DE Amtsblatt der Europäischen Union L 112/1

VERORDNUNG (EU) 2016/631 DER KOMMISSION

vom 14. April 2016

zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger

(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 Stromerzeugungsanlagen 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 Stromerzeugungsanlagen 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 Stromerzeugungsanlagen 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 Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und den Netzbetreibern. Insbesondere hängt der Betrieb des Netzes unter anormalen Bedingungen von der Reaktion der Stromerzeugungsanlagen auf Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 pu (Per-Unit-Wert) sowie auf Abweichungen von der Nennfrequenz ab. Angesichts ihrer gegenseitigen Abhängigkeiten sollten Netze und Stromerzeugungsanlagen im Hinblick auf die Systemsicherheit systemtechnisch als Einheit betrachtet werden. Daher sollten einschlägige technische Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen 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 Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung 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 Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung gelten, nicht jedoch für bestehende Stromerzeugungsanlagen und Stromerzeugungsanlagen, die sich in einem fortgeschrittenen Planungsstadium befinden, aber noch nicht fertiggestellt sind, soweit die relevante Regulierungsbehörde oder der Mitgliedstaat angesichts der Entwicklung der Netzanforderungen und einer umfassenden Kosten-Nutzen-Analyse oder aufgrund einer erheblichen Modernisierung dieser Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung nichts anderes vorsieht.

(9) Die Bedeutung von Stromerzeugungsanlagen sollte nach ihrer Größe und ihren Auswirkungen auf das Gesamtsystem bewertet werden. Synchronmaschinen sollten nach der Größe der Maschine klassifiziert werden und alle Bestandteile einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung umfassen, die im Normalbetrieb untrennbar zusammen arbeiten, wie etwa separate Generatoren, die von separaten Gas- und Dampfturbinen derselben Gas- und Dampfanlage angetrieben werden. Bei Kraftwerken, die mehrere solcher Gas- und Dampfanlagen umfassen, sollte jede Anlage nach ihrer Größe und nicht nach der Gesamtkapazität des Kraftwerks beurteilt werden. Nicht synchron angeschlossene Stromerzeugungsanlagen, die gemeinsam eine Wirtschaftseinheit bilden und über einen einzigen Netzanschlusspunkt verfügen, sollten nach ihrer aggregierten Nennleistung bewertet werden.

(10) Angesichts der unterschiedlichen Spannungsebenen, auf denen Stromerzeugungsanlagen angeschlossen sind, und ihrer unterschiedlichen maximalen Erzeugungskapazität sollte diese Verordnung unterschiedliche Anforderungen an die verschiedenen Arten von Stromerzeugungsanlagen vorsehen. Sie enthält keine Vorschriften für die Bestimmung der Spannungsebene des Netzanschlusses, an die eine Erzeugungsanlage an das Netz anzuschließen ist.

(11) Für Stromerzeugungsanlagen des Typs A sollten grundlegende Anforderungen festgelegt werden, um die Stromerzeugungskapazität mit begrenzten automatisierten Reaktionen und einer minimalen Steuerung durch den Netzbetreiber sicherzustellen. Sie sollten einen umfangreichen Verlust an Erzeugungskapazität in den Betriebsbereichen des Netzes verhindern, um kritische Ereignisse zu minimieren, und Anforderungen umfassen, die für großflächige Interventionen bei systemkritischen Ereignissen erforderlich sind.

(12) Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs B sollten ein breiteres Spektrum an automatisierten dynamischen Reaktionen vorsehen, die eine größere Widerstandsfähigkeit gegenüber betrieblichen Vorkommnissen ermöglichen, um die Nutzung dieser dynamischen Reaktionen sicherzustellen, und eine umfangreichere Steuerung durch den Netzbetreiber sowie Informationen zur Nutzung dieser Fähigkeiten umfassen. Die Anforderungen gewährleisten eine automatisierte Reaktion, um die Auswirkungen von Netzereignissen zu begrenzen und für eine optimale dynamische Reaktion der Stromerzeugungsanlage auf diese Ereignisse zu sorgen.

(13) Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs C sollten eine präzise, stabile und gut steuerbare dynamische Echtzeitreaktion vorsehen, die es ermöglicht, wichtige Systemdienstleistungen zu erbringen, um die Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Die Anforderungen sollten allen Netzzuständen Rechnung tragen, weshalb die Interaktionen zwischen Anforderungen, Funktionen, Regelung und Informationen zur Nutzung dieser Fähigkeiten detailliert beschrieben werden sollten; zudem sollten sie die Echtzeitreaktion des Systems gewährleisten, die zur Vermeidung von Systemereignissen sowie für den Umgang mit diesen Ereignissen und die Reaktion darauf erforderlich ist. Die Anforderungen sollten darüber hinaus ausreichende Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen umfassen, sowohl bei Störungsfreiheit als auch bei Netzstörungen angemessen zu reagieren, und die erforderlichen Informationen und Regelungen zur Nutzung von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung in unterschiedlichen Situationen vorsehen.

(14) Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs D sollten sich speziell auf Erzeugungsanlagen mit Anschluss an höhere Spannungsebenen beziehen, die Auswirkungen auf die Regelung und den Betrieb des gesamten Netzes haben. Sie sollten einen stabilen Betrieb des Verbundnetzes gewährleisten und die Nutzung von Systemdienstleistungen durch Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung in ganz Europa ermöglichen.

(15) Die Anforderungen sollten auf den Grundsätzen der Diskriminierungsfreiheit und Transparenz beruhen und darauf abzielen, ein optimales Verhältnis zwischen höchstmöglicher Gesamteffizienz und den geringsten Gesamtkosten für alle beteiligten Akteure zu erreichen. Sie sollten daher den Unterschieden der Stromerzeugungstechnologien mit ihren inhärenten unterschiedlichen Eigenschaften Rechnung tragen und angesichts regionaler Besonderheiten dazu beitragen, in bestimmten geografischen Gebieten unnötige Investitionen zu vermeiden. Übertragungsnetzbetreiber („ÜNB“) und Verteilernetzbetreiber („VNB“) einschließlich der Betreiber geschlossener Verteilernetze („GVNB“) können diese Unterschiede berücksichtigen, wenn sie Anforderungen gemäß den Bestimmungen dieser Verordnung festlegen, wobei anerkannt wird, dass die Schwellenwerte für die Unterscheidung zwischen Übertragungs- und Verteilernetzen auf nationaler Ebene bestimmt werden.

(16) Aufgrund ihrer grenzübergreifenden Bedeutung sollte diese Verordnung darauf abzielen, zumindest innerhalb desselben Synchrongebiets 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.

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

(18) Diese Verordnung sollte Parameterbereiche vorsehen, die es ermöglichen, auf nationaler Ebene Entscheidungen hinsichtlich der erforderlichen Fähigkeit zum Durchfahren eines Fehlers („Fault-Ride-Through“-Fähigkeit, FRT-Fähigkeit) zu treffen, um für eine verhältnismäßige Vorgehensweise zu sorgen, die verschiedenen Netzanforderungen Rechnung trägt, wie etwa dem Anteil der erneuerbaren Energieträger („EE“) und den vorhandenen Systemen zum Schutz der Netze auf Übertragungs- und Verteilernetzebene. Angesichts der Konfiguration einiger Netze sollte die Obergrenze für die Anforderungen an die FRT-Fähigkeit bei 250 Millisekunden liegen. Da die Fehlerklärungszeit in Europa derzeit jedoch meist 150 Millisekunden beträgt, kann die von dem Mitgliedstaat gemäß dieser Verordnung mit der Genehmigung der Anforderungen beauftragte Stelle prüfen, ob eine längere Zeitspanne erforderlich ist.

(19) Bei der Festlegung der vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die FRT-Fähigkeit sollte der relevante ÜNB unter Berücksichtigung der Netzeigenschaften wie der Netztopologie und des Stromerzeugungsmix entscheiden, ob die vor dem Fehler herrschenden Betriebsbedingungen der Stromerzeugungsanlagen oder längere Fehlerklärungszeiten Priorität erhalten.

(20) Ein wichtiger Faktor für ein funktionierendes Verbundsystem ist auch die Gewährleistung einer angemessenen Wiederzuschaltung nach einer Trennung vom Netz aufgrund einer Netzstörung. Ein angemessener Netzschutz ist insbesondere bei Netzstörungen für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität und -sicherheit von entscheidender Bedeutung. Schutzkonzepte können eine Verstärkung der Störungen verhindern und ihre Folgen begrenzen.

(21) Ein angemessener Informationsaustausch zwischen den Netzbetreibern und den Eigentümern von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung ist Voraussetzung dafür, dass die Netzbetreiber die Systemstabilität und -sicherheit gewährleisten können. Die Netzbetreiber müssen einen kontinuierlichen Überblick über den Zustand des Netzes haben; dazu müssen sie Informationen zu den Betriebsbedingungen von Stromerzeugungsanlagen erhalten und mit diesen Anlagen kommunizieren können, um ihnen betriebliche Anweisungen zu erteilen.

(22) In Notfällen, die die Systemstabilität und -sicherheit gefährden könnten, sollten die Netzbetreiber durch eine entsprechende Anweisung dafür sorgen können, dass die Leistungsabgabe von Stromerzeugungsanlagen angepasst wird, damit sie ihrer Verantwortung für die Systemsicherheit gerecht werden können.

(23) 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.

(24) Der Bedarf an Blindleistungskapazität hängt von mehreren Faktoren wie etwa dem Vermaschungsgrad des Netzes und dem Verhältnis zwischen Einspeisung und Verbrauch ab, was bei der Festlegung der Anforderungen an die Blindleistungskapazität berücksichtigt werden sollte. Unterscheiden sich die Merkmale regionaler Netze innerhalb des Verantwortungsbereichs eines Netzbetreibers, könnte es sinnvoll sein, mehrere Profile festzulegen. So ist eine Blindleistungserzeugung („nacheilender“ Leistungsfaktor) bei Überspannungen und eine Blindleistungsaufnahme („voreilender“ Leistungsfaktor) bei Unterspannungen möglicherweise nicht erforderlich. Anforderungen an die Blindleistung können mit Beschränkungen für die Auslegung und den Betrieb von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung verbunden sein. Daher ist es wichtig, die für einen effizienten Netzbetrieb tatsächlich erforderlichen Kapazitäten gründlich zu prüfen.

