ES Diario Oficial de la Unión Europea L 112/1

REGLAMENTO (UE) 2016/631 DE LA COMISIÓN

de 14 de abril de 2016

que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red

(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 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, 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 de la red de transporte interconectada, es esencial establecer una interpretación común de los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad. Esos requisitos, que contribuyen a mantener, conservar y restablecer la seguridad de la red para facilitar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad dentro de zonas 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 módulos de generación de electricidad con objeto de proporcionar un marco jurídico claro para las conexiones a la red, 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 del sistema depende parcialmente de las capacidades técnicas de los módulos de generación de electricidad. 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 instalaciones de generación de electricidad y los gestores de redes. En concreto, el funcionamiento del sistema en condiciones anómalas depende de la respuesta de los módulos de generación de electricidad a las desviaciones respecto a 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 módulos de generación de electricidad 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 a la red, se deben establecer requisitos técnicos pertinentes para los módulos de generación de electricidad.

(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) Las diferentes redes de electricidad síncronas de la Unión presentan características diferentes que se deben tener en cuenta al establecer los requisitos para los generadores. 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 las nuevas instalaciones generadoras, pero no a los módulos generadores existentes ni a los que ya se encuentran en una etapa de planificación avanzada que aún no se hayan finalizado, a menos que la autoridad reguladora o el Estado miembro pertinentes decida lo contrario atendiendo a la evolución de los requisitos del sistema y a un análisis de costes y beneficios completo, o cuando haya habido una modernización importante de esas instalaciones generadoras.

(9) La importancia de los módulos de generación de electricidad se debe basar en su capacidad máxima y su efecto en el sistema global. Las máquinas síncronas se deben clasificar según la capacidad máxima de la máquina e incluir todos los componentes de una instalación generadora que normalmente funcionan de forma indivisible, como los alternadores independientes impulsados por las turbinas de gas y vapor independientes de una sola instalación de turbina de gas de ciclo combinado. En una instalación que incluya varias de estas instalaciones de turbinas de gas de ciclo combinado, cada una se debe evaluar según su capacidad máxima y no de acuerdo con la capacidad total de la instalación. Las unidades de generación de electricidad no conectadas de forma asíncrona, si se unen para formar una unidad económica y si tienen un único punto de conexión, se deben evaluar según su capacidad conjunta. Las unidades de generación de electricidad no conectadas de forma síncrona, si se unen para formar una unidad económica y si tienen un único punto de conexión, se deben evaluar según su capacidad agregada.

(10) Teniendo en cuenta los diferentes niveles de tensión a los que los generadores están conectados y la capacidad máxima de producción de los mismos, el presente Reglamento debe distinguir entre los diferentes tipos de generadores estableciendo diferentes niveles de requisitos. El presente Reglamento no establece normas que determinen el nivel de tensión del punto de conexión al que se debe conectar el módulo de generación de electricidad.

(11) Los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad de tipo A deben establecerse al nivel básico necesario para garantizar capacidades de generación con una respuesta automatizada limitada y un control mínimo por parte del gestor de red. Esos requisitos deben garantizar que no existan grandes pérdidas de generación en los distintos rangos de operación del sistema, a fin de minimizar situaciones críticas, además de incluir los requisitos necesarios para una intervención generalizada durante situaciones críticas en el sistema.

(12) Los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad de tipo B deben proporcionar una respuesta dinámica automatizada de mayor rango con una mayor resiliencia frente a incidentes en la operación con el fin de garantizar el uso de esta respuesta dinámica y un nivel superior de control e información de los gestores de redes para utilizar dichas capacidades. Los requisitos mencionados deben garantizar una respuesta automatizada para reducir el impacto de los incidentes en el sistema y maximizar la respuesta de generación dinámica ante los mismos.

(13) Los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad de tipo C deben proporcionar una respuesta dinámica en tiempo real optimizada, estable y altamente controlable con el objetivo de prestar servicios auxiliares principales para garantizar la seguridad del suministro. Esos requisitos deben abarcar todos los estados del sistema con la consiguiente especificación detallada de las interacciones de los requisitos, las funciones, el control y la información para utilizar dichas capacidades y garantizar la respuesta del sistema en tiempo real necesaria para evitar incidentes en el sistema y para gestionarlos y mitigarlos. Esos requisitos deben también proporcionar suficiente capacidad a los módulos de generación para responder tanto a situaciones en las que el sistema está intacto como a situaciones en que está perturbado, así como ofrecer la información y el control necesarios para utilizar la producción en diferentes situaciones.

(14) Los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad de tipo D deben ser específicos de la generación conectada a alta tensión, con impacto en el control y el funcionamiento de todo el sistema. Esos requisitos deben garantizar un funcionamiento estable del sistema interconectado que permita el uso de servicios auxiliares de producción a escala europea.

(15) Los requisitos se deben basar en los principios de no discriminación y transparencia, así como en el principio de optimización entre la mayor eficiencia general y el menor coste total para todas las partes implicadas. Por lo tanto, esos requisitos deben reflejar las diferencias en el tratamiento de las tecnologías de generación con diferentes características inherentes, así como evitar inversiones innecesarias en algunas zonas geográficas para tener en cuenta sus correspondientes especificidades regionales. Los gestores de red de transporte (GRT) y los gestores de redes de distribución (GRD), incluidos los gestores de redes de distribución cerradas, pueden tener en cuenta esas diferencias a la hora de definir los requisitos de conformidad con las disposiciones del presente Reglamento, reconociendo a la vez que los límites que determinan si una red es una red de transporte o una red de distribución se establecen a nivel nacional.

(16) 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 una zona 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.

(17) A fin de garantizar la seguridad de los sistemas, debe ser posible que los módulos de generación de electricidad de cada zona síncrona del sistema interconectado permanezcan conectados a la red en los rangos de frecuencia y tensión especificados.

(18) El presente Reglamento debe proporcionar los rangos de parámetros para la elección a nivel nacional de la capacidad para soportar huecos de tensión con el objeto de mantener un enfoque proporcional que refleje las necesidades variables del sistema, como el nivel de fuentes de energías renovables («RES») y los esquemas de protección de la red existentes, tanto de transporte como de distribución. Dada la configuración de algunas redes, el límite máximo de los requisitos de capacidad para soportar huecos de tensión debe ser de 250 milisegundos. No obstante, dado que el tiempo de despeje de faltas más habitual en Europa es actualmente de 150 milisegundos, el presente Reglamento da margen para que la entidad designada por el Estado miembro para aprobar los requisitos del mismo Reglamento verifique si es necesario un período más largo de su aprobación.

(19) Al definir las condiciones previas y posteriores a las faltas aplicables a la capacidad de soportar huecos de tensión, teniendo en cuenta las características del sistema, tales como la topología de la red y la combinación de generación, el GRT pertinente debe decidir si se otorga prioridad a las condiciones de funcionamiento previas a la falta de los módulos de generación de electricidad o a los tiempos de despeje de faltas más largos.

(20) Garantizar una nueva conexión adecuada después de una desconexión accidental debida a una perturbación de la red es importante para el funcionamiento del sistema interconectado. Una protección adecuada de la red resulta esencial para mantener la estabilidad y seguridad del sistema, particularmente en caso de perturbaciones del sistema. Los esquemas de protección pueden evitar el agravamiento de las perturbaciones y limitar sus consecuencias.

(21) Un intercambio de información adecuado entre los gestores de redes y los propietarios de las instalaciones de generación de electricidad es un requisito previo para permitir que los gestores de redes mantengan la estabilidad y seguridad del sistema. Los gestores de redes deben disponer de información continua sobre el estado del sistema que incluya información sobre las condiciones de funcionamiento de los módulos de generación de electricidad, así como la posibilidad de comunicarse con ellos para dar instrucciones de funcionamiento.

(22) En situaciones de emergencia que pudieran poner en peligro la estabilidad y seguridad del sistema, los gestores de redes deben poder dar instrucciones para que la producción de los módulos de generación de electricidad se ajuste de forma que los operadores de red puedan cumplir sus responsabilidades en cuanto a la seguridad del sistema.

(23) 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 una zona 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.

(24) Las necesidades de capacidad de potencia reactiva dependen de varios factores, incluidos el grado de mallado de la red y el índice entre el suministro y el consumo, que se deben tener en cuenta al establecer los requisitos de potencia reactiva. Cuando las características regionales de la red varían dentro del área de responsabilidad de un gestor de red, podría resultar adecuado el uso de más de un diagrama. La producción de potencia reactiva, conocida como «en retraso», a altas tensiones y el consumo de potencia reactiva, conocido como «en adelanto», a bajas tensiones podrían no ser necesarios. Los requisitos de potencia reactiva podrían poner limitaciones al diseño y al funcionamiento de las instalaciones de generación de electricidad. Es importante por tanto evaluar cuidadosamente las capacidades realmente necesarias para un funcionamiento eficaz del sistema.

(25) Los módulos de generación de electricidad síncronos tienen la capacidad inherente de resistir o ralentizar las variaciones de frecuencia, una característica que no poseen muchas tecnologías de fuentes de energía renovables. Por consiguiente, deben adoptarse medidas correctoras para evitar una mayor derivada de la frecuencia en períodos de producción elevada a partir de fuentes de energía renovables. La emulación de inercia podría facilitar una mayor expansión de las fuentes de energía renovables, que no contribuyen de forma natural a la inercia.

