies verlangt, müssen HGÜ-Systeme über einen unabhängigen Regelungsmodus verfügen, der es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe der HGÜ-Stromrichterstation in Abhängigkeit von den Frequenzen an allen Netzanschlusspunkten des HGÜ-Systems zu ändern, um stabile Netzfrequenzen aufrechtzuerhalten.

(2) Der relevante ÜNB legt das Funktionsprinzip, die damit verbundenen Leistungsparameter und die Kriterien für die Aktivierung der in Absatz 1 genannten Frequenzregelung fest.

Artikel 17

Maximaler Verlust an eingespeister Wirkleistung

(1) HGÜ-Systeme werden so konfiguriert, dass der Verlust an eingespeister Wirkleistung in einem Synchrongebiet auf einen Wert begrenzt wird, den die relevanten ÜNB für ihren jeweiligen Frequenzregelbereich in Abhängigkeit von der Bedeutung des HGÜ-Systems für das Stromnetz festlegen.

(2) Werden zwei oder mehrere Regelzonen durch HGÜ-Systeme miteinander verbunden, stimmen sich die relevanten ÜNB ab, um unter Berücksichtigung von Mehrfachfehlern mit gleicher Ursache (Common-Mode-Fehlern) den Wert für den maximal zulässigen Verlust an eingespeister Wirkleistung gemäß Absatz 1 koordiniert festzulegen.

KAPITEL 2

Anforderungen an die Blindleistungsregelung und die Spannungsstützung

Artikel 18

Spannungsbereiche

(1) Unbeschadet Artikel 25 müssen HGÜ-Stromrichterstationen in der Lage sein, innerhalb der in Anhang III Tabellen 4 und 5 aufgeführten Zeiträume und Netzspannungsbereiche, die als Spannung am Netzanschlusspunkt in Bezug auf den Referenzwert 1 pu angegeben sind, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb bei maximaler Stromstärke des HGÜ-Systems aufrechtzuerhalten. Die Festlegung der Referenzspannung 1 pu wird mit den benachbarten relevanten Netzbetreibern abgestimmt.

(2) Der Eigentümer des HGÜ-Systems und der relevante Netzbetreiber können in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die in Absatz 1 genannten Spannungsbereiche und Zeiträume für den Betrieb erweitern, um eine bestmögliche Nutzung der technischen Fähigkeiten eines HGÜ-Systems sicherzustellen, wenn dies erforderlich ist, um die Systemsicherheit zu erhalten oder wiederherzustellen. Sind breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer des HGÜ-Systems seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern.

(3) HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, sich bei Spannungen am Netzanschlusspunkt, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt, automatisch vom Netz zu trennen. Die Bestimmungen und Einstellungen für eine solche automatische Trennung werden in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart.

(4) Für Netzanschlusspunkte, deren Referenzwechselspannung 1 pu nicht dem in Anhang III genannten Bereich entspricht, legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit den relevanten ÜNB die geltenden Anforderungen fest.

(5) Ungeachtet Absatz 1 kann der relevante ÜNB im Synchrongebiet Baltische Staaten nach Konsultationen mit relevanten benachbarten ÜNB verlangen, dass HGÜ-Stromrichterstationen in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem 400-kV-Netz in den Spannungsbereichen und Zeiträumen aufrechtzuerhalten, die für das Synchrongebiet Kontinentaleuropa gelten.

Artikel 19

Kurzschlussbeitrag bei Fehlern

(1) Wenn der relevante Netzbetreiber dies in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB verlangt, müssen HGÜ-Systeme in der Lage sein, bei symmetrischen (dreiphasigen) Fehlern am Netzanschlusspunkt eine dynamische Blindstromstützung bereitzustellen.

(2) Wenn ein HGÜ-System die in Absatz 1 genannte Fähigkeit aufweisen muss, legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB fest,

a) wie und wann eine Spannungsabweichung sowie das Ende der Spannungsabweichung zu bestimmen sind,

b) welche Merkmale die dynamische Blindstromstützung aufweisen muss,

c) zu welchem Zeitpunkt und mit welcher Genauigkeit die dynamische Blindstromstützung bereitzustellen ist, wobei die gesamte zeitliche Abfolge eines Störungsgeschehens vom Fehlereintritt bis nach Fehlerklärung Berücksichtigung finden kann.

(3) Der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB Anforderungen an die Einspeisung eines unsymmetrischen Stroms bei unsymmetrischen (ein- oder zweiphasigen) Fehlern festlegen.

Artikel 20

Blindleistungskapazität

(1) Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Anforderungen an die Fähigkeit zur Blindleistungsabgabe an den Netzanschlusspunkten bei Spannungsschwankungen fest. Der Vorschlag für diese Anforderungen muss ein U-Q/Pmax-Profil umfassen, innerhalb dessen Grenzen die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, bei maximaler HGÜ-Wirkleistungskapazität Blindleistung bereitzustellen.

(2) Für das in Absatz 1 genannte U-Q/Pmax-Profil gelten folgende Grundsätze:

a) Das U-Q/Pmax-Profil darf nicht über den Rahmen des U-Q/Pmax-Profils hinausgehen, der durch den inneren Rahmen der Abbildung in Anhang IV dargestellt ist, und muss nicht rechteckig sein;

b) die Dimensionen des Rahmens des U-Q/Pmax-Profils müssen den Werten entsprechen, die in der Tabelle des Anhangs IV für jedes Synchrongebiet aufgeführt sind, und

c) der Rahmen des U-Q/Pmax-Profils muss sich innerhalb des festen äußeren Rahmens in der Abbildung des Anhangs IV befinden.

(3) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, in Zeiträumen, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt, jeden Betriebspunkt innerhalb ihres U-Q/Pmax-Profils zu erreichen.

(4) Im Betrieb mit einer Wirkleistungsabgabe unterhalb der maximalen HGÜ-Wirkleistungskapazität (P<Pmax) muss die HGÜ-Stromrichterstation in jedem möglichen Betriebspunkt betrieben werden können, der vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt wird, wobei er die Blindleistungskapazität berücksichtigt, die durch das in den Absätzen 1 bis 3 beschriebene U-Q/Pmax-Profil vorgegeben ist.

Artikel 21

Blindleistungsaustausch mit dem Netz

(1) Der Eigentümer des HGÜ-Systems stellt sicher, dass die am Netzanschlusspunkt mit dem Netz ausgetauschte Blindleistung seiner HGÜ-Stromrichterstation auf Werte begrenzt wird, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt.

(2) Die durch den Betrieb im Modus der Blindleistungsregelung gemäß Artikel 22 Absatz 1 verursachte Änderung der Blindleistung der HGÜ-Stromrichterstation darf nicht zu einem Spannungssprung führen, der den zulässigen Wert am Netzanschlusspunkt überschreitet. Dieser maximal zulässige Spannungssprung wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt.

Artikel 22

Blindleistungsregelungsmodus

(1) HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, in einem oder mehreren der folgenden drei Regelungsmodi zu arbeiten, wobei die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Vorgaben einzuhalten sind:

a) Spannungsregelungsmodus;

b) Blindleistungsregelungsmodus;

c) Leistungsfaktorregelungsmodus.

(2) HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, in weiteren Regelungsmodi zu arbeiten, die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt werden.