(25) Synchrone Stromerzeugungsanlagen sind inhärent in der Lage, Frequenzabweichungen zu verhindern oder zu verlangsamen, während viele EE-Technologien diese Möglichkeit nicht bieten. Daher sollten Gegenmaßnahmen getroffen werden, um stärkere Änderungen der Frequenz bei umfangreicher Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zu vermeiden. Der weitere Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energieträger, die keinen natürlichen Beitrag zur Schwungmasse leisten, könnte durch die Nutzung synthetischer Schwungmasse unterstützt werden.

(26) Es sollten angemessene und verhältnismäßige Konformitätstests eingeführt werden, damit die Netzbetreiber die Betriebssicherheit gewährleisten können.

(27) 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.

(28) Die Verordnung sollte zudem ein Verfahren für Freistellungen von den Bestimmungen vorsehen, um örtlichen Gegebenheiten Rechnung zu tragen, etwa wenn die Stabilität des örtlichen Netzes bei Einhaltung der Bestimmungen in besonderen Fällen gefährdet werden könnte oder eine Stromerzeugungsanlage nur dann sicher betrieben werden kann, wenn die Betriebsbedingungen von den Anforderungen der Verordnung abweichen. Im Falle bestimmter Kraft-Wärme-Kopplungs-Kraftwerke, die breitere Effizienzgewinne ermöglichen, könnte die Anwendung der Vorschriften dieser Verordnung mit unverhältnismäßigen Kosten verbunden sein und somit zum Verlust dieser Effizienzgewinne führen.

(29) Vorbehaltlich der Zustimmung der relevanten Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats sollten Netzbetreiber die Möglichkeit haben, Freistellungen für bestimmte Arten von Stromerzeugungsanlagen vorzuschlagen.

(30) 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.

(31) 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 Vorschriften für den Anschluss von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung an das Stromverbundnetz, zu denen synchrone Stromerzeugungsanlagen, nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen sowie nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen zählen. 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 Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung 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 Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates (3), Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission (4), Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission (5) und Artikel 2 der Richtlinie 2009/72/EG.

Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:

1. „Stelle“ bezeichnet eine Regulierungsbehörde, eine sonstige nationale Behörde, einen Netzbetreiber oder eine sonstige nach nationalem Recht beauftragte öffentliche oder private Einrichtung;

2. „Synchrongebiet“ bezeichnet ein Gebiet von ÜNB, die synchron miteinander verbundene Netze betreiben, darunter die Synchrongebiete Kontinentaleuropa, Großbritannien, Irland-Nordirland und Nordeuropa sowie die Stromversorgungssysteme Litauens, Lettlands und Estlands, die zu einem größeren Synchrongebiet gehören (gemeinsam „Baltische Staaten“);

3. „Spannung“ bezeichnet die elektrische Potenzialdifferenz zwischen zwei Punkten, die als Effektivwert der Außenleiterspannungen im Mitsystem bei Grundfrequenz gemessen wird;

4. „Scheinleistung“ bezeichnet das gewöhnlich in Kilovoltampere („kVA“) oder Megavoltampere („MVA“) angegebene, bei Drehstromsystemen zusätzlich mit der Quadratwurzel von drei multiplizierte Produkt aus Spannung und Stromstärke bei Grundfrequenz;

5. „Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine synchrone Stromerzeugungsanlage oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage;

6. „Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung“ bezeichnet eine Einrichtung, die Primärenergie in elektrische Energie umwandelt und eine oder mehrere, an einem oder mehreren Netzanschlusspunkten mit einem Netz verbundene Stromerzeugungsanlagen umfasst;

7. „Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, in deren Eigentum eine Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung steht;

8. „Hauptkomponente einer Erzeugungsanlage“ bezeichnet einen oder mehrere Hauptbestandteile der Betriebsmittel, die für die Umwandlung der Primärenergie in elektrische Energie erforderlich sind;

9. „synchrone Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet untrennbar miteinander verbundene Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, bei denen die Frequenz der erzeugten Spannung, die Drehzahl des Generators und die Frequenz der Netzspannung in einem festen Verhältnis zueinander stehen und somit synchron sind;

10. „Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen“ bezeichnet ein vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dem relevanten Netzbetreiber vorgelegtes Dokument für eine Stromerzeugungsanlage des Typs B oder C, das den Nachweis der Übereinstimmung der Stromerzeugungsanlage mit den technischen Kriterien dieser Verordnung bestätigt und die erforderlichen Daten und Erklärungen einschließlich einer Konformitätserklärung enthält;

11. „relevanter ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, in dessen Regelzone eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz oder ein Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystem (HGÜ-System) auf irgendeiner Spannungsebene an das Netz angeschlossen ist oder wird;

12. „Netz“ bezeichnet miteinander verbundene Anlagen und Geräte zur Übertragung oder Verteilung von Strom;

13. „relevanter Netzbetreiber“ bezeichnet den Übertragungs- oder Verteilernetzbetreiber, an dessen Netz eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz oder ein HGÜ-System angeschlossen ist oder wird;

14. „Netzanschlussvertrag“ bezeichnet einen Vertrag zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem Eigentümer der Verbrauchsanlage, dem Verteilernetzbetreiber oder dem Eigentümer des HGÜ-Systems, der den relevanten Standort und die spezifischen technischen Anforderungen an den Anschluss der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, der Verbrauchsanlage, des Verteilernetzes oder des HGÜ-Systems enthält;

15. „Netzanschlusspunkt“ bezeichnet die Schnittstelle, an der die Stromerzeugungsanlage, die Verbrauchsanlage, das Verteilernetz oder das HGÜ-System gemäß dem Netzanschlussvertrag mit einem Übertragungsnetz, einem Offshore-Netz, einem Verteilernetz, einschließlich geschlossener Verteilernetze, oder einem HGÜ-System verbunden ist;

16. „Maximalkapazität“ oder „Pmax“ bezeichnet die maximale kontinuierliche Wirkleistung, die eine Stromerzeugungsanlage erzeugen kann, abzüglich des ausschließlich auf den Betrieb dieser Stromerzeugungsanlage zurückzuführenden, nicht in das Netz eingespeisten Anteils, und die im Netzanschlussvertrag festgelegt oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart ist;

17. „nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine Einheit oder eine Reihe von Einheiten zur Erzeugung von Strom, die entweder nicht synchron oder mithilfe von Leistungselektronik an das Netz angeschlossen ist und zudem über einen einzelnen Netzanschlusspunkt mit einem Übertragungsnetz, einem Verteilernetz (einschließlich geschlossener Verteilernetze) oder einem HGÜ-System verfügt;

18. „nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine vor der Küste befindliche nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage, deren Netzanschlusspunkt sich ebenfalls vor der Küste befindet;

19. „Phasenschieberbetrieb“ bezeichnet den Betrieb eines Generators ohne Einsatz der Antriebsmaschine, der dazu dient, die Spannung durch Erzeugung oder Aufnahme von Blindleistung dynamisch zu regeln;

20. „Wirkleistung“ bezeichnet die reale Komponente der Scheinleistung bei Grundfrequenz, der in Watt oder dessen Vielfachen wie Kilowatt („kW“) oder Megawatt („MW“) angegeben wird;

21. „Pump-Speicher-Kraftwerk“ bezeichnet eine Wasserkraftanlage, in der das Wasser nach oben gepumpt und gespeichert werden kann, um es für die Stromerzeugung zu nutzen;

22. „Frequenz“ bezeichnet die in Hertz angegebene elektrische Netzfrequenz, wobei angenommen wird, dass ihre Messung in allen Teilen des Synchrongebiets innerhalb von Sekunden einen einheitlichen Wert ergibt, der sich an unterschiedlichen Messstellen nur unwesentlich unterscheidet. Ihr Nennwert ist 50 Hz;

23. „Statik“ bezeichnet das Verhältnis der Änderung der Frequenz in statischem Zustand zur resultierenden Änderung der Wirkleistungsabgabe in statischem Zustand in Prozent. Dabei wird die Änderung der Frequenz im Verhältnis zur Nennfrequenz und die Änderung der Wirkleistungsabgabe im Verhältnis zur Maximalkapazität oder zum tatsächlichen Wert der Wirkleistungsabgabe bei Erreichen des relevanten Schwellenwerts angegeben;

24. „Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb“ bezeichnet die im Netzanschlussvertrag festgelegte oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbarte Mindestwirkleistung, bis zu der eine Stromerzeugungsanlage die Wirkleistungsabgabe regeln kann;

25. „Sollwert“ bezeichnet den gewöhnlich bei Regeleinrichtungen verwendeten Zielwert eines Parameters;

26. „Anweisung“ bezeichnet jede von einem Netzbetreiber im Rahmen seiner Befugnisse an den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, einer Verbrauchsanlage oder eines HGÜ-Systems oder einen Verteilernetzbetreiber gerichtete Aufforderung zu einer Handlung;

27. „konzeptgemäß zu beherrschender Fehler“ bezeichnet einen Fehler, der gemäß den Planungsgrundsätzen des Netzbetreibers erfolgreich zu beherrschen ist;

28. „Blindleistung“ bezeichnet die gewöhnlich in Kilovar („kVAr“) oder Megavar („MVAr“) angegebene, imaginäre Komponente der Scheinleistung bei Grundfrequenz;

29. „FRT-Fähigkeit“ (Fähigkeit zum Durchfahren eines Fehlers, „Fault-Ride-Through“-Fähigkeit) bezeichnet die Fähigkeit elektrischer Geräte, auch bei zeitweisen niedrigen Spannungen am Netzanschlusspunkt aufgrund konzeptgemäß zu beherrschender Fehler die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten;

30. „Generator“ bezeichnet eine Maschine, die mechanische Energie mithilfe eines magnetischen Drehfelds in elektrische Energie umwandelt;

31. „Strom“ bezeichnet die Anzahl der in einem bestimmten Zeitraum fließenden Ladungsträger, die als Effektivwert der Phasenströme im Mitsystem bei Grundfrequenz gemessen wird;

32. „Stator“ bezeichnet den Teil einer Drehmaschine, der die feststehenden magnetischen Teile mit ihren Wicklungen umfasst;

33. „Schwungmasse“ bezeichnet die Eigenschaft eines sich drehenden starren Körpers, wie des Rotors eines Generators, eine gleichförmige Drehbewegung und den Drehimpuls aufrechtzuerhalten, wenn auf ihn kein externes Drehmoment wirkt;

