ES Diario Oficial de la Unión Europea L 241/1

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 módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,

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

Considerando lo siguiente:

(1) Es crucial completar con rapidez un mercado interior de la energía plenamente interconectado y funcional, para mantener la seguridad del suministro energético, aumentar la competitividad y garantizar que todos los consumidores puedan adquirir energía a precios asequibles.

(2) El Reglamento (CE) n.o 714/2009 establece normas no discriminatorias que regulan el acceso a la red para el comercio transfronterizo de la electricidad con el objetivo de garantizar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad. Además, el artículo 5 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (2) exige que los Estados miembros o, si los Estados miembros así lo han dispuesto, las autoridades reguladoras, garanticen, entre otras cosas, que la elaboración de normas técnicas objetivas y no discriminatorias que establezcan unos requisitos técnicos mínimos de diseño y operación para la conexión al sistema. Cuando los requisitos constituyen términos y condiciones para la conexión a las redes nacionales, el artículo 37, apartado 6, de la misma Directiva establece que las autoridades reguladoras deben encargarse de fijar o aprobar al menos las metodologías utilizadas para calcularlos o establecerlos. Para proporcionar seguridad al sistema dentro del sistema de transporte interconectado, es esencial establecer una interpretación común de los requisitos aplicables a los sistemas de alta tensión en corriente continua (HVDC) y a los módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua (módulos de parque eléctrico conectados en CC). Esos requisitos, que contribuyen a mantener, conservar y restablecer la seguridad del sistema para facilitar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad dentro de áreas síncronas o entre estas, así como a alcanzar su rentabilidad, se deben considerar cuestiones de red transfronterizas y cuestiones de integración de mercados.

(3) Se deben establecer normas homogéneas relativas a la conexión a la red para los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico conectados en CC con el objetivo de proporcionar un marco jurídico claro para las conexiones a redes, facilitar el comercio de electricidad en toda la Unión, garantizar la seguridad de los sistemas, facilitar la integración de las fuentes de energías renovables, aumentar la competencia y permitir un uso más eficiente de la red y de los recursos en beneficio de los consumidores.

(4) La seguridad de los sistemas depende en parte de las capacidades técnicas de los sistemas HVDC y de los módulos de parque eléctrico conectados en CC. Por consiguiente, son requisitos previos fundamentales una coordinación constante de las redes de transporte y distribución, y un rendimiento adecuado de los equipos conectados a dichas redes con suficiente robustez para resistir a las perturbaciones y ayudar a evitar interrupciones prolongadas, o para facilitar la reposición del servicio después de un colapso.

(5) Un funcionamiento seguro del sistema solo es posible si existe una estrecha cooperación entre los propietarios de sistemas HVDC y módulos de parque eléctrico conectados en CC y los gestores de red. En concreto, el funcionamiento del sistema en condiciones anómalas depende de la respuesta de los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico conectados en CC a las desviaciones de los valores de referencia 1 por unidad (pu) de tensión y frecuencia nominal. En el contexto de la seguridad de los sistemas, las redes y los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico de CC conectados en CC se deben considerar una entidad desde el punto de vista de la ingeniería de sistemas, dado que esas partes son interdependientes. Por lo tanto, como requisito previo para la conexión en red, se deben establecer requisitos técnicos pertinentes para los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico conectados en CC.

(6) Las autoridades reguladoras deben tener en cuenta los costes razonables realmente contraídos por los gestores de red en la implementación del presente Reglamento cuando fijen o aprueben tarifas de transporte o distribución o sus metodologías, o cuando aprueben los términos y condiciones de conexión y acceso a las redes nacionales según lo dispuesto en el artículo 37, apartados 1 y 6, de la Directiva 2009/72/CE y en el artículo 14 del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

(7) Los diferentes sistemas eléctricos síncronos de la Unión presentan características diferentes que se deben tener en cuenta al establecer los requisitos para los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico conectados en CC. Resulta por tanto conveniente considerar las especificidades regionales a la hora de estipular las normas de conexión a la red, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 8, apartado 6, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

(8) Dada la necesidad de proporcionar seguridad normativa, los requisitos de este Reglamento se deben aplicar a los nuevos sistemas HVDC y los nuevos módulos de parque eléctrico conectados en CC pero no deben aplicarse a los sistemas HVDC y módulos de parque eléctrico conectados en CC ya existentes o que se encuentran en una etapa de planificación avanzada, pero aún sin finalizar, a menos que la autoridad reguladora o el Estado miembro pertinentes decidan lo contrario atendiendo a la evolución de los requisitos del sistema y a un análisis completo de costes y beneficios, o cuando haya habido una modernización importante de dichas instalaciones.

(9) Debido a su impacto transfronterizo, el presente Reglamento debe estar orientado a los mismos requisitos relacionados con la frecuencia para todos los niveles de tensión, al menos dentro de una zona síncrona. Esto es necesario porque, dentro de un área síncrona, una variación de la frecuencia en un Estado miembro afectaría inmediatamente a la frecuencia del resto de los Estados miembros y podría dañar sus equipos.

(10) A fin de garantizar la seguridad de los sistemas, debe ser posible que los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico conectados en CC de cada zona síncrona del sistema interconectado permanezcan conectados al sistema en los rangos de frecuencia y tensión especificados.