(3) Im Spannungsregelungsmodus muss jede HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein, durch Nutzung ihrer Fähigkeiten sowie unter Einhaltung der Artikel 20 und 21 im Einklang mit den folgenden Regelungsmerkmalen zur Regelung der Spannung am Netzanschlusspunkt beizutragen:

a) Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB einen Spannungssollwert für den Netzanschlusspunkt fest, der einen bestimmten Betriebsbereich entweder kontinuierlich oder in Schritten abdeckt;

b) die Spannungsregelung kann mit oder ohne Totband um den Sollwert betrieben werden, das in einem Bereich von Null bis +/– 5 % des Referenzwerts 1 pu der Netzspannung gewählt werden kann. Das Totband muss in Schritten, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt, angepasst werden können;

c) nach einem Spannungssprung muss die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein, i) 90 % der Änderung der Blindleistungsabgabe innerhalb einer Zeit t1 herbeizuführen, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt. Diese Zeit t1 liegt zwischen 0,1 und 10 Sekunden; und ii) innerhalb einer Zeit t2, die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt wird, einen Wert zu erreichen, der durch den Betriebsgradienten vorgegeben ist. Die Zeit t2 liegt im Bereich zwischen 1 und 60 Sekunden, wobei eine bestimmte Toleranz in stationärem Zustand in % der maximalen Blindleistung vorgegeben ist;

d) der Spannungsregelungsmodus muss die Fähigkeit umfassen, die Blindleistungsabgabe auf der Grundlage einer Kombination aus einem geänderten Spannungssollwert und einer zusätzlich vorgegebenen Blindleistungskomponente zu ändern. Der Gradient wird durch einen Bereich und eine Schrittweite bestimmt, die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt werden.

(4) Hinsichtlich des Blindleistungsregelungsmodus legt der relevante Netzbetreiber einen Blindleistungsbereich in MVAr oder in % der maximalen Blindleistung sowie die damit verbundene Genauigkeit der Blindleistungsbereitstellung am Netzanschlusspunkt fest, wobei die Fähigkeiten des HGÜ-Systems zu nutzen und die Artikel 20 und 21 einzuhalten sind.

(5) Im Modus der Leistungsfaktorregelung muss die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein, den Leistungsfaktor unter Einhaltung der Artikel 20 und 21 am Netzanschlusspunkt auf einen Zielwert zu regeln. Die Einstellungen müssen in Schritten zur Verfügung stehen, die nicht größer sind als ein vom relevanten Netzbetreiber festgelegter maximal zulässiger Schritt.

(6) Der relevante Netzbetreiber bestimmt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Betriebsmittel, die für eine fernwirktechnische Auswahl des Regelungsmodus und der relevanten Sollwerte erforderlich sind.

Artikel 23

Vorrang des Wirkleistungs- bzw. des Blindleistungsbeitrags

Der relevante ÜNB bestimmt, ob bei Unter- oder Überspannungen und bei Fehlern, die eine FRT-Fähigkeit erfordern, der Wirkleistungs- oder der Blindleistungsbeitrag Vorrang erhält, wobei er den gemäß dieser Verordnung festgelegten Fähigkeiten des HGÜ-Systems Rechnung trägt. Erhält der Wirkleistungsbeitrag Vorrang, so ist dieser innerhalb eines vom relevanten ÜNB festgelegten Zeitraums nach Fehlerbeginn bereitzustellen.

Artikel 24

Spannungsqualität

Die Eigentümer von HGÜ-Systemen müssen dafür sorgen, dass der Netzanschluss ihrer HGÜ-Systeme am Netzanschlusspunkt nicht zu einer Verzerrung oder Schwankung der Versorgungsspannung im Netz führt, die das vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegte Ausmaß überschreitet. Das Verfahren zur Durchführung erforderlicher Studien und zur Bereitstellung relevanter Daten durch alle beteiligten Netznutzer sowie für ermittelte und durchgeführte abmildernde Maßnahmen muss dem Verfahren in Artikel 29 entsprechen.

KAPITEL 3

Anforderungen an die FRT-Fähigkeit

Artikel 25

FRT-Fähigkeit

(1) Der relevante ÜNB legt unter Einhaltung des Artikels 18 ein Spannungs-Zeit-Profil gemäß Anhang V fest, wobei er das im Einklang mit der Verordnung (EU) 2016/631 festgelegte Spannungs-Zeit-Profil für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen beachtet. Dieses Profil gilt an den Netzanschlusspunkten bei Fehlerbedingungen, bei denen die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn das Stromversorgungssystem nach der Fehlerbehebung wiederhergestellt ist. Das Spannungs-Zeit-Profil gibt die Untergrenze des tatsächlichen Verlaufs der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers als Funktion der Zeit vor dem Fehler, während des Fehlers und nach dem Fehler wieder. Ein FRT-Zeitraum, der trec2 überschreitet, wird vom relevanten ÜNB im Einklang mit Artikel 18 festgelegt.

(2) Auf Ersuchen des Eigentümers des HGÜ-Systems stellt der relevante Netzbetreiber die vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen gemäß Artikel 32 hinsichtlich folgender Aspekte bereit:

a) Mindestkurzschlussleistung vor dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA;

b) Betriebspunkt der HGÜ-Stromrichterstation vor dem Fehler (abgegebene Wirk- und Blindleistung sowie Spannung am Netzanschlusspunkt) und

c) Mindestkurzschlussleistung nach dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA.

Alternativ kann der relevante Netzbetreiber für diese Bedingungen aus typischen Fällen abgeleitete generische Werte angeben.

(3) Die HGÜ-Stromrichterstation muss in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn der tatsächliche Verlauf der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers bei den in Artikel 32 beschriebenen Bedingungen vor und nach dem Fehler über der in der Abbildung in Anhang V dargestellten Untergrenze liegt, soweit das Schutzsystem für interne Fehler keine Trennung der HGÜ-Stromrichterstation vom Netz erfordert. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne Fehler müssen so ausgelegt sein, dass sie die FRT-Fähigkeit nicht gefährden.

(4) Der relevante ÜNB kann Spannungen (Ublock) an den Netzanschlusspunkten bei bestimmten Netzbedingungen bestimmen, bei denen ein Blockieren des HGÜ-Systems zulässig ist. Dies bedeutet, dass das System mit dem Netz verbunden bleibt, aber für einen Zeitraum, der so kurz wie technisch möglich ist und zwischen den relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart wird, keinen Wirk- und Blindleistungsbeitrag bereitstellt.

(5) Bei der Einstellung des Unterspannungsschutzes gemäß Artikel 34 legt der Eigentümer des HGÜ-Systems die breitestmögliche technische Fähigkeit der HGÜ-Stromrichterstation zugrunde. Der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB gemäß Artikel 34 engere Grenzen für die Einstellungen festlegen.

(6) Der relevante ÜNB bestimmt zudem die erforderliche FRT-Fähigkeit für unsymmetrische Fehler.

Artikel 26

Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler

Der relevante ÜNB legt die Höhe und das Zeitprofil für die Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe fest, denen das HGÜ-System gemäß Artikel 25 entsprechen muss.

Artikel 27

Schnelle Behebung von Fehlern in Gleichstromsystemen

HGÜ-Systeme einschließlich Gleichstrom-Freileitungen müssen in der Lage sein, sich nach transienten Fehlern innerhalb des HGÜ-Systems schnell wiederherzustellen. Die Einzelheiten dieser Fähigkeit werden abgestimmt und gemäß Artikel 34 in Vereinbarungen über Schutzsysteme und Einstellungen festgelegt.