34. „synthetische Schwungmasse“ bezeichnet die Fähigkeit einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, die Wirkung der Schwungmasse einer synchronen Stromerzeugungsanlage in vorgegebenem Umfang zu ersetzen;

35. „Frequenzregelung“ bezeichnet die Fähigkeit einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, die abgegebene Wirkleistung in Abhängigkeit von einer gemessenen Abweichung der Netzfrequenz von einem Sollwert anzupassen, um eine stabile Netzfrequenz aufrechtzuerhalten;

36. „frequenzabhängiger Modus“ oder „FSM“ bezeichnet den Betriebsmodus einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, bei dem sich die abgegebene Wirkleistung aufgrund einer Änderung der Netzfrequenz ändert, um zur Wiederherstellung der Zielfrequenz beizutragen;

37. „beschränkt frequenzabhängiger Modus — Überfrequenz“ oder „LFSM-O“ bezeichnet den Betriebsmodus einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, bei dem sich die abgegebene Wirkleistung verringert, wenn die Netzfrequenz einen bestimmten Wert überschreitet;

38. „beschränkt frequenzabhängiger Modus — Unterfrequenz“ oder „LFSM-U“ bezeichnet den Betriebsmodus einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, bei dem sich die abgegebene Wirkleistung erhöht, wenn die Netzfrequenz einen bestimmten Wert unterschreitet;

39. „Totband der frequenzabhängigen Reaktion“ bezeichnet einen Bereich, der bewusst dazu genutzt wird, eine Reaktion zur Frequenzregelung zu vermeiden;

40. „Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion“ bezeichnet die in einem Regelsystem implementierte Mindestgröße der Änderung der Frequenz oder des Eingangssignals, die erforderlich ist, um eine Änderung der Ausgangsleistung oder des Ausgangssignals herbeizuführen;

41. „P-Q-Diagramm“ bezeichnet ein Diagramm, das die Blindleistungskapazität einer Stromerzeugungsanlage bei unterschiedlicher Wirkleistungsabgabe am Netzanschlusspunkt beschreibt;

42. „statische Stabilität“ bezeichnet die Fähigkeit eines Netzes oder einer synchronen Stromerzeugungsanlage, nach einer geringen Störung zu einem stabilen Betrieb zurückzukehren und diesen aufrechtzuerhalten;

43. „Inselbetrieb“ bezeichnet den unabhängigen Betrieb eines ganzen Netzes oder eines Teils eines Netzes, das nach der Trennung vom Verbundnetz isoliert ist, wobei mindestens eine Stromerzeugungsanlage oder ein HGÜ-System Strom an dieses Netz liefert und seine Frequenz und Spannung regelt;

44. „Eigenbedarfsbetrieb“ bezeichnet einen Betrieb, der sicherstellt, dass Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung ihren Eigenbedarf weiterhin decken können, wenn ein Netzfehler dazu führt, dass Stromerzeugungsanlagen vom Netz getrennt werden und auf ihre Hilfsversorgungssysteme angewiesen sind;

45. „Schwarzstartfähigkeit“ bezeichnet die Fähigkeit einer Stromerzeugungsanlage, mithilfe einer eigenen Hilfsstromquelle und ohne Zufuhr elektrischer Energie von außen aus vollständig abgeschaltetem Zustand wieder hochzufahren;

46. „ermächtigte Zertifizierungsstelle“ bezeichnet eine Stelle, die Betriebsmittelbescheinigungen und das Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen ausstellt und vom nationalen Mitglied der gemäß der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates (6) eingerichteten Europäischen Kooperation für die Akkreditierung („EA“) akkreditiert ist;

47. „Betriebsmittelbescheinigung“ bezeichnet ein von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestelltes Dokument für Betriebsmittel, die in einer Stromerzeugungsanlage, einer Verbrauchseinheit, einem Verteilernetz, einer Verbrauchsanlage oder einem HGÜ-System genutzt wird. In der Betriebsmittelbescheinigung wird der Gültigkeitsumfang auf nationaler oder anderer Ebene angegeben, wobei ein bestimmter Wert aus dem Bereich ausgewählt wird, der auf europäischer Ebene zulässig ist. Die Betriebsmittelbescheinigung kann Modelle umfassen, die anhand tatsächlicher Testergebnisse überprüft wurden, sodass bestimmte Teile des Konformitätsverfahrens ersetzt werden können;

48. „Erregersystem“ bezeichnet ein Regelungssystem mit Rückkopplung, das die Synchronmaschine und ihr Erregungssystem umfasst;

49. „U-Q/Pmax-Profil“ bezeichnet ein Profil, das die Blindleistungskapazität einer Stromerzeugungsanlage oder HGÜ-Stromrichterstation bei unterschiedlichen Spannungen am Netzanschlusspunkt beschreibt;

50. „Mindestleistung für den stabilen Betrieb“ bezeichnet die im Netzanschlussvertrag festgelegte oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbarte Mindestwirkleistung, bei der die Stromerzeugungsanlage zeitlich unbegrenzt stabil betrieben werden kann;

51. „Übererregungsbegrenzer“ bezeichnet eine Regelvorrichtung innerhalb des automatischen Spannungsreglers, die eine Überlast des Rotors eines Generators verhindert, indem sie den Erregerstrom begrenzt;

52. „Untererregungsbegrenzer“ bezeichnet eine Regelvorrichtung innerhalb des automatischen Spannungsreglers, die dazu dient, einen Verlust des Synchronismus des Generators aufgrund mangelnder Erregung zu verhindern;

53. „automatischer Spannungsregler“ oder „AVR“ bezeichnet das kontinuierlich arbeitende automatische Betriebsmittel zur Regelung der Klemmenspannung einer synchronen Stromerzeugungsanlage, die die tatsächliche Klemmenspannung mit einem Bezugswert vergleicht und den Ausgang eines Erregersystems entsprechend regelt;

54. „Pendeldämpfungsgerät“ oder „PSS“ bezeichnet eine zusätzliche Funktion des AVR einer synchronen Stromerzeugungsanlage, die dazu dient, Leistungspendelungen zu dämpfen;

55. „dynamische Blindstromstützung“ bezeichnet einen von einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage oder einem HGÜ-System während und nach einer durch einen elektrischen Fehler verursachten Spannungsabweichung eingespeisten Strom, der dazu dient, einen Fehler von Netzschutzsystemen im Anfangsstadium zu erkennen und die Aufrechterhaltung der Netzspannung in einem späteren Fehlerstadium sowie die Wiederherstellung der Netzspannung nach Fehlerbehebung zu unterstützen;

56. „Leistungsfaktor“ bezeichnet das Verhältnis des Betrags der Wirkleistung zur Scheinleistung;

57. „Gradient“ bezeichnet das Verhältnis der Änderung der Spannung (auf der Grundlage des Referenzwerts 1 pu) zur Änderung der Blindleistungseinspeisung von null bis zur maximalen Blindleistung (auf der Grundlage der maximalen Blindleistung);

58. „Offshore-Netzanschlusssystem“ bezeichnet die gesamte Verbindung zwischen einem Offshore-Netzanschlusspunkt und dem Onshore-Netz am Onshore-Netzverknüpfungspunkt;

59. „Onshore-Netzverknüpfungspunkt“ bezeichnet den Punkt, an dem das Offshore-Netzanschlusssystem mit dem Onshore-Netz des relevanten Netzbetreibers verbunden ist;

60. „Installationsdokument“ bezeichnet ein einfach strukturiertes Dokument mit Informationen über eine Stromerzeugungsanlage des Typs A oder eine Verbrauchseinheit mit Laststeuerung mit einer Anschlussspannung unter 1 000 V, das die Einhaltung der relevanten Anforderungen bestätigt;

61. „Konformitätserklärung“ bezeichnet ein vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem Eigentümer der Verbrauchsanlage, dem Verteilernetzbetreiber oder dem Eigentümer des HGÜ-Systems dem Netzbetreiber vorgelegtes Dokument, in dem der aktuelle Stand der Einhaltung der relevanten Spezifikationen und Anforderungen angegeben ist;

62. „endgültige Betriebserlaubnis“ oder „EBE“ bezeichnet eine vom relevanten Netzbetreiber für den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den Eigentümer einer Verbrauchsanlage, einen Verteilernetzbetreiber oder den Eigentümer eines HGÜ-Systems ausgestellte Erlaubnis, die es diesem gestattet, eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz bzw. ein HGÜ-System unter Verwendung des Netzanschlusses zu betreiben, da die relevanten Spezifikationen und Anforderungen erfüllt sind;

63. „Erlaubnis zur Zuschaltung“ oder „EZZ“ bezeichnet eine vom relevanten Netzbetreiber für den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den Eigentümer einer Verbrauchsanlage, den Betreiber eines Verteilernetzes oder den Eigentümer eines HGÜ-Systems ausgestellte Erlaubnis zur Zuschaltung seines internen Netzes;

64. „vorübergehende Betriebserlaubnis“ oder „VBE“ bezeichnet eine vom relevanten Netzbetreiber für den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den Eigentümer einer Verbrauchsanlage, einen Verteilernetzbetreiber oder den Eigentümer eines HGÜ-Systems ausgestellte Erlaubnis, die es diesem gestattet, eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz bzw. ein HGÜ-System für einen begrenzten Zeitraum unter Verwendung des Netzanschlusses zu betreiben und mit Konformitätstests zu beginnen, um die Einhaltung der relevanten Spezifikationen und Anforderungen sicherzustellen;

65. „beschränkte Betriebserlaubnis“ oder „BBE“ bezeichnet eine Erlaubnis, die der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem Eigentümer einer Verbrauchsanlage, einem Verteilernetzbetreiber oder dem Eigentümer eines HGÜ-Systems ausstellt, der den EBE-Status bereits erreicht hatte, aber bei dem vorübergehend eine wesentliche Änderung oder ein Kapazitätsverlust aufgetreten ist, sodass die relevanten Spezifikationen und Anforderungen nicht erfüllt sind.

Artikel 3

Anwendungsbereich

(1) Die in dieser Verordnung beschriebenen Anschlussbestimmungen gelten für neue Stromerzeugungsanlagen, die gemäß Artikel 5 als signifikant anzusehen sind, soweit nichts anderes bestimmt ist.