(11) Los rangos de tensión se deben coordinar entre los sistemas interconectados porque son fundamentales para una planificación y un funcionamiento seguros de un sistema eléctrico dentro de un área síncrona. Las desconexiones debidas a perturbaciones en la tensión afectan a los sistemas vecinos. Si no se especifican los rangos de tensión, se podría extender la incertidumbre en la planificación y operación del sistema en relación con el funcionamiento más allá de las condiciones normales de operación.

(12) Es conveniente introducir pruebas de conformidad adecuadas y proporcionadas a fin de que los gestores de red puedan garantizar la seguridad operacional. De conformidad con el artículo 37, apartado 1, letra b), de la Directiva 2009/72/CE, las autoridades reguladoras tienen la responsabilidad de garantizar que los gestores de red cumplan el presente Reglamento.

(13) Las autoridades reguladoras, los Estados miembros y los gestores de redes deben garantizar que, en el proceso de elaboración y aprobación de los requisitos de conexión a la red, estos estén armonizados en la medida de lo posible a fin de asegurar la integración total del mercado. A la hora de elaborar los requisitos de conexión deben tenerse especialmente en cuenta las normas técnicas establecidas.

(14) El presente Reglamento debe establecer un procedimiento de excepción de las normas, para tener en cuenta las circunstancias locales, cuando excepcionalmente, por ejemplo, la conformidad con las normas pueda poner en peligro la estabilidad de la red local o el funcionamiento seguro de un sistema HVDC o un módulo de parque eléctrico conectado en CC pueda requerir condiciones de funcionamiento que no estén en consonancia con este Reglamento.

(15) En el caso de módulos de parque eléctrico conectados en CC, los módulos nuevos podrían formar parte en el futuro de una red mallada en alta mar conectada a más de una zona síncrona. A tal efecto, es necesario establecer determinados requisitos técnicos a fin de mantener la seguridad del sistema y garantizar que las redes malladas futuras sean desarrolladas sin costes excesivos. No obstante, en relación con determinados requisitos, a los módulos de parque eléctrico conectados en CC únicamente se les debe exigir su adaptación a los equipos necesarios para la seguridad del sistema en el momento en que sea necesario.

(16) Por lo tanto, los propietarios de módulos de parque eléctrico conectados en CC que estén conectados, o que vayan a estarlo, a una zona síncrona con una conexión radial deben tener la posibilidad de aplicar, por medio de un proceso acelerado, excepciones a los requisitos que solo se precisarán cuando los módulos de parque eléctrico se conecten a una red mallada y teniendo en cuenta las circunstancias específicas de cada caso. Por razones relacionadas con las decisiones de inversión de los propietarios de esos módulos, debe igualmente serles comunicado lo antes posible si los mismos cumplen las condiciones para una excepción.

(17) Previa aprobación por la autoridad reguladora pertinente o, llegado el caso, por la autoridad competente de un Estado miembro, los gestores de redes deben poder proponer excepciones para ciertas clases de sistemas HVDC y módulos de parque eléctrico conectados en CC.

(18) El presente Reglamento ha sido adoptado sobre la base del Reglamento (CE) n.o 714/2009, al que complementa y del que forma parte integrante. Las referencias al Reglamento (CE) n.o 714/2009 en otros actos legales se entenderán hechas asimismo al presente Reglamento.

(19) Las medidas previstas en el presente Reglamento se ajustan al dictamen del Comité al que se refiere el artículo 23, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 714/2009.

HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece un código de red que define los requisitos para la conexión en red de sistemas de alta tensión en corriente continua (HVDC) y de módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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 (3), el artículo 2 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión (4), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión (5), el artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión (6) y el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE. Además, se entenderá por:

1) «sistema HVDC»: sistema de energía eléctrica que transporta energía en forma de corriente continua de alta tensión entre dos o más buses de corriente alterna (CA) y comprende al menos dos estaciones convertidoras de HVDC con líneas o cables de transporte de CC entre las estaciones convertidoras de HVDC;

2) «módulo de parque eléctrico conectado en CC»: módulo de parque eléctrico que está conectado a través de uno o más puntos de interfaz HVDC a uno o más sistemas HVDC;

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

4) «estación convertidora de HVDC»: parte de un sistema HVDC que consta de una o más unidades convertidoras de HVDC instaladas en una sola ubicación junto con edificios, reactores, filtros, dispositivos para energía reactiva, equipos de control, supervisión, protección, medición y auxiliares;

5) «punto de interfaz HVDC»: punto en el que un equipo HVDC está conectado a una red de CA y en el que pueden ser prescritas especificaciones técnicas que afecten a las prestaciones del equipo;

6) «propietario de un módulo de parque eléctrico conectado en CC»: entidad física o jurídica que posee un módulo de parque eléctrico conectado en CC;

7) «capacidad máxima de transporte de potencia activa de HVDC» (Pmax): potencia activa continua máxima que un sistema HVDC puede intercambiar con la red en cada punto de conexión según se especifica en el acuerdo de conexión o según lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario del sistema HVDC;

8) «capacidad mínima de transporte de potencia activa de HVDC» (Pmin): potencia activa continua mínima que un sistema HVDC puede intercambiar con la red en cada punto de conexión según se especifica en el acuerdo de conexión o según lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario del sistema HVDC;

9) «corriente máxima de un sistema HVDC»: corriente de fase más alta asociada a un punto de funcionamiento dentro del perfil U-Q/Pmax de una estación convertidora de HVDC a la capacidad máxima de transporte de potencia activa de HVDC;

10) «unidad convertidora de HVDC»: unidad que incluye uno o más puentes convertidores, junto con uno o más transformadores convertidores, reactores, equipos de control de unidad convertidora, dispositivos esenciales de conmutación y protección, y auxiliares, en su caso, empleados para la conversión.