KAPITEL 4

Anforderungen an die Regelung

Artikel 28

Zuschaltung und Synchronisation von HGÜ-Stromrichterstationen

Soweit der relevante Netzbetreiber nichts anderes bestimmt, müssen HGÜ-Stromrichterstationen in der Lage sein, während der Zuschaltung zum Drehstromnetz, der Synchronisation mit dem Drehstromnetz oder der Verbindung einer zugeschalteten HGÜ-Stromrichterstation mit einem HGÜ-System alle Spannungsänderungen auf eine stationäre Höhe zu begrenzen, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt. Die festgelegte Grenze darf 5 Prozent der Spannung vor der Synchronisation nicht überschreiten. Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die maximale Höhe und Dauer und das Messfenster für die transienten Spannungen fest.

Artikel 29

Wechselwirkungen zwischen HGÜ-Systemen oder anderen Anlagen und Betriebsmitteln

(1) Liegen mehrere HGÜ-Stromrichterstationen oder andere Anlagen und Betriebsmittel unter elektrischen Gesichtspunkten nahe beieinander, kann der relevante ÜNB verlangen, dass in einer Studie nachzuweisen ist, dass keine nachteiligen Wechselwirkungen auftreten werden, und den Umfang und Inhalt dieser Studie festlegen. Werden nachteilige Wechselwirkungen festgestellt, so werden in den Studien mögliche abmildernde Maßnahmen bestimmt, um die Einhaltung der Anforderungen dieser Verordnung sicherzustellen.

(2) Die Studien werden vom Eigentümer des anzuschließenden HGÜ-Systems unter Mitwirkung aller anderen Parteien durchgeführt, die die ÜNB als relevante Parteien für jeden neuen Netzanschlusspunkt bestimmen. Die Mitgliedstaaten können die Verantwortung für die Durchführung der Studie gemäß diesem Artikel dem ÜNB übertragen. Alle Parteien werden über die Ergebnisse dieser Studien informiert.

(3) Alle vom relevanten ÜNB für jeden Netzanschlusspunkt als relevant benannten Parteien, einschließlich des relevanten ÜNB, tragen zu den Studien bei und stellen alle relevanten Daten und Modelle bereit, die nach vernünftigem Ermessen für die Zwecke der Studien erforderlich sind. Der relevante ÜNB nimmt diese Daten und Modelle entgegen und leitet sie ggf. im Einklang mit Artikel 10 an die für die Studien verantwortliche Partei weiter.

(4) Der relevante ÜNB bewertet die Ergebnisse der Studien auf der Grundlage des gemäß Absatz 1 festgelegten Inhalts und Umfangs. Falls für die Bewertung erforderlich, kann der relevante ÜNB den Eigentümer des HGÜ-Systems auffordern, weitere Studien mit dem gemäß Absatz 1 festgelegten Inhalt und Umfang durchzuführen.

(5) Der relevante ÜNB kann einige oder alle Studien überprüfen oder wiederholen. Der Eigentümer des HGÜ-Systems legt dem relevanten ÜNB alle relevanten Daten und Modelle vor, die für die Durchführung dieser Studie erforderlich sind.

(6) Bei Anschluss einer neuen HGÜ-Stromrichterstation führt der Eigentümer des HGÜ-Systems alle erforderlichen abmildernden Maßnahmen durch, die bei den Studien gemäß den Absätzen 2 bis 5 ermittelt und vom relevanten ÜNB überprüft wurden.

(7) Der relevante ÜNB kann ereignisbasiert transiente Werte für einzelne HGÜ-Systeme oder kollektiv für alle betroffenen HGÜ-Systeme festlegen. Diese Festlegung kann vorgenommen werden, um die Unversehrtheit der Betriebsmittel des ÜNB und der Betriebsmittel der Netznutzer im Einklang mit nationalen Bestimmungen zu schützen.

Artikel 30

Fähigkeit zur Dämpfung von Leistungspendelungen

Das HGÜ-System muss in der Lage sein, zur Dämpfung von Leistungspendelungen in angeschlossenen Drehstromnetzen beizutragen. Das Regelungssystem des HGÜ-Systems darf die Dämpfung der Leistungspendelungen nicht vermindern. Der relevante ÜNB legt einen Frequenzbereich der Pendelungen, die das Regelungssystem aktiv dämpfen muss, und die Netzbedingungen hierfür fest, wobei er zumindest Studien zur dynamischen Stabilität berücksichtigt, die ÜNB zur Ermittlung der Stabilitätsgrenzen und möglicher Stabilitätsprobleme in ihren Übertragungsnetzen vorgenommen haben. Die Wahl der Einstellungen für die Regelungsparameter wird zwischen dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart.

Artikel 31

Fähigkeit zur Dämpfung subsynchroner Resonanzen

(1) Hinsichtlich der Regelung zur Dämpfung subsynchroner Resonanzen (SSR) muss das HGÜ-System in der Lage sein, zur elektrischen Dämpfung von Torsionsschwingungen beizutragen.

(2) Der relevante ÜNB legt den erforderlichen Umfang der SSR-Studien fest und stellt Eingabeparameter zu den Betriebsmitteln und den relevanten Systembedingungen in seinem Netz bereit, soweit diese verfügbar sind. Die SSR-Studien werden vom Eigentümer des HGÜ-Systems vorgelegt. In den Studien werden die Bedingungen ermittelt, unter denen subsynchrone Resonanzen auftreten könnten, und etwaige erforderliche Abhilfeverfahren vorgeschlagen. Die Mitgliedstaaten können die Verantwortung für die Durchführung der Studie gemäß diesem Artikel dem ÜNB übertragen. Über die Ergebnisse dieser Studien werden alle Parteien informiert.

(3) Alle vom relevanten ÜNB für jeden Netzanschlusspunkt als relevant benannten Parteien, einschließlich des relevanten ÜNB, tragen zu den Studien bei und stellen alle relevanten Daten und Modelle bereit, die nach vernünftigem Ermessen für die Zwecke der Studien erforderlich sind. Der relevante ÜNB nimmt diese Daten und Modelle entgegen und leitet sie ggf. im Einklang mit Artikel 10 an die für die Studien verantwortliche Partei weiter.

(4) Der relevante ÜNB prüft die Ergebnisse der SSR-Studien. Falls für die Prüfung erforderlich, kann der relevante ÜNB den Eigentümer des HGÜ-Systems auffordern, weitere SSR-Studien mit dem festgelegten Inhalt und Umfang vorzunehmen.

(5) Der relevante ÜNB kann die Studie überprüfen oder wiederholen. Der Eigentümer des HGÜ-Systems legt dem relevanten ÜNB alle relevanten Daten und Modelle vor, die für die Durchführung dieser Studie erforderlich sind.

(6) Bei Anschluss einer neuen HGÜ-Stromrichterstation führt der Eigentümer des HGÜ-Systems alle erforderlichen abmildernden Maßnahmen durch, die bei den Studien gemäß den Absätzen 2 oder 4 ermittelt und vom relevanten ÜNB überprüft wurden.

Artikel 32

Netzmerkmale

(1) Der relevante Netzbetreiber legt die Methode sowie die vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die Berechnung der minimalen und maximalen Kurzschlussleistung an den Netzanschlusspunkten fest und veröffentlicht sie.

(2) Das HGÜ-System muss in der Lage sein, in dem vom relevanten Netzbetreiber festgelegten Bereich für die Kurzschlussleistung und die Netzmerkmale zu arbeiten.

(3) Jeder relevante Netzbetreiber legt dem Eigentümer des HGÜ-Systems Netzäquivalente vor, die das Verhalten des Netzes am Netzanschlusspunkt beschreiben und den Eigentümer des HGÜ-Systems in die Lage versetzen, bei der Auslegung seines Systems zumindest (ohne hierauf beschränkt zu sein) die Oberschwingungen und die dynamische Stabilität während dessen Lebensdauer zu berücksichtigen.

Artikel 33

Robustheit von HGÜ-Systemen

(1) Das HGÜ-System muss in der Lage sein, während und nach allen geplanten und nicht geplanten Änderungen im HGÜ-System oder im Drehstromnetz, an das dieses angeschlossen ist, mit einer minimalen Änderung des Wirkleistungsflusses und der Spannung stabile Betriebspunkte zu erreichen. Der relevante ÜNB legt die Änderungen der Netzbedingungen fest, bei denen die HGÜ-Systeme einen stabilen Betrieb aufrechterhalten müssen.

(2) Der Eigentümer des HGÜ-Systems stellt sicher, dass eine Schutztrennung oder sonstige Trennung einer HGÜ-Stromrichterstation, die Teil eines HGÜ-Multiterminal-Systems oder eines integrierten HGÜ-Systems ist, am Netzanschlusspunkt nicht zu transienten Vorgängen führt, die den vom relevanten ÜNB festgelegten Bereich überschreiten.

(3) Das HGÜ-System muss transienten Fehlern auf Hochspannungs-Drehstrom-Leitungen in einem benachbarten oder nahe bei dem HGÜ-System liegenden Netz standhalten, und eine automatische Wiederzuschaltung von Leitungen in dem Netz darf nicht zur Trennung von Betriebsmitteln vom Netz führen.

(4) Der Eigentümer des HGÜ-Systems legt dem relevanten Netzbetreiber Informationen zur Widerstandsfähigkeit des HGÜ-Systems gegenüber Störungen im Drehstromnetz vor.

KAPITEL 5

Anforderungen an Schutzvorrichtungen und deren Einstellungen

Artikel 34

Elektrische Schutzsysteme und -einstellungen

(1) Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Merkmale des HGÜ-Systems die für den Schutz des Netzes erforderlichen Systeme und Einstellungen fest. Für das HGÜ-System und das Netz relevante Schutzsysteme und für das HGÜ-System relevante Einstellungen werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems abgestimmt und vereinbart. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne elektrische Fehler müssen so ausgelegt sein, dass sie die in dieser Verordnung geforderte Leistungsfähigkeit des HGÜ-Systems nicht gefährden.

(2) Der elektrische Schutz des HGÜ-Systems hat Vorrang vor betrieblichen Regelungen, wobei die Sicherheit des Netzes, die Gesundheit und Sicherheit der Mitarbeiter und der Öffentlichkeit sowie die Begrenzung etwaiger Schäden an dem HGÜ-System zu berücksichtigen sind.

(3) Alle Änderungen an den Schutzsystemen oder deren Einstellungen, die für das HGÜ-System und das Netz relevant sind, werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart, bevor der Eigentümer des HGÜ-Systems sie vornimmt.

Artikel 35

Rangfolge von Schutz- und Regelungsvorrichtungen

(1) Der relevante ÜNB, der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer des HGÜ-Systems stimmen sich über ein Regelungssystem ab, das vom Eigentümer des HGÜ-Systems festgelegt wird und verschiedene Regelungsmodi umfasst, einschließlich der Einstellungen der einzelnen Parameter, und vereinbaren dieses.

(2) Hinsichtlich der Rangfolge der Schutz- und Regelungsvorrichtungen ordnet der Eigentümer des HGÜ-Systems seine Schutz- und Regelungsgeräte entsprechend der folgenden absteigend geordneten Prioritätsliste, soweit die relevanten ÜNB in Abstimmung mit dem relevanten Netzbetreiber nichts anderes bestimmen:

a) Schutz des Netzes und des HGÜ-Systems;

b) Wirkleistungsregelung zur Unterstützung im Notfall;

c) ggf. synthetische Schwungmasse;

d) automatische Abhilfemaßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 3;

e) LFSM;

f) FSM und Frequenzregelung und

g) Begrenzung des Leistungsgradienten.

Artikel 36

Änderungen an den Schutz- und Regelungssystemen und -einstellungen

(1) Die Parameter der unterschiedlichen Regelungsmodi und die Schutzeinstellungen des HGÜ-Systems müssen im Einklang mit Absatz 3 in der HGÜ-Stromrichterstation geändert werden können, wenn der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB dies verlangt.

(2) Alle Änderungen an den Systemen oder Einstellungen der Parameter der verschiedenen Regelungsmodi und Schutzvorrichtungen des HGÜ-Systems, einschließlich des Verfahrens, werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems abgestimmt und vereinbart.

(3) Die Regelungsmodi und damit verbundenen Einstellungen des HGÜ-Systems müssen entsprechend den vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Vorgaben fernwirktechnisch geändert werden können.

KAPITEL 6

Anforderungen hinsichtlich der Wiederherstellung des Stromversorgungssystems

Artikel 37

Schwarzstartfähigkeit

(1) Der relevante ÜNB kann vom Eigentümer eines HGÜ-Systems ein Angebot für die Schwarzstartfähigkeit einholen.

(2) Wenn eine Stromrichterstation zugeschaltet ist, muss ein HGÜ-System mit Schwarzstartfähigkeit in der Lage sein, innerhalb eines von den relevanten ÜNB festgelegten Zeitraums nach der Abschaltung des HGÜ-Systems Energie an die Sammelschiene des Drehstrom-Umspannwerks zu liefern, an das eine andere Stromrichterstation angeschlossen ist. Das HGÜ-System muss in der Lage sein, sich gegebenenfalls innerhalb der in Artikel 11 genannten Frequenzbereiche und der vom relevanten ÜNB festgelegten bzw. in Artikel 18 vorgesehenen Spannungsgrenzwerte zu synchronisieren. Falls für die Wiederherstellung der Systemsicherheit erforderlich, kann der relevante ÜNB breitere Frequenz- und Spannungsbereiche festlegen.

(3) Der relevante ÜNB und der Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbaren die Kapazität und Verfügbarkeit der Schwarzstartfähigkeit und das Betriebsverfahren.

TITEL III

ANFORDERUNGEN AN NICHTSYNCHRONE STROMERZEUGUNGSANLAGEN MIT GLEICHSTROMANBINDUNG UND AN ERZEUGUNGSSEITIGE HGÜ-STROMRICHTERSTATIONEN

KAPITEL 1

Anforderungen an Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung

Artikel 38

Anwendungsbereich

Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gelten die Anforderungen der Artikel 13 bis 22 der Verordnung (EU) 2016/631 an nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen, vorbehaltlich spezifischer Anforderungen, die in den Artikeln 41 bis 45 der vorliegenden Verordnung festgelegt sind. Diese Anforderungen gelten an den HGÜ-Netzverknüpfungspunkten der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung mit den HGÜ-Systemen. Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung werden in die in Artikel 5 der Verordnung (EU) 2016/631 genannten Kategorien eingeteilt.