Der relevante Netzbetreiber erteilt keine Genehmigung für den Anschluss von Stromerzeugungsanlagen, die die in dieser Verordnung beschriebenen Anforderungen nicht erfüllen und keiner von der Regulierungsbehörde oder ggf. einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats gemäß Artikel 60 gewährten Freistellung unterliegen. Im Falle einer Ablehnung übermittelt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und, soweit die Regulierungsbehörde nichts anderes bestimmt, der Regulierungsbehörde eine begründete schriftliche Erklärung.

(2) Diese Verordnung gilt nicht für

a) Stromerzeugungsanlagen, die an das Übertragungsnetz und Verteilernetze oder Teile des Übertragungsnetzes und der 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;

b) Stromerzeugungsanlagen, die als Notstromsysteme installiert wurden und weniger als fünf Minuten je Kalendermonat parallel zum Netz betrieben werden, wenn sich das Netz im Normalzustand befindet. Ein Netzparallelbetrieb dieser Stromerzeugungsanlage während der Wartung oder bei Inbetriebnahmeprüfungen wird nicht auf diese fünf Minuten angerechnet;

c) Stromerzeugungsanlagen, die nicht über einen ständigen Netzanschlusspunkt verfügen und von den Netzbetreibern verwendet werden, um vorübergehend Strom zu liefern, wenn die normale Netzkapazität nicht oder nicht vollständig zur Verfügung steht;

d) Speicheranlagen mit Ausnahme von Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen gemäß Artikel 6 Absatz 2.

Artikel 4

Anwendung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen

(1) Bestehende Stromerzeugungsanlagen unterliegen nur dann den Anforderungen dieser Verordnung,

a) wenn eine Stromerzeugungsanlage des Typs C oder D in einem solchen Umfang geändert wurde, dass ihr Netzanschlussvertrag nach dem folgenden Verfahren wesentlich überarbeitet werden muss: i) Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, 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 der Stromerzeugungsanlage 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 eine bestehende Stromerzeugungsanlage allen oder einigen Anforderungen dieser Verordnung unterliegt.

(2) Eine Stromerzeugungsanlage gilt als bestehende Stromerzeugungsanlage im Sinne dieser Verordnung, wenn

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

b) wenn der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung binnen zwei Jahren nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen endgültigen und bindenden Vertrag über den Erwerb der Hauptkomponenten einer Erzeugungsanlage schließt. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unterrichtet den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB über den Abschluss des Vertrags binnen 30 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung.

Die Mitteilung des Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung an den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB muss mindestens den Titel des Vertrags, das Datum der Unterzeichnung und das Datum des Inkrafttretens des Vertrags sowie die Spezifikationen der Hauptkomponenten der Erzeugungsanlage enthalten, die gebaut, installiert oder erworben werden sollen.

Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass die Regulierungsbehörde unter bestimmten Umständen entscheiden kann, ob eine Stromerzeugungsanlage als bestehende oder als neue Erzeugungsanlage anzusehen ist.

(3) Nach einer öffentlichen Konsultation gemäß Artikel 10 kann der relevante ÜNB der betroffenen Regulierungsbehörde oder ggf. dem Mitgliedstaat vorschlagen, den Anwendungsbereich dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen 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 38 und 39 durchgeführt. Die Analyse umfasst

a) die mit der obligatorischen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen 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 38 Absatz 4 entscheidet die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. der Mitgliedstaat über die Erweiterung der Anwendbarkeit dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde oder ggf. des Mitgliedstaats wird veröffentlicht.

(6) Bei der Prüfung einer möglichen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen berücksichtigt der relevante ÜNB die berechtigten Erwartungen der Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung.

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

Artikel 5

Ermittlung der Signifikanz

(1) Die von Stromerzeugungsanlagen zu erfüllenden Anforderungen richten sich nach den in Absatz 2 beschriebenen Kategorien, die auf der Spannung am Netzanschlusspunkt und der Maximalkapazität beruhen.

(2) Stromerzeugungsanlagen der folgenden Kategorien gelten als signifikant:

a) Netzanschlusspunkt unter 110 kV und Maximalkapazität von mindestens 0,8 kW (Typ A);

b) Netzanschlusspunkt unter 110 kV und Maximalkapazität ab einem Schwellenwert, den jeder relevante ÜNB nach dem in Absatz 3 beschriebenen Verfahren vorschlägt (Typ B). Dieser Schwellenwert darf nicht über den in Tabelle 1 für Stromerzeugungsanlagen des Typs B angegebenen Grenzwerten liegen;

c) Netzanschlusspunkt unter 110 kV und Maximalkapazität ab einem von jedem relevanten ÜNB gemäß Absatz 3 festgelegten Schwellenwert (Typ C). Dieser Schwellenwert darf nicht über den in Tabelle 1 für Stromerzeugungsanlagen des Typs C angegebenen Grenzwerten liegen; oder

d) Netzanschlusspunkt mit mindestens 110 kV (Typ D). Eine Stromerzeugungsanlage ist auch dann als Anlage des Typs D anzusehen, wenn ihr Netzanschlusspunkt eine Spannung von weniger als 110 kV aufweist, aber ihre Maximalkapazität mindestens einem gemäß Absatz 3 festgelegten Schwellenwert entspricht. Dieser Schwellenwert darf nicht über dem in Tabelle 1 für Stromerzeugungsanlagen des Typs D angegebenen Grenzwert liegen. Tabelle 1 Grenzwerte für die Schwellenwerte für Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D Synchrongebiete Grenzwert für den Schwellenwert der Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs B Grenzwert für den Schwellenwert der Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs C Grenzwert für den Schwellenwert der Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs D Kontinentaleuropa 1 MW 50 MW 75 MW Großbritannien 1 MW 50 MW 75 MW Nordeuropa 1,5 MW 10 MW 30 MW Irland und Nordirland 0,1 MW 5 MW 10 MW Baltische Staaten 0,5 MW 10 MW 15 MW

(3) Vorschläge für die Schwellenwerte für die Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D bedürfen der Genehmigung der relevanten Regulierungsbehörde oder ggf. des Mitgliedstaats. Bei der Erarbeitung ihrer Vorschläge stimmen sich die relevanten ÜNB mit den benachbarten ÜNB und VNB ab und führen eine öffentliche Konsultation gemäß Artikel 10 durch. Der relevante ÜNB kann Vorschläge für Änderungen an den Schwellenwerten frühestens drei Jahre nach seinem letzten Vorschlag vorlegen.

(4) Die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung tragen zu diesem Verfahren bei und legen dem relevanten ÜNB die angeforderten Daten vor.

(5) Ist eine Stromerzeugungsanlage aufgrund einer Änderung der Schwellenwerte als Stromerzeugungsanlage eines anderen Typs anzusehen, wird das in Artikel 4 Absatz 3 beschriebene Verfahren für bestehende Stromerzeugungsanlagen durchgeführt, bevor die für den neuen Typ geltenden Anforderungen anzuwenden sind.

Artikel 6

Anwendung auf Stromerzeugungsanlagen, Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen, KWK-Anlagen und Industrieanlagen

(1) Offshore-Stromerzeugungsanlagen, die an das Verbundnetz angeschlossen sind, müssen die Anforderungen an Onshore-Stromerzeugungsanlagen erfüllen, außer wenn der relevante Netzbetreiber die Anforderungen im Hinblick auf diese Stromerzeugungsanlagen anpasst oder wenn nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen über eine HGÜ-Verbindung oder ein Netz, dessen Frequenz nicht mit der des Hauptverbundnetzes synchronisiert ist (etwa über HGÜ-Kurzkupplungen), an das Verbundnetz angeschlossen sind.

(2) Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen müssen sowohl im Stromerzeugungsbetrieb als auch im Pumpbetrieb alle relevanten Anforderungen erfüllen. Der Phasenschieberbetrieb von Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen darf durch die technische Auslegung der Stromerzeugungsanlagen nicht zeitlich begrenzt werden. Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C oder D mit variabler Drehzahl müssen die für synchrone Stromerzeugungsanlagen geltenden Anforderungen sowie die in Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b beschriebenen Anforderungen erfüllen.

(3) Hinsichtlich Stromerzeugungsanlagen, die in die Netze von Industrieanlagen integriert sind, können die Eigentümer der Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die Netzbetreiber von Industrieanlagen und die relevanten Netzbetreiber, deren Netz mit dem Netz einer Industrieanlage verbunden ist, die Bedingungen für eine Trennung dieser Stromerzeugungsanlagen zusammen mit den kritischen Lasten, die für die Sicherung der Produktionsprozesse erforderlich sind, vom Netz des relevanten Netzbetreibers vereinbaren. Die Ausübung dieses Rechts wird mit dem relevanten ÜNB abgestimmt.

(4) Mit Ausnahme der Anforderungen des Artikels 13 Absätze 2 und 4 oder soweit in nationalem Recht nichts anderes bestimmt ist, gelten die Anforderungen dieser Verordnung hinsichtlich der Fähigkeit, eine konstante Wirkleistungsabgabe aufrechtzuerhalten oder die Wirkleistungsabgabe anzupassen, nicht für Stromerzeugungsanlagen von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die in die Netze von Industrieanlagen integriert sind, wenn sämtliche der folgenden Kriterien erfüllt sind:

a) Der Hauptzweck dieser Anlagen ist die Erzeugung von Wärme für Produktionsverfahren der betreffenden Industrieanlage;

b) Wärme- und Stromerzeugung sind untrennbar miteinander verbunden, d. h., jede Änderung der Wärmeerzeugung führt unweigerlich zu einer Änderung der Wirkleistungserzeugung und umgekehrt;

c) es handelt sich um Stromerzeugungsanlagen des Typs A, B, C oder, im Falle des Synchrongebiets Nordeuropa, des Typs D gemäß Artikel 5 Absatz 2 Buchstaben a bis c.

(5) Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen werden auf der Grundlage ihrer elektrischen Maximalkapazität bewertet.

Artikel 7

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 der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung 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 Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, der Hersteller 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 8

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 9

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 10

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 Stromerzeugungsanlagen gemäß Artikel 4 Absatz 3, zu Vorschlägen für Schwellenwerte gemäß Artikel 5 Absatz 3, zu dem Bericht gemäß Artikel 38 Absatz 3 und zu Kosten-Nutzen-Analysen gemäß Artikel 63 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 Vorschläge für Schwellenwerte, den Bericht 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 11

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 Bestimmungen für den Netzanschluss von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und 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 Vorschriften für den Netzanschluss von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung betreffen.