Artículo 3

Ámbito de aplicación

1. Los requisitos del presente Reglamento se aplicarán a:

a) sistemas HVDC que conecten zonas síncronas o zonas de control, incluidos esquemas back-to-back;

b) sistemas HVDC que conecten módulos de parque eléctrico a una red de transporte o de distribución, de acuerdo con el apartado 2;

c) sistemas HVDC integrados en una zona de control y conectados a una red de transporte, y

d) sistemas HVDC embebidos en una zona de control y conectados a la red de distribución cuando el gestor de red de transporte (GRT) pertinente demuestre un impacto transfronterizo. El GRT pertinente tendrá en cuenta para esta evaluación el desarrollo a largo plazo de la red.

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 módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico interconectados mediante CA, pero conectados en CC a una zona síncrona, se considerarán módulos de parque eléctrico 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:

a) el sistema HVDC incluya al menos una estación convertidora de HVDC gestionada por el GRT pertinente;

b) el sistema HVDC esté gestionado por una entidad que ejerza control sobre el GRT pertinente;

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 módulos de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 HDVC, o al propietario del módulo de parque eléctrico y, salvo que la autoridad reguladora indique lo contrario, a la autoridad reguladora.

7. El presente Reglamento no será de aplicación a:

a) los sistemas HVDC cuyo punto de conexión esté por debajo de 110 kV, a menos que el GRT pertinente demuestre un impacto transfronterizo. El GRT pertinente tendrá en cuenta para esta evaluación el desarrollo a largo plazo de la red;

b) los sistemas HVDC o módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico conectados en CC ya existentes

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

a) el sistema HVDC o el módulo de parque eléctrico conectado en CC haya sido modificado de tal forma que su acuerdo de conexión deba ser revisado sustancialmente con arreglo al procedimiento siguiente: i) los propietarios del sistema HVDC o del módulo de parque eléctrico conectado en CC que traten de acometer la modernización de una planta o la sustitución de equipos que afecten a las capacidades técnicas del sistema HVDC o del módulo de parque eléctrico conectado en CC deberán informar con antelación de sus planes al gestor de red pertinente, ii) si el gestor de red pertinente considera que el alcance de la modernización o la sustitución de equipos es tal que se requiere un nuevo acuerdo de conexión, deberá notificarlo a la autoridad reguladora pertinente o, si corresponde, al Estado miembro, y iii) la autoridad reguladora pertinente o, si procede, el Estado miembro deberán decidir si es necesario revisar el acuerdo de conexión existente o si se requiere uno nuevo, así como los requisitos del presente Reglamento que se aplicarán, o

b) una autoridad reguladora o, cuando sea aplicable, un Estado miembro decidan supeditar a todos o a alguno de los requisitos del presente Reglamento un sistema HVDC ya existente o un módulo de parque eléctrico conectado en CC ya existente, previa propuesta del GRT pertinente de acuerdo con los apartados 3, 4 y 5.

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

a) ya esté conectado a la red en la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento, o

b) el propietario del sistema HVDC o el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC haya celebrado un contrato definitivo y vinculante para la compra de la planta generadora principal o el equipo HVDC en un plazo de dos años desde la entrada en vigor del Reglamento. El propietario del sistema HVDC o el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá notificar al gestor de red y al GRT pertinentes la formalización del contrato en un plazo de 30 meses desde la entrada en vigor del Reglamento. La notificación presentada por el propietario del sistema HVDC o el propietario del módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico conectado en CC se considera un sistema HVDC o módulo de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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:

a) los costes, relacionados con los sistemas HVDC ya existentes y los módulos de parque eléctrico conectado a CC ya existentes, de los requisitos para la conformidad con el presente Reglamento;

b) el beneficio socioeconómico derivado de la aplicación de los requisitos establecidos en el presente Reglamento, y

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

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

a) llevar a cabo una comparación cualitativa preliminar de los costes y beneficios;

b) obtener la aprobación de la autoridad reguladora pertinente o, si procede, del Estado miembro.

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 módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico conectados en CC en la evaluación de la aplicación del presente Reglamento a los sistemas HVDC o a los módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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;

b) garantizar la transparencia;

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

d) respetar la responsabilidad asignada al GRT pertinente para garantizar la seguridad de la red, incluidas las disposiciones requeridas por la legislación nacional;

e) consultar a los GRD pertinentes y tener en cuenta el posible impacto en su sistema;

f) tener en cuenta las especificaciones técnicas y las normas europeas acordadas.

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 HDVC, el propietario del módulo de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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. 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 este el responsable de establecer los requisitos pertinentes en lugar del GRT.