Artikel 39

Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung

(1) Reaktion auf Frequenzabweichungen:

a) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen in der Lage sein, ein Signal von einem Netzanschlusspunkt in dem Synchrongebiet, für das die Frequenzreaktion erfolgt, schnell entgegenzunehmen und zu verarbeiten, wobei der Zeitraum zwischen dem Aussenden des Signals und dem Abschluss seiner Verarbeitung zur Aktivierung der Reaktion 0,1 Sekunden nicht überschreiten darf. Dabei wird die Frequenz an dem Netzanschlusspunkt in dem Synchrongebiet gemessen, für das die Frequenzreaktion erfolgt;

b) nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die über HGÜ-Systeme an mehr als eine Regelzone angeschlossen sind, müssen in der Lage sein, entsprechend den Vorgaben des relevanten ÜNB eine koordinierte Frequenzregelung durchzuführen.

(2) Frequenzbereiche und -reaktion:

a) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen in der Lage sein, innerhalb der in Anhang VI für die 50-Hz-Netznennfrequenz angegebenen Frequenzbereiche und Zeiträume die Verbindung mit dem Netz der erzeugungsseitigen Stromrichterstation und den Betrieb aufrechtzuerhalten. Wird nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB eine andere Nennfrequenz als 50 Hz oder eine variable Frequenz genutzt, werden die geltenden Frequenzbereiche und Zeiträume vom relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Merkmale des Systems und der Anforderungen in Anhang VI festgelegt;

b) der relevante ÜNB kann mit dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung breitere Frequenzbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren, um eine bestmögliche Nutzung der technischen Fähigkeiten einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung sicherzustellen, wenn dies erforderlich ist, um die Systemsicherheit zu erhalten oder wiederherzustellen. Sind breitere Frequenzbereiche oder längere Mindestzeiträume wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern;

c) unbeschadet Absatz 2 Buchstabe a müssen nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung in der Lage sein, sich bei bestimmten Frequenzen automatisch vom Netz zu trennen, wenn der relevante ÜNB dies verlangt. Die Bestimmungen und Einstellungen für eine solche automatische Trennung werden zwischen dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung vereinbart.

(3) Widerstandsfähigkeit gegenüber Frequenzgradienten: Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation und den Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn sich die Netzfrequenz am HGÜ-Netzverknüpfungspunkt der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung an der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation bei der Netznennfrequenz von 50 Hz mit einer Geschwindigkeit von bis zu +/-2 Hz/s ändert (was zu jedem Zeitpunkt als Durchschnittswert des Frequenzgradienten für die vorangegangene Sekunde gemessen wird).

(4) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen bei der Netznennfrequenz von 50 Hz im beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) (LFSM-O) gemäß Artikel 13 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631 betrieben werden können, vorbehaltlich einer schnellen Signalreaktion gemäß Absatz 1.

(5) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird für die Netznennfrequenz von 50 Hz gemäß Artikel 13 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2016/631 eine Fähigkeit zur Aufrechterhaltung einer konstanten Leistung bestimmt.

(6) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird für die Netznennfrequenz von 50 Hz gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2016/631 eine Fähigkeit zur Regelbarkeit der Wirkleistung bestimmt. Eine manuelle Regelung muss möglich sein, wenn automatische Fernbedienungsgeräte außer Betrieb sind.

(7) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2016/631 für die Netznennfrequenz von 50 Hz eine Fähigkeit zum Betrieb im beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz) (LFSM-U) bestimmt, vorbehaltlich einer schnellen Signalreaktion gemäß Absatz 1.

(8) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d der Verordnung (EU) 2016/631 für die Netznennfrequenz von 50 Hz eine Fähigkeit zum Betrieb im frequenzabhängigen Modus bestimmt, vorbehaltlich einer schnellen Signalreaktion gemäß Absatz 1.

(9) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird für die Netznennfrequenz von 50 Hz gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe e der Verordnung (EU) 2016/631 eine Fähigkeit zur Frequenzwiederherstellung bestimmt.

(10) Wird nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB eine andere konstante Nennfrequenz als 50 Hz, eine variable Frequenz oder eine Gleichspannung genutzt, legt der relevante ÜNB die in den Absätzen 3 bis 9 genannten Fähigkeiten und die damit verbundenen Parameter fest.

Artikel 40

Anforderungen hinsichtlich Blindleistung und Spannung

(1) Spannungsbereiche:

a) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen in der Lage sein, innerhalb der in den Tabellen 9 und 10 des Anhangs VII festgelegten Zeiträume und Spannungsbereiche (Per-Unit-Spannung) die Verbindung mit dem Netz der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation und den Betrieb aufrechtzuerhalten. Die geltenden Spannungsbereiche und Zeiträume werden auf der Grundlage der Referenzspannung 1 pu ausgewählt;

b) der relevante Netzbetreiber, der relevante ÜNB und der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung können breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren, um eine bestmögliche Nutzung der technischen Fähigkeiten einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung sicherzustellen, wenn dies erforderlich ist, um die Systemsicherheit zu erhalten oder wiederherzustellen. Sind breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern;

c) für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die über einen HGÜ-Netzverknüpfungspunkt mit dem Netz der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation verfügen, kann der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB Spannungen an dem HGÜ-Netzverknüpfungspunkt festlegen, bei denen die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in der Lage sein muss, sich automatisch vom Netz zu trennen. Die Bestimmungen und Einstellungen für eine solche automatische Trennung werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung vereinbart;

d) für HGÜ-Netzverknüpfungspunkte mit Nennspannungen, die nicht unter Anhang VII fallen, legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die am Netzanschlusspunkt geltenden Anforderungen fest;

e) werden nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB andere Frequenzen als die Nennfrequenz von 50 Hz genutzt, müssen die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Spannungsbereiche und Zeiträume proportional den in den Tabellen 9 und 10 des Anhangs VII genannten Spannungsbereichen und Zeiträumen entsprechen.

(2) Blindleistungskapazität von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung:

a) Wenn der Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung eine bilaterale Vereinbarung mit den Eigentümern der HGÜ-Systeme schließen kann, die die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung mit einem einzelnen Netzanschlusspunkt eines Drehstromnetzes verbinden, muss diese alle folgenden Anforderungen erfüllen: i) Die Erzeugungsanlage muss mit Hilfe einer zusätzlichen Anlage oder Betriebsmitteln und/oder Software die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB gemäß Buchstabe b vorgegebene Blindleistungskapazität aufweisen; dabei gilt: — die nichtsynchrone Erzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung muss die Blindleistungskapazität gemäß Buchstabe b für einen Teil der Betriebsmittel oder alle Betriebsmittel entweder bereits zum Zeitpunkt des Erstanschlusses an das Drehstromnetz und der Inbetriebnahme aufweisen; oder — gegenüber dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB ist nachzuweisen, wie die Blindleistungskapazität bereitgestellt wird, wenn die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung an mehr als einem einzelnen Netzanschlusspunkt an das Drehstromnetz angeschlossen wird oder wenn eine andere nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung oder ein HGÜ-System mit einem anderen Eigentümer an das Drehstromnetz der erzeugungsseitigen Stromrichterstation angeschlossen wird, und anschließend ist hierüber eine Vereinbarung zu treffen. Diese Vereinbarung muss eine Verpflichtung des Eigentümers der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung (oder eines möglichen späteren Eigentümers) umfassen, die nach diesem Artikel erforderlichen Blindleistungskapazitäten seiner Stromerzeugungsanlagen zu einem vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Zeitpunkt zu finanzieren und zu installieren. Der relevante Netzbetreiber informiert den Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB über das vorgesehene Datum der Fertigstellung jedes verbindlich zugesagten Ausbaus, bei dem es erforderlich wird, die Vorrichtungen für die gesamte Blindleistungskapazität in die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanschluss zu installieren; ii) der relevante Netzbetreiber berücksichtigt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bei der Festlegung des Zeitpunkts, bis zu dem die Nachrüstung erfolgen muss, den Entwicklungsplan für die Nachrüstung der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit den für die Blindleistungskapazität erforderlichen Vorrichtungen. Der Entwicklungsplan wird vom Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung zum Zeitpunkt des Anschlusses an das Drehstromnetz vorgelegt.

b) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung entweder zum Zeitpunkt des Anschlusses oder gemäß der unter Buchstabe a genannten Vereinbarung zu einem späteren Zeitpunkt erfüllen: i) Blindleistungskapazität bei maximaler HGÜ-Wirkleistungskapazität: Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB für Spannungsschwankungen festgelegten Anforderungen an die Blindleistungskapazität erfüllen. Der relevante Netzbetreiber legt innerhalb der in Tabelle 11 des Anhangs VII angegebenen Bereiche ein U-Q/Pmax-Profil mit einer beliebigen Form fest, innerhalb dessen Grenzen die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in der Lage sein muss, bei maximaler HGÜ-Wirkleistungskapazität Blindleistung abzugeben. Der relevante Netzbetreiber berücksichtigt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bei der Festlegung dieser Bereiche die langfristige Entwicklung des Netzes sowie die Kosten, die den Eigentümern der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen aufgrund der Blindleistungserzeugung bei Überspannungen und der Blindleistungsaufnahme bei Unterspannungen entstehen können. Ist in dem gemäß Artikel 8 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erstellten Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplan oder einem gemäß Artikel 22 der Richtlinie 2009/72/EG erstellten und genehmigten nationalen Plan vorgesehen, dass eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung künftig über eine Drehstromanbindung mit dem Synchrongebiet verbunden wird, kann der relevante ÜNB entweder festlegen, — dass die in Artikel 25 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2016/631 für dieses Synchrongebiet vorgesehenen Kapazitäten zu dem Zeitpunkt zu installieren sind, zu dem die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung erstmals an das Drehstromnetz angeschlossen und in Betrieb genommen wird, oder — dass der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung gegenüber dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB nachweisen muss, wie die in Artikel 25 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2016/631 vorgesehene Blindleistungskapazität für dieses Synchrongebiet bereitgestellt wird, falls die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung über eine Drehstromanbindung mit dem Synchrongebiet verbunden wird, und dass dies in einer Vereinbarung zu regeln ist. ii) Blindleistungskapazität: Der relevante Netzbetreiber kann verlangen, dass eine zusätzliche Blindleistung bereitzustellen ist, wenn sich der Netzanschlusspunkt einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung weder an den Hochspannungsklemmen des Netztransformators der Spannungsebene des Netzanschlusspunktes noch an den Generatorklemmen befindet, falls kein Netztransformator vorhanden ist. Diese zusätzliche Blindleistung muss den Blindleistungsaustausch der Hochspannungsleitung oder des Hochspannungskabels zwischen den Hochspannungsklemmen des Netztransformators der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung oder, falls kein Netztransformator vorhanden ist, zwischen deren Stromrichterklemmen und dem Netzanschlusspunkt ausgleichen und ist vom zuständigen Eigentümer dieser Leitung bzw. dieses Kabels bereitzustellen.

(3) Vorrang des Wirkleistungsbeitrags oder des Blindleistungsbeitrags von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung: Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB fest, ob bei Fehlern, die eine FRT-Fähigkeit erfordern, der Wirkleistungsbeitrag oder der Blindleistungsbeitrag von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung Vorrang erhält. Erhält der Wirkleistungsbeitrag Vorrang, so muss dieser innerhalb eines Zeitraums nach Fehlerbeginn bereitgestellt werden, den der relevante Systembetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt.

Artikel 41

Anforderungen hinsichtlich der Regelung

(1) Während der Synchronisation einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung mit dem Drehstromsammelnetz muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in der Lage sein, etwaige Spannungsänderungen auf eine vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegte stationäre Höhe zu begrenzen. Die festgelegte Grenze darf 5 Prozent der Spannung vor der Synchronisation nicht überschreiten. Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die maximale Höhe und Dauer und das Messfenster für die transienten Spannungen fest.

(2) Die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung muss die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Signale zur Leistungsabgabe abgeben.

Artikel 42

Netzmerkmale

Hinsichtlich der Netzmerkmale gelten für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung folgende Bestimmungen:

a) Jeder relevante Netzbetreiber legt die Methode sowie die vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die Berechnung der minimalen und maximalen Kurzschlussleistung an dem HGÜ-Netzverknüpfungspunkt fest und veröffentlicht sie;

b) die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung muss in dem vom relevanten ÜNB für die minimale und maximale Kurzschlussleistung und die Netzmerkmale an dem HGÜ-Netzverknüpfungspunkt festgelegten Bereich stabil betrieben werden können;

c) jeder relevante Netzbetreiber und jeder Eigentümer eines HGÜ-Systems legt den Eigentümern von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung Netzäquivalente für das System vor, die ihnen die Auslegung ihrer Systeme hinsichtlich der Oberschwingungen ermöglichen.

Artikel 43

Schutzanforderungen

(1) Die Systeme und Einstellungen für den elektrischen Schutz von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung werden gemäß Artikel 14 Absatz 5 Buchstabe b der Verordnung (EU) 2016/631 bestimmt, wenn das Netz des Synchrongebiets betroffen ist. Die Schutzsysteme werden unter Berücksichtigung der Leistungsfähigkeit des Systems, der Netzmerkmale sowie der technischen Merkmale der Stromerzeugungstechnologie der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage ausgelegt und in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem relevanten Netzbetreiber vereinbart.

(2) Die Rangfolge der Schutz- und Regelungsvorrichtungen von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird gemäß Artikel 14 Absatz 5 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2016/631 bestimmt, wenn das Netz des Synchrongebiets betroffen ist, und in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem relevanten Netzbetreiber vereinbart.

Artikel 44

Spannungsqualität

Die Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung stellen sicher, dass ihr Netzanschluss am Netzanschlusspunkt nicht zu einer Verzerrung oder Schwankung der Versorgungsspannung führt, die das vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegte Ausmaß überschreitet. Die für die entsprechenden Studien erforderlichen Beiträge der Netznutzer, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) bestehender nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und bestehender HGÜ-Systeme, dürfen nicht ohne triftigen Grund verweigert werden. Das Verfahren zur Durchführung erforderlicher Studien und zur Bereitstellung relevanter Daten durch alle beteiligten Netznutzer sowie für ermittelte und durchgeführte abmildernde Maßnahmen muss dem Verfahren in Artikel 29 entsprechen.

Artikel 45

Allgemeine Anforderungen an nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung hinsichtlich des Netzmanagements

Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung unterliegen den in Artikel 14 Absatz 5, Artikel 15 Absatz 6 und Artikel 16 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2016/631 festgelegten allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements.

KAPITEL 2

Anforderungen an Erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen

Artikel 46

Anwendungsbereich

Erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen unterliegen den Anforderungen der Artikel 11 bis 39, vorbehaltlich spezifischer Anforderungen in den Artikeln 47 bis 50.

Artikel 47

Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung

(1) Wird in dem Netz zur Verbindung der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB eine andere Nennfrequenz als 50 Hz oder eine variable Frequenz genutzt, unterliegt die erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstation den Bestimmungen des Artikels 11 über die vom relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Systemeigenschaften und der Anforderungen des Anhangs 1 festzulegenden Frequenzbereiche und Zeiträume.

(2) Hinsichtlich der Reaktion auf Frequenzänderungen vereinbaren der Eigentümer der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation und der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die technischen Modalitäten der schnellen Signalübermittlung gemäß Artikel 39 Absatz 1. Wenn der relevante ÜNB dies verlangt, muss das HGÜ-System in der Lage sein, die Netzfrequenz am Netzanschlusspunkt durch ein Signal zu übermitteln. Bei HGÜ-Systemen, die für den Anschluss nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen bestimmt sind, wird die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe durch die Fähigkeiten der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung begrenzt.

Artikel 48

Anforderungen hinsichtlich Blindleistung und Spannung

(1) Spannungsbereiche:

a) Erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, innerhalb der in den Tabellen 12 und 13 des Anhangs VIII festgelegten Spannungsbereiche (Per-Unit-Spannung) und Zeiträume die Verbindung mit dem Netz der erzeugungsseitigen Stromrichterstation aufrechtzuerhalten. Die geltenden Spannungsbereiche und Zeiträume werden auf der Grundlage der Referenzspannung 1 pu ausgewählt;

b) der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung im Einklang mit Artikel 40 breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren;

c) für HGÜ-Netzverknüpfungspunkte mit Nennspannungen, die nicht in den Anwendungsbereich der Tabellen 12 und 13 des Anhangs VIII fallen, legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die an den Netzanschlusspunkten geltenden Anforderungen fest;

d) werden nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB andere Frequenzen als die Nennfrequenz von 50 Hz genutzt, müssen die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Spannungsbereiche und Zeiträume proportional den in Anhang VIII aufgeführten Bereichen und Zeiträumen entsprechen.

(2) Im Hinblick auf die Spannungshaltung müssen erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen an den Netzanschlusspunkten die folgenden Anforderungen an die Blindleistungskapazität erfüllen:

a) Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Anforderungen an die Fähigkeit zur Abgabe von Blindleistung bei unterschiedlichen Spannungswerten fest. Dazu legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB ein U-Q/Pmax-Profil mit einer beliebigen Form fest, innerhalb dessen Grenzen die erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, bei ihrer maximalen HGÜ-Wirkleistungskapazität Blindleistung abzugeben.

b) Das U-Q/Pmax-Profil wird von jedem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt. Das U-Q/Pmax-Profil muss dem in Tabelle 14 des Anhangs VIII für Q/Pmax festgelegten Bereich und der dort festgelegten Spannung in stationärem Zustand entsprechen, und sein Rahmen muss innerhalb der Grenzen liegen, die in Anhang IV durch den festen äußeren Rahmen dargestellt sind. Bei der Festlegung dieser Bereiche berücksichtigt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die langfristige Entwicklung des Netzes.

Artikel 49

Netzmerkmale

Hinsichtlich der Netzmerkmale stellt der Eigentümer der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation jedem Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung im Einklang mit Artikel 42 relevante Daten bereit.

Artikel 50

Spannungsqualität

Die Eigentümer von erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstationen stellen sicher, dass ihr Netzanschluss am Netzanschlusspunkt nicht zu einer Verzerrung oder Schwankung der Versorgungsspannung des Netzes führt, die das ihnen vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB zugestandene Ausmaß überschreitet. Die für die entsprechenden Studien erforderlichen Beiträge der Netznutzer, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) bestehender nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und bestehender HGÜ-Systeme, dürfen nicht ohne triftigen Grund verweigert werden. Das Verfahren zur Durchführung erforderlicher Studien und zur Bereitstellung relevanter Daten durch alle beteiligten Netznutzer sowie für ermittelte und durchgeführte abmildernde Maßnahmen muss dem Verfahren in Artikel 29 entsprechen.

TITEL IV

INFORMATIONSAUSTAUSCH UND KOORDINATION

Artikel 51

Betrieb von HGÜ-Systemen

(1) Hinsichtlich der Mess- und Regelinstrumente für den Betrieb muss jede HGÜ-Stromrichtereinheit eines HGÜ-Systems mit einer automatischen Regelungsvorrichtung ausgestattet sein, die Anweisungen vom relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB entgegennehmen kann. Diese automatische Regelungsvorrichtung muss es ermöglichen, die HGÜ-Stromrichtereinheiten des HGÜ-Systems auf koordinierte Weise zu betreiben. Der relevante Netzbetreiber legt die Hierarchie der automatischen Regelungsvorrichtungen für jede HGÜ-Stromrichtereinheit fest.

(2) Die in Absatz 1 genannte automatische Regelungsvorrichtung des HGÜ-Systems muss in der Lage sein, folgende Arten von Signalen an den relevanten Netzbetreiber zu senden:

a) Betriebliche Signale, mindestens in Bezug auf i) das Hochfahren; ii) Wechsel- und Gleichspannungsmessungen; iii) Dreh- und Gleichstrommessungen; iv) Wirkleistungs- und Blindleistungsmessungen auf Drehstromseite; v) Gleichstrom-Leistungsmessungen; vi) Betriebsart der einzelnen HGÜ-Stromrichtereinheit im HGÜ-Stromrichter (Bipol oder Monopol); vii) Schaltzustand der einzelnen Komponenten und der Schaltanlage und viii) FSM-, LFSM-O- und LFSM-U-Wirkleistungsbereiche.

b) Alarmsignale, mindestens in Bezug auf i) Notabschaltung; ii) Blockieren des Rampens; iii) schnelle Umkehr der Wirkleistungsflussrichtung.

(3) Die in Absatz 1 genannte automatische Regelungsvorrichtung muss in der Lage sein, folgende Arten von Signalen vom relevanten Netzbetreiber entgegenzunehmen:

a) Betriebliche Signale, mindestens in Bezug auf i) Startanweisungen; ii) Wirkleistungssollwerte; iii) Einstellungen für den frequenzabhängigen Modus; iv) Sollwerte für die Blindleistung, die Spannung oder ähnliche Parameter; v) Blindleistungsregelungsmodi; vi) Regelung zur Dämpfung von Leistungspendelungen und vii) synthetische Schwungmasse.

b) Alarmsignale, mindestens in Bezug auf i) Anweisungen zur Notabschaltung; ii) Anweisungen zum Blockieren des Rampens; iii) Wirkleistungsflussrichtung und iv) Anweisungen zur schnellen Umkehr der Wirkleistungsflussrichtung.

(4) Der relevante Netzbetreiber kann für jedes bereitzustellende Signal Qualitätsvorgaben festlegen.

Artikel 52

Parameter und Einstellungen

Die Parameter und Einstellungen der Hauptregelungsfunktionen von HGÜ-Systemen werden zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart. Die Parameter und Einstellungen werden innerhalb einer Regelungshierarchie umgesetzt, die Änderungen bei Bedarf ermöglicht. Diese Hauptregelungsfunktionen umfassen mindestens

a) ggf. synthetische Schwungmasse gemäß den Artikeln 14 und 41;

b) frequenzabhängige Modi (FSM, LFSM-O, LFSM-U) gemäß den Artikeln 15, 16 und 17;

c) ggf. Frequenzregelung gemäß Artikel 16;

d) ggf. Blindleistungsregelungsmodus gemäß Artikel 22;

e) Fähigkeit zur Dämpfung von Leistungspendelungen gemäß Artikel 30;

f) Fähigkeit zur Dämpfung subsynchroner Resonanzen gemäß Artikel 31.