Artikel 12

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

ANFORDERUNGN

KAPITEL 1

Allgemeine Anforderungen

Artikel 13

Allgemeine Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs A

(1) Stromerzeugungsanlagen des Typs A müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:

a) Frequenzbereiche: i) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, innerhalb der in Tabelle 2 angegebenen Frequenzbereiche und Zeiträume die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten; ii) der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung breitere Frequenzbereiche, längere Mindestzeiträume für den Betrieb oder spezifische Anforderungen hinsichtlich kombinierter Frequenz- und Spannungsabweichungen vereinbaren, um eine bestmögliche Nutzung der technischen Fähigkeiten einer Stromerzeugungsanlage sicherzustellen, wenn dies erforderlich ist, um die Systemsicherheit zu erhalten oder wiederherzustellen; iii) der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung darf seine Zustimmung zur Anwendung breiterer Frequenzbereiche oder längerer Mindestzeiträume für den Betrieb unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen und technischen Machbarkeit nicht ohne triftigen Grund verweigern.

b) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, bei Frequenzgradienten bis zu einem vom relevanten ÜNB festgelegten Wert die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten, soweit die Trennung vom Netz nicht von einer Auslösung des Netzausfallschutzes in Folge des Frequenzgradienten verursacht wurde. Die Parametrierung des Netzausfallschutzes mit dem Frequenzgradienten wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt. Tabelle 2 Mindestzeiträume, in denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Abweichungen von der Nennfrequenz ohne Trennung vom Netz zu arbeiten Synchrongebiet Frequenzbereich Zeitraum für den Betrieb Kontinentaleuropa 47,5 Hz-48,5 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten 48,5 Hz-49,0 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch nicht kürzer als im Bereich 47,5 Hz-48,5 Hz 49,0 Hz-51,0 Hz Unbegrenzt 51,0 Hz-51,5 Hz 30 Minuten Nordeuropa 47,5 Hz-48,5 Hz 30 Minuten 48,5 Hz-49,0 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten 49,0 Hz-51,0 Hz Unbegrenzt 51,0 Hz-51,5 Hz 30 Minuten Großbritannien 47,0 Hz-47,5 Hz 20 Sekunden 47,5 Hz-48,5 Hz 90 Minuten 48,5 Hz-49,0 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 90 Minuten 49,0 Hz-51,0 Hz Unbegrenzt 51,0 Hz-51,5 Hz 90 Minuten 51,5 Hz-52,0 Hz 15 Minuten Irland und Nordirland 47,5 Hz-48,5 Hz 90 Minuten 48,5 Hz-49,0 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 90 Minuten 49,0 Hz-51,0 Hz Unbegrenzt 51,0 Hz-51,5 Hz 90 Minuten Baltische Staaten 47,5 Hz-48,5 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten 48,5 Hz-49,0 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch nicht kürzer als im Bereich 47,5 Hz-48,5 Hz 49,0 Hz-51,0 Hz Unbegrenzt 51,0 Hz-51,5 Hz Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten

(2) Für den beschränkt frequenzabhängigen Modus — Überfrequenz (LFSM-O) gelten folgende Bestimmungen, wobei der relevante ÜNB die Vorgaben für seine Regelzone in Abstimmung mit den ÜNB desselben Synchrongebietes festlegt, um die Auswirkungen auf benachbarte Gebiete so weit wie möglich zu begrenzen:

a) Die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, bei einem Frequenzschwellenwert und mit einer Statik, die vom relevanten ÜNB festgelegt werden, eine frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe gemäß Abbildung 1 zu aktivieren;

b) anstelle der unter Buchstabe a genannten Fähigkeit kann der relevante ÜNB innerhalb seiner Regelzone die automatische Trennung und Wiederzuschaltung von Stromerzeugungsanlagen des Typs A bei randomisierten, idealerweise gleich verteilten Frequenzen oberhalb eines vom relevanten ÜNB festgelegten Schwellenwerts gestatten, wenn er gegenüber der relevanten Regulierungsbehörde in Zusammenarbeit mit den Eigentümern der Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung nachweisen kann, dass dies nur geringfügige grenzübergreifende Auswirkungen hat und die Betriebssicherheit in allen Netzzuständen auf demselben Niveau erhalten bleibt;

c) der Frequenzschwellenwert liegt zwischen 50,2 Hz und 50,5 Hz (einschließlich);

d) die Statik liegt zwischen 2 % und 12 %;

e) die Stromerzeugungsanlage muss die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe nach einer möglichst kurzen anfänglichen Zeitverzögerung aktivieren können. Beträgt diese Zeitverzögerung mehr als zwei Sekunden, muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Verzögerung unter Vorlage technischer Nachweise gegenüber dem relevanten ÜNB begründen;

f) der relevante ÜNB kann verlangen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Erreichen der Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb entweder i) weiterhin bei diesem Wert zu arbeiten oder ii) die abgegebene Wirkleistung weiter zu verringern;

g) die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, während des LFSM-O-Betriebs stabil zu arbeiten. Ist der LFSM-O-Betrieb aktiviert, hat der LFSM-O-Sollwert Vorrang vor allen anderen Sollwerten für die Wirkleistungsabgabe. Abbildung 1 Fähigkeit von Stromerzeugungsanlagen zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe im LFSM-O-Modus Pref ist die Referenzwirkleistung, auf die sich ΔΡ bezieht, und kann für synchrone Stromerzeugungsanlagen und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen auf unterschiedliche Weise festgelegt werden. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. fn ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz. Bei Überfrequenzen, bei denen Δf über Δf 1 liegt, muss die Stromerzeugungsanlage in Abhängigkeit von der Statik s 2 die Wirkleistungsabgabe verringern.

(3) Die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, unabhängig von Frequenzänderungen eine konstante Wirkleistungsabgabe gemäß ihrem Sollwert abzugeben, außer wenn sich die Leistungsabgabe aufgrund der in den Absätzen 2 und 4 dieses Artikels bzw. in Artikel 15 Absatz 2 Buchstaben c und d beschriebenen Änderungen ändert.

(4) Der relevante ÜNB legt für seine Regelzone eine zulässige Verringerung der maximalen Wirkleistungsabgabe bei abnehmender Frequenz als Verringerungsgradient innerhalb der durch die durchgehenden Linien in Abbildung 2 dargestellten Grenzen fest:

a) unter 49 Hz: Verringerung um 2 % der Maximalkapazität bei 50 Hz je Frequenzabfall um 1 Hz;

b) unter 49,5 Hz: Verringerung um 10 % der Maximalkapazität bei 50 Hz je Frequenzabfall um 1 Hz.

(5) Bei der Festlegung der zulässigen Verringerung der maximalen Wirkleistungsabgabe

a) sind die herrschenden Umgebungsbedingungen klar festzulegen

b) und die technischen Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Abbildung 2 Verringerung der Maximalkapazität bei abnehmender Frequenz Das Diagramm zeigt die Grenzen, innerhalb deren der relevante ÜNB Vorgaben für die Fähigkeit festlegen kann.

(6) Die Stromerzeugungsanlage muss über eine fernwirktechnische Schnittstelle (Eingangsport) verfügen, die es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe innerhalb von fünf Sekunden zu beenden, nachdem dort eine entsprechende Anweisung eingegangen ist. Der relevante Netzbetreiber kann Anforderungen an Betriebsmittel zur Fernbedienung dieser Vorrichtung festlegen.

(7) Der relevante ÜNB legt die Bedingungen fest, unter denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, sich automatisch mit dem Netz zu verbinden. Zu diesen Bedingungen zählen:

a) Frequenzbereiche, in denen eine automatische Netzzuschaltung zulässig ist, und die damit verbundene Zeitverzögerung; und

b) eine maximal zulässige Steigerung der Wirkleistungsabgabe.

Eine automatische Netzzuschaltung ist zulässig, soweit der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB nichts anderes bestimmt.

Artikel 14

Allgemeine Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs B

(1) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die in Artikel 13 beschriebenen Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b.

(2) Zudem müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs B die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:

a) Zur Regelung der abgegebenen Wirkleistung muss die Stromerzeugungsanlage über eine Schnittstelle (Eingangsport) verfügen, die es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe zu verringern, nachdem dort eine entsprechende Anweisung eingegangen ist; und

b) der relevante Netzbetreiber kann Anforderungen an weitere Betriebsmittel zur Fernbedienung der Wirkleistungsabgabe festlegen.

(3) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die folgenden Anforderungen an die Robustheit erfüllen:

a) FRT-Fähigkeit von Stromerzeugungsanlagen: i) Jeder ÜNB legt für den Netzanschlusspunkt ein Spannungs-Zeit-Profil gemäß Abbildung 3 für Fehlerbedingungen fest, das die Bedingungen beschreibt, unter denen die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn im Stromnetz Störungen in Form von konzeptgemäß zu beherrschenden Fehlern im Übertragungsnetz aufgetreten sind; ii) das Spannungs-Zeit-Profil gibt den unteren Grenzwert 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; iii) der unter Ziffer ii genannte untere Grenzwert wird vom relevanten ÜNB für die in Abbildung 3 dargestellten Parameter innerhalb der in den Tabellen 3.1 und 3.2 genannten Bereiche festgelegt; iv) jeder ÜNB bestimmt und veröffentlicht folgende Einzelheiten zu den vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die FRT-Fähigkeit: — Berechnung der Mindestkurzschlussleistung am Netzanschlusspunkt vor dem Fehler; — Blindleistungs- und Wirkleistungsarbeitspunkt der Stromerzeugungsanlage am Netzanschlusspunkt sowie Spannung am Netzanschlusspunkt vor dem Fehler; und — Berechnung der Mindestkurzschlussleistung am Netzanschlusspunkt nach dem Fehler; v) auf Ersuchen des Eigentümers einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt der relevante Netzbetreiber folgende Ergebnisse der Berechnungen gemäß Ziffer iv für die hinsichtlich der FRT-Fähigkeit zu berücksichtigenden Bedingungen am Netzanschlusspunkt vor und nach einem Fehler bereit: — Mindestkurzschlussleistung vor dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA; — Betriebspunkt der Stromerzeugungsanlage vor dem Fehler (abgegebene Wirk- und Blindleistung am Netzanschlusspunkt und Spannung am Netzanschlusspunkt); und — Mindestkurzschlussleistung nach dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA. Alternativ kann der relevante Netzbetreiber aus typischen Fällen abgeleitete generische Werte angeben; Abbildung 3 FRT-Profil einer Stromerzeugungsanlage Das Diagramm gibt den unteren Grenzwert eines Spannungs-Zeit-Profils der Spannung am Netzanschlusspunkt wieder, die als Verhältnis ihres tatsächlichen Werts zu ihrem Referenzwert 1 pu vor einem Fehler, während eines Fehlers und nach einem Fehler wiedergegeben wird. Uret ist die Restspannung während eines Fehlers am Netzanschlusspunkt, tclear ist der Zeitpunkt, zu dem der Fehler geklärt wurde. Urec1, Urec2, trec1, trec2 und trec3 sind bestimmte untere Grenzwerte für die Wiederkehr der Spannung nach der Fehlerbehebung. Tabelle 3.1 Parameter für die FRT-Fähigkeit synchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3) Spannungsparameter [pu] Zeitparameter [Sekunden] Uret: 0,05-0,3 tclear: 0,14-0,15 (oder 0,14-0,25, falls für den Netzschutz und einen sicheren Betrieb erforderlich) Uclear: 0,7-0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1-0,7 Urec2: 0,85-0,9 und ≥ Uclear trec3: trec2-1,5