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 módulos de parque eléctrico 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 conexión en red de los sistemas HVDC y los módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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:

a) un sistema HVDC deberá ser capaz de ajustar la potencia activa transportada hasta su capacidad máxima de transporte de potencia activa de HVDC en cada dirección tras la recepción de una instrucción del GRT pertinente. El GRT pertinente: i) podrá especificar el tamaño del escalón de potencia máximo y mínimo para el ajuste de la potencia activa transportada, 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 iii) especificará el tiempo de demora máximo dentro del cual el sistema HVDC deberá ser capaz de ajustar la potencia activa transportada tras la recepción de la solicitud del GRT pertinente.

b) El GRT pertinente especificará la forma en que un sistema HVDC deberá ser capaz de modificar la potencia activa inyectada en caso de perturbaciones en una o más de las redes de CA a las que esté conectado. Si el tiempo de demora inicial previo al inicio de la variación es mayor de 10 milisegundos desde la recepción de la señal de activación enviada por el GRT pertinente, el propietario del sistema HVDC deberá justificarlo de forma razonable a dicho GRT.

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.

d) Para las redes de HVDC que conecten varias zonas de control o zonas síncronas, el sistema HVDC deberá estar equipado con funciones de control que permitan a los GRT pertinentes modificar la potencia activa transportada con vistas al equilibrado transfronterizo.

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:

a) cómo y cuándo se debe determinar un desvío de tensión, así como el final del desvío de tensión;

b) las características de la corriente de falta rápida;

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;

b) las dimensiones del marco del diagrama U-Q/Pmax respetarán los valores establecidos para cada zona síncrona en el cuadro presentado en el anexo IV, y

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:

a) modo de control de tensión;

b) modo de control de potencia reactiva;

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:

a) El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará una tensión de ajuste en el punto de conexión para que cubra un determinado intervalo de funcionamiento, bien de forma continua, bien escalonada.

b) El control de tensión podrá aplicarse con una banda muerta alrededor del punto de ajuste seleccionable en un rango desde cero a +/– 5 % de la tensión de referencia 1 por unidad de la red, o sin ella. La banda muerta se podrá ajustar en escalones, de acuerdo con lo especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

c) Tras una variación escalonada de la tensión, la estación convertidora de HVDC deberá ser capaz de: i) conseguir el 90 % de la variación en la salida de potencia reactiva dentro de un intervalo de tiempo t1 especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El tiempo t1 estará en el rango 0,1-10 segundos, y ii) estabilizarse en el valor especificado por la pendiente de trabajo dentro de un intervalo de tiempo t2 especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El tiempo t2 estará en el rango 1-60 segundos, con una tolerancia de régimen permanente especificada, indicada en porcentaje de la potencia reactiva máxima.

d) El modo de control de tensión incluirá la capacidad para modificar la salida de potencia reactiva en función de una combinación de una tensión del punto de ajuste modificada y un componente adicional indicado de potencia reactiva. La pendiente se indicará mediante un rango y un escalón especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

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 módulos de parque eléctrico 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:

a) la potencia de cortocircuito mínima previa a la falta en cada punto de conexión expresada en MVA;

b) el punto de funcionamiento previo a la falta de la estación convertidora de HVDC expresado en potencia activa y potencia reactiva en el punto de conexión y la tensión en el punto de conexión, y

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 falta simétrica, 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 el salto o la desconexión de una estación convertidora de HVDC, como parte de cualquier sistema HVDC multiterminal o integrado, 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:

a) protección del sistema de red y el sistema HVDC;

b) control de potencia activa para asistencia de emergencia;

c) emulación de inercia, si procede;

d) medidas correctivas automáticas como se indica en el artículo 13, apartado 3;

e) modo de regulación potencia-frecuencia limitado (MRPFL);

f) modo de regulación potencia-frecuencia (MRPF) y control de frecuencia, y

g) restricción de gradiente de potencia.

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 MÓDULOS DE PARQUE ELÉCTRICO CONECTADOS EN CC Y A LAS ESTACIONES CONVERTIDORAS DE HVDC DE TERMINAL REMOTO

CAPÍTULO 1

Requisitos aplicables a los módulos de parque eléctrico conectados en CC

Artículo 38

Ámbito de aplicación

Los requisitos aplicables a los módulos de parque eléctrico en alta mar en virtud de los artículos 13 a 22 del Reglamento (UE) 2016/631 se aplicarán a los módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico conectados en CC y los sistemas HVDC. La categorización del artículo 5 del Reglamento (UE) 2016/631 se aplicará a los módulos de parque eléctrico conectados en corriente continua.

Artículo 39

Requisitos de estabilidad de frecuencia

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

a) un módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá poder recibir una señal rápida de un punto de conexión de la zona síncrona a la que se esté suministrando una respuesta con la variación de frecuencia, y procesar esta señal, en los 0,1 segundos desde el envío para finalización del procesamiento de la señal para activación de la respuesta. La frecuencia se medirá en el punto de conexión de la zona síncrona a la que se esté proporcionando la respuesta con la variación de frecuencia;

b) los módulos de parque eléctrico conectados en CC que estén conectados a través de sistemas HVDC con más de una zona de control deberán ser capaces de proporcionar control coordinado de frecuencia de acuerdo con lo especificado por el GRT pertinente.

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

a) Un módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá ser capaz de permanecer conectado a la red de la estación convertidora de HVDC de terminal remoto y funcionar dentro de los rangos de frecuencias y los períodos de tiempo especificados en el anexo VI para los sistemas de 50 Hz nominales. Cuando se utilice una frecuencia nominal distinta de 50 Hz, o una frecuencia variable por diseño, siempre que haya un acuerdo con el GRT pertinente, los rangos de frecuencia y los períodos de tiempo aplicables serán especificados por el GRT pertinente teniendo en cuenta las particularidades del sistema y los requisitos establecidos en el anexo VI.

b) El GRT pertinente y el propietario del módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico conectado en CC.

3. En lo que respecta a la capacidad de soportar la tasa de variación de la frecuencia, un módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico conectado en CC en la estación convertidora de HVDC de terminal remoto para el sistema de 50 Hz nominales.

4. Los módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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 módulos de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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:

a) un módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá ser capaz de permanecer conectado a la red de la estación convertidora de HVDC de terminal remoto y de funcionar dentro de los rangos de tensión (por unidad), durante los períodos de tiempo especificados en los cuadros 9 y 10 del anexo VII. El rango de tensión y los períodos de tiempo aplicables especificados se seleccionarán sobre la base de la tensión de referencia 1 por unidad;

b) el gestor de red pertinente, el GRT pertinente y el propietario del módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico conectado en CC no deberá negar sin causa justificada el consentimiento;

c) en relación con los módulos de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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;

e) cuando se utilicen frecuencias distintas de la nominal de 50 Hz, a reserva del acuerdo del GRT pertinente, los rangos de tensión y los períodos de tiempo especificados por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, serán proporcionales a los de los cuadros 9 y 10 del anexo VII.

2. Con respecto a la capacidad de potencia reactiva para módulos de parque eléctrico conectados en CC:

a) si el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en corriente continua puede conseguir un acuerdo bilateral con los propietarios de los sistemas de HDVC que conectan dicho módulo a un único punto de conexión de una red de corriente alterna, deberá cumplir los siguientes requisitos: i) deberá tener la capacidad de, con otra planta o equipo y/o software adicionales, satisfacer las capacidades de potencia reactiva prescritas por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, de acuerdo con la letra b), y: — deberá disponer de las capacidades de potencia reactiva en relación con algunos de sus equipos o con todos ellos, de conformidad con la letra b), ya instalados como parte de la conexión a la red de CA del módulo de parque eléctrico conectado en CC en el momento de la conexión y puesta en servicio inicial, o — deberá demostrar al gestor de red pertinente y al GRT pertinente, obteniendo seguidamente su acuerdo, la forma de proporcionar la capacidad de potencia reactiva cuando el módulo de parque eléctrico conectado en CC se conecte a más que un único punto de conexión de la red de CA, o la red de CA en la red de estaciones convertidoras de HVDC de terminal remoto tenga otro módulo de parque eléctrico conectado en CC, o un sistema HVDC, de un propietario distinto. Este acuerdo deberá incluir un contrato con el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC (o cualquier propietario ulterior), que financiará e instalará las capacidades de potencia reactiva requeridas por este artículo para sus módulos de parque eléctrico en un momento especificado por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente informará al propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC de la fecha propuesta de finalización de cualquier desarrollo comprometido que obligue al propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC a instalar la capacidad completa de potencia reactiva, ii) el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, deberá justificar la programación del momento de desarrollo de la renovación de la capacidad de potencia reactiva del módulo de parque eléctrico conectado en CC especificando el momento en que esta renovación tendrá lugar. La programación del momento de desarrollo la proporcionará el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC en el momento de conexión a la red de CA.

b) Los módulos de parque eléctrico conectados en CC cumplirán los requisitos siguientes en relación con la estabilidad de la tensión, bien en el momento de la conexión, bien posteriormente, con arreglo al acuerdo que se indica en la letra a): i) en lo que respecta a la capacidad de potencia reactiva a la máxima capacidad de transporte de potencia activa de HVDC, los módulos de parque eléctrico conectados en CC cumplirán los requisitos de capacidad de suministro de potencia reactiva especificados por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, en el contexto de tensión variable. El gestor de red pertinente especificará un perfil U-Q/Pmax que pueda asumir cualquier forma y con rangos de conformidad con el cuadro 11 del anexo VII, en observancia del cual el módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá ser capaz de proporcionar potencia reactiva a su capacidad máxima de transporte de potencia activa de HVDC. Al determinar dichos rangos, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, deberá tener en cuenta el desarrollo a largo plazo de la red, así como los posibles costes para los propietarios de los módulos de parque eléctrico, de la capacidad de producir potencia reactiva a alta tensión y consumo de potencia reactiva a baja tensión. 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 módulo de parque eléctrico conectado en CC se conectará a la zona síncrona en CA, el GRT pertinente podrá especificar que: — el módulo de parque eléctrico conectado mediante CC dispondrá de las capacidades indicadas en el artículo 25, apartado 4, del Reglamento (UE) 2016/631 para la zona síncrona instalada en el momento de la conexión y la puesta en servicio iniciales a la red de CA del módulo de parque eléctrico conectado mediante CC, o — el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC demostrará al gestor de red pertinente y el GRT pertinente, obteniendo seguidamente su acuerdo, la forma en que se proporcionará la capacidad de potencia reactiva indicada en el artículo 25, apartado 4, del Reglamento (UE) 2016/631 para esa zona síncrona en el caso de que el módulo de parque eléctrico conectado en CC se conecte a la zona síncrona en CA. ii) en cuanto a la capacidad de potencia reactiva, el gestor de red pertinente puede especificar dicha potencia reactiva complementaria para los módulos de parque eléctrico 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 módulo de parque eléctrico 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.

3. En lo que respecta a la prioridad de la aportación de potencia activa o reactiva para los módulos de parque eléctrico conectados en CC, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará si la aportación de potencia activa o reactiva tendrá prioridad durante las faltas en las que se requiera capacidad de soportar huecos de tensión. Si se da prioridad a la aportación de potencia activa, su suministro deberá establecerse con retraso en relación con el inicio del hueco de tensión no superior al tiempo especificado por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente.

Artículo 41

Requisitos de control

1. Durante la sincronización de un módulo de parque eléctrico conectado en CC a la red colectora de CA, el módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá tener la capacidad de limitar todas las variaciones de tensión a un nivel en 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.

2. El propietario del y la tolerancia conectado en CC suministrará señales de salida como haya especificado el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente.

Artículo 42

Características de la red

En lo que respecta a las características de las redes, se aplicará lo siguiente para los módulos de parque eléctrico conectados en CC:

a) todos los gestores de red pertinentes especificarán y pondrán a disposición pública el método y las condiciones previas o posteriores a las faltas para el cálculo de las potencias de cortocircuito mínima y máxima en el punto de interfaz de HVDC;

b) el módulo de parque eléctrico conectado en CC deberá ser capaz de un funcionamiento estable dentro de los rangos mínimo y máximo de potencia de cortocircuito y características de red del punto de interfaz de HVDC especificados por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente;

c) todos los gestores de red pertinentes y los propietarios de sistemas HVDC proporcionarán al propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC los equivalentes de red que representen el sistema, permitiendo que los propietarios de módulos de parque eléctrico conectados en CC diseñen su sistema respecto a los armónicos.

Artículo 43

Requisitos de protección

1. Los esquemas y ajustes de protección eléctrica de módulos de parque eléctrico conectados mediante CC se determinarán de conformidad con el artículo 14, apartado 5, letra b), del Reglamento (UE) 2016/631, donde la red se refiere a la red de zona síncrona. Los esquemas de protección deben diseñarse teniendo en cuenta las prestaciones del sistema, las particularidades de la red y las particularidades técnicas de la tecnología de los módulos de parque eléctrico y acordados con el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente.

2. La clasificación de la prioridad de la protección y el control de los módulos de parque eléctrico conectados en CC se determinarán de acuerdo con el artículo 14, apartado 5, letra c), del Reglamento (UE) 2016/631, donde la red se refiere a la red de zona síncrona, y se acordarán con el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente.

Artículo 44

Calidad de la potencia

Los propietarios de módulos de parque eléctrico conectados en CC velarán por que su conexión a la red no ocasione un nivel de distorsión o fluctuación de la tensión suministrada 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. Los usuarios de la red, incluidos, entre otros, los módulos de parque eléctrico conectados en CC existentes y los sistemas HVDC existentes, no denegarán injustificadamente su necesaria contribución a los estudios asociados. 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.

Artículo 45

Requisitos generales de gestión de la red aplicables a los módulos de parque eléctrico en alta mar conectados en CC

En lo que respecta a los requisitos generales de gestión de red, se aplicarán el artículo 14, apartado 5, el artículo 15, apartado 6, y el artículo 16, apartado 4, del Reglamento (UE) 2016/631 a todos los módulos de parque eléctrico conectados mediante CC.

CAPÍTULO 2

Requisitos aplicables a las estaciones convertidoras de HVDC de terminal remoto

Artículo 46

Ámbito de aplicación

Sin perjuicio de los requisitos específicos previstos en los artículos 47 a 50, los requisitos de los artículos 11 a 39 se aplicarán a las estaciones convertidoras de HVDC de terminal remoto.

Artículo 47

Requisitos de estabilidad de frecuencia

1. Cuando, previo acuerdo del GRT pertinente, se utilice una frecuencia nominal distinta de 50 Hz, o una frecuencia variable por diseño en la red que conecte los módulos de parque eléctrico conectados en CC, se aplicará el artículo 11 a la estación convertidora de HVDC de terminal remoto con los rangos de frecuencia y períodos de tiempo aplicables especificados por el GRT pertinente, teniendo en cuenta las particularidades del sistema y los requisitos especificados en el anexo I.

2. En lo que respecta a la respuesta con variación de frecuencia, el propietario de la estación convertidora de HVDC de terminal remoto y el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC acordarán las modalidades técnicas de la comunicación por señal rápida, de conformidad con el artículo 39, apartado 1. Cuando así lo requiera el GRT pertinente, el sistema HVDC deberá ser capaz de proporcionar la frecuencia de red en el punto de conexión en forma de señal. En relación con un sistema de HVDC que conecte un módulo de parque eléctrico, el ajuste de la respuesta de frecuencia de la potencia activa estará limitada por la capacidad de los módulos de parque eléctrico conectados en CC.

Artículo 48

Requisitos de potencia reactiva y tensión

1. Respecto a los rangos de tensión:

a) una estación convertidora de HVDC de terminal remoto deberá ser capaz de permanecer conectada a la red de estaciones convertidoras de HVDC de terminal remoto y funcionar dentro de los rangos de tensión (por unidad) y los períodos de tiempo especificados en los cuadros 12 y 13 del anexo VIII. El rango de tensión y los períodos de tiempo aplicables especificados se seleccionarán sobre la base de la tensión de referencia 1 por unidad;

b) podrán acordarse para el funcionamiento rangos de tensión más amplios o períodos de tiempo mínimo más largos entre el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, y el propietario del módulo de parque eléctrico conectado en CC de conformidad con el artículo 40;

c) en relación con los puntos de interfaz HVDC a tensiones de CA no incluidas en el ámbito de los cuadros 12 y 13, anexo VIII, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará los requisitos aplicables en los puntos de conexión;

d) cuando, previo acuerdo del GRT pertinente, se utilicen frecuencias distintas de la nominal de 50 Hz, los rangos de tensión y los períodos de tiempo especificados por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, serán proporcionales a los indicados en el anexo VIII.

2. Una estación convertidora de HVDC de terminal remoto deberá cumplir los siguientes requisitos de estabilidad de tensión, en los puntos de conexión, en lo que se refiere a la capacidad de potencia reactiva:

a) el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente especificará los requisitos de capacidad de suministro de potencia reactiva a diversos niveles de tensión. De esa forma, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará un perfil U-Q/Pmax que podrá asumir cualquier forma y dentro de cuyos límites la estación convertidora de HVDC de terminal remoto deberá ser capaz de proporcionar potencia reactiva a su capacidad máxima de transporte de potencia activa en HVDC;

b) el perfil U-Q/Pmax será especificado por cada gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El perfil U-Q/Pmax estará dentro del rango de Q/Pmax y de tensión en régimen permanente especificados en el cuadro 14 del anexo VIII, y la posición de la envolvente del perfil U-Q/Pmax se encontrará dentro de los límites de la envolvente exterior fija especificados en el anexo IV. A efectos de la determinación de esos rangos, el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, tendrá en cuenta el desarrollo a largo plazo de la red.

Artículo 49

Características de la red

En lo que respecta a las características de la red, el propietario de la estación convertidora de HVDC de terminal remoto deberá facilitar a los propietarios de módulos de parque eléctrico conectados en CC los datos previstos en el artículo 42.

Artículo 50

Calidad de la potencia

Los propietarios de estaciones convertidoras de HVDC velarán por que su conexión a la red no se traduzca en un nivel de distorsión o fluctuación de la tensión de suministro de la red, en el punto de conexión, que supere el nivel especificado para ellos por el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente. Los usuarios de la red, incluidos, entre otros, los módulos de parque eléctrico conectados en CC existentes y los sistemas HVDC existentes, no denegarán injustificadamente su necesaria contribución a los estudios asociados. El proceso de realización de los estudios necesarios y de suministro de los datos pertinentes a todos los usuarios de la red interesados, así como las medidas atenuantes identificadas e implementadas, deberá ser conformes al proceso previsto en el artículo 29.

TÍTULO IV

INTERCAMBIO DE INFORMACIÓN Y COORDINACIÓN

Artículo 51

Funcionamiento de los sistemas HVDC

1. En lo que respecta a la instrumentación para el funcionamiento, cada unidad convertidora de HVDC de un sistema HVDC estará equipada con un controlador automático capaz de recibir instrucciones del gestor de red pertinente y del GRT pertinente. Este controlador automático deberá ser capaz de hacer funcionar las unidades convertidoras de HVDC del sistema HVDC de forma coordinada. El gestor de red pertinente especificará la jerarquía del controlador automático por unidad convertidora de HVDC.

2. El controlador automático del sistema HVDC mencionado en el apartado 1 deberá ser capaz de enviar los tipos de señales siguientes al gestor de red pertinente:

a) señales operacionales, de al menos los siguientes tipos: i) señales de arranque, ii) mediciones de las tensiones en CA y CC, iii) mediciones de corriente alterna y continua, iv) mediciones de potencia activa y reactiva del lado de la CA, v) mediciones de potencia en CC, vi) funcionamiento a nivel de unidad convertidora de HVDC en un convertidor de HVDC de tipo multipolo, vii) elementos y topología, y viii) rangos de potencia activa en los modos MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U;

b) señales de alarma, de al menos los siguientes tipos: i) bloqueo de emergencia, ii) bloqueo de rampas, iii) inversión rápida de potencia activa.

3. El controlador automático mencionado en el apartado 1 deberá ser capaz de recibir los tipos de señal siguientes del gestor de red pertinente:

a) señales para el funcionamiento, que reciban al menos lo siguiente: i) orden de arranque, ii) valores de consigna de potencia activa, iii) ajustes del modo de regulación potencia-frecuencia, iv) valores de consigna de potencia reactiva, tensión o similares, v) modos de control de potencia reactiva, vi) control de la amortiguación de las oscilaciones de potencia, y vii) emulación de inercia;

b) señales de alarma, que reciban al menos lo siguiente: i) orden de bloqueo de emergencia, ii) orden de bloqueo de rampas, iii) sentido del flujo de potencia activa, y iv) orden de inversión rápida de potencia activa.

4. En lo que respecta a las distintas señales, el gestor de red pertinente podrá especificar la calidad de la señal suministrada.

Artículo 52

Parámetros y ajustes

Los parámetros y ajustes de las funciones de control principales de un sistema HVDC serán acordados entre el propietario del sistema HVDC y el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente. Los parámetros y ajustes se aplicarán con una jerarquía de controles que haga posible su modificación si fuera necesario. Esas funciones de control principales son al menos:

a) inercia sintética, si corresponde, a la que se refieren los artículos 14 y 41;

b) modos de regulación potencia-frecuencia (MRPF, MRPFL-O, MRPF-U) a que se refieren los artículos 15, 16 y 17;

c) control de frecuencia, si corresponde, al que se refiere en el artículo 16;

d) modo de control de la potencia reactiva, llegado el caso, al que se refiere en el artículo 22;

e) capacidad de amortiguación de la oscilación de potencia, indicado en el artículo 30;

f) capacidad de amortiguación de la interacción torsional subsíncrona, a la que se refiere el artículo 31.

Artículo 53

Registro y supervisión de faltas

1. Un sistema HVDC estará equipado con una instalación que proporcione el registro de faltas y la supervisión del comportamiento dinámico del sistema por medio de los parámetros siguientes de cada una de sus estaciones convertidoras de HVDC:

a) tensión en CA y CC;

b) corriente alterna y continua;

c) potencia activa;

d) potencia reactiva, y

e) frecuencia.

2. El gestor de red pertinente podrá especificar la calidad de los parámetros del suministro que deberá satisfacer el sistema HVDC, siempre que se dé aviso con una antelación razonable.

3. Los datos del equipo de registro de faltas que se menciona en el apartado 1, incluidos los canales analógicos y digitales, los ajustes, incluyendo los criterios de activación, y las tasas de muestreo, serán acordados entre el propietario del sistema HVDC, el gestor de red pertinente y el GRT pertinente.

4. Todos los equipos de supervisión dinámica del comportamiento de la red deberá incluir un activador de oscilación, especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, con el fin de detectar oscilaciones de potencia gestionadas de forma deficiente.

5. Las instalaciones de supervisión de la calidad del suministro y el comportamiento dinámico del sistema deberán incluir medios para que el propietario del sistema HVDC y el gestor de red pertinente accedan electrónicamente a la información. Los protocolos de comunicación de los datos registrados deberán ser acordados entre el propietario del sistema HVDC, el gestor de red pertinente y el GRT pertinente.

Artículo 54

Modelos de simulación

1. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, podrá especificar que un propietario de sistema HVDC presente modelos de simulación que reflejen adecuadamente el comportamiento del sistema HVDC en régimen permanente, en simulaciones dinámicas (componente de frecuencia fundamental) y en simulaciones de transitorios electromagnéticos.

Los formatos en que deberán presentarse los modelos y el modo de presentación de la documentación, por medio de modelos y de diagramas de bloques, serán especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

2. A los efectos de las simulaciones dinámicas, los modelos suministrados deberán contemplar por lo menos, entre otros, los submodelos siguientes, dependiendo de la existencia del componente mencionado en cada caso:

a) modelos de unidad convertidora de HVDC;

b) modelos de componentes en CA;

c) modelos de red en CC;

d) control de tensión y de potencia;

e) funciones especiales de control, en su caso, por ejemplo, función de amortiguación de oscilación de potencia (POD), control de interacción torsional subsíncrona (SSTI);

f) control multiterminal, si corresponde;

g) modelos de protección de sistema HVDC según se acuerde entre el GRT pertinente y el propietario del sistema HVDC.

3. El propietario del sistema HVDC verificará los modelos con los resultados de las pruebas de conformidad realizadas de acuerdo con el título VI y se presentará un informe de esta verificación al GRT pertinente. A continuación, los modelos se utilizarán para verificar la conformidad con los requisitos del presente Reglamento incluidas, entre otras, las simulaciones de conformidad previstas en el título VI y utilizadas en estudios de evaluación continua de la planificación y el funcionamiento del sistema.

4. El propietario de un sistema HVDC presentará los registros del sistema HVDC al gestor de red pertinente o al GRT pertinente si lo solicitaran para comparar la respuesta de los modelos con estos registros.

5. El propietario de un sistema HVDC entregará un modelo equivalente al sistema de control cuando puedan producirse interacciones de control adversas con estaciones convertidoras de HVDC y otras conexiones en una cercanía eléctrica inmediata, si así lo solicitaran el gestor de red pertinente o el GRT pertinente. Dicho modelo deberá contener todos los datos necesarios para una simulación realista de las interacciones de control adversas.

TÍTULO V

PROCEDIMIENTO DE NOTIFICACIÓN OPERACIONAL PARA CONEXIÓN

CAPÍTULO 1

Conexión de nuevos sistemas HVDC

Artículo 55

Disposiciones generales

1. El propietario del sistema HVDC demostrará al gestor de red pertinente que ha cumplido los requisitos mencionados en los títulos II a IV en el punto de conexión correspondiente mediante la correcta conclusión del procedimiento de notificación operacional previsto para la conexión del sistema HVDC, según se describe en los artículos 56 a 59.

2. El gestor de red pertinente deberá especificar y poner a disposición pública todas las disposiciones detalladas del procedimiento de notificación operacional.

3. El procedimiento de notificación operacional para la conexión de cada nuevo sistema HVDC deberá incluir lo siguiente:

a) notificación operacional de energización (EON);

b) notificación operacional temporal (ION), y

c) notificación operacional definitiva (FON).

Artículo 56

Notificación operacional de energización (EON) relativa a sistemas HVDC

1. Una EON dará derecho al propietario del sistema HVDC a energizar su red y recursos auxiliares internos y conectarlos a la red en sus puntos de conexión especificados.

2. El gestor de red pertinente deberá expedir una EON, que estará sujeta a la finalización de los preparativos y a la conformidad con los requisitos especificados por el gestor de red pertinente en los procedimientos operacionales pertinentes. Esta preparación debe