ES Diario Oficial de la Unión Europea L 220/1

REGLAMENTO (UE) 2017/1485 DE LA COMISIÓN

de 2 de agosto de 2017

por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad

(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 18, apartado 3, letra d), y su artículo 18, apartado 5,

Considerando lo siguiente:

(1) Un mercado interior de la energía plenamente interconectado y funcional es crucial 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 objeto de asegurar el buen funcionamiento del mercado interior de la electricidad.

(3) Deben establecerse normas armonizadas sobre la operación del sistema aplicables a los gestores de redes de transporte (GRT), los gestores de redes de distribución (GRD) y los usuarios significativos de la red (USR), a fin de proporcionar un marco jurídico claro para la operación del sistema, facilitar el comercio de electricidad a escala de la Unión, garantizar la seguridad del sistema, velar por la disponibilidad y el intercambio de los datos y la información necesarios entre GRT y entre estos y todas las demás partes interesadas, promover la integración de las fuentes de energía renovables, permitir un uso más eficiente de la red y reforzar la competencia, en beneficio de los consumidores.

(4) Para garantizar la seguridad de la operación del sistema de transporte interconectado, es esencial definir un conjunto de requisitos mínimos comunes para la operación del sistema de la Unión, para la cooperación transfronteriza entre los GRT y para la utilización de las características relevantes de los GRD y los USR conectados.

(5) Todos los GRT deben cumplir los requisitos mínimos comunes aplicables a los procedimientos necesarios para preparar la operación en tiempo real, elaborar modelos de red individuales y presentar modelos de red comunes, facilitar el uso eficiente y coordinado de las medidas correctoras necesarias para la operación en tiempo real al objeto de mantener la seguridad de la operación, la calidad y la estabilidad del sistema de transporte interconectado, y para respaldar el funcionamiento eficiente del mercado interior europeo de la electricidad y facilitar la integración de las fuentes de energía renovables.

(6) Aunque actualmente existen diversas iniciativas voluntarias de cooperación regional en la operación del sistema promovidas por GRT, se requiere una coordinación formal entre los GRT para gestionar la red de transporte de la Unión, a fin de responder a la transformación del mercado de la electricidad de la Unión. Las normas sobre la operación del sistema contempladas en el presente Reglamento requieren un marco institucional que refuerce la coordinación entre los GRT, lo que incluye la participación obligatoria de estos en coordinadores regionales de la seguridad (CRS). Los requisitos comunes para el establecimiento de CRS y de sus tareas previstos en el presente Reglamento constituyen un primer paso hacia la coordinación regional y la integración de la operación del sistema y deben facilitar la consecución de los objetivos del Reglamento (CE) n.o 714/2009 y reforzar la seguridad de suministro de la Unión.

(7) El presente Reglamento debe establecer un marco para la cooperación obligatoria de los GRT mediante la designación de CRS. Los CRS deben formular recomendaciones a los GRT de la región de cálculo de la capacidad respecto a la que hayan sido designados. Los GRT deben decidir a título individual si seguir o no las recomendaciones del CRS. El GRT debe mantener la responsabilidad de preservar la seguridad de la operación de su zona de control.

(8) Se requieren normas sobre formación y certificación operativas para garantizar la cualificación y la correcta formación del personal de los gestores de redes y demás personal de operación, así como la certificación del personal de los gestores de redes necesaria para la gestión segura de la red de transporte en tiempo real en todas las situaciones operativas. Las normas de formación y certificación afianzan y formalizan las mejores prácticas existentes entre los GRT y garantizan la aplicación de unas normas mínimas por todos los GRT de la Unión.

(9) Los requisitos en materia de pruebas operativas y supervisión pretenden asegurar el correcto funcionamiento de los elementos de la red de transporte, la red de distribución y los equipos de los usuarios de la red. Deben planificarse y coordinarse las pruebas operativas para minimizar las perturbaciones de la estabilidad, la operación y la eficiencia económica del sistema interconectado.

(10) En vista de que las indisponibilidades planificadas afectan también a la estabilidad de la red fuera de la zona de control de los GRT, cada GRT debe, en el ámbito de la programación de la operación, supervisar la viabilidad de las indisponibilidades planificadas en cada horizonte temporal y, si es necesario, coordinarlas con los GRT, GRD y USR cuando repercutan en flujos transfronterizos que afecten a la seguridad de la operación de las redes de transporte.

(11) Los procesos operativos y de programación necesarios para prever dificultades de seguridad de la operación en tiempo real y preparar las medidas correctoras pertinentes implican un intercambio de datos oportuno y adecuado. Así pues, tal intercambio no debe verse obstaculizado por barreras entre los diferentes agentes implicados.

(12) Uno de los procesos más críticos para garantizar la seguridad de la operación con un elevado nivel de fiabilidad y calidad es el control frecuencia-potencia («CFP»). Solo es posible un CFP efectivo si se impone a los GRT y a los GRD de conexión de reservas la obligación de cooperar para la gestión de las redes de transporte interconectadas como una única entidad, y a los módulos de generación de electricidad e instalaciones de demanda de los proveedores, la obligación de cumplir los requisitos técnicos mínimos relevantes.

(13) Las disposiciones en materia de CFP y de reservas pretenden establecer requisitos claros, objetivos y armonizados para los GRT, los GRD de conexión de reservas, los módulos de generación de electricidad y las instalaciones de demanda de los proveedores al objeto de garantizar la seguridad de la red y el funcionamiento eficiente del mercado interior de la electricidad, en un entorno de competencia efectiva y no discriminatoria. Las disposiciones en materia de CFP y de reservas deben proporcionar el marco técnico necesario para el desarrollo de mercados de balance transfronterizos.

(14) A fin de garantizar la calidad de la frecuencia común del sistema, es esencial definir un conjunto de requisitos y principios mínimos relativos al CFP y las reservas a escala de la Unión, que sirvan de base tanto para la cooperación transfronteriza entre los GRT como, si procede, para la utilización de características de las redes de generación, de consumo y de distribución conectadas. A tal fin, el presente Reglamento aborda la estructura y las reglas operativas, los criterios y objetivos de calidad, el dimensionamiento de las reservas, el intercambio, el reparto y la distribución de reservas y la supervisión en relación con el CFP.

(15) Las zonas síncronas no se detienen en las fronteras de la Unión y pueden incluir el territorio de terceros países. La Unión, los Estados miembros y los GRT deben tener como objetivo una operación del sistema en condiciones de seguridad dentro de todas las zonas síncronas de la Unión. Deben apoyar a terceros países en la aplicación de normas similares a las contenidas en el presente Reglamento. La REGRT de Electricidad debe facilitar la cooperación entre los GRT de la Unión y los GRT de terceros países en la operación del sistema en condiciones de seguridad.

(16) De conformidad con el artículo 8 del Reglamento (CE) n.o 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (2), la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía («Agencia») debe tomar una decisión si las autoridades reguladoras competentes no consiguen llegar a un acuerdo sobre las condiciones o metodologías comunes.

(17) El presente Reglamento ha sido elaborado en estrecha cooperación con la Agencia, la REGRT de Electricidad y las partes interesadas, con vistas a la adopción transparente y participativa de normas eficaces, equilibradas y proporcionadas. De conformidad con el artículo 18, apartado 3, del Reglamento (CE) n.o 714/2009, la Comisión debe consultar a la Agencia, la REGRT de Electricidad y demás partes interesadas antes de proponer modificaciones del presente Reglamento.

(18) 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:

PARTE I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1

Objeto

A efectos de preservar la seguridad de la operación, la calidad de la frecuencia y el uso eficiente del sistema y los recursos interconectados, el presente Reglamento establece directrices detalladas sobre:

a) los requisitos y principios de la seguridad de la operación;

b) las reglas y responsabilidades para la coordinación y el intercambio de datos entre los GRT, entre los GRT y los GRD, y entre los GRT o los GRD y los USR, en la programación de la operación y próxima al tiempo real;

c) las reglas para la formación y la certificación del personal de los gestores de redes;

d) los requisitos relativos a la coordinación de indisponibilidades;

e) los requisitos para la programación entre las zonas de control de los GRT, y

f) las reglas destinadas al establecimiento de un marco de la Unión para el control frecuencia-potencia y para las reservas.

Artículo 2

Ámbito de aplicación

1. Las reglas y requisitos previstos en el presente Reglamento se aplicarán a los siguientes USR:

a) módulos de generación de electricidad existentes y nuevos que están o estarían clasificados como de tipo B, C y D, de acuerdo con el artículo 5 del Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión (3);

b) instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte, nuevas y existentes;

c) redes de distribución cerradas conectadas a la red de transporte, nuevas y existentes;

d) instalaciones de demanda, redes de distribución cerradas y terceras partes, nuevas y existentes, que proporcionan una respuesta de la demanda directamente al GRT de conformidad con el artículo 27 del Reglamento (UE) 2016/1388 de la Comisión (4);

e) proveedores de redespacho de módulos de generación de electricidad o instalaciones de demanda mediante agregación, y proveedores de reservas de potencia activa de conformidad con la parte IV, título 8, del presente Reglamento, y

f) sistemas de corriente continua de alta tensión («HVDC»), nuevos y existentes, de conformidad con los criterios del artículo 3, apartado 1, del Reglamento (UE) 2016/1447 de la Comisión (5).

2. El presente Reglamento se aplicará a todas las redes de transporte, redes de distribución e interconexiones de la Unión, salvo a las redes de transporte y las redes de distribución, o partes de las mismas, situadas en islas de los Estados miembros cuyas redes no estén conectadas de forma síncrona a las zonas síncronas Europa Continental (CE), Gran Bretaña (GB), Nórdica, Irlanda e Irlanda del Norte (IE/NI) o Báltica.

3. Cuando en un Estado miembro exista más de un GRT, el presente Reglamento se aplicará a todos sus GRT. Cuando un GRT no tenga una función relevante respecto a una o varias de las obligaciones previstas en el presente Reglamento, los Estados miembros podrán, en el marco del régimen normativo nacional, prever que la responsabilidad de un GRT de cumplir una o varias de las obligaciones previstas en el presente Reglamento se asigne a uno o varios GRT específicos.

4. Los GRT de Lituania, Letonia y Estonia, en la medida en que operen en modo síncrono en una zona síncrona en la que no todos los países estén vinculados por la legislación de la Unión, están exentos de la aplicación de las disposiciones del anexo I del presente Reglamento, salvo disposición en contrario de un acuerdo de cooperación con GRT de terceros países que establezca las bases de su cooperación en materia de operación del sistema en condiciones de seguridad con arreglo al artículo 13.

5. Cuando los requisitos previstos en el presente Reglamento deban ser establecidos por un gestor de red relevante que no sea un GRT, los Estados miembros podrán prever que sea el GRT, en lugar del primero, el responsable de establecer los requisitos pertinentes.

Artículo 3

Definiciones

1. A efectos del presente Reglamento, se aplicarán las definiciones del artículo 2 del Reglamento (CE) n.o 714/2009, del artículo 2 del Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión (6), del artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/631, del artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1388, del artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1447, del artículo 2 del Reglamento (UE) 2016/1719 de la Comisión (7), del artículo 2 del Reglamento (UE) n.o 543/2013 de la Comisión (8), sobre la presentación y publicación de datos de los mercados de la electricidad, y del artículo 2 de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (9).

2. Asimismo, serán de aplicación las siguientes definiciones:

1) «seguridad de la operación», la capacidad de la red de transporte para mantener o para recuperar lo antes posible un estado normal, y que se caracteriza por límites de seguridad de la operación;

2) «restricción», situación que requiere la preparación y activación de una medida correctora para respetar los límites de seguridad de la operación;

3) «situación N», situación en la que no hay ningún elemento de la red de transporte indisponible debido a una contingencia;

4) «lista de contingencias», la lista de contingencias que deben simularse para comprobar la conformidad con los límites de seguridad de la operación;

5) «estado normal», situación en la que la red se encuentra dentro de los límites de seguridad de la operación en la situación N y después de producirse una contingencia incluida en la lista de contingencias, teniendo en cuenta el efecto de las medidas correctoras disponibles;

6) «reservas de contención de la frecuencia» o «RCF», las reservas de potencia activa disponibles para contener la frecuencia del sistema después de producirse un desequilibrio;

7) «reservas de recuperación de la frecuencia» o «RRF», las reservas de potencia activa disponibles para devolver la frecuencia del sistema a la frecuencia nominal y, para las zonas síncronas integradas por más de una zona de CFP, para ajustar la potencia al valor programado;

8) «reservas de sustitución» o «RS», las reservas empleadas para restablecer o respaldar el nivel de RRF requerido al objeto de prepararse para desequilibrios adicionales del sistema, incluidas las reservas de generación;

9) «proveedor de reservas», una entidad jurídica con una obligación legal o contractual de proveer de RCF, RRF o RS procedentes de, como mínimo, una unidad proveedora de reservas o un grupo proveedor de reservas;

10) «unidad proveedora de reservas», un módulo de generación de electricidad o una unidad de demanda, o una agregación de módulos de generación de electricidad y/o de unidades de demanda, conectados a un punto de conexión común que cumple los requisitos para proveer de RCF, RRF y RS;

11) «grupo proveedor de reservas», una agregación de módulos de generación de electricidad, unidades de demanda y/o unidades proveedoras de reservas conectados a más de un punto de conexión que cumple los requisitos para proveer de RCF, RRF y RS;

12) «zona de control frecuencia-potencia» o «zona de CFP», una parte de una zona síncrona o una zona síncrona completa, demarcada físicamente por puntos de medición en interconectores con otras zonas de CFP, gestionada por uno o varios GRT que cumplen las obligaciones de control de frecuencia-potencia;

13) «tiempo de recuperación de la frecuencia», el tiempo máximo previsto después de producirse un desequilibrio instantáneo de potencia igual o inferior al incidente de referencia en el que la frecuencia del sistema vuelve a situarse en el rango de recuperación de la frecuencia, en el caso de las zonas síncronas con una sola zona de CFP, y, en el caso de las zonas síncronas con más de una zona de CFP, el tiempo máximo previsto después de producirse un desequilibrio instantáneo de potencia en una zona de CFP en el que se compensa el desequilibrio;

14) «criterio (N-1)», regla según la cual los elementos de la zona de control de un GRT que siguen funcionando después de producirse una contingencia son capaces de acomodar la nueva situación operativa sin vulnerar ningún límite de seguridad de la operación;

15) «situación (N-1)», situación de la red de transporte en la que se ha producido una contingencia incluida en la lista de contingencias;

16) «reserva de potencia activa», las reservas de balance disponibles para mantener la frecuencia;

17) «estado de alerta», estado en el que la red se encuentra dentro de los límites de seguridad de la operación, pero se ha detectado una contingencia incluida en la lista de contingencias y las medidas correctoras disponibles no serían suficientes para mantener el estado normal en caso de que se produzca la contingencia;

18) «bloque de control frecuencia-potencia» o «bloque de CFP», una parte de una zona síncrona o una zona síncrona completa, demarcada físicamente por puntos de medición en interconectores con otros bloques de CFP, gestionada por uno o varios GRT que cumplen las obligaciones de control de frecuencia-potencia;

19) «error de control de zona» o «ECZ», la suma del error de control de potencia («ΔP»), es decir, la diferencia en tiempo real entre el valor efectivo medido de la potencia intercambiada en tiempo real («P») y el programa de control («P0») de una zona de CFP o un bloque de CFP específicos y el error de control de frecuencia («K*Δf»), es decir, el producto del factor K y el desvío de frecuencia de esa zona de CFP o bloque de CFP específicos, donde el error de control de zona equivale a ΔP+K*Δf;

20) «programa de control», una secuencia de valores de consigna para el intercambio neto de potencia de una zona de CFP o un bloque de CFP a través de interconectores de corriente alterna («AC»);

21) «control de la tensión», las medidas de control manuales o automáticas en el nodo de generación, en los nodos terminales de las líneas de AC o los sistemas HVDC, en los transformadores, u otros medios, cuyo objetivo es mantener el nivel de tensión fijado o el valor de consigna de la potencia reactiva;

22) «estado de apagón», estado de la red en el que se interrumpe el funcionamiento de la totalidad o una parte de la red de transporte;

23) «contingencia interna», una contingencia producida dentro de la zona de control del GRT, incluidos los interconectores;

24) «contingencia externa», una contingencia producida fuera de la zona de control del GRT y excluidos los interconectores, con un factor de influencia superior al umbral de influencia de la contingencia;

25) «factor de influencia», el valor numérico utilizado para cuantificar el mayor efecto de la indisponibilidad de un elemento de la red de transporte situado fuera de la zona de control del GRT, excluidos los interconectores, en términos de una variación en los flujos de potencia o tensión a raíz de dicha indisponibilidad, en cualquier elemento de la red de transporte; su valor será mayor cuanto mayor sea el efecto;

26) «umbral de influencia de la contingencia», valor límite numérico respecto al cual se comprueban los factores de influencia; se considera que la aparición de una contingencia situada fuera de la zona de control del GRT con un factor de influencia superior al umbral de influencia de la contingencia tiene un efecto importante sobre la zona de control del GRT, incluidos los interconectores;

27) «análisis de contingencias», una simulación por ordenador de las contingencias de la lista de contingencias;

28) «tiempo crítico de despeje de falta», el tiempo máximo de duración de una falta durante el cual el funcionamiento de la red de transporte se mantiene estable;

29) «falta», todo tipo de cortocircuito (monofásico, bifásico o trifásico, con o sin conexión a tierra), ruptura de un conductor, interrupción de un circuito o intermitencia de una conexión que tiene como resultado la indisponibilidad permanente del elemento de la red de transporte afectado;

30) «elemento de la red de transporte», cualquier componente de la red de transporte;

31) «perturbación», un suceso no planificado que puede dar lugar a que la red de transporte se desvíe del estado normal;

32) «estabilidad dinámica», término común que incluye la estabilidad de ángulo del rotor, la estabilidad de la frecuencia y la estabilidad de la tensión;

33) «evaluación de la estabilidad dinámica», la evaluación de la seguridad de la operación en términos de estabilidad dinámica;

34) «estabilidad de la frecuencia», la capacidad de la red de transporte para mantener la frecuencia estable en la situación N y después de haber sufrido una perturbación;

35) «estabilidad de tensión», la capacidad de una red de transporte para mantener tensiones admisibles en todos los nodos de la red de transporte en la situación N y después de haber sufrido una perturbación;

36) «estado de la red», el estado de funcionamiento de la red de transporte en relación con los límites de seguridad de la operación, que puede ser estado normal, estado de alerta, estado de emergencia, estado de apagón y estado de reposición;

37) «estado de emergencia», el estado de la red en el que se produce una vulneración de uno o varios límites de seguridad de la operación;

38) «estado de reposición», el estado de la red en el que el objetivo de todas las actividades de la red de transporte consiste en restablecer el funcionamiento de la red y mantener la seguridad de la operación después del estado de apagón o del estado de emergencia;

39) «contingencia excepcional», la presencia simultánea de varias contingencias con una causa común;

40) «desvío de frecuencia», la diferencia, positiva o negativa, entre la frecuencia real y la frecuencia nominal de la zona síncrona;

41) «frecuencia del sistema», la frecuencia eléctrica del sistema, que puede medirse en todas las partes de la zona síncrona bajo el supuesto de que existe un valor coherente para el sistema en un intervalo de segundos, con ligeras diferencias entre diferentes ubicaciones de medición;

42) «proceso de recuperación de la frecuencia» o «PRF», un proceso destinado a devolver la frecuencia del sistema a la frecuencia nominal y, en las zonas síncronas integradas por más de una zona de CFP, un proceso destinado a ajustar la potencia al valor programado;

43) «error de control de la recuperación de la frecuencia» o «ECRF», el error de control del PRF, que equivale al ECZ de una zona de CFP o, si esta se corresponde geográficamente con la zona síncrona, al desvío de frecuencia;

44) «programa», un conjunto de valores de referencia que representan la generación, el consumo o el intercambio de electricidad durante un período determinado;

45) «factor K de una zona de CFP o de un bloque de CFP», un valor lo más cercano posible o mayor que la suma del autocontrol de generación, la autorregulación de la carga y la contribución de las reservas para contención de la frecuencia, dividida por el desvío máximo de frecuencia en régimen permanente, expresado en megavatios por hercio («MW/Hz»);

46) «estado local», la calificación de un estado de alerta, de emergencia o de apagón cuando no hay riesgo de que las consecuencias vayan más allá de la zona de control, incluidos los interconectores conectados a dicha zona de control;

47) «desvío máximo de frecuencia en régimen permanente