Tabelle 3.2 Parameter für die FRT-Fähigkeit nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3) Spannungsparameter [pu] Zeitparameter [Sekunden] Uret: 0,05-0,15 tclear: 0,14-0,15 (oder 0,14-0,25, falls für den Netzschutz und einen sicheren Betrieb erforderlich) Uclear: Uret-0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5-3,0 vi) die Stromerzeugungsanlage 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 Absatz 3 Buchstabe a Ziffern iv und v beschriebenen Bedingungen vor und nach dem Fehler über dem in Absatz 3 Buchstabe a Ziffer ii festgelegten unteren Grenzwert liegt, soweit das Schutzsystem für interne elektrische Fehler keine Trennung der Stromerzeugungsanlage vom Netz erfordert. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne elektrische Fehler dürfen die FRT-Fähigkeit nicht gefährden; vii) unbeschadet Absatz 3 Buchstabe a Ziffer vi ist der Unterspannungsschutz (entweder FRT-Fähigkeit oder festgelegte Mindestspannung am Netzanschlusspunkt) vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unter Berücksichtigung der Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlage so breit wie möglich festzulegen, soweit der relevante Netzbetreiber gemäß Absatz 5 Buchstabe b keine engeren Grenzen für die Einstellungen vorschreibt. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung muss die Einstellungen nach diesem Grundsatz begründen;

b) die FRT-Fähigkeit bei asymmetrischen Fehlern wird von jedem ÜNB festgelegt.

(4) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich des Netzwiederaufbaus erfüllen:

a) Der relevante ÜNB legt die Bedingungen fest, unter denen eine Stromerzeugungsanlage fähig sein muss, sich nach einer unbeabsichtigten Trennung aufgrund einer Netzstörung wieder mit dem Netz zu verbinden; und

b) die Installation von Systemen zur automatischen Wiederzuschaltung bedarf der vorherigen Genehmigung durch den relevanten Netzbetreiber und muss den vom relevanten ÜNB festgelegten Bedingungen für die Wiederzuschaltung entsprechen.

(5) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die folgenden allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements erfüllen:

a) Regelsysteme und -einstellungen: i) die Systeme und Einstellungen der verschiedenen Regeleinrichtungen der Stromerzeugungsanlage, die für die Stabilität des Übertragungsnetzes und für Notfallmaßnahmen erforderlich sind, werden zwischen dem relevanten ÜNB, dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung abgestimmt und vereinbart; ii) alle Änderungen an den unter Ziffer i genannten Systemen und Einstellungen der verschiedenen Regelungseinrichtungen der Stromerzeugungsanlage werden zwischen dem relevanten ÜNB, dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung abgestimmt und vereinbart, insbesondere wenn sie in den in Absatz 5 Buchstabe a Ziffer i genannten Umständen angewandt werden;

b) elektrische Schutzsysteme und -einstellungen: i) der relevante Netzbetreiber legt unter Berücksichtigung der Merkmale der Stromerzeugungsanlage die für den Schutz des Netzes erforderlichen Systeme und Einstellungen fest. Die für die Stromerzeugungsanlage und das Netz erforderlichen Schutzsysteme sowie die für die Stromerzeugungsanlage relevanten Einstellungen werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung abgestimmt und vereinbart. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne elektrische Fehler dürfen die in dieser Verordnung geforderte Leistungsfähigkeit einer Stromerzeugungsanlage nicht gefährden; ii) der elektrische Schutz der Stromerzeugungsanlage 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 der Stromerzeugungsanlage zu berücksichtigen sind; iii) Schutzsysteme können die folgenden Aspekte umfassen: — externe und interne Kurzschlüsse; — unsymmetrische Lasten (negative Phasenfolge); — Stator- und Rotor-Überlast; — Über-/Untererregung; — Über-/Unterspannung am Netzanschlusspunkt; — Über-/Unterspannung an den Generatorklemmen; — Verbundnetzpendelungen; — Einschaltströme; — asynchroner Betrieb (Polschlupf); — Schutz vor unzulässiger Wellentorsion (z. B. subsynchrone Resonanzen); — Leitungsschutz der Stromerzeugungsanlage; — Transformatorschutz; — Back-up-Systeme für Schutz- und Schaltfehler; — Übererregung (U/f); — Rückleistung; — Frequenzgradient und — Verlagerungsspannung. iv) Erforderliche Änderungen an den Schutzsystemen der Stromerzeugungsanlage und des Netzes und an den für die Stromerzeugungsanlage relevanten Einstellungen werden vorab zwischen dem Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart;

c) der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung organisiert seine Schutz- und Regelvorrichtungen gemäß der folgenden (absteigend geordneten) Prioritätsliste: i) Schutz des Netzes und der Stromerzeugungsanlage; ii) ggf. synthetische Schwungmasse; iii) Frequenzregelung (Anpassung der Wirkleistungsabgabe); iv) Leistungsbegrenzung; und v) Begrenzung des Leistungsgradienten.

d) Informationsaustausch: i) Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung müssen in der Lage sein, mit dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB in Echtzeit oder periodisch mit Erfassung des Zeitpunkts Informationen auszutauschen, wobei die Vorgaben des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB einzuhalten sind; ii) der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB den Inhalt des Informationsaustauschs einschließlich einer genauen Liste der von der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung zu übermittelnden Daten fest.

Artikel 15

Allgemeine Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs C

(1) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die in den Artikeln 13 und 14 festgelegten Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b und Absatz 6 und des Artikels 14 Absatz 2.

(2) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:

a) Regelbarkeit und Regelbereich der Wirkleistungsabgabe: Die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, den Sollwert der Wirkleistungsabgabe entsprechend den Anweisungen anzupassen, die der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung erteilt. Der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB legt den Zeitraum fest, innerhalb dessen der angepasste Sollwert der Wirkleistungsabgabe erreicht werden muss. Der relevante ÜNB legt einen Toleranzbereich für den neuen Sollwert und den Zeitraum fest, in dem er erreicht werden muss (vorbehaltlich der Verfügbarkeit des Primärenergieträgers);

b) manuelle Maßnahmen vor Ort sind zulässig, wenn automatische Fernbedienungseinrichtungen außer Betrieb sind. Der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB unterrichtet die Regulierungsbehörde über den für die Erreichung des Sollwerts der Wirkleistungsabgabe geforderten Zeitraum sowie über den Toleranzbereich;

c) neben Artikel 13 Absatz 2 gelten die folgenden Anforderungen für Stromerzeugungsanlagen des Typs C hinsichtlich des beschränkt frequenzabhängigen Modus — Unterfrequenz (LFSM-U): i) die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, bei einem Frequenzschwellenwert und mit einer Statik, die vom relevanten ÜNB in Abstimmung mit den ÜNB desselben Synchrongebietes wie folgt festgelegt werden, die Wirkleistungsabgabe anzupassen: — der vom ÜNB festgelegte Frequenzschwellenwert liegt zwischen 49,8 Hz und 49,5 Hz (einschließlich); — die vom ÜNB festgelegte Statik liegt zwischen 2 % und 12 %. Eine grafische Darstellung findet sich in Abbildung 4; ii) bei der tatsächlichen Durchführung der Wirkleistungsanpassung im LFSM-U-Modus ist Folgendes zu berücksichtigen: — die Umgebungsbedingungen zum Zeitpunkt der Anpassung; — die Betriebsbedingungen der Stromerzeugungsanlage, insbesondere Beschränkungen für den Betrieb nahe der Maximalkapazität bei Unterfrequenzen und der jeweilige Einfluss der Umgebungsbedingungen gemäß Artikel 13 Absätze 4 und 5 sowie — die Verfügbarkeit der Primärenergiequellen; iii) die Aktivierung der Wirkleistungsanpassung durch die Stromerzeugungsanlage darf nicht unangemessen verzögert werden. Beträgt die Zeitverzögerung mehr als zwei Sekunden, muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dies gegenüber dem relevanten ÜNB begründen; iv) im LFSM-U-Modus muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, ihre Leistung bis zur Maximalkapazität zu erhöhen; v) im LFSM-U-Modus muss ein stabiler Betrieb der Stromerzeugungsanlage sichergestellt sein; Abbildung 4 Fähigkeit der Stromerzeugungsanlage zur frequenzabhängigen Anpassung ihrer Wirkleistungsabgabe im LFSM-U-Modus Pref ist die Referenzwirkleistung, auf die sich ΔΡ bezieht, und kann für synchrone Stromerzeugungsanlagen und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen auf unterschiedliche Weise festgelegt werden. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. f n ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes, und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz. Bei Unterfrequenzen, bei denen Δf unter Δf 1 liegt, muss die Stromerzeugungsanlage in Abhängigkeit von der Statik s 2 ihre Wirkleistungsabgabe erhöhen.