Artikel 53

Fehleraufzeichnung und -überwachung

(1) HGÜ-Systeme müssen über Vorrichtungen zur Aufzeichnung von Fehlern und zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens hinsichtlich der folgenden Parameter für jeden ihrer HGÜ-Stromrichter verfügen:

a) Wechsel- und Gleichspannung;

b) Dreh- und Gleichstrom;

c) Wirkleistung;

d) Blindleistung und

e) Frequenz.

(2) Der relevante Netzbetreiber kann mit angemessener Vorankündigung die vom HGÜ-System einzuhaltenden Parameter für die Versorgungsqualität festlegen.

(3) Die Einzelheiten der in Absatz 1 genannten Vorrichtungen zur Fehleraufzeichnung, einschließlich analoger und digitaler Kanäle und ihrer Einstellungen einschließlich der Auslösekriterien und Abtastrate, werden zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB vereinbart.

(4) Alle Vorrichtungen zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen entsprechend den Vorgaben des relevanten Netzbetreibers, die dieser mit dem relevanten ÜNB abstimmt, ein Auslösekriterium zur Feststellung schlecht gedämpfter Leistungspendelungen umfassen.

(5) Die Vorrichtungen hinsichtlich der Versorgungsqualität und der Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen Möglichkeiten für den Eigentümer des HGÜ-Systems und den relevanten Netzbetreiber umfassen, auf die Informationen elektronisch zuzugreifen. Die Kommunikationsprotokolle für Datenaufzeichnungen werden zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB vereinbart.

Artikel 54

Simulationsmodelle

(1) Der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegen, dass der Eigentümer eines HGÜ-Systems Simulationsmodelle vorlegt, die das Verhalten des HGÜ-Systems sowohl durch stationäre als auch durch dynamische Simulationen (Grundfrequenzkomponente) oder durch Simulationen transienter elektromagnetischer Vorgänge widerspiegeln.

Das Format, in dem die Modelle vorzulegen sind, sowie die Unterlagen zur Struktur der Modelle und zu den Blockdiagrammen werden vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt.

(2) Hinsichtlich der dynamischen Simulationen müssen die vorgelegten Modelle in Abhängigkeit von den vorhandenen Bestandteilen mindestens (ohne hierauf beschränkt zu sein) folgende Teilmodelle umfassen:

a) Modelle für HGÜ-Stromrichtereinheiten;

b) Modelle für Drehstromkomponenten;

c) Modelle für das Gleichstromnetz;

d) Spannungs- und Leistungsregler;

e) ggf. besondere Regelungsfunktionen, z. B. Dämpfung von Leistungspendelungen, Dämpfung von subsynchronen Resonanzen (SSR);

f) ggf. Multiterminal-Regelung;

g) zwischen dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbarte Schutzmodelle für das HGÜ-System.

(3) Der Eigentümer des HGÜ-Systems überprüft die Modelle anhand der Ergebnisse der gemäß Titel VI durchgeführten Konformitätstests und legt dem relevanten ÜNB einen Bericht über die Überprüfung vor. Die Modelle werden anschließend zur Prüfung der Konformität mit dieser Verordnung, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) der Konformitätssimulationen gemäß Titel VI, und in Studien zur kontinuierlichen Bewertung bei der Planung und dem Betrieb des Systems genutzt.

(4) Die Eigentümer von HGÜ-Systemen legen dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB auf dessen Aufforderung hin die HGÜ-Systemaufzeichnungen vor, damit diese die Reaktion der Modelle mit den Aufzeichnungen vergleichen können.

(5) Wenn der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB dies verlangt, legen die Eigentümer von HGÜ-Systemen ein äquivalentes Modell der Regelungssysteme vor, wenn sich zwischen den HGÜ-Stromrichterstationen und anderen Anschlüssen in der Nähe nachteilige Wechselwirkungen der Regelungssysteme ergeben können. Die äquivalenten Modelle müssen alle für eine realistische Simulation der nachteiligen Wechselwirkungen der Regelungssysteme erforderlichen Daten enthalten.

TITEL V

BETRIEBSERLAUBNISVERFAHREN FÜR DEN NETZNSCHLUSS

KAPITEL 1

Netzanschluss neuer HGÜ-Systeme

Artikel 55

Allgemeine Bestimmungen

(1) Der Eigentümer des HGÜ-Systems weist dem relevanten Netzbetreiber nach, dass die Anforderungen der Titel II bis IV am jeweiligen Netzanschlusspunkt erfüllt sind, indem er das Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss des HGÜ-Systems gemäß den Artikeln 56 bis 59 erfolgreich durchläuft.

(2) Der relevante Netzbetreiber legt für das Betriebserlaubnisverfahren detaillierte Bestimmungen fest und veröffentlicht sie.

(3) Das Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss jedes neuen HGÜ-Systems umfasst

a) die Erlaubnis zur Zuschaltung (EZZ);

b) die vorübergehende Betriebserlaubnis (VBE) und

c) die endgültige Betriebserlaubnis (EBE).

Artikel 56

EZZ für HGÜ-Systeme

(1) Eine EZZ berechtigt den Eigentümer eines HGÜ-Systems, sein internes Netz und seine Eigenbedarfseinrichtungen unter Nutzung des für den Netzanschlusspunkt bestimmten Netzanschlusses einzuschalten.

(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EZZ aus, wenn die Vorarbeiten abgeschlossen sind und die vom relevanten Netzbetreiber in den relevanten Betriebsverfahren festgelegten Anforderungen erfüllt sind. Diese Vorarbeiten umfassen eine zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer des HGÜ-Systems getroffene Vereinbarung über die für den Netzanschlusspunkt relevanten Schutz- und Reglereinstellungen.

Artikel 57

VBE für HGÜ-Systeme

(1) Eine VBE berechtigt den Eigentümer eines HGÜ-Systems oder einer HGÜ-Stromrichtereinheit, das HGÜ-System oder die HGÜ-Stromrichtereinheit unter Nutzung der für die Netzanschlusspunkte bestimmten Netzanschlüsse während eines befristeten Zeitraums zu betreiben.

(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine VBE aus, wenn die Prüfung der Daten und Studien abgeschlossen ist.

(3) Im Hinblick auf den Abschluss der Prüfung der Daten und Studien stellt der Eigentümer des HGÜ-Systems oder der HGÜ-Stromrichtereinheit dem relevanten Netzbetreiber auf Aufforderung Folgendes bereit:

a) eine nach den einzelnen Bestandteilen aufgeschlüsselte Konformitätserklärung;

b) die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit den relevanten ÜNB spezifizierten, für den Netzanschluss relevanten detaillierten technischen Daten zu dem HGÜ-System;

c) Betriebsmittelbescheinigungen zu HGÜ-Systemen oder HGÜ-Stromrichtereinheiten, wenn diese Teil des Konformitätsnachweises sind;

d) Simulationsmodelle oder genaue Nachbildungen des Regelungssystems gemäß Artikel 54 sowie gemäß den Vorgaben, die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem/den relevanten ÜNB festgelegt werden;

e) Studien zum Nachweis des erwarteten stationären und dynamischen Betriebsverhaltens gemäß den Titeln II, III und IV;

f) Details zu vorgesehenen Konformitätstests gemäß Artikel 72;

g) Details zur vorgesehe