(26) Es conveniente introducir pruebas de conformidad adecuadas y proporcionadas a fin de que los gestores de red puedan garantizar la seguridad operacional.

(27) 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.

(28) El presente Reglamento debe establecer un procedimiento de excepción respecto de las normas para tener en cuenta las circunstancias locales cuando excepcionalmente, por ejemplo, la conformidad con dichas normas pudiera poner en peligro la estabilidad de la red local o en las que el funcionamiento seguro de un módulo de generación de electricidad requiriese condiciones de funcionamiento que no están en consonancia con el Reglamento. En el caso particular de las centrales de producción combinada de calor y electricidad, que aportan beneficios más amplios en cuanto a la eficiencia, la aplicación de las normas dispuestas en el presente Reglamento podría dar lugar a costes desproporcionados y causar la pérdida de dichos beneficios de eficiencia.

(29) Previa aprobación de la autoridad reguladora pertinente, u otra autoridad cuando sea aplicable en un Estado miembro, se debe permitir a los gestores de redes que propongan excepciones para determinadas clases de módulos de generación de electricidad.

(30) 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.

(31) 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 a la red de las instalaciones de generación de electricidad, principalmente los módulos de generación de electricidad síncronos, los módulos de parque eléctrico y los módulos de parque eléctrico en alta mar, al sistema interconectado. 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.

El presente Reglamento también define las obligaciones para garantizar que los gestores de redes hagan un uso adecuado de las capacidades de las instalaciones de generación de electricidad 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 de la Directiva 2012/27/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (3), en el artículo 2 del Reglamento (CE) n.o 714/2009 de la Comisión, el artículo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (4), el artículo 2 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión (5) y el artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE.

Asimismo, serán de aplicación las siguientes definiciones

1. «entidad»: una autoridad reguladora, otra autoridad nacional, un gestor de red u otro organismo público o privado designado de conformidad con la legislación nacional;

2. «zona síncrona»: una zona cubierta por GRT interconectados de forma síncrona, tales como las zonas síncronas de Europa Continental, Gran Bretaña, Irlanda-Irlanda del Norte y Países Nórdicos, y los sistemas eléctricos de Lituania, Letonia y Estonia, en conjunto denominados «Estados Bálticos», que forman parte de una zona síncrona mayor;

3. «tensión»: la diferencia de potencial eléctrico entre dos puntos, medida como el valor de la media cuadrática de las tensiones entre fases de secuencia positiva a la frecuencia fundamental;

4. «potencia aparente»: el producto de la tensión, la corriente a la frecuencia fundamental y la raíz cuadrada de tres en caso de sistemas trifásicos, normalmente expresada en kilovoltamperios («kVA») o megavoltamperios («MVA»);

5. «módulo de generación de electricidad»: un módulo de generación de electricidad síncrono o un módulo de parque eléctrico;

6. «instalación de generación de electricidad»: una instalación que convierte energía primaria en energía eléctrica y que se compone de uno o más módulos de generación de electricidad conectados a una red en uno o más puntos de conexión;

7. «propietario de instalación de generación de electricidad»: una entidad física o jurídica propietaria de una instalación de generación de electricidad;

8. «planta de generación principal»: uno o más de los principales elementos del equipo necesario para convertir la fuente primaria de energía en electricidad;

9. «módulo de generación de electricidad síncrono»: un conjunto indivisible de instalaciones que pueden producir energía eléctrica de forma tal que la frecuencia de la tensión generada, la velocidad del generador y la frecuencia de la tensión de la red se mantengan con una relación constante y, por tanto, estén sincronizadas;

10. «documento del módulo de generación de electricidad» o «DMGE»: un documento proporcionado por el propietario de la instalación de generación de electricidad al gestor de red pertinente para un módulo de generación de electricidad de tipo B o C, que confirma que se ha demostrado la conformidad del módulo de generación de electricidad con los criterios técnicos dispuestos en el presente Reglamento y que proporciona las declaraciones y los datos necesarios, incluida una declaración de conformidad;

11. «gestor de red de transporte pertinente»: el GRT en cuya zona de control hay conectado o se conectará a la red a cualquier nivel de tensión un módulo de generación de electricidad, una instalación de demanda, una red de distribución o un sistema de corriente continua de alta tensión (HVDC);

12. «red»: una planta y la aparamenta conectadas entre sí para transportar o distribuir electricidad;

13. «gestor de red pertinente»: el gestor de red de transporte o el operador de red de distribución a cuya red hay conectado o se conectará un módulo de generación de electricidad, una instalación de demanda, una red de distribución o un sistema HVDC;

14. «acuerdo de conexión»: un contrato entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, el propietario de la instalación de demanda, el gestor de la red de distribución o el propietario del sistema HVDC, que incluye la instalación correspondiente y los requisitos técnicos específicos de la instalación de generación de electricidad, la instalación de demanda, la red de distribución, la conexión a la red de distribución o el sistema HVDC;

15. «punto de conexión»: la interfaz a la que el módulo de generación de electricidad, la instalación de demanda, la red de distribución o el sistema HVDC está conectado a una red de transporte, una red en alta mar, una red de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, o un sistema HVDC, según se determine en el acuerdo de conexión;

16. «capacidad máxima» o «Pmax»: la potencia activa máxima que puede producir un módulo de generación de electricidad de forma continua, menos la demanda asociada exclusivamente a la facilitación del funcionamiento de dicho módulo de generación de electricidad y no suministrada a la red con arreglo a lo especificado en el acuerdo de conexión o según lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad;

17. «módulo de parque eléctrico» o «MPE»: una unidad o un conjunto de unidades que genera electricidad, que está conectado de forma no síncrona a la red o que está conectado mediante electrónica de potencia, y que además dispone de un solo punto de conexión a una red de transporte, una red de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, o un sistema HVDC;

18. «módulo de parque eléctrico en alta mar»: un módulo de parque eléctrico ubicado en alta mar con un punto de conexión en alta mar;

19. «modo de operación como compensador síncrono»: funcionamiento de un alternador sin motor primario para regular la tensión de forma dinámica mediante la producción o absorción de potencia reactiva;

20. «potencia activa»: la componente real de la potencia aparente a la frecuencia fundamental, expresada en vatios o múltiplos de estos, como kilovatios («kW») o megavatios («MW»);

21. «almacenamiento por bombeo»: una unidad hidráulica en la que el agua se eleva por medio de bombas y se almacena para utilizarla en la generación de electricidad;

22. «frecuencia»: la frecuencia eléctrica de la red expresada en hercios, que se puede medir en todas las partes de la zona síncrona suponiendo un valor constante para la red en el intervalo temporal de segundos, con solo leves diferencias entre las diferentes ubicaciones medidas; su valor nominal es 50 Hz;

23. «estatismo»: la relación entre la variación del valor de la frecuencia de régimen permanente y la variación resultante de régimen permanente en la salida de potencia activa, expresada en términos de porcentaje. La variación de frecuencia se expresa como la relación entre esta y la frecuencia nominal, y la variación de la potencia activa se expresa como la relación entre esta y la capacidad máxima o potencia activa real en el momento de alcanzar el umbral pertinente;

24. «nivel mínimo de regulación»: la potencia activa mínima, con arreglo a lo especificado en el acuerdo de conexión o según lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, hasta la cual el módulo de generación de electricidad puede controlar la potencia activa;

25. «valor de consigna»: el valor objetivo de cualquier parámetro utilizado normalmente en esquemas de control;

26. «instrucción»: cualquier orden, dentro de su competencia, emitida por un gestor de red a un propietario de una instalación de generación de electricidad, un propietario de una instalación de demanda, un gestor de la red de distribución o un propietario del sistema HVDC para realizar una acción;

27. «falta correctamente despejada»: una falta que se ha despejado satisfactoriamente de conformidad con los criterios de planificación del gestor de red;

28. «potencia reactiva»: la componente imaginaria de la potencia aparente a la frecuencia fundamental, normalmente expresada en kilovares («kVAr») o megavares («MVAr»);

29. «capacidad para soportar huecos de tensión»: la capacidad de los dispositivos eléctricos para permanecer conectados a la red y funcionar durante períodos de baja tensión en el punto de conexión provocados por faltas correctamente despejadas;

30. «alternador»: un dispositivo que convierte energía mecánica en energía eléctrica por medio de un campo magnético giratorio;

31. «corriente»: la velocidad a la que fluye la carga eléctrica, que se mide por el valor de la media cuadrática de la secuencia positiva de la corriente de fase a la frecuencia fundamental;

32. «estátor»: la parte de una máquina rotativa que incluye los elementos magnéticos estacionarios con sus bobinados asociados;

33. «inercia»: la propiedad de un cuerpo rígido giratorio, como el rotor de un alternador, por la que mantiene su estado de movimiento giratorio uniforme y momento angular a menos que se aplique un par de fuerza externo;

34. «emulación de inercia»: la característica proporcionada por un módulo de parque eléctrico o sistema HVDC para sustituir el efecto de inercia de un módulo de generación de electricidad síncrono hasta un determinado nivel de respuesta;

35. «control de frecuencia»: la capacidad de un módulo de generación de electricidad o de un sistema HVDC para ajustar su salida de potencia activa según una desviación medida de la frecuencia del sistema respecto al valor de consigna, para mantener la frecuencia del sistema estable;

36. «modo de regulación potencia-frecuencia» o «MRPF»: el modo de funcionamiento de un módulo de generación de electricidad o de un sistema HVDC en el que la salida de potencia activa cambia en respuesta a una variación en la frecuencia del sistema, de forma que ayude a la recuperación de la frecuencia de consigna;

37. «modo de regulación potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia» o «MRPFL-O»: el modo de funcionamiento de un módulo de generación de electricidad o de un sistema HVDC que produce una reducción en la salida de potencia activa en respuesta a una variación en la frecuencia del sistema por encima de un valor determinado;

38. «modo de regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia» o «MRPFL-U»: el modo de funcionamiento de un módulo de generación de electricidad o de un sistema HVDC que produce un aumento en la salida de potencia activa en respuesta a una variación en la frecuencia del sistema por debajo de un valor determinado;

39. «banda muerta de respuesta a la frecuencia»: un intervalo utilizado de forma intencionada dentro del cual el control de frecuencia no responde;

40. «insensibilidad de respuesta a la frecuencia»: la característica inherente del sistema de control especificada como la magnitud de la variación de frecuencia o la señal de entrada mínima necesaria para producir una variación en la potencia de salida o la señal de salida;

41. «diagrama de capacidad P-Q»: un diagrama que describe la capacidad de potencia reactiva de un módulo de generación de electricidad en función de la variación de potencia activa en el punto de conexión;

42. «estabilidad en régimen permanente»: la capacidad de una red o un módulo de generación de electricidad síncrono de volver a su estado inicial y mantener un funcionamiento estable tras una perturbación leve;

43. «funcionamiento en isla»: el funcionamiento independiente de toda una red o de parte de una red que queda aislada después de que se desconecte del sistema interconectado, que disponga al menos de un módulo de generación de electricidad o de un sistema HVDC que suministra energía a esta red o que controla la frecuencia y la tensión;

44. «operación sobre consumos propios»: la operación que garantiza que las instalaciones de generación de electricidad puedan seguir suministrando sus cargas internas en caso de faltas en la red que provoquen que los módulos de generación de electricidad se desconecten de la red y se trasladen a sus suministros auxiliares;

45. «capacidad de arranque autónomo»: la capacidad de recuperación de un módulo de generación de electricidad desde su desconexión total a través de una fuente de energía auxiliar específica sin suministro de energía eléctrica externo a la instalación de generación de electricidad;

46. «certificador autorizado»: una entidad que emite certificados de equipos y documentos de módulos de generación de electricidad y cuya acreditación otorga la filial nacional de la Cooperación Europea de la Acreditación («EA»), establecida de conformidad con el Reglamento (CE) n.o 765/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo (6);

47. «certificado de equipo»: un documento emitido por un certificador autorizado para el equipo utilizado por un módulo de generación de electricidad, una unidad de demanda, una red de distribución, una instalación de demanda o un sistema HVDC. El certificado de equipo define el ámbito de su validez en el nivel nacional o en otro nivel en el que se selecciona un valor específico del rango permitido en el ámbito europeo. A efectos de la sustitución de partes específicas del proceso de conformidad, el certificado de equipo puede incluir modelos validados por los resultados de pruebas;

48. «sistema de control de la excitación»: un sistema de control realimentado que incluye el funcionamiento de la máquina síncrona y su sistema de excitación;

49. «diagrama U-Q/Pmax»: un diagrama que representa la capacidad de potencia reactiva de un módulo de generación de electricidad o de una estación conversora de HVDC en función de la variación de la tensión en el punto de conexión;

50. «mínimo técnico»: la potencia activa mínima, según se especifique en el acuerdo de conexión o se acuerde entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, a la que el módulo de generación de electricidad puede funcionar de forma estable durante un tiempo ilimitado;

51. «limitador de sobreexcitación»: un dispositivo de control dentro del regulador automático de tensión (AVR) que evita que el rotor de un alternador se sobrecargue al limitar la corriente de excitación;

52. «limitador de subexcitación»: un dispositivo de control dentro del AVR cuyo fin es evitar que el alternador pierda el sincronismo debido a una pérdida de excitación;

53. «regulador automático de tensión» o «AVR»: el equipo automático de actuación continua que controla la tensión en terminales de un módulo de generación de electricidad síncrono mediante la comparación de la tensión en terminales real y un valor de referencia, así como mediante el control de la respuesta del sistema de control de la excitación;

54. «sistema estabilizador de potencia» o «PSS»: una función adicional del AVR de un módulo de generación de electricidad síncrono cuyo fin es amortiguar las oscilaciones de potencia;

55. «corriente de falta rápida»: una corriente inyectada por un módulo de parque eléctrico o un sistema HVDC durante y después de una variación de tensión provocada por una falta eléctrica con objeto de identificar la falta mediante los sistemas de protección de la red en la etapa inicial de la falta, de colaborar en el mantenimiento de la tensión del sistema en una etapa posterior a la falta y de recuperar la tensión del sistema después de despejar la falta;

56. «factor de potencia»: la relación entre el valor absoluto de la potencia activa y la potencia aparente;

57. «pendiente»: la relación entre la variación de tensión, referida a la tensión de referencia 1 pu, y la variación en la alimentación de entrada de la potencia reactiva de cero a la potencia reactiva máxima, referida a la potencia reactiva máxima;

58. «sistema de conexión de la red en alta mar»: la interconexión completa entre un punto de conexión en alta mar y el sistema terrestre en el punto de interconexión a la red terrestre;

59. «punto de interconexión a la red terrestre»: el punto en el que el sistema de conexión de la red en alta mar está conectado a la red terrestre del gestor de red pertinente;

60. «documento de instalación»: un documento de estructura simple que contiene información sobre un módulo de generación de electricidad de tipo A o sobre una unidad de demanda con respuesta a la demanda conectada por debajo de 1 000 V, y que confirma la conformidad del módulo o unidad con los requisitos aplicables;

61. «declaración de conformidad»: un documento presentado por el propietario de la instalación de generación de electricidad, el propietario de la instalación de demanda, el gestor de la red de distribución o el propietario del sistema HVDC al gestor de red que indica el estado actual de conformidad con las especificaciones y requisitos aplicables;

62. «notificación operacional definitiva» o «FON»: una notificación emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalación de generación de electricidad, al propietario de una instalación de demanda, al gestor de una red de distribución o al propietario de un sistema HVDC que cumple las especificaciones y los requisitos correspondientes, que les permite operar respectivamente un módulo de generación de electricidad, una instalación de demanda, una red de distribución o un sistema HVDC mediante el uso de la conexión a la red;

63. «notificación operacional de energización» o «EON»: una notificación emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalación de generación de electricidad, al propietario de una instalación de demanda, al gestor de una red de distribución o el propietario de un sistema HVDC antes de la energización de su red interna;

64. «notificación operacional provisional» o «ION»: una notificación emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalación de generación de electricidad, al propietario de una instalación de demanda, al gestor de una red de distribución o al propietario de un sistema HVDC que les permite operar respectivamente un módulo de generación de electricidad, una instalación de demanda, una red de distribución o un sistema HVDC mediante el uso de una conexión a la red durante un período de tiempo limitado, así como iniciar las pruebas de conformidad para garantizar el cumplimiento de las especificaciones y de los requisitos pertinentes;

65. «notificación operacional limitada» o «LON»: una notificación emitida por el gestor de red pertinente al propietario de una instalación de generación de electricidad, al propietario de una instalación de demanda, al gestor de una red de distribución o al propietario de un sistema HVDC que ha ostentado previamente el estado APESF, pero que se encuentra temporalmente sujeto a una modificación o pérdida de capacidad importante que redunda en la falta de cumplimiento de las especificaciones y de los requisitos pertinentes.

Artículo 3

Ámbito de aplicación

1. Los requisitos de conexión dispuestos en el presente Reglamento se aplicarán a los nuevos módulos de generación de electricidad que se consideren importantes de conformidad con el artículo 5, salvo que se estipule lo contrario.

El gestor de red pertinente se negará a permitir la conexión de un módulo de generación de electricidad que no cumpla los requisitos establecidos en el presente Reglamento y que no esté cubierto por una excepción otorgada por la autoridad reguladora, u otra autoridad cuando corresponda en un Estado miembro en virtud del artículo 60. El gestor de red pertinente comunicará dicha denegación, por medio de una declaración motivada por escrito, al propietario de la instalación de generación de electricidad y, salvo que la autoridad reguladora indique lo contrario, a la autoridad reguladora.

2. El presente Reglamento no se aplicará a:

a) los módulos de generación de electricidad conectados a la red de transporte y la red de distribución o a partes de la red de transporte o de la red de distribución de islas de Estados miembros cuyo sistema no esté conectado de forma síncrona a las zonas síncronas de Europa Continental, Gran Bretaña, Países Nórdicos, Irlanda e Irlanda del Norte o Estados Bálticos;

b) los módulos de generación de electricidad instalados para suministrar electricidad de reserva y funcionar en paralelo con la red durante menos de cinco minutos por mes natural mientras el sistema se encuentra en estado normal; el funcionamiento en paralelo durante el mantenimiento o las pruebas de puesta en servicio de dicho módulo de generación de electricidad no deberá tenerse en cuenta para el límite de cinco minutos;

c) los módulos de generación de energía que no tienen un punto de conexión permanente y son utilizados por los gestores de red para proporcionar electricidad temporalmente cuando la capacidad normal del sistema está total o parcialmente indisponible;

d) los dispositivos de almacenamiento, excepto los módulos de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo, de conformidad con el artículo 6, apartado 2.

Artículo 4

Aplicación a los módulos de generación de electricidad existentes

1. Los módulos de generación de electricidad existentes no estarán sujetos a los requisitos de este Reglamento, excepto en los casos siguientes:

a) un módulo de generación de electricidad de tipo C o D se ha modificado de tal forma que su acuerdo de conexión se debe revisar sustancialmente de conformidad con el procedimiento siguiente: i) los propietarios de instalaciones de generación de electricidad que tengan prevista la modernización de una planta o la sustitución de equipos que afectan a las capacidades técnicas del módulo de generación de electricidad deberán notificar sus planes con antelación 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, si procede, un Estado miembro deciden supeditar un módulo de generación de electricidad existente a todos o algunos de los requisitos del presente Reglamento, tras la propuesta del GRT pertinente en virtud de los apartados 3, 4 y 5.

2. A efectos del presente Reglamento, un módulo de generación de electricidad se considerará existente si:

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

b) el propietario de la instalación de generación de electricidad ha celebrado un contrato definitivo y vinculante para la compra de la planta de generación principal en un plazo de dos años desde la entrada en vigor del Reglamento. El propietario de la instalación de generación de electricidad debe notificarlo al gestor de red y al GRT pertinentes en un plazo de 30 meses desde la entrada en vigor del Reglamento.

La notificación enviada por el propietario de la instalación de generación de electricidad al gestor de red y al GRT pertinentes deberá indicar al menos el título de contrato, su fecha de firma y fecha de entrada en vigor, así como las especificaciones de la planta principal que se vaya a construir, montar o adquirir.

Un Estado miembro podrá disponer que, en circunstancias concretas, la autoridad reguladora pueda decidir si el módulo de generación de electricidad se considera un módulo de generación de electricidad existente o un módulo de generación de electricidad nuevo.

3. Tras una consulta pública en virtud del artículo 10 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 renovables, redes inteligentes, generación distribuida o respuesta a 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 los módulos de generación de electricidad existentes.

A tal efecto, deberá efectuarse un análisis cuantitativo de costes y beneficios, sólido y transparente, de conformidad con los artículos 38 y 39. El análisis deberá indicar:

a) los costes, relacionados con los módulos de generación de electricidad existentes, de los requisitos de 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 de costes y beneficios cuantitativo 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 o, si corresponde, el Estado miembro decidirán la ampliación de la aplicabilidad del presente Reglamento a los módulos de generación de electricidad existentes en un plazo de seis meses desde la recepción del informe y la recomendación del GRT pertinente, según lo dispuesto en el artículo 38, apartado 4. La decisión de la autoridad reguladora o, si corresponde, del Estado miembro, deberá ser publicada.

6. El GRT pertinente deberá tener en cuenta las expectativas legítimas de los propietarios de las instalaciones de generación de electricidad en la evaluación de la aplicación del presente Reglamento a los módulos de generación de electricidad existentes.

7. El GRT pertinente puede evaluar la aplicación de algunas o de todas las disposiciones del presente Reglamento a los módulos de generación de electricidad existentes cada tres años de acuerdo con los criterios y el proceso establecidos en los apartados 3 a 5.

Artículo 5

Determinación de la significatividad

1. Los módulos de generación de electricidad deberán cumplir los requisitos basados en el nivel de tensión de su punto de conexión y en su capacidad máxima de conformidad con las categorías establecidas en el apartado 2.

2. Se considerarán significativos los módulos de generación de electricidad de las siguientes categorías:

a) punto de conexión inferior a 110 kV y capacidad máxima de 0,8 kW o más (tipo A);

b) punto de conexión inferior a 110 kV y capacidad máxima igual o superior al umbral propuesto por cada GRT pertinente de conformidad con el procedimiento definido en el apartado 3 (tipo B). Este umbral no deberá ser superior a los límites de los módulos de generación de electricidad de tipo B indicados en el cuadro 1;

c) punto de conexión inferior a 110 kV y capacidad máxima igual o superior al umbral especificado por cada GRT pertinente de conformidad con el apartado 3 (tipo C). Este umbral no podrá ser superior a los límites de los módulos de generación de electricidad de tipo C indicados en el cuadro 1, o

d) punto de conexión de 110 kV o superior (tipo D). Un módulo de generación de electricidad es también de tipo D si la tensión de su punto de conexión es inferior a 110 kV y su capacidad máxima es igual o superior al umbral especificado en el apartado 3. Este umbral no deberá ser superior al límite de los módulos de generación de electricidad de tipo D contenido en el cuadro 1. Cuadro 1 Límites de los umbrales de los módulos de generación de electricidad de tipo B, C y D Zonas síncronas Límite del umbral de capacidad máxima a partir del cual un módulo de generación de electricidad se considera de tipo B Límite del umbral de capacidad máxima a partir del cual un módulo de generación de electricidad se considera de tipo C Límite del umbral de capacidad máxima a partir del cual un módulo de generación de electricidad se considera de tipo D Europa continental 1 MW 50 MW 75 MW Gran Bretaña 1 MW 50 MW 75 MW Países Nórdicos 1,5 MW 10 MW 30 MW Irlanda e Irlanda del Norte 0,1 MW 5 MW 10 MW Estados Bálticos 0,5 MW 10 MW 15 MW

3. Las propuestas de umbrales de capacidad máxima para los módulos de generación de electricidad de tipo B, C y D estarán sujetas a la aprobación de la autoridad reguladora pertinente o, cuando corresponda, del Estado miembro. Para la creación de las propuestas, el GRT pertinente se coordinará con los GRT y GRD adyacentes, y realizará una consulta pública en virtud de lo dispuesto en el artículo 10. El GRT pertinente no realizará una propuesta de cambio de los umbrales antes de transcurridos tres años desde la propuesta anterior.

4. Los propietarios de instalaciones de generación de electricidad ayudarán en este proceso y proporcionarán los datos que solicite el GRT pertinente.

5. Si, como resultado de una modificación de los umbrales, un módulo de generación de electricidad cumple los requisitos de un tipo diferente, se aplicará el procedimiento estipulado en el artículo 4, apartado 3, relativo a los módulos de generación de electricidad existentes antes de requerir la conformidad con los requisitos del nuevo tipo.

Artículo 6

Aplicación a módulos de generación de electricidad, módulos de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo, centrales de producción combinada de electricidad y calor e instalaciones industriales

1. Los módulos de generación de electricidad en alta mar conectados al sistema interconectado cumplirán los requisitos de los módulos de generación de electricidad terrestres, a menos que el gestor de red pertinente modifique los requisitos para este fin o a menos que la conexión de los módulos de generación de electricidad sea a través de una conexión de corriente continua de alta tensión o a través de una red cuya frecuencia no esté acoplada de forma síncrona a la del sistema interconectado principal (por ejemplo, a través de una configuración de convertidores back-to-back).

2. Los módulos de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo deberán cumplir todos los requisitos correspondientes tanto en el modo de generación como en el de funcionamiento por bombeo. El funcionamiento de compensación síncrona de los módulos de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo no estará limitado en el tiempo por el diseño técnico de los módulos de generación de electricidad. Los módulos de generación de electricidad de velocidad variable con almacenamiento por bombeo deben cumplir los requisitos aplicables a los módulos de generación de electricidad síncronos, además de los establecidos en el artículo 20, apartado 2, letra b), si cumplen los requisitos del tipo B, C o D.

3. En cuanto a los módulos de generación de electricidad integrados en las redes de instalaciones industriales, los propietarios de instalaciones de generación de electricidad, los gestores de red de instalaciones industriales y los gestores de redes pertinentes cuya red esté conectada a la red de una instalación industrial tendrán derecho a acordar las condiciones de desconexión de dichos módulos de generación de electricidad junto con cargas críticas, que garanticen los procesos de producción, de la red del gestor de red pertinente. El ejercicio de este derecho se coordinará con el GRT pertinente.

4. Salvo en relación con los requisitos contemplados en el artículo 13, apartados 2 y 4, o cuando se indique lo contrario en el marco nacional, los requisitos del presente Reglamento en relación con la capacidad para mantener una salida de potencia activa constante o para modular la salida de potencia activa, no se aplicarán a los módulos de generación de electricidad de las centrales de producción combinada de electricidad y calor integradas en las redes de instalaciones industriales, siempre que se cumplan todos los criterios siguientes:

a) el fin principal de estas instalaciones es producir calor para los procesos de producción de la instalación industrial en cuestión;

b) la producción de electricidad y calor está inextricablemente relacionada; esto es, cualquier cambio en la producción de calor genera involuntariamente un cambio en la generación de potencia activa, y viceversa;

c) los módulos de generación de electricidad son de tipo A, B, C o, en el caso de la zona síncrona nórdica, de tipo D, de conformidad con el artículo 5, apartado 2, letras a) a c).

5. Las centrales de producción combinada de electricidad y calor se evaluarán según su capacidad eléctrica máxima.

Artículo 7

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 del sistema, 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 normas europeas y las especificaciones técnicas 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 de la instalación de generación de energía y/o el gestor de la red de distribución lleguen a un acuerdo, deberán hacerlo en el plazo de seis meses desde 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, en su caso, de los propietarios de instalaciones de generación de energía, los fabricantes de equipos y demás partes interesadas, sobre la base de los requisitos o metodologías inicialmente especificados o acordados.

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 prorrogarse dos meses si la autoridad reguladora solicita información adicional. También podrá prorrogarse con el consentimiento del demandante. 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 8

Múltiples gestores de red de transporte

1. Cuando en un Estado miembro existan 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 9

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 10

Consulta pública

1. Los gestores de red y los GRT pertinentes celebrarán consultas con las partes interesadas, incluidas las autoridades competentes de cada Estado miembro, sobre las propuestas de ampliación de la aplicabilidad del presente Reglamento a los módulos de generación de electricidad de conformidad con el artículo 4, apartado 3, en lo que se refiere a los umbrales de conformidad con el artículo 5, apartado 3, y en lo que se refiere al informe elaborado de conformidad con el artículo 38, apartado 3, y el análisis de costes y beneficios con arreglo al artículo 63, 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 de las partes interesadas expresadas durante las consultas antes de presentar su proyecto de propuesta de umbrales, el informe o el análisis de costes y beneficios para su aprobación por la autoridad reguladora o, cuando proceda, el 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 11

Participación de las partes interesadas

La Agencia Europea 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 a la red de las instalaciones de generación de electricidad y otros aspectos de la implementación del presente Reglamento. Esta incluirá reuniones periódicas con las partes interesadas para identificar problemas y proponer mejoras relacionadas en particular con los requisitos de conexión a la red de instalaciones de generación de electricidad.

Artículo 12

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

CAPÍTULO 1

Requisitos generales

Artículo 13

Requisitos generales de los módulos de generación de electricidad de tipo A

1. Los módulos de generación de electricidad de tipo A deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con la estabilidad de la frecuencia:

a) en cuanto a los rangos de frecuencia: i) un módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de permanecer conectado a la red y funcionar dentro de los rangos de frecuencia y los períodos de tiempo especificados en el cuadro 2, ii) el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, podrá acordar rangos de frecuencia más amplios, tiempos mínimos de funcionamiento superiores o requisitos específicos para variaciones combinadas de frecuencia y tensión con objeto de garantizar un uso óptimo de las capacidades técnicas de un módulo de generación de electricidad, si fuese necesario para mantener o restaurar la seguridad del sistema, iii) el propietario de la instalación de generación de electricidad no deberá negar sin causa justificada el consentimiento a aplicar rangos de frecuencia más amplios o tiempos mínimos de funcionamiento superiores, teniendo en cuenta su viabilidad económica y técnica;

b) en relación con la capacidad para soportar derivadas de frecuencia, un módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de permanecer conectado a la red y de funcionar con derivadas de frecuencia de hasta el valor especificado por el GRT pertinente, a menos que la desconexión se haya producido por una protección frente a pérdida de suministro del tipo derivada de frecuencia. El gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, especificará esta protección frente a pérdida de suministro del tipo derivada de frecuencia. Cuadro 2 Períodos de tiempo mínimos durante los que un módulo de generación de electricidad debe ser capaz de funcionar a diferentes valores de frecuencia, desviándose del valor nominal, sin desconectarse de la red Zona síncrona Gama de frecuencias (Hz) Período de tiempo de funcionamiento Europa continental 47,5-48,5 A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos 48,5-49,0 A especificar por cada GRT, nunca inferior al período de 47,5-48,5 Hz 49,0-51,0 Ilimitado 51,0-51,5 30 minutos Países Nórdicos 47,5-48,5 30 minutos 48,5-49,0 A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos 49,0-51,0 Ilimitado 51,0-51,5 30 minutos Gran Bretaña 47,0-47,5 20 segundos 47,5-48,5 90 minutos 48,5-49,0 A especificar por cada GRT, pero no inferior a 90 minutos 49,0-51,0 Ilimitado 51,0-51,5 90 minutos 51,5-52,0 15 minutos Irlanda e Irlanda del Norte 47,5-48,5 90 minutos 48,5-49,0 A especificar por cada GRT, pero no inferior a 90 minutos 49,0-51,0 Ilimitado 51,0-51,5 90 minutos Estados Bálticos 47,5-48,5 A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos 48,5-49,0 A especificar por cada GRT, nunca inferior al período de 47,5-48,5 Hz 49,0-51,0 Ilimitado 51,0-51,5 A especificar por cada GRT, pero no inferior a 30 minutos

2. En cuanto al modo regulación potencia-frecuencia limitado-sobrefrecuencia (MRPFL-O), será de aplicación lo siguiente, tal como determine el GRT pertinente para su zona de control en coordinación con los GRT de la misma zona síncrona para garantizar efectos mínimos en las zonas vecinas:

a) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia de acuerdo con la figura 1 dentro de un determinado rango de frecuencias y un ajuste del estatismo especificados por el GRT pertinente;

b) en vez de la capacidad contemplada en la letra a), el GRT pertinente podrá optar por permitir dentro de su zona de control la desconexión y reconexión automática de los módulos de generación de electricidad de tipo A a frecuencias aleatorias, distribuidas idealmente de manera uniforme, por encima de un umbral de frecuencia, tal como determine el GRT pertinente cuando pueda demostrar a la autoridad reguladora pertinente, y con la cooperación de los propietarios de los módulos de generación de electricidad, que esto tiene un impacto transfronterizo limitado y mantiene el mismo nivel de seguridad en la operación en todos los estados del sistema;

c) el rango de frecuencias deberá estar entre 50,2 y 50,5 Hz, ambas incluidas;

d) el ajuste del estatismo deberá estar entre el 2 y el 12 %;

e) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar la respuesta de la potencia en función de la frecuencia con el menor retraso inicial posible. Si ese retraso es superior a dos segundos, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá justificar el retraso proporcionando pruebas técnicas al GRT pertinente;

f) el GRT pertinente podrá exigir que, al alcanzar el nivel mínimo de regulación, el módulo de generación de electricidad sea capaz de: i) seguir funcionando en este nivel, o ii) reducir aún más la salida de potencia activa;

g) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de funcionar de manera estable durante el funcionamiento en MRPFL-O. Si el MRPFL-O está activo, el valor de consigna del MRPFL-O prevalecerá sobre el resto de valores de consigna de potencia activa. Figura 1 Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de frecuencia de los módulos de generación de electricidad en MRPFL Pref es la potencia activa de referencia a la que está referida ΔΡ y puede especificarse de forma diferente para los módulos de generación de electricidad síncronos y los módulos de parque eléctrico. ΔΡ es la variación en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. fn es la frecuencia nominal (50 Hz) en la red y Δf es la desviación de la frecuencia de la red. En sobrefrecuencias donde Δf es superior a Δf1 , el módulo de generación de electricidad debe proporcionar una variación en la salida de potencia activa negativa de acuerdo con el estatismo S2.

3. El módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de mantener un valor de consigna constante en la salida de potencia activa independientemente de las variaciones de frecuencia, excepto si la salida sigue las variaciones especificadas en los apartados 2 y 4 de este artículo o en el artículo 15, apartado 2, letras c) y d), según corresponda.

4. El GRT pertinente deberá especificar la reducción de la potencia activa admisible desde su valor máximo respecto a la variación negativa de la frecuencia en su zona de control en forma de velocidad de bajada dentro de los límites, como ilustran las líneas más gruesas de la figura 2:

a) por debajo de 49 Hz con una velocidad de bajada del 2 % de la capacidad máxima a 50 Hz para cada caída de frecuencia de 1 Hz;

b) por debajo de 49,5 Hz con una velocidad de bajada del 10 % de la capacidad máxima a 50 Hz para cada caída de frecuencia de 1 Hz.

5. La reducción de potencia activa admisible desde su valor máximo deberá:

a) especificar claramente las condiciones ambientales aplicables;

b) tener en cuenta las capacidades técnicas de los módulos de generación de electricidad. Figura 2 Reducción de capacidad de potencia máxima con caída de la frecuencia El diagrama representa los límites en los que la capacidad puede ser especificada por el GRT pertinente.

6. El módulo de generación de electricidad deberá estar equipado con una interfaz lógica (puerto de entrada) para detener la salida de potencia activa en un plazo de cinco segundos desde la recepción de una instrucción en el puerto de entrada. El gestor de red pertinente tendrá derecho a definir los requisitos de los equipos para poder operar esta instalación a distancia.

7. El GRT pertinente especificará las condiciones en que los módulos de generación de electricidad son capaces de conectarse automáticamente a la red. Estas condiciones incluirán:

a) los rangos de frecuencia dentro de los cuales la conexión automática es admisible, así como el tiempo de retraso correspondiente, y

b) el gradiente máximo admisible de aumento de la salida de potencia activa.

Se permite la conexión automática a menos que el gestor de red pertinente especifique lo contrario en coordinación con el GRT pertinente.

Artículo 14

Requisitos generales de los módulos de generación de electricidad de tipo B

1. Los módulos de generación de electricidad de tipo B deberán cumplir los requisitos establecidos en el artículo 13, con excepción de su apartado 2, letra b).

2. Los módulos de generación de electricidad de tipo B deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con la estabilidad de la frecuencia:

a) para controlar la salida de potencia activa, el módulo de generación de electricidad deberá estar equipado con una interfaz (puerto de entrada) para poder reducir la salida de potencia activa tras recibir una instrucción en el puerto de entrada, y

b) el gestor de red pertinente tendrá derecho a especificar los requisitos de equipos adicionales para permitir la operación de salida de potencia activa en remoto.

3. Los módulos de generación de electricidad de tipo B deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con la robustez:

a) en cuanto a la capacidad para soportar huecos de tensión de los módulos de generación de electricidad: i) cada GRT especificará un perfil de tensión en función del tiempo conforme a la figura 3 en el punto de conexión en condiciones de falta, que describa las condiciones en que el módulo de generación de electricidad es capaz de permanecer conectado a la red y seguir funcionando de forma estable después de una perturbación del sistema eléctrico debida a faltas correctamente despejadas en la red de transporte, ii) 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, iii) el límite inferior mencionado en el inciso ii) deberá especificarlo el GRT pertinente utilizando los parámetros establecidos en la figura 3 y dentro de los rangos definidos en los cuadros 3.1 y 3.2, iv) cada GRT especificará y pondrá a disposición pública las condiciones previas y posteriores a las faltas en relación con la capacidad para soportar huecos de tensión en términos de: — el cálculo de la potencia de cortocircuito mínima previa a la falta en el punto de conexión, — el punto de funcionamiento de potencia activa y reactiva previo a las faltas del módulo de generación de electricidad en el punto de conexión y la tensión en el punto de conexión, y — el cálculo de la potencia de cortocircuito mínima posterior a la falta en el punto de conexión, v) a petición de un propietario de una instalación de generación de electricidad, el gestor de red pertinente deberá proporcionar las condiciones previas y posteriores a las faltas a tener en cuenta para la capacidad para soportar huecos de tensión según los cálculos en el punto de conexión, tal y como se especifica en el inciso iv) en relación con: — la potencia de cortocircuito mínima previa a la falta en cada punto de conexión expresada en MVA, — el punto de funcionamiento previo a la falta del módulo de generación de electricidad expresado en salida de potencia activa y salida de potencia reactiva en el punto de conexión y tensión en el punto de conexión, y — la potencia de cortocircuito mínima posterior a la falta en cada punto de conexión expresada en MVA. De manera alternativa, el gestor de red pertinente podrá proporcionar valores genéricos derivados de casos típicos, Figura 3 Perfil de la capacidad para soportar huecos de tensión de un módulo de generación de electricidad El diagrama representa el límite inferior de un perfil de tensión en función del tiempo de la tensión en el punto de conexión, expresando su valor real respecto a su valor de referencia 1 pu antes, durante y después de una falta. Uret es la tensión residual en el punto de conexión durante una falta. tclear es el instante en el que se ha despejado la falta. Urec1 , Urec2 , trec1 , trec2 y trec3 especifican determinados puntos de límites inferiores de recuperación de la tensión tras despejar una falta. Cuadro 3.1 Parámetros de la figura 3 relativos a la capacidad para soportar huecos de tensión de módulos de generación de electricidad síncronos Parámetros de tensión (pu) Parámetros de tiempo (segundos) Uret 0,05-0,3 tclear 0,14-0,15 (o 0,14-0,25 si la protección y el funcionamiento seguro del sistema así lo exigen) Uclear 0,7-0,9 trec1 tclear Urec1 Uclear trec2 trec1 — 0,7 Urec2 0,85-0,9 y ≥ Uclear trec3 trec2 — 1,5

Cuadro 3.2 Parámetros de la figura 3 relativos a la capacidad para soportar huecos de tensión de módulos de parque eléctrico Parámetros de tensión (pu) Parámetros de tiempo (segundos) Uret 0,05-0,15 tclear 0,14-0,15 (o 0,14-0,25 si la protección y el funcionamiento seguro del sistema así lo exigen) Uclear Uret — 0,15 trec1 tclear Urec1 Uclear trec2 trec1 Urec2 0,85 trec3 1,5-3,0 vi) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de permanecer conectado a la red y seguir funcionando de forma estable cuando la trayectoria real de las tensiones entre fases referidas al 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 apartado 3, letra a), incisos iv) y v), permanezca por encima del límite inferior especificado en el apartado 3, letra a), inciso ii), a menos que el esquema de protección para faltas eléctricas internas requiera la desconexión del módulo de generación de electricidad de la red. Los ajustes y esquemas de protección para faltas eléctricas internas no deberán comprometer la capacidad para soportar huecos de tensión, vii) sin perjuicio de lo establecido en el apartado 3, letra a), inciso vi), la protección de subtensión (ya se trate de la capacidad para soportar huecos de tensión o de la tensión mínima especificada referida a la tensión en el punto de conexión) deberá ser ajustada por el propietario de la instalación de generación de electricidad de acuerdo con la máxima capacidad técnica posible del módulo de generación de electricidad, a menos que el gestor de red pertinente requiera unos ajustes más limitados de conformidad con el apartado 5, letra b). El propietario de la instalación de generación de electricidad deberá justificar los ajustes de acuerdo con este principio;

b) cada GRT especificará las capacidades para soportar huecos de tensión en caso de faltas asimétricas.

4. Los módulos de generación de electricidad de tipo B deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con el restablecimiento del sistema:

a) el GRT pertinente deberá especificar las condiciones en las que un módulo de generación de electricidad es capaz de volver a conectarse a la red después de una desconexión accidental provocada por una perturbación en la red, y

b) la instalación de sistemas de reconexión automática estará sujeta tanto a la autorización previa del gestor de red pertinente como a las condiciones de reconexión especificadas por el GRT pertinente.

5. Los módulos de generación de electricidad de tipo B deberán cumplir los siguientes requisitos generales de gestión del sistema:

a) en cuanto a los esquemas de control y sus ajustes: i) los esquemas y ajustes de los diferentes dispositivos de control del módulo de generación de electricidad necesarios para la estabilidad de la red de transporte y para emprender medidas de emergencia se deberán coordinar y acordar entre el GRT pertinente, el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, ii) los cambios en los esquemas y ajustes mencionados en el inciso i) de los diferentes dispositivos de control del módulo de generación de electricidad se deberán coordinar y acordar entre el GRT pertinente, el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad, en particular si se aplican en las circunstancias mencionadas en el apartado 5, letra a), inciso i);

b) en cuanto a los esquemas de protección eléctrica y sus ajustes: i) el gestor de red pertinente deberá especificar los esquemas y ajustes necesarios para proteger la red, teniendo en cuenta las características del módulo de generación de electricidad. Los esquemas de protección necesarios para el módulo de generación de electricidad y la red, así como los ajustes correspondientes del módulo de generación de electricidad, se deberán coordinar y acordar entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad. Los ajustes y esquemas de protección para faltas eléctricas internas no deberán comprometer la respuesta de un módulo de generación de electricidad, de acuerdo con los requisitos establecidos en el presente Reglamento, ii) el sistema de protección eléctrica del módulo de generación de electricidad deberá prevalecer sobre los controles operativos, teniendo en cuenta la seguridad del sistema y la salud y seguridad del personal y el público, así como la atenuación de los posibles daños al módulo de generación de electricidad, iii) los esquemas de protección pueden cubrir los siguientes aspectos: — cortocircuito externo e interno, — carga asimétrica (secuencia de fase negativa), — sobrecarga de estátor y rotor, — sobreexcitación/subexcitación, — sobretensión/subtensión en el punto de conexión, — sobretensión/subtensión en los terminales del alternador, — oscilaciones inter-área, — corriente de magnetización, — funcionamiento asíncrono (deslizamiento de polos), — protección contra torsiones inadmisibles sobre el eje (por ejemplo, resonancia subsíncrona), — protección de línea del módulo de generación de electricidad, — protección del transformador de la unidad, — respaldo contra el funcionamiento incorrecto del sistema de protección y aparamenta de maniobra y corte, — sobreflujo (U/f), — potencia inversa, — derivada de frecuencia, y — desplazamiento de tensión del punto neutro, iv) los cambios en los esquemas de protección necesarios para el módulo de generación de electricidad y la red y en los ajustes correspondientes del módulo de generación de electricidad deberán ser acordados entre el gestor de red y el propietario de la instalación de generación de electricidad antes de realizar ningún cambio;

c) el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá organizar sus dispositivos de protección y control de acuerdo con la siguiente clasificación de prioridad (de la más alta a la más baja): i) protección de la red y del módulo de generación de electricidad, ii) emulación de inercia, si procede, iii) control de frecuencia (ajuste de potencia activa), iv) restricción de potencia, y v) restricción de gradiente de potencia;

d) en cuanto al intercambio de información: i) las instalaciones de generación de electricidad deberán poder intercambiar información con el gestor de red o el GRT pertinentes en tiempo real o periódicamente con marca de tiempo, según defina el gestor de red o el GRT pertinentes, ii) el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, deberá especificar el contenido de los intercambios de información, incluida una lista de los datos concretos que deberá facilitar la instalación de generación de electricidad.

Artículo 15

Requisitos generales de los módulos de generación de electricidad de tipo C

1. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los requisitos definidos en los artículos 13 y 14, excepto el artículo 13, apartado 2, letra b), y apartado 6, y el artículo 14, apartado 2.

2. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos de estabilidad de frecuencia:

a) en cuanto a la capacidad de control y el rango de control de la potencia activa, el sistema de control del módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de ajustar una consigna de potencia activa conforme a las instrucciones proporcionadas al propietario de la instalación de generación de electricidad por el gestor de red o el GRT pertinentes. El gestor de red o el GRT pertinentes deberán establecer el período en el que se debe alcanzar la consigna de potencia activa. El GRT pertinente especificará una tolerancia (sujeta a la disponibilidad del recurso del motor primario) que se aplica a la nueva consigna y el tiempo en el que se debe alcanzar;

b) se deberán permitir las medidas locales manuales en los casos en los que los dispositivos de control remoto automático estén fuera de servicio. El gestor de red o el GRT pertinentes deberán notificar a la autoridad reguladora el tiempo necesario para alcanzar la consigna, juntamente con la tolerancia de potencia activa;

c) además de lo previsto en el artículo 13, apartado 2, los siguientes requisitos se aplicarán a los módulos de generación de electricidad de tipo C en relación con el modo regulación potencia-frecuencia limitado-subfrecuencia (MRPFL-U): i) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar reservas de regulación potencia-frecuencia dentro de un determinado rango de frecuencias y con el estatismo especificado por el GRT pertinente en coordinación con los GRT de la misma zona síncrona de la forma siguiente: — el rango de frecuencias especificado por el GRT deberá estar entre 49,8 y 49,5 Hz, ambas incluidas, — el ajuste del estatismo especificado por el GRT deberá estar entre el 2 y el 12 %. Esto se representa gráficamente en la figura 4, ii) la provisión real de respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia en modo MRPFL-U tendrá en cuenta: — las condiciones ambientales cuando se activa la respuesta, — las condiciones de funcionamiento del módulo de generación de electricidad, en particular las limitaciones de funcionamiento próximas a la capacidad máxima a frecuencias bajas y el correspondiente impacto de las condiciones ambientales de acuerdo con el artículo 13, apartados 4 y 5, y — la disponibilidad de las fuentes de energía primarias, iii) la activación de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia por parte del módulo de generación de electricidad no se deberá retrasar indebidamente. En caso de un retraso superior a dos segundos, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá justificarlo al GRT pertinente, iv) en modo MRPFL-U, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de proporcionar un aumento de potencia hasta su capacidad máxima, v) se deberá garantizar el funcionamiento estable del módulo de generación de electricidad durante el funcionamiento en modo MRPFL-U; Figura 4 Capacidad de respuesta de la potencia activa a la frecuencia de los módulos de generación de electricidad en MRPFL-U Pref es la potencia activa de referencia con la que se relaciona ΔΡ y puede especificarse de forma diferente para los módulos de generación de electricidad síncronos y los módulos de parque eléctrico. ΔΡ es la variación en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. fn es la frecuencia nominal (50 Hz) en la red y Δf es la desviación de frecuencia en la red. En subfrecuencias donde Δf es inferior a Δf1 , el módulo de generación de electricidad debe presentar una variación en la salida de potencia activa positiva de acuerdo con el estatismo S2 .

d) además de lo previsto en el apartado 2, letra c), se aplicará acumulativamente lo siguiente cuando esté en funcionamiento el modo regulación potencia-frecuencia («MRPF»): i) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia de conformidad con los parámetros especificados por cada GRT pertinente dentro de los rangos mostrados en el cuadro 4. Al especificar dichos parámetros, el GRT pertinente deberá atender a lo siguiente: — en caso de sobrefrecuencia, la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia estará limitada por el nivel mínimo de regulación, — en caso de subfrecuencia, la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia estará limitada por la capacidad máxima, — la provisión real de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia depende de las condiciones ambientales y de funcionamiento del módulo de generación de electricidad cuando se activa la respuesta, en particular las limitaciones de funcionamiento próximas a la capacidad máxima a frecuencias bajas de conformidad con el artículo 13, apartados 4 y 5, y las fuentes de energía primaria disponibles, Cuadro 4 Parámetros de respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia en MRPF (explicación de la figura 5) Parámetros Rangos Intervalo de potencia activa en relación con la capacidad máxima 1,5-10 % Insensibilidad de respuesta con la variación de frecuencia 10-30 mHz 0,02-0,06 % Banda muerta de respuesta con la variación de frecuencia 0-500 mHz Estatismo s 1 2-12 % Figura 5 Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de la frecuencia de los módulos de generación de electricidad en MRPF para ilustrar el caso de banda muerta e insensibilidad nulas Pref es la potencia activa de referencia con la que se relaciona ΔΡ. ΔΡ es la variación en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. fn es la frecuencia nominal (50 Hz) de la red y Δf es la desviación de la frecuencia de la red. ii) la banda muerta de respuesta con la variación de frecuencia de la desviación de frecuencia y el estatismo se deberá poder seleccionar repetidamente, iii) en el caso de una variación brusca de frecuencia, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar la respuesta total de la potencia activa con la variación de frecuencia, en o por encima de la línea que se muestra en la figura 6, de conformidad con los parámetros especificados por cada GRT (que deben estar destinados a evitar oscilaciones de potencia activa para el módulo de generación de electricidad), dentro de los rangos indicados en el cuadro 5. La combinación de ajustes de parámetros especificada por el GRT deberá tener en cuenta las posibles limitaciones dependientes de la tecnología, iv) la activación inicial de la respuesta de la potencia activa necesaria con la variación de frecuencia no deberá retrasarse indebidamente. Si el retraso en la activación inicial de la respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia es superior a dos segundos, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá proporcionar pruebas técnicas que demuestren por qué se ha requerido un tiempo más largo. En el caso de los módulos de generación de electricidad sin inercia, el GRT pertinente puede especificar un tiempo inferior a dos segundos. Si el propietario de la instalación de generación de electricidad no puede cumplir este requisito, deberá proporcionar pruebas técnicas que demuestren por qué es necesario un tiempo más largo para la activación inicial de la respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia, Figura 6 Capacidad de respuesta de la potencia activa ante variaciones de frecuencia. Pmax es la capacidad máxima con la que se relaciona ΔΡ. ΔΡ es el cambio en la salida de potencia activa del módulo de generación de electricidad. El módulo de generación de electricidad debe proporcionar una salida de potencia activa ΔΡ hasta el punto ΔΡ1 de acuerdo con los tiempos t1 y t2 , y los valores de ΔΡ1 , t1 y t2 debe especificarlos el GRT pertinente según el cuadro 5. t1 es el retraso inicial. t2 es el tiempo para la activación total. v) el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de activar completamente el suministro de reservas de regulación potencia-frecuencia durante un período de entre 15 y 30 minutos, según especifique el GRT pertinente. Al especificar el período, el GRT deberá tener en cuenta el margen de potencia activa y la fuente de energía primaria del módulo de generación de electricidad, vi) dentro de los límites definidos en el apartado 2, letra d), inciso v), el control de potencia activa no deberá tener un efecto adverso en la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia de los módulos de generación de electricidad, vii) los parámetros especificados por el GRT pertinente de conformidad con los incisos i), ii), iii) y v) deberán notificarse a la autoridad reguladora pertinente. Las modalidades de dicha notificación se especificarán de conformidad con el marco normativo nacional aplicable; Cuadro 5 Parámetros de activación completa de la respuesta en potencia activa ante variaciones de frecuencia resultantes de un cambio brusco de frecuencia (explicación de la figura 6) Parámetros Rangos o valores Intervalo de potencia activa en relación con la capacidad máxima (intervalo de respuesta a la frecuencia) 1,5-10 % En el caso de los módulos de generación de electricidad con inercia, la demora inicial máxima admisible t 1, a menos que se justifique lo contrario de acuerdo con el artículo 15, apartado 2, letra d), inciso iv) 2 segundos En el caso de los módulos de generación de electricidad sin inercia, la demora inicial máxima admisible t 1, a menos que se justifique lo contrario de acuerdo con el artículo 15, apartado 2, letra d), inciso iv) según especifique el GRT pertinente Selección máxima admisible del tiempo de activación total t 2, a menos que el GRT pertinente permita tiempos de activación más largos por motivos de estabilidad del sistema 30 segundos

e) en cuanto al control de potencia-frecuencia, el módulo de generación de electricidad deberá ofrecer funciones que cumplan las especificaciones especificadas por el GRT pertinente, con el objetivo de restablecer la frecuencia a su valor nominal o de mantener los flujos de intercambio de potencia entre las zonas de control en sus valores programados;

f) en cuanto a la desconexión debida a subfrecuencia, las instalaciones de generación de electricidad capaces de actuar como carga, incluidas las instalaciones de generación de electricidad con almacenamiento por bombeo hidráulico, deberán ser capaces de desconectar su carga en caso de subfrecuencia. El requisito mencionado en este apartado no afecta al suministro auxiliar;

g) en cuanto a la monitorización en tiempo real del MRPF: i) para monitorizar el funcionamiento de la respuesta frecuencia-potencia, la interfaz de comunicación deberá estar equipada para transferir en tiempo real y de forma segura desde la instalación de generación de electricidad hasta el centro de control de la red del gestor de red o del GRT pertinentes, a instancias del gestor de red o del GRT pertinentes, al menos las señales siguientes: — señal de estado del MRPF (activado/desactivado), — salida de potencia activa programada, — valor efectivo de la salida de potencia activa, — ajuste efectivo de los parámetros de respuesta de la potencia activa con la variación de frecuencia, — estatismo y banda muerta, ii) el gestor de red y el GRT pertinentes deberán especificar las señales adicionales que deberá proporcionar la instalación de generación de electricidad por los dispositivos de monitorización y registro con el fin de verificar el funcionamiento del suministro de reservas de regulación frecuencia-potencia por parte de los módulos de generación de electricidad participantes.

3. En cuanto a la estabilidad de la tensión, los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán ser capaces de desconectarse automáticamente cuando la tensión en el punto de conexión alcance los niveles especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

Las condiciones y ajustes de desconexión automática real de los módulos de generación de electricidad deberán ser especificados por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente.

4. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con la robustez:

a) en caso de oscilaciones de potencia, los módulos de generación de electricidad deberán mantener la estabilidad en régimen permanente cuando operen en cualquier punto de funcionamiento del diagrama P-Q;

b) sin perjuicio de lo establecido en el artículo 13, apartados 4 y 5, los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de permanecer conectados a la red y de funcionar sin reducción de potencia, siempre que la tensión y la frecuencia permanezcan dentro de los límites especificados de acuerdo con el presente Reglamento;

c) los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de permanecer conectados a la red durante reconexiones automáticas monofásicas o trifásicas en líneas de red mallada, si procede en la red a la que están conectados. Los detalles de dicho requisito estarán sujetos a la coordinación y los acuerdos sobre los esquemas de protección y sus ajustes dispuestos en el artículo 14, apartado 5, letra b).

5. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos en relación con el restablecimiento del servicio:

a) en cuanto a la capacidad de arranque autónomo: i) la capacidad de arranque autónomo no es obligatoria, sin perjuicio de los derechos del Estado miembro de introducir normas obligatorias para garantizar la seguridad del sistema, ii) los propietarios de instalaciones de generación de electricidad deberán, a instancias del GRT pertinente, proporcionar una oferta de suministro de la capacidad de arranque autónomo. El GRT pertinente puede realizar dicha solicitud si considera que la seguridad del sistema está en riesgo debido a una falta de capacidad de arranque autónomo en su zona de control, iii) un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de ponerse en marcha desde su desconexión total sin suministro de energía eléctrica externo dentro de un período especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, iv) un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de sincronizarse dentro de los límites de frecuencia definidos en el artículo 13, apartado 1, letra a) y, cuando sea aplicable, los límites de tensión especificados por el gestor de red pertinente o en el artículo 16, apartado 2, v) un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá ser capaz de regular automáticamente los huecos de tensión provocados por las conexiones de demanda, vi) un módulo de generación de electricidad con capacidad de arranque autónomo deberá: — ser capaz de regular las conexiones de carga en bloques de carga, — ser capaz de operar en MRPFL-O y MRPFL-U, tal como se especifica en el apartado 2, letra c), y en el artículo 13, apartado 2, — controlar la frecuencia en caso de sobrefrecuencia y subfrecuencia dentro del intervalo completo de salida de potencia activa entre el nivel mínimo de regulación y la capacidad máxima, además de en el nivel de consumos propios, — ser capaz de operar en paralelo un número determinado de módulos de generación de electricidad dentro de una isla, y — controlar la tensión automáticamente durante la fase de restablecimiento del servicio;

b) en cuanto a la capacidad de participar en el funcionamiento en isla: i) los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de participar en el funcionamiento en isla si lo requiere el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, y: — los límites de frecuencia del funcionamiento en isla deberán ser los establecidos de conformidad con artículo 13, apartado 1, letra a), — los límites de tensión del funcionamiento en isla deberán ser los establecidos de conformidad con el artículo 15, apartado 3, o con el artículo 16, apartado 2, según corresponda, ii) los módulos de generación de electricidad deberán poder funcionar en MRPF durante el funcionamiento en isla, como se especifica en el apartado 2, letra d). En caso de un excedente de energía, los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de reducir la salida de potencia activa desde un punto de funcionamiento anterior a cualquier nuevo punto de funcionamiento dentro del diagrama de capacidad P-Q. En ese sentido, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de reducir a lo máximo técnicamente posible la salida de potencia activa de manera inherente, pero como mínimo hasta el 55 % de su capacidad máxima, iii) el método para detectar un cambio entre el funcionamiento del sistema interconectado y el funcionamiento en isla deberá ser acordado entre el propietario de la instalación de generación de electricidad y el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente. El método de detección acordado no deberá basarse exclusivamente en las señalizaciones de posición de la aparamenta del gestor de red, iv) los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de operar en MRPFL-O y MRPFL-U durante la operación en isla, tal como se especifica en el apartado 2, letra c), y en el artículo 13, apartado 2;

c) en cuanto a la capacidad de resincronización rápida: i) en caso de desconexión del módulo de generación de electricidad de la red, el módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de resincronizarse rápidamente de acuerdo con la estrategia de protección acordada entre el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente y la instalación de generación de electricidad, ii) el módulo de generación de electricidad con un tiempo de resincronización mínimo superior a 15 minutos después de su desconexión de una fuente de alimentación externa deberá estar diseñado para que cambie a operación sobre consumos propios desde cualquier punto de funcionamiento de su diagrama de capacidad P-Q. En ese caso, la identificación del funcionamiento sobre consumos propios no se deberá basar exclusivamente en las señales de posición de la aparamenta del gestor de red, iii) los módulos de generación de electricidad deberán ser capaces de seguir funcionando tras cambiar a operación sobre consumos propios, independientemente de si existe una conexión auxiliar a la red externa. El tiempo de funcionamiento mínimo deberá ser especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, teniendo en cuenta las características específicas de tecnología del motor primario.

6. Los módulos de generación de electricidad de tipo C deberán cumplir los siguientes requisitos generales de gestión del sistema:

a) en cuanto a la pérdida de estabilidad angular o a la pérdida de control, un módulo de generación de electricidad deberá ser capaz de desconectarse automáticamente de la red para ayudar a mantener la seguridad del sistema o para evitar daños al módulo de generación de electricidad. El propietario de la instalación de generación de electricidad y el gestor de red pertinente, en coordinación con el GRT pertinente, deberán acordar los criterios de detección de pérdida de estabilidad angular o de pérdida de control;

b) en cuanto a la instrumentación: i) las instalaciones de generación de electricidad deberán estar dotadas de equipos que permitan el registro de faltas y la monitorización dinámica del comportamiento del sistema. Esta instalación registrará los siguientes parámetros: — tensión, — potencia activa, — potencia reactiva, y — frecuencia. El gestor de red pertinente tendrá derecho a especificar los parámetros de calidad del suministro que se deberán cumplir a condición de que se notifique con una antelación razonable, ii) los ajustes del equipo de registro de faltas, incluidos los criterios de activación y las tasas de muestreo, deberán ser acordados entre el propietario de la instalación de generación de electricidad y el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, iii) la monitorización dinámica del comportamiento del sistema deberá incluir un equipo de detección de oscilaciones, especificado por el gestor de red pertinente en coordinación con el GRT pertinente, con el fin de detectar oscilaciones de potencia mal amortiguadas, iv) los equipos de monitorización dinámica del comportamiento del sistema y de la calidad del suministro deberán disponer de medios para que el propietario de la instalación de generación de electricidad, el gestor de red y el GRT pertinentes accedan a la información. Los protocolos de comunicación de los datos registrados se deberán acordar entre el propietario de la instalación de generación de electricidad, el gestor de red y el GRT pertinentes;

c) en cuanto a los modelos de simulación: i) a solicitud del gestor de red o del GRT pertinentes, el propietario de la instalación de generación de electricidad deberá presentar modelos de simulación que reflejen adecuadamente el comportamiento del módulo de generación de electricidad en simulaciones en régimen permanente y dinámicas (componente de 50 Hz) o en simulaciones de transitorios electromagnéti