d) neben Absatz 2 Buchstabe c gelten folgende Anforderungen kumulativ für den Betrieb im frequenzabhängigen Modus (FSM): i) die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, im Einklang mit den Parametern, die jeder relevante ÜNB innerhalb der in Tabelle 4 angegebenen Bereiche festlegt, die Wirkleistungsabgabe frequenzabhängig anzupassen. Bei der Festlegung dieser Parameter berücksichtigt der relevante ÜNB Folgendes: — bei Überfrequenzen wird die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe durch die Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb begrenzt; — bei Unterfrequenzen wird die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe durch die Maximalkapazität begrenzt; — die tatsächliche Durchführung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe hängt von den Betriebs- und Umgebungsbedingungen der Stromerzeugungsanlage zum Zeitpunkt der Anpassung ab, insbesondere von Beschränkungen für den Betrieb nahe der Maximalkapazität bei Unterfrequenzen gemäß Artikel 13 Absätze 4 und 5 und den verfügbaren Primärenergiequellen; Tabelle 4 Parameter für die frequenzabhängige Wirkleistungsanpassung im FSM (Erläuterung zu Abbildung 5) Parameter Bereiche Wirkleistungsbereich, bezogen auf die Maximalkapazität 1,5-10 % Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion 10-30 mHz 0,02-0,06 % Totband der frequenzabhängigen Reaktion 0-500 mHz Statik s 1 2-12 % Abbildung 5 Fähigkeit der Stromerzeugungsanlage zur frequenzabhängigen Anpassung ihrer Wirkleistungsabgabe im FSM (ohne Totband und Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion) Pref ist die Referenzwirkleistung, auf die sich ΔΡ bezieht. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. f n ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes, und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz. ii) das Totband der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe und die Statik müssen wiederholt neu gewählt werden können; iii) im Falle eines Frequenzsprungs muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, die volle frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe auf oder oberhalb der in Abbildung 6 dargestellten durchgehenden Linie vorzunehmen und dabei die Parameter einzuhalten, deren Werte jeder ÜNB innerhalb der in Tabelle 5 angegebenen Bereiche festlegt (mit dem Ziel der Vermeidung von Wirkleistungsschwankungen der Stromerzeugungsanlage). Die vom ÜNB gewählte Kombination der Parameter muss möglichen technologiebedingten Beschränkungen Rechnung tragen; iv) die anfängliche Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe darf nicht unangemessen verzögert werden. Beträgt die anfängliche Verzögerung bei der Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe mehr als zwei Sekunden, muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung technische Nachweise für die Notwendigkeit dieses längeren Zeitraums vorlegen. Für Stromerzeugungsanlagen ohne Schwungmasse kann der relevante ÜNB einen kürzeren Zeitraum als zwei Sekunden festlegen. Kann der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung diese Anforderung nicht erfüllen, so muss er technische Nachweise für die Notwendigkeit eines längeren Zeitraums für die anfängliche Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe vorlegen; Abbildung 6 Fähigkeit zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe P max ist die Maximalkapazität, auf die sich ΔΡ bezieht. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. Die Stromerzeugungsanlage muss zwischen den Zeitpunkten t 1 und t 2 die Wirkleistungsänderung ΔΡ bis zum Punkt ΔΡ 1 herbeiführen, wobei die Werte von ΔΡ 1, t 1 und t 2 vom relevanten ÜNB gemäß Tabelle 5 festgelegt werden. t 1 ist die anfängliche Verzögerung. t 2 ist der Zeitraum bis zur vollständigen Aktivierung. v) die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, die vollständige frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe gemäß den Vorgaben des relevanten ÜNB für einen Zeitraum zwischen 15 und 30 Minuten vorzunehmen. Bei der Festlegung des Zeitraums berücksichtigt der ÜNB den Spielraum der Wirkleistungsabgabe sowie die Primärenergiequelle der Stromerzeugungsanlage; vi) innerhalb des in Absatz 2 Buchstabe d Ziffer v genannten Zeitraums darf die Wirkleistungsregelung keine negativen Auswirkungen auf die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage haben; vii) die relevante Regulierungsbehörde ist über die von den relevanten ÜNB gemäß den Ziffern i, ii, iii und v festgelegten Parameter zu unterrichten. Die Modalitäten dieser Unterrichtung werden gemäß den geltenden nationalen Vorschriften festgelegt. Tabelle 5 Parameter für die vollständige Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe aufgrund eines Frequenzsprungs (Erläuterung zu Abbildung 6) Parameter Bereich bzw. Wert Wirkleistungsbereich, bezogen auf die Maximalkapazität (Bereich der frequenzabhängigen Anpassung) 1,5-10 % Bei Stromerzeugungsanlagen mit Schwungmasse maximal zulässige anfängliche Verzögerung t 1, soweit nicht gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d Ziffer iv ein anderer Wert gerechtfertigt ist 2 Sekunden Bei Stromerzeugungsanlagen ohne Schwungmasse maximal zulässige anfängliche Verzögerung t 1, soweit nicht gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d Ziffer iv ein anderer Wert gerechtfertigt ist Nach Vorgaben des relevanten ÜNB Maximal wählbarer Zeitraum bis zur vollständigen Aktivierung t 2, soweit der relevante ÜNB nicht aus Gründen der Systemstabilität einen längeren Aktivierungszeitraum gestattet 30 Sekunden

e) hinsichtlich der Regelung der Frequenzwiederherstellung muss die Stromerzeugungsanlage Funktionen bieten, die den Vorgaben des relevanten ÜNB entsprechen und dazu dienen, den Frequenznennwert erneut zu erreichen oder die geplanten Werte der Stromaustauschflüsse zwischen Regelzonen aufrechtzuerhalten;

f) Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die auch als Last wirken können, wie z. B. Pump-Speicher-Kraftwerke, müssen in der Lage sein, diese Last bei Unterfrequenzen vom Netz zu trennen. Die unter diesem Buchstaben genannte Anforderung gilt nicht für Hilfsversorgungssysteme;

g) Echtzeitüberwachung des frequenzabhängigen Modus: i) zur Überwachung des Betriebs der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe muss die Kommunikationsschnittstelle über Betriebsmittel verfügen, die es ermöglichen, auf Aufforderung des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB mindestens die folgenden Signale in Echtzeit gesichert von der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung an das Netzkontrollzentrum des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB zu übertragen: — Status des frequenzabhängigen Modus FSM (ein/aus); — geplante Wirkleistungsabgabe; — tatsächlicher Wert der Wirkleistungsabgabe; — tatsächliche Parametereinstellungen für die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe; — Statik und Totband; ii) der relevante Netzbetreiber und der relevante ÜNB legen fest, welche weiteren Signale die Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mithilfe von Überwachungseinrichtungen und Aufzeichnungsgeräten bereitstellen muss, um die Durchführung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe der teilnehmenden Stromerzeugungsanlagen prüfen zu können.

(3) Hinsichtlich der Spannungshaltung müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs C in der Lage sein, sich automatisch vom Netz zu trennen, wenn die Spannung am Netzanschlusspunkt Werte erreicht, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt hat.

Die Bestimmungen und Einstellungen für die tatsächliche automatische Trennung von Stromerzeugungsanlagen werden vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt.

(4) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden Anforderungen an die Robustheit erfüllen:

a) Bei Leistungsschwankungen müssen die Stromerzeugungsanlagen die statische Stabilität aufrechterhalten können, wenn sie in einem beliebigen Betriebspunkt des P-Q-Diagramms arbeiten;

b) unbeschadet des Artikels 13 Absätze 4 und 5 müssen Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb ohne Leistungsverringerung aufrechtzuerhalten, solange Spannung und Frequenz innerhalb der gemäß dieser Verordnung festgelegten Bereiche liegen;

c) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz während einer ein- oder dreiphasigen automatischen Wiedereinschaltung (AWE) auf Leitungen des vermaschten Netzes aufrechtzuerhalten, wenn dies für das Netz, an das sie angeschlossen sind, relevant ist. Die Einzelheiten dieser Fähigkeit werden gemäß Artikel 14 Absatz 5 Buchstabe b abgestimmt und in Vereinbarungen über Schutzsysteme und Einstellungen festgelegt.

(5) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich des Netzwiederaufbaus erfüllen:

a) Schwarzstartfähigkeit: i) unbeschadet des Rechts der Mitgliedstaaten, verbindliche Vorgaben festzulegen, um die Systemsicherheit zu gewährleisten, ist eine Schwarzstartfähigkeit nicht zwingend erforderlich; ii) auf Aufforderung des relevanten ÜNB müssen die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung jedoch ein Angebot für die Schwarzstartfähigkeit vorlegen. Der relevante ÜNB kann ein solches Angebot einholen, wenn er der Ansicht ist, dass die Systemsicherheit in seiner Regelzone aufgrund mangelnder Schwarzstartfähigkeit gefährdet ist; iii) Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen in der Lage sein, aus abgeschaltetem Zustand ohne Zufuhr elektrischer Energie von außen innerhalb eines vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Zeitraums wieder hochzufahren; iv) Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen in der Lage sein, sich innerhalb der in Artikel 13 Absatz 1 Buchstabe a genannten Frequenzbereiche sowie ggf. innerhalb der vom relevanten Netzbetreiber festgelegten bzw. in Artikel 16 Absatz 2 genannten Spannungsbereiche zu synchronisieren; v) Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen in der Lage sein, Spannungseinbrüche aufgrund von Lastzuschaltungen automatisch auszuregeln; vi) Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen — in der Lage sein, sprunghafte Lastzuschaltungen auszuregeln; — in der Lage sein, gemäß Absatz 2 Buchstabe c und Artikel 13 Absatz 2 im LFSM-O- und LFSM-U-Modus zu arbeiten; — die Frequenz im Falle einer Über- oder Unterfrequenz innerhalb des gesamten Wirkleistungsbereichs zwischen der Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb und der Maximalkapazität sowie auf Höhe des Eigenbedarfs regeln; — mit einigen Stromerzeugungsanlagen innerhalb einer Insel parallel betrieben werden können und — die Spannung während der Wiederherstellung des Netzes automatisch regeln;

b) Fähigkeit zur Teilnahme am Inselbetrieb: i) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, an einem Inselbetrieb teilzunehmen, wenn der relevante Netzbetreiber dies in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB verlangt; dabei gilt: — die Frequenzgrenzwerte für den Inselbetrieb müssen den gemäß Artikel 13 Absatz 1 Buchstabe a festgelegten Grenzwerten entsprechen; — die Spannungsgrenzwerte für den Inselbetrieb müssen den gemäß Artikel 15 Absatz 3 bzw. Artikel 16 Absatz 2 festgelegten Grenzwerten entsprechen; ii) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, während des Inselbetriebs gemäß Absatz 2 Buchstabe d im frequenzabhängigen Modus zu arbeiten. Bei Leistungsüberschüssen müssen Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein, die Wirkleistungsabgabe von einem bisherigen Betriebspunkt auf einen neuen Betriebspunkt des P-Q-Diagramms zu verringern. Dabei muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, die abgegebene Wirkleistung so weit zu verringern, wie dies angesichts ihrer inhärenten Eigenschaften technisch möglich ist, mindestens jedoch auf 55 % ihrer Maximalkapazität; iii) die Methode zur Feststellung des Wechsels vom Verbundnetzbetrieb zum Inselbetrieb wird zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart. Die vereinbarte Methode darf sich nicht nur auf die Schalterstellungssignale des Netzbetreibers stützen; iv) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, während des Inselbetriebs gemäß Absatz 2 Buchstabe c und Artikel 13 Absatz 2 im LFSM-O- und LFSM-U-Modus zu arbeiten.

c) Fähigkeit zur schnellen Neusynchronisierung: i) Bei einer Trennung der Stromerzeugungsanlage vom Netz muss diese in der Lage sein, sich im Einklang mit der Schutzstrategie, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart hat, schnell neu zu synchronisieren; ii) eine Stromerzeugungsanlage mit einer Mindestneusynchronisationszeit von mehr als 15 Minuten nach der Trennung von einer externen Stromversorgung muss darauf ausgelegt sein, sich von jedem Betriebspunkt ihres P-Q-Diagramms auf Eigenbedarfsbetrieb abzufangen. In diesem Fall darf sich die Feststellung des Eigenbedarfsbetriebs nicht nur auf die Schalterstellungssignale des Netzbetreibers stützen; iii) Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, nach einem Abfangen auf Eigenbedarfsbetrieb unabhängig von einem Eigenbedarfsanschluss an das externe Netz weiter zu arbeiten. Der Mindestbetriebszeitraum wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Merkmale der Hauptantriebstechnologie festgelegt.

(6) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements erfüllen:

a) Bei einem Verlust der Winkelstabilität oder der Steuerbarkeit muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, sich automatisch vom Netz zu trennen, um zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit beizutragen oder Schäden an der Stromerzeugungsanlage zu verhindern. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und der relevante Netzbetreiber vereinbaren in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Kriterien für die Feststellung eines Verlusts der Winkelstabilität oder der Steuerbarkeit;

b) Messinstrumente: i) Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung müssen über Vorrichtungen zur Aufzeichnung von Fehlern und zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens verfügen. Diese Vorrichtungen zeichnen die folgenden Parameter auf: — Spannung; — Wirkleistung; — Blindleistung und — Frequenz. Der relevante Netzbetreiber kann mit angemessener Vorankündigung Parameter für die Versorgungsqualität festlegen; ii) die Einstellungen der Vorrichtungen zur Fehleraufzeichnung, einschließlich der Auslösekriterien und der Aufzeichnungsraten, werden zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart; iii) die 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; iv) die Vorrichtungen hinsichtlich der Versorgungsqualität und der Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen Möglichkeiten für den Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB umfassen, auf die Informationen zuzugreifen. Die Kommunikationsprotokolle für Datenaufzeichnungen werden zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB vereinbart;

c) Simulationsmodelle: i) Auf Aufforderung des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB legt der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung Simulationsmodelle vor, die das Verhalten der Stromerzeugungsanlage sowohl durch statische als auch dynamische Simulationen (50-Hz-Komponente) oder durch Simulation transienter elektromagnetischer Vorgänge widerspiegeln. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt sicher, dass die vorgelegten Modelle auf Übereinstimmung mit den Ergebnissen der in Titel IV Kapitel 2, 3 und 4 genannten Konformitätstests überprüft wurden, und übermittelt die Ergebnisse dieser Überprüfung dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB. Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass die Überprüfung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle durchzuführen ist; ii) die vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vorgelegten Modelle müssen in Abhängigkeit von den vorhandenen Komponenten folgende Teile umfassen: — Generator und Antriebsmaschine; — Drehzahl- und Leistungsregelung; — Spannungsregelung, einschließlich eines ggf. vorhandenen Pendeldämpfungsgeräts (PSS) und Erregersystems; — Modelle für den Schutz der Stromerzeugungsanlage gemäß den Vereinbarungen zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung; und — Umrichtermodelle für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen; iii) die unter Ziffer i genannte Aufforderung des relevanten Netzbetreibers ist mit dem relevanten ÜNB abzustimmen. Sie muss Folgendes umfassen: — das Format, in dem die Modelle vorzulegen sind; — die Bereitstellung von Unterlagen zur Struktur des Modells und zu seinen Blockdiagrammen; — eine Schätzung der minimalen und maximalen Kurzschlussleistung am Netzanschlusspunkt in MVA als Netzäquivalent; iv) der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB auf Aufforderung Aufzeichnungen über das Verhalten der Stromerzeugungsanlage zur Verfügung. Der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB kann diese Aufzeichnungen anfordern, um die Reaktion der Modelle mit diesen Aufzeichnungen vergleichen zu können;

d) ist der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB der Ansicht, dass in einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung zusätzliche Geräte installiert werden sollten, um den Netzbetrieb oder die Systemsicherheit wiederherzustellen oder aufrechtzuerhalten, so prüfen der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dies und vereinbaren eine geeignete Lösung;

e) der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB Ober- und Untergrenzen für den Gradienten der Wirkleistungsabgabe (Rampengrenzwerte) für beide Richtungen der Änderung der Wirkleistungsabgabe für eine Stromerzeugungsanlage fest, wobei er die Merkmale der primären Antriebstechnologie berücksichtigt;

f) die Vorrichtungen zur Erdung des Sternpunkts auf der Netzseite von Netztransformatoren müssen den Vorgaben des relevanten Netzbetreibers entsprechen.

Artikel 16

Allgemeine Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs D

(1) Neben den Anforderungen, die in Artikel 13 (mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b, Absatz 6 und Absatz 7), Artikel 14 (mit Ausnahme des Artikels 14 Absatz 2) und Artikel 15 (mit Ausnahme des Artikels 15 Absatz 3) aufgeführt sind, müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs D die Anforderungen des vorliegenden Artikels erfüllen.

(2) Stromerzeugungsanlagen des Typs D müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:

a) Spannungsbereiche: i) Unbeschadet des Artikels 14 Absatz 3 Buchstabe a sowie unbeschadet Absatz 3 Buchstabe a des vorliegenden Artikels muss eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, während der in den Tabellen 6.1 und 6.2 angegebenen Zeiträume und innerhalb der in diesen Tabellen aufgeführten Netzspannungsbereiche, die als Spannung am Netzanschlusspunkt in Bezug auf den Referenzwert 1 pu angegeben sind, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten; ii) für den Fall einer gleichzeitigen Überspannung und Unterfrequenz oder einer gleichzeitigen Unterspannung und Überfrequenz kann der relevante ÜNB kürzere Zeiträume festlegen, in denen Stromerzeugungsanlagen die Verbindung mit dem Netz aufrechterhalten müssen; iii) ungeachtet Ziffer i kann der relevante ÜNB in Spanien vorschreiben, dass Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem Netz im Spannungsbereich zwischen 1,05 pu und 1,0875 pu zeitlich unbegrenzt aufrechtzuerhalten; iv) für die Netzspannungsebene 400 kV (alternativ oft 380-kV-Ebene) entspricht der Referenzwert 1 pu 400 kV, bei anderen Netzspannungsebenen kann sich der Basiswert für die Per-Unit-Spannung bei den einzelnen Netzbetreibern eines Synchrongebiets unterscheiden; v) ungeachtet Ziffer i kann der relevante ÜNB im Synchrongebiet Baltische Staaten vorschreiben, dass Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem 400-kV-Netz innerhalb der Spannungsbereiche und der Zeiträume aufrechtzuerhalten, die für das Synchrongebiet Kontinentaleuropa gelten. Tabelle 6.1 Synchrongebiet Spannungsbereich Zeitraum für den Betrieb Kontinentaleuropa 0,85 pu-0,90 pu 60 Minuten 0,90 pu-1,118 pu Unbegrenzt 1,118 pu-1,15 pu Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 20 Minuten und höchstens 60 Minuten Nordeuropa 0,90 pu-1,05 pu Unbegrenzt 1,05 pu-1,10 pu 60 Minuten Großbritannien 0,90 pu-1,10 pu Unbegrenzt Irland und Nordirland 0,90 pu-1,118 pu Unbegrenzt Baltische Staaten 0,85 pu-0,90 pu 30 Minuten 0,90 pu-1,118 pu Unbegrenzt 1,118 pu-1,15 pu 20 Minuten Die Tabelle enthält die Mindestzeiträume, in denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Abweichungen der Spannung am Netzanschlusspunkt vom Referenzwert 1 pu ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Basisspannung für die pu-Werte zwischen 110 kV und 300 kV liegt. Tabelle 6.2 Synchrongebiet Spannungsbereich Zeitraum für den Betrieb Kontinentaleuropa 0,85 pu-0,90 pu 60 Minuten 0,90 pu-1,05 pu Unbegrenzt 1,05 pu-1,10 pu Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 20 Minuten und höchstens 60 Minuten Nordeuropa 0,90 pu-1,05 pu Unbegrenzt 1,05 pu-1,10 pu Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch höchstens 60 Minuten Großbritannien 0,90 pu-1,05 pu Unbegrenzt 1,05 pu-1,10 pu 15 Minuten Irland und Nordirland 0,90 pu-1,05 pu Unbegrenzt Baltische Staaten 0,88 pu-0,90 pu 20 Minuten 0,90 pu-1,097 pu Unbegrenzt 1,097 pu-1,15 pu 20 Minuten Die Tabelle enthält die Mindestzeiträume, in denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Abweichungen der Spannung am Netzanschlusspunkt vom Referenzwert 1 pu ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Basisspannung für die pu-Werte zwischen 300 kV und 400 kV liegt.

b) der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung können in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren.