02016R1447 — ES — 08.09.2016 — 000.002

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(DO L 241 de 8.9.2016, p. 1)

Rectificado por:

▼B

REGLAMENTO (UE) 2016/1447 DE LA COMISIÓN

de 26 de agosto de 2016

por el que establece un código de red sobre requisitos de conexión a la red de sistemas de alta tensión en corriente continua y ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en corriente continua

(Texto pertinente a efectos del EEE)

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece un código de red que define los requisitos para la ►C1 conexión a la red ◄ de sistemas de alta tensión en corriente continua (HVDC) y de ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en corriente continua. Contribuye, por consiguiente, a asegurar unas condiciones justas de competencia en el mercado interior de la electricidad, a garantizar la seguridad del sistema y la integración de las fuentes de energía renovables, así como a facilitar el comercio de electricidad en la Unión Europea.

Este Reglamento establece asimismo obligaciones destinadas a garantizar que los gestores de redes hagan un uso adecuado de las capacidades de sistemas HVDC y ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC de forma transparente y no discriminatoria con el fin de proporcionar condiciones equitativas en toda la Unión.

Artículo 2

Definiciones

A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones recogidas en el artículo 2 del Reglamento (CE) n.o 714/2009, el artículo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión ( 1 ), el artículo 2 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión ( 2 ), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión ( 3 ), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión ( 4 ) y el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE. Además, se entenderá por:

«sistema HVDC embebido» : sistema HVDC conectado dentro de una zona de control que no está instalado con el fin de conectar un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC en el momento de la instalación, ni instalado con el fin de conectar una instalación de demanda;

Artículo 3

Ámbito de aplicación

1. Los requisitos del presente Reglamento se aplicarán a:

c) ►C1 sistemas HVDC embebidos ◄ en una zona de control y conectados a una red de transporte, y

2. Los gestores de red pertinentes, en coordinación con los GRT pertinentes, propondrán a las autoridades reguladoras competentes, a efectos de la aprobación con arreglo al artículo 5, la aplicación del presente Reglamento a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC, con un único punto de conexión, a una red de transporte o de distribución que no forme parte de una zona síncrona. Todos los demás ►C1 módulos de parque de generación ◄ interconectados mediante CA, pero conectados en CC a una zona síncrona, se considerarán ►C1 módulos de parque de generación ◄ de CC y entrarán dentro del ámbito de este Reglamento.

3. Lo dispuesto en los artículos 55 a 59, 69 a 74 y 84 no será de aplicación a los sistemas de HVDC dentro de una zona de control mencionada en las letras c) y d) del apartado 1 en los que:

c) el sistema HVDC esté gestionado por una entidad controlada, directa o indirectamente, por una entidad que también ejerza control sobre el GRT pertinente.

4. Los requisitos de conexión relativos a los sistemas HVDC previstos en el título II serán de aplicación en los puntos de conexión en CA de dichos sistemas, salvo en lo que se refiere a los requisitos previstos en el artículo 29, apartados 4 y 5, y en el artículo 31, apartado 5, que podrán ser de aplicación en otros puntos de conexión, y en el artículo 19, apartado 1, que podrá ser de aplicación en los terminales de la estación convertidora de HVDC.

5. Los requisitos de conexión relativos a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ y a las estaciones convertidoras de HVDC de terminal remoto previstos en el título III serán de aplicación en el punto de interfaz HVDC de dichos sistemas, salvo en lo que se refiere a los requisitos previstos en el artículo 39, apartado 1, letra a), y en el artículo 47, apartado 2, que serán de aplicación en el punto de conexión en la zona síncrona a la que se esté suministrando una respuesta de frecuencia.

6. El gestor de red pertinente denegará el permiso para conexión de un nuevo sistema HVDC o ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC que no cumpla los requisitos dispuestos en el Reglamento presente y que no esté cubierto por una excepción concedida por la autoridad reguladora o, llegado el caso, por la autoridad competente de un Estado miembro, de acuerdo con el título VII. El gestor de red pertinente comunicará dicha denegación, por medio de una declaración motivada por escrito, al propietario del sistema ►C1 HVDC ◄ , o al propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ y, salvo que la autoridad reguladora indique lo contrario, a la autoridad reguladora.

7. El presente Reglamento no será de aplicación a:

b) los sistemas HVDC o ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC que estén conectados al sistema de transporte y sistemas de distribución, o a partes del sistema de transporte o distribución de las islas de los Estados miembros cuyos sistemas no estén operados sincrónicamente con cualquiera de las zonas síncronas de Europa continental, Gran Bretaña, los Países Nórdicos, Irlanda e Irlanda del Norte o los Estados Bálticos.

Artículo 4

Aplicación a los sistemas HVDC y ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes

1. Salvo lo dispuesto en los artículos 26, 31, 33 y 50, los sistemas HVDC ya existentes y los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes no están sujetos a los requisitos del presente Reglamento, a menos que:

2. A efectos del presente Reglamento, un sistema HVDC o un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC se considerará existente cuando:

La notificación presentada por el propietario del sistema HVDC o el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC al gestor de red y al GRT pertinentes deberá indicar al menos el título del contrato, su fecha de firma y fecha de entrada en vigor, así como las especificaciones de la planta generadora principal o equipo HVDC que se va a construir, montar o adquirir.

Un Estado miembro podrá disponer que, en circunstancias concretas, la autoridad reguladora pueda decidir si el sistema HVDC o el ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC se considera un sistema HVDC o ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC ya existente o nuevo.

3. Previa consulta pública realizada de acuerdo con el artículo 8 y con objeto de abordar cambios fácticos importantes en las circunstancias, como la evolución de los requisitos del sistema, incluida la penetración de fuentes de energía renovable, redes inteligentes, generación distribuida o respuesta de la demanda, el GRT pertinente podrá proponer a la autoridad reguladora en cuestión o, si procede, al Estado miembro la ampliación de la aplicación del presente Reglamento a sistemas HVDC y/o ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes.

A tal efecto, deberá efectuarse un análisis cuantitativo de coste-beneficio, sólido y transparente, de conformidad con los artículos 65 y 66. El análisis deberá indicar:

c) la posibilidad de medidas alternativas para lograr el rendimiento exigido.

4. Antes de realizar el análisis cuantitativo de costes y beneficios mencionado en el apartado 3, el GRT pertinente deberá:

5. La autoridad reguladora pertinente o, cuando proceda, el Estado miembro decidirá sobre el alcance de la aplicabilidad del presente Reglamento a los sistemas HVDC o ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes en los tres meses siguientes a la recepción del informe y la recomendación del GRT pertinente de acuerdo con el apartado 4 del artículo 65. La decisión de la autoridad reguladora o, si corresponde, del Estado miembro, deberá ser publicada.

6. El GRT pertinente tendrá en cuenta las expectativas legítimas de los propietarios de sistemas HVDC y ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC en la evaluación de la aplicación del presente Reglamento a los sistemas HVDC o a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes.

7. El GRT pertinente podrá evaluar la aplicación de algunas o de todas las disposiciones del presente Reglamento a sistemas HVDC o ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes cada tres años, de acuerdo con los criterios y el proceso establecidos en los apartados 3 a 5.

Artículo 5

Aspectos normativos

1. Los requisitos de aplicación general que deberán establecer los gestores de red o GRT pertinentes con arreglo al presente Reglamento estarán sujetos a la aprobación de la entidad designada por el Estado miembro y deberán ser publicados. La entidad designada será la autoridad reguladora, salvo disposición en contrario del Estado miembro.

2. En lo que respecta a los requisitos específicos de una planta que deban establecer los gestores de red o GRT pertinentes en virtud del presente Reglamento, los Estados miembros podrán exigir la aprobación por parte de una entidad designada.

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

a) aplicar los principios de proporcionalidad y no discriminación;

c) aplicar el principio de optimización entre la mayor eficiencia general y el menor coste total para todas las partes implicadas;

4. El gestor de red o GRT pertinente presentará una propuesta de requisitos de aplicación general, o la metodología utilizada para su cálculo o establecimiento, para su aprobación por parte de la entidad competente en el plazo de dos años a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento.

5. En los casos en que el presente Reglamento exige que el gestor de red pertinente, el GRT pertinente, el propietario del sistema ►C1 HVDC ◄ , el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ y/o el gestor de la red de distribución lleguen a un acuerdo, procurarán hacerlo en el plazo de seis meses tras la presentación de una primera propuesta por una parte a las demás partes. Si no se ha alcanzado un acuerdo en dicho plazo, cada parte podrá pedir a la autoridad reguladora pertinente que adopte una decisión en el plazo de seis meses.

6. Las entidades competentes adoptarán sus decisiones sobre las propuestas de requisitos o metodologías en un plazo de seis meses a partir de la fecha de recepción de dichas propuestas.

7. Cuando el gestor de red o el GRT pertinente considere que es necesaria una modificación de los requisitos o metodologías previstos y aprobados en virtud de los apartados 1 y 2, los requisitos previstos en los apartados 3 a 8 se aplicarán a la modificación propuesta. Los gestores de red y los GRT que propongan una modificación tendrán en cuenta las expectativas legítimas, si las hubiera, de los propietarios de sistemas HVDC, los propietarios de ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC, los fabricantes de equipos y otras partes interesadas basadas en los requisitos o metodologías acordados o especificados inicialmente.

8. Toda parte que desee interponer una reclamación contra un gestor de red o GRT pertinente en relación con las obligaciones de dicho gestor de red o GRT con arreglo al presente Reglamento, podrá presentar la reclamación ante la autoridad reguladora, quien, en su calidad de organismo competente en la resolución de conflictos, emitirá una decisión en los dos meses siguientes a la recepción de la reclamación. Este plazo podrá ampliarse en dos meses si la autoridad reguladora solicita información adicional. Este plazo ampliado podrá ampliarse más con el consentimiento del reclamante. La decisión de la autoridad reguladora tendrá efecto vinculante a menos que sea revocada a raíz de un recurso y hasta el momento en que lo sea.

9. ►C1 Cuando los requisitos previstos en el presente Reglamento deban ser establecidos por un gestor de red pertinente distinto de un GRT, los Estados miembros podrán disponer que sea en su lugar el GRT el encargado de establecer los requisitos pertinentes. ◄

Artículo 6

Múltiples gestores de red de transporte

1. Cuando en un Estado miembro exista más de un GRT, el presente Reglamento se aplicará a todos ellos.

2. De acuerdo con el régimen normativo nacional, los Estados miembros podrán estipular que la responsabilidad de un gestor de red de transporte de cumplir una, varias o todas las obligaciones del presente Reglamento se asigne a uno o más gestores de red de transporte específicos.

Artículo 7

Recuperación de costes

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

2. Si lo requieren las autoridades reguladoras pertinentes, los gestores de red a que se refiere el apartado 1 deberán, en un plazo de tres meses desde la solicitud, proporcionar la información necesaria para facilitar la evaluación de los costes contraídos.

Artículo 8

Consulta pública

1. Los gestores de redes y los GRT pertinentes deberán llevar a cabo consultas con las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de todos los Estados miembros, sobre las propuestas para ampliar la aplicabilidad del presente Reglamento a los sistemas HVDC y ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC ya existentes, de acuerdo con el artículo 4, apartado 3, en el informe elaborado de acuerdo con al artículo 65, apartado 3 y en los análisis de costes y beneficios realizados de acuerdo con el artículo 80, apartado 2. Las consultas se celebrarán durante como mínimo un mes.

2. Los gestores de red y los GRT pertinentes tendrán debidamente en consideración las opiniones expresadas por las partes interesadas durante las consultas antes de presentar su proyecto de propuesta, o el informe, o el análisis de costes y beneficios a la aprobación por parte de la autoridad reguladora o, llegado el caso, del Estado miembro. En todos los casos, se presentarán argumentos sólidos de justificación de la inclusión o no de las opiniones de las partes interesadas, que se publicarán de forma oportuna previa o simultáneamente a la publicación de la propuesta.

Artículo 9

Participación de las partes interesadas

La Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía («la Agencia»), en estrecha colaboración con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad («REGRT de Electricidad»), organizará la participación de las partes interesadas en relación con los requisitos de ►C1 conexión a la red ◄ de los sistemas HVDC y los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC y otros aspectos de la aplicación del presente Reglamento. Esa participación incluirá la celebración de reuniones regulares con las partes interesadas para identificar problemas y proponer mejoras relacionadas en particular con los requisitos de conexión en red de los sistemas HVDC y los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC.

Artículo 10

Obligaciones de confidencialidad

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

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

3. La información confidencial recibida por las personas, autoridades reguladoras o entidades mencionadas en el apartado 2 en el ejercicio de sus funciones no podrá divulgarse a ninguna otra persona u autoridad, sin perjuicio de los casos contemplados por el Derecho nacional, las demás disposiciones del presente Reglamento u otra legislación pertinente de la Unión.

4. Sin perjuicio de los casos contemplados por el Derecho nacional o la legislación de la Unión, las autoridades reguladoras, las entidades o las personas que reciban información confidencial con arreglo al presente Reglamento podrán utilizarla únicamente a efectos del ejercicio de sus funciones en virtud del presente Reglamento.

TÍTULO II

REQUISITOS GENERALES DE LAS CONEXIONES HVDC

CAPÍTULO 1

Requisitos de control de potencia activa y de mantenimiento de la frecuencia

Artículo 11

Rangos de frecuencia

1. Un sistema HVDC deberá ser capaz de permanecer conectado a la red y seguir trabajando en los rangos de frecuencia y períodos de tiempo especificados en el cuadro 1 anexo I para los rangos de potencia de cortocircuito especificados en el artículo 32, apartado 2.

2. El GRT y el propietario de sistema HVDC pertinentes podrán acordar rangos de frecuencia más amplios o tiempos mínimos de funcionamiento más largos si fuera preciso para mantener o restaurar la seguridad del sistema. Si resultaran económica y técnicamente viables unos rangos de frecuencia más amplios o unos tiempos de funcionamiento mínimos más largos, el propietario del sistema HVDC no deberá negar sin causa justificada el consentimiento.

3. Sin perjuicio del apartado 1, un sistema HVDC deberá ser capaz de desconectarse automáticamente a las frecuencias especificadas por el GRT pertinente.

4. El GRT pertinente podrá especificar una reducción de salida máxima de la potencia activa admisible desde su punto de funcionamiento si la frecuencia de la red baja de 49 Hz.

Artículo 12

Capacidad de soportar la tasa de variación de frecuencia

Un sistema HVDC deberá ser capaz de permanecer conectado a la red y seguir trabajando si la frecuencia de esta varía con una velocidad comprendida entre – 2,5 y + 2,5 Hz/s (medida en cualquier momento como el valor medio de la tasa de variación de la frecuencia para el segundo precedente).

Artículo 13

Controlabilidad de la potencia activa, intervalo de control y tasa de incremento

1. En lo que respecta a la capacidad de control de la potencia activa transportada:

El GRT pertinente:

ii) podrá especificar una capacidad mínima para transporte de potencia activa de HVDC en cada dirección, por debajo de la cual no se solicite capacidad de transporte de potencia activa, y

c) El GRT pertinente podrá especificar que un sistema HVDC sea capaz de una inversión rápida de la potencia activa. Deberá ser posible la inversión de potencia desde la capacidad máxima de transporte de potencia activa en una dirección hasta esa capacidad máxima en la otra dirección, de forma tan rápida como sea factible técnicamente y lo justifique razonablemente el propietario del sistema HVDC ante el GRT pertinente si fuera superior a 2 segundos.

2. Un sistema HVDC deberá ser capaz de ajustar la tasa de incremento de las variaciones de la potencia activa dentro de su capacidad técnica de acuerdo con las instrucciones enviadas por los GRT pertinentes. En caso de modificación de la potencia activa de acuerdo con las letras b) y c) del apartado 1, no se producirá ajuste de la tasa de incremento.

3. Si un GRT pertinente lo especificara en coordinación con los GRT adyacentes, las funciones de control de un sistema HVDC deberán ser capaces de adoptar automáticamente acciones correctivas automáticas, incluyendo, entre otras, la interrupción del incremento y el bloqueo de MRPF, MRPFL-O, MRPFL-U y control de frecuencia. Los criterios de activación y bloqueo serán especificados por el GRT pertinente y deberán ser notificados a la autoridad reguladora. Las modalidades de dicha notificación se determinarán de conformidad con el marco normativo nacional aplicable.

Artículo 14

Emulación de inercia

1. Si así lo especificara un GRT pertinente, un sistema HVDC deberá ser capaz de emular inercia en respuesta a las variaciones de frecuencia, activada en regímenes de alta y/o baja frecuencia mediante el ajuste rápido de la potencia activa inyectada o retirada de la red de CA a fin de limitar la tasa de variación de la frecuencia. El requisito tendrá en cuenta al menos los resultados de los estudios realizados por los GRT para identificar si fuera necesario fijar una inercia mínima.

2. El principio de este sistema de control y los parámetros de prestaciones asociados se acordarán entre los GRT pertinentes y el propietario del sistema HVDC.

Artículo 15

Requisitos relativos al modo de regulación potencia-frecuencia, al modo de regulación potencia-frecuencia limitado — sobrefrecuencia y al modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia

Los requisitos aplicables al modo de regulación potencia-frecuencia, al modo de regulación potencia-frecuencia limitado — sobrefrecuencia y al modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia serán los establecidos en el anexo II.

Artículo 16

Control de frecuencia

1. Si así lo especificara el GRT pertinente, un sistema HVDC estará equipada con un modo de control independiente para modular la salida de potencia activa de la estación convertidora de HVDC dependiendo de las frecuencias en todos los puntos de conexión del sistema HVDC a fin de mantener frecuencias estables de la red.

2. El GRT pertinente especificará el principio de funcionamiento, los parámetros de prestaciones asociados y los criterios de activación del control de frecuencia mencionados en el apartado 1.

Artículo 17

Pérdida máxima de potencia activa

1. Un sistema HVDC estará configurado de forma que su pérdida de inyección de potencia activa en una zona síncrona esté limitada a un valor especificado por el GRT pertinente para su correspondiente zona de control frecuencia-potencia (LFC), basándose en su impacto sobre la red.

2. Cuando un sistema HVDC se conecte a dos o más zonas de control, los GRT pertinentes se consultarán entre sí para fijar un valor coordinado de la pérdida máxima de inyección de potencia activa como se indica en el apartado 1, teniendo en cuenta los fallos de modo común.

CAPÍTULO 2

Requisitos de control de potencia reactiva y de mantenimiento de la tensión

Artículo 18

Rangos de tensión

1. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 25, una estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de permanecer conectada a la red y de funcionar con la corriente máxima del sistema HVDC, dentro de los rangos de tensión de la red en el punto de conexión, expresados por la tensión en el punto de conexión en relación con la tensión de referencia 1 por unidad y durante los períodos de tiempo especificados en los cuadros 4 y 5 del anexo III. El establecimiento de la tensión de referencia 1 por unidad estará sujeto a la coordinación entre los gestores de red adyacentes pertinentes.

2. El propietario del sistema HVDC y el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, podrán acordar rangos de tensión más amplios o tiempos mínimos de funcionamiento más largos que los especificados en el apartado 1 a fin de garantizar el uso óptimo de las capacidades técnicas de un sistema HVDC si fuera preciso para mantener o restaurar la seguridad del sistema. Si resultaran económica y técnicamente viables rangos de tensión más amplios o tiempos de funcionamiento mínimos más largos, el propietario del sistema HVDC no deberá negar sin causa justificada el consentimiento.

3. Una estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de realizar una desconexión automática con las tensiones en el punto de conexión especificadas por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente. Los términos y ajustes para la desconexión automática serán acordados entre el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC.

4. En relación con los puntos de conexión a tensiones de CA de referencia 1 por unidad no incluidos en el ámbito establecido en el anexo III, el gestor de red pertinente, en coordinación con los GRT pertinentes, especificará los requisitos aplicables en los puntos de conexión.

5. Independientemente de las disposiciones del apartado 1, el GRT pertinente de la zona síncrona de los Estados Bálticos, previa consulta con los GRT vecinos pertinentes, podrá exigir que las estaciones convertidoras de HVDC permanezcan conectada a la red a 400 kV dentro de los rangos de tensión y durante los períodos de tiempo aplicables en la zona síncrona Europa Continental.

Artículo 19

Contribución al cortocircuito durante una falta

1. Si lo hubiera especificado el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, un sistema HVDC tendrá la capacidad para inyección rápida de corriente de falta al punto de conexión en caso de faltas (trifásicas) equilibradas.

2. Cuando se requiera que un sistema HVDC tenga la capacidad indicada en el apartado 1, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará lo siguiente:

c) la sincronización y precisión de la corriente de falta rápida, que puede incluir varias etapas.

3. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, podrá especificar un requisito para la inyección de corriente asimétrica en caso de faltas desequilibradas (monofásicas o bifásicas).

Artículo 20

Capacidad de potencia reactiva

1. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará los requisitos de capacidad de potencia reactiva en los puntos de conexión, según la tensión variable. La propuesta para dichos requisitos incluirá un perfil U-Q/Pmax dentro de los límites en los que la estación convertidora de HVDC sea capaz de suministrar potencia reactiva a su máxima capacidad de transporte de potencia activa de HVDC.

2. El perfil U-Q/Pmax mencionado en el apartado 1 se ajustará a los siguientes principios:

a) el perfil U-Q/Pmax no deberá superar la envolvente del diagrama U-Q/Pmax representado por la envolvente interior en la figura presentada en el anexo IV, y no precisará ser rectangular;

c) la posición de la envolvente del diagrama U-Q/Pmax deberá estar dentro de los límites del marco exterior fijo de la figura presentada en el anexo IV.

3. Un sistema HVDC deberá ser capaz de pasar a cualquier punto de funcionamiento dentro de su perfil U-Q/Pmax en los intervalos de tiempo especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

4. Cuando se funcione con una salida de potencia activa inferior a la capacidad máxima de transporte de potencia activa de HVDC (P<Pmax), la estación convertidora deberá ser capaz de trabajar en cada punto de funcionamiento posible, según especifique el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, y de acuerdo con la capacidad de potencia reactiva indicada en el diagrama U-Q/Pmax especificado en los apartados 1 a 3.

Artículo 21

Potencia reactiva intercambiada con la red

1. El propietario del sistema HVDC velará por que la potencia reactiva de su estación convertidora de HVDC intercambiada con la red en el punto de conexión esté limitada a los valores especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

2. La variación de potencia reactiva producida por el funcionamiento en modo de control de la potencia reactiva de la estación convertidora de HVDC, mencionada en el artículo 22, apartado 1, no se traducirá en un salto de tensión que supere el valor permitido en el punto de conexión. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, deberá especificar dicho valor máximo admisible del salto de tensión.

Artículo 22

Modo de control de potencia reactiva

1. Una estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de trabajar en uno o más de los tres modos de control siguientes, según lo especificado por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente:

c) modo de control del factor de potencia.

2. Una estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de trabajar en otros modos de control especificados por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente.

3. A los fines del modo de control de tensión, todas las estaciones convertidoras de HVDC deberán ser capaces de colaborar en el control de tensión en el punto de conexión empleando sus capacidades, respetando los artículos 20 y 21, de acuerdo con las características de control siguientes:

c) Tras una variación escalonada de la tensión, la estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de:

4. En lo que respecta al modo de control de la potencia reactiva, el gestor de red pertinente especificará un margen de potencia reactiva en MVAr o en % de la potencia reactiva máxima, así como su precisión asociada en el punto de conexión, empleando las capacidades del sistema HVDC y respetando lo dispuesto en los artículos 20 y 21.

5. A efectos del modo de control del factor de potencia, la estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de controlar el factor de potencia en función de un valor objetivo en el punto de conexión, respetando lo dispuesto en los artículos 20 y 21. Los puntos de ajuste deseados estarán disponibles en escalones no mayores que un valor máximo admisible del escalón especificado por el gestor de red pertinente.

6. El gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente especificará todos los equipos necesarios para permitir la selección en remoto de los modos de control y los valores de consigna pertinentes.

Artículo 23

Prioridad a la aportación de potencia activa o reactiva

Teniendo en cuenta las capacidades del sistema HVDC especificadas de conformidad con el presente Reglamento, el GRT pertinente determinará si tendrá prioridad la aportación de potencia activa o la de reactiva durante el funcionamiento a baja o alta tensión y durante las faltas para las que se requiera capacidad de soportar huecos de tensión. Si se da prioridad a la aportación de potencia activa, su suministro debe establecerse dentro de un plazo desde el comienzo de la avería especificado por el GRT pertinente.

Artículo 24

Calidad de la potencia

El propietario de un sistema HVDC velará por que la conexión de su sistema HVDC a la red no se traduzca en un nivel de distorsión o fluctuación de la tensión de suministro en la red, en el punto de conexión, que supere el nivel especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El proceso relativo a los estudios que haya que efectuar y los datos pertinentes que haya que proporcionar a todos los usuarios de red implicados, así como las medidas atenuantes identificadas e implementadas, deberán ser conformes a lo dispuesto en el artículo 29.

CAPÍTULO 3

Requisitos relativos a la capacidad de soportar huecos de tensión

Artículo 25

Capacidad de soportar huecos de tensión

1. El GRT pertinente especificará, cumpliendo siempre el artículo 18, un perfil de tensión en función del tiempo tal como establece el anexo V y teniendo en cuenta el perfil de tensión en función del tiempo especificado para los ►C1 módulos de parque de generación ◄ de conformidad con el Reglamento (UE) 2016/631. Se aplicará este perfil en los puntos de conexión para las condiciones de avería, en las que la estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de permanecer conectada a la red y continuar un funcionamiento estable una vez que el sistema eléctrico se haya recuperado tras el despeje de la falta. El perfil de tensión en función del tiempo describirá el límite inferior de la trayectoria real de las tensiones entre fases referida al nivel de tensión de la red en el punto de conexión durante una falta equilibrada, en función del tiempo antes, durante y después de la falta. Los períodos de respuesta superiores a trec2 serán especificados por el GRT pertinente con arreglo al artículo 18.

2. A petición del propietario del sistema HVDC, el gestor de red pertinente proporcionará las condiciones previas y posteriores a la falta como se indica en el artículo 32 en lo que respecta a:

c) la potencia de cortocircuito mínima posterior a la falta en cada punto de conexión expresada en MVA.

Además, el gestor de red pertinente podrá proporcionar valores genéricos derivados de casos típicos para las condiciones anteriormente indicadas.

3. La estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de permanecer conectada a la red y seguir funcionando de forma estable cuando la trayectoria real de las tensiones entre fases en el nivel de tensión de la red en el punto de conexión durante una ►C1 falta equilibrada ◄ , dadas las condiciones previas y posteriores a las faltas del artículo 32, permanezca por encima del límite inferior definido en la figura del anexo V, a menos que el esquema de protección para faltas internas requiera la desconexión de la red de la estación convertidora. Los esquemas de protección eléctrica y sus ajustes para faltas eléctricas internas serán diseñados de forma que no se comprometa la capacidad de soportar huecos de tensión.

4. El GRT pertinente podrá especificar tensiones (Ublock) en los puntos de conexión en condiciones de red específicas en las cuales se permita bloquear el sistema HVDC. El bloqueo significa permanecer conectado a la red sin aportación de potencia activa y reactiva durante un intervalo de tiempo tan corto como sea técnicamente factible y que será acordado entre los GRT pertinentes y el propietario del sistema HVDC.

5. De acuerdo con el artículo 34, la protección contra subtensión será establecida por el propietario del sistema HVDC en la capacidad técnica más amplia posible de la estación convertidora de HVDC. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, podrá especificar ajustes más limitados con arreglo al artículo 34.

6. El GRT pertinente especificará las capacidades para soportar huecos de tensión en caso de faltas asimétricas.

Artículo 26

Recuperación de potencia activa posterior a una falta

El GRT pertinente deberá especificar la magnitud y el perfil de tiempo de la recuperación de potencia activa que el sistema HVDC deberá ser capaz de proporcionar, con arreglo al artículo 25.

Artículo 27

Recuperación rápida después de faltas de CC

Los sistemas HVDC, incluidas las líneas aéreas de CC, deberán ser capaces de una rápida recuperación de las faltas por transitorios en el sistema HVDC. Los detalles de esta capacidad estarán sujetos a la coordinación y los acuerdos sobre esquemas de protección eléctrica y sus ajustes previstos en el artículo 34.

CAPÍTULO 4

Requisitos de control

Artículo 28

Energización y sincronización de estaciones convertidoras de HVDC

Salvo indicación en contrario del gestor de red pertinente, durante la energización o la sincronización de una estación convertidora de HVDC a la red de CA o durante la conexión de una estación convertidora a un sistema HVDC, la estación convertidora de HVDC deberá disponer de la capacidad de limitar cualquier variación de tensión a un nivel de régimen permanente especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El nivel especificado no superará el 5 por ciento de la tensión previa a la sincronización. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará la magnitud, la duración y la ventana de medición máximas de las tensiones transitorias.

Artículo 29

Interacción entre sistemas de HVDC y otras plantas y equipos.

1. Cuando varias estaciones convertidoras de HVDC u otras plantas y equipos se encuentren muy próximos eléctricamente, el GRT pertinente podrá determinar la necesidad de un estudio, así como su ámbito y extensión, que demuestre que no se va a producir ninguna interacción adversa. Si se identificaran interacciones adversas, el estudio identificará las posibles medidas atenuantes que se deban implementar para garantizar la conformidad con los requisitos del presente Reglamento.

2. Los estudios serán realizados por el propietario del sistema HVDC que se conecte, con la participación de las demás partes identificadas por los GRT pertinentes para cada punto de conexión nuevo. Los Estados miembros podrán establecer que la responsabilidad por la realización de los estudios previstos en el presente artículo recaiga en el GRT. Todas las partes serán informadas de los resultados de los estudios.

3. Todas las partes que el GRT pertinente considere relevantes para dada punto de conexión, incluido el GRT pertinente, contribuirán a los estudios y facilitarán todos los datos y modelos pertinentes que razonablemente les sean exigidos para cumplir los objetivos del mismo. El GRT pertinente reunirá estas aportaciones y, cuando proceda, las transmitirá a la parte responsable de los estudios de acuerdo con el artículo 10.

4. El GRT pertinente evaluará el resultado de los estudios basándose en su ámbito y extensión según se especifica en el apartado 1. Si fuera preciso para la evaluación, el GRT pertinente podrá requerir al propietario del sistema HVDC que realice estudios adicionales en línea con el ámbito y extensión especificados con arreglo al apartado 1.

5. El GRT pertinente podrá revisar o replicar algunos o todos los estudios. El propietario del sistema HVDC proporcionará al GRT pertinente todos los datos y modelos que permitan realizar dicho estudio.

6. Todas las medidas atenuantes necesarias identificadas por los estudios realizados de acuerdo con los apartados 2 y 5 y revisados por el GRT pertinente serán acometidas por el propietario del sistema HVDC en el ámbito de la conexión de la nueva estación convertidora de HVDC.

7. El GRT pertinente podrá especificar niveles transitorios de funcionamiento asociados a situaciones para el sistema HVDC individual, o de forma colectiva para los sistemas de HVDC afectados en común. Esta especificación podrá comunicarse para proteger tanto la integridad de los equipos del GRT como la de los usuarios de la red de forma coherente con su código nacional.

Artículo 30

Capacidad de amortiguación de oscilaciones de potencia

El sistema HVDC deberá ser capaz de contribuir a la amortiguación de las oscilaciones de potencia en las redes de CA conectadas. El sistema de control del sistema HVDC no reducirá la amortiguación de las oscilaciones de potencia. El GRT pertinente especificará un rango de frecuencias de las oscilaciones que el esquema de control amortigüe con seguridad y las condiciones de la red en tal caso, teniendo en cuenta al menos todos los estudios de evaluación de la estabilidad dinámica efectuados por los GRT a fin de identificar los límites y los posibles problemas de estabilidad de sus sistemas de transporte. La selección de los ajustes de los parámetros de control se acordará entre el GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC.

Artículo 31

Capacidad de amortiguación de interacciones torsionales subsíncronas

1. En lo que respecta al control de la amortiguación de interacciones torsionales subsíncronas (SSTI), el sistema HVDC deberá ser capaz de contribuir a la amortiguación eléctrica de las frecuencias torsionales.

2. El GRT pertinente especificará el alcance que deberán tener los estudios de SSTI y proporcionará los parámetros de entrada disponibles relacionados con los equipos y las condiciones del sistema pertinentes en su red. Los estudios de SSTI serán realizados por el propietario del sistema HVDC. Los estudios identificarán las condiciones, en su caso, en que existan SSTI y propondrá cualquier procedimiento de atenuación que sea necesario. Los Estados miembros podrán establecer que la responsabilidad por la realización de los estudios previstos en el presente artículo recaiga en el GRT. Todas las partes serán informadas de los resultados de los estudios.

3. Todas las partes que el GRT pertinente considere relevantes para dada punto de conexión, incluido el GRT pertinente, contribuirán a los estudios y facilitarán todos los datos y modelos pertinentes que razonablemente les sean exigidos para cumplir los objetivos del mismo. El GRT pertinente reunirá estas aportaciones y, cuando proceda, las transmitirá a la parte responsable de los estudios de acuerdo con el artículo 10.

4. El GRT pertinente evaluará el resultado de los estudios de SSTI. Si fuera necesario para la evaluación, el GRT pertinente podrá requerir que el propietario del sistema HVDC realice otros estudios de SSTI en línea con el mismo ámbito y extensión.

5. El GRT pertinente podrá revisar o replicar el estudio. El propietario del sistema HVDC proporcionará al GRT pertinente todos los datos y modelos que permitan realizar dicho estudio.

6. Todas las medidas atenuantes necesarias identificadas por los estudios realizados de acuerdo con los apartados 2 o 4 y revisados por los GRT pertinentes serán acometidas por el propietario del sistema HVDC en el ámbito de la conexión de la nueva estación convertidora de HVDC.

Artículo 32

Características de la red

1. El gestor de red pertinente especificará y pondrá a disposición pública el método y las condiciones previas o posteriores a las faltas para el cálculo al menos de las potencias de cortocircuito mínima y máxima en los puntos de conexión.

2. El sistema HVDC deberá ser capaz de funcionar dentro del rango de potencia de cortocircuito y de las características de red especificadas por el gestor de red pertinente.

3. Todos los gestores de red pertinentes proporcionarán al propietario del sistema HVDC los equivalentes de las redes que describen el comportamiento de la red en el punto de conexión, permitiendo que los propietarios de sistemas de HVDC diseñen su sistema con relación al menos, entre otros, a los armónicos y la estabilidad dinámica para toda la vida útil del sistema HVDC.

Artículo 33

Robustez del sistema HVDC

1. El sistema HVDC deberá ser capaz de localizar puntos de funcionamiento estables con una variación mínima del flujo de potencia activa y del nivel de tensión, durante y después de toda variación planificada o no planificada en el sistema HVDC o la red de CA a los que esté conectado. El GRT pertinente especificará los cambios de las condiciones del sistema para las que los sistemas de HVDC permanezcan en funcionamiento estable.

2. El propietario del sistema HVDC velará por que ►C1 el disparo o la desconexión de una estación convertidora de HVDC, como parte de cualquier sistema HVDC multiterminal o embebido ◄ , no se traduzca en transitorios en el punto de conexión por encima del límite especificado por el GRT pertinente.

3. El sistema HVDC deberá soportar las faltas por transitorios en las líneas de HVAC de la red adyacente o próxima al sistema HVDC, y no hará que ningún equipo del sistema HVDC se desconecte de la red a causa de reconexiones automáticas de líneas en la red.

4. El propietario del sistema HVDC proporcionará información al gestor de red pertinente acerca de la resiliencia del sistema HVDC a las perturbaciones del sistema de CA.

CAPÍTULO 5

Requisitos aplicables a los dispositivos y ajustes de protección

Artículo 34

Esquemas y ajustes de protección eléctrica

1. El gestor de red pertinente deberá especificar, en coordinación con el GRT pertinente, los esquemas y ajustes necesarios para proteger la red, teniendo en cuenta las características del sistema HVDC. Los esquemas de protección pertinentes para el sistema HVDC y la red, y los ajustes pertinentes para el sistema HVDC, serán coordinados y acordados por el gestor de red pertinente, el GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC. Los esquemas y ajustes de protección para faltas eléctricas internas se diseñarán de forma que no se comprometa el funcionamiento del sistema HVDC de acuerdo con el presente Reglamento.

2. La protección eléctrica del sistema HVDC prevalecerá sobre los controles de funcionamiento teniendo en cuenta la seguridad del sistema y la salud y seguridad del personal y el público y la atenuación de los daños al sistema HVDC.

3. Todo cambio de los esquemas de protección o de sus ajustes de relevancia para el sistema HVDC y la red en general serán acordados entre el gestor de red pertinente, el GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC antes de ser implementado por el propietario del sistema HVDC.

Artículo 35

Clasificación de las prioridades de protección y control

1. Se coordinará y acordará un esquema de control, especificado por el propietario del sistema HVDC, compuesto por distintos modos de control, incluidos los ajustes de los parámetros específicos, entre el GRT pertinente, el gestor de red pertinente y el propietario del sistema HVDC.

2. En lo que respecta a la clasificación de las prioridades de protección y control, el propietario del sistema HVDC organizará sus dispositivos de protección y control de acuerdo con la siguiente clasificación de prioridades, presentada en orden decreciente de importancia, a menos que se especifique de otro modo por los GRT pertinentes, en coordinación con el gestor de red pertinente:

c) emulación de inercia, si procede;

Artículo 36

Cambios en los esquemas y ajustes de protección y control

1. Los parámetros de los distintos modos de control y los ajustes de protección del sistema HVDC se podrán cambiar en la estación convertidora de HVDC, si así lo requiere el gestor de red pertinente o el GRT pertinente, y de acuerdo con el apartado 3.

2. Todo cambio de los esquemas o ajustes de parámetros de los distintos modos de control y la protección del sistema HVDC, incluyendo el procedimiento, se coordinará y acordará entre el gestor de red pertinente, el GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC.

3. Los modos de control y las consignas asociadas del sistema HVDC deberán poder ser cambiados en remoto, de acuerdo con lo especificado por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente.

CAPÍTULO 6

Requisitos de restablecimiento del sistema

Artículo 37

Arranque autónomo

1. El GRT pertinente podrá conseguir de un propietario de sistema HVDC un presupuesto de la capacidad de arranque autónomo.

2. En caso de que una estación convertidora esté energizada, un sistema HVDC con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de energizar la barra colectora de la subestación de CA remota a la que esté conectado, dentro de un intervalo de tiempo tras el corte del sistema HVDC determinado por los GRT pertinentes. El sistema HVDC deberá ser capaz de sincronizarse dentro de los límites de frecuencia definidos en el artículo 11 y dentro de los límites de tensión especificados por el gestor de red pertinente o, llegado el caso, previstos en el artículo 18. El GRT pertinente puede especificar rangos de frecuencia y tensión más amplios cuando sea necesario para restablecer la seguridad del sistema.

3. El GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC acordarán el tamaño y la disponibilidad de la capacidad de arranque autónomo y el procedimiento operativo.

TÍTULO III

REQUISITOS APLICABLES A LOS ►C1 MÓDULOS DE PARQUE DE GENERACIÓN ◄ CONECTADOS EN CC Y A LAS ESTACIONES CONVERTIDORAS DE HVDC DE TERMINAL REMOTO

CAPÍTULO 1

Requisitos aplicables a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC

Artículo 38

Ámbito de aplicación

Los requisitos aplicables a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ en alta mar en virtud de los artículos 13 a 22 del Reglamento (UE) 2016/631 se aplicarán a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC sin perjuicio de los requisitos específicos contemplados en los artículos 41 a 45 del presente Reglamento. Estos requisitos se aplicarán en los puntos de interfaz HVDC de los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC y los sistemas HVDC. La categorización del artículo 5 del Reglamento (UE) 2016/631 se aplicará a los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en corriente continua.

Artículo 39

Requisitos de estabilidad de frecuencia

1. En lo que respecta a la respuesta con la variación de frecuencia:

2. En lo que respecta a los rangos de frecuencia y respuesta con la variación de frecuencia:

b) El GRT pertinente y el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC podrán acordar rangos de frecuencia más amplios o períodos de tiempo mínimos más largos a fin de garantizar el mejor uso posible de las capacidades técnicas de un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC si fuera necesario para mantener o restablecer la seguridad del sistema. Si resultasen económica y técnicamente viables rangos de frecuencia más amplios o tiempos de funcionamiento mínimos más largos, el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC no deberá negar sin causa justificada el consentimiento.

c) Sin perjuicio de las disposiciones de la letra a) del apartado 2, un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC deberá ser capaz de una desconexión automática a frecuencias especificadas, si así lo especifica el GRT pertinente. Los términos y ajustes de la desconexión automática deberán ser acordados por entre el GRT pertinente y el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC.

3. En lo que respecta a la capacidad de soportar la tasa de variación de la frecuencia, un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC deberá ser capaz de permanecer conectado a la red de la estación convertidora de HVDC de terminal remoto y funcionar si la frecuencia del sistema varía a una velocidad de hasta +/-2 Hz/s (medida en cualquier momento como un valor medio de la tasa de variación de la frecuencia durante el segundo anterior) en el punto de interfaz HVDC del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC en la estación convertidora de HVDC de terminal remoto para el sistema de 50 Hz nominales.

4. Los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC deberán disponer de un modo de regulación potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia (MRPFL-O) de conformidad con el artículo 13, apartado 2, del Reglamento (UE) 2016/631, a reserva de la capacidad de respuesta a una señal rápida como se indica en el apartado 1 para el sistema de 50 Hz nominales.

5. Se determinará una capacidad para que los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados mediante CC mantengan una potencia constante de conformidad con el artículo 13, apartado 3, del Reglamento (UE) 2016/631 para el sistema de 50 Hz nominales.

6. Se determinará una capacidad para controlabilidad de la potencia activa de los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados mediante CC de conformidad con el artículo 15, apartado 2, letra a), del Reglamento (UE) 2016/631 para el sistema de 50 Hz nominales. Deberá ser posible el control manual en el caso de que los dispositivos de control automático en remoto se encuentren fuera de servicio.

7. Se determinará una capacidad de modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia (MRPFL-U) para un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado mediante CC de conformidad con el artículo 15, apartado 2, letra c), del Reglamento (UE) 2016/631, a reserva de la capacidad de respuesta a una señal rápida como se indica en el apartado 1 para el sistema de 50 Hz nominales.

8. Se determinará una capacidad de modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF) para un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC de conformidad con el artículo 15, apartado 2, letra d), del Reglamento (UE) 2016/631, a reserva de la capacidad de respuesta a una señal rápida como se indica en el apartado 1 para el sistema de 50 Hz nominales.

9. Se determinará una capacidad de restablecimiento de la frecuencia para un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC de conformidad con el artículo 15, apartado 2, letra e), del Reglamento (UE) 2016/631 para el sistema de 50 Hz nominales.

10. Cuando, previo acuerdo del GRT pertinente, se utilice una frecuencia nominal constante distinta de 50 Hz, una frecuencia variable por diseño o una tensión de sistema en CC, el GRT pertinente especificará las capacidades indicadas en los apartados 3 a 9 y los parámetros asociados a dichas capacidades.

Artículo 40

Requisitos de potencia reactiva y tensión

1. Respecto a los rangos de tensión:

b) el gestor de red pertinente, el GRT pertinente y el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC podrán acordar rangos de tensión de tensión más amplios o períodos mínimos de tiempo más largos a fin de garantizar el mejor uso posible de las posibilidades técnicas de un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC si fuera necesario para mantener o restablecer la seguridad del sistema. Si resultasen económica y técnicamente viables rangos de frecuencia más amplios o tiempos de funcionamiento mínimos más largos, el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC no deberá negar sin causa justificada el consentimiento;

c) en relación con los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC que tengan un punto de interfaz HVDC con la red de la estación convertidora de HVDC de terminal remoto, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente podrá especificar tensiones en el punto de interfaz HVDC a las que el ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC deberá ser capaz de realizar una desconexión automática. Los términos y ajustes de la desconexión automática deberán ser acordados entre el gestor de red pertinente, el GRT pertinente y el propietario del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC;

d) en relación con los puntos de interfaz HVDC a tensiones de CA no incluidas en el ámbito del anexo VII, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará los requisitos aplicables en los puntos de conexión;

2. Con respecto a la capacidad de potencia reactiva para ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectados en CC:

Si el Plan Decenal para el Desarrollo de la Red preparado de acuerdo con el artículo 8 del Reglamento (CE) n.o 714/2009 o un plan nacional desarrollado y aprobado de acuerdo con el artículo 22 de la Directiva 2009/72/CE especifica que un ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC se conectará a la zona síncrona en CA, el GRT pertinente podrá especificar que:

ii) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva, el gestor de red pertinente puede especificar dicha potencia reactiva complementaria para los ►C1 módulos de parque de generación ◄ conectado en CC en los que el punto de conexión no se encuentra en la ubicación de los terminales de alta tensión del transformador elevador al nivel de tensión del punto de conexión ni en los terminales del alternador, si no existe un transformador elevador. Esta potencia reactiva complementaria deberá compensar el intercambio de potencia reactiva de la línea o el cable de alta tensión entre los terminales de alta tensión del transformador elevador del ►C1 módulo de parque de generación ◄ conectado en CC o sus terminales del alternador, si no existe un transformador elevador, y el punto de conexión y deberá ser suministrada por el propietario responsable de dicha línea o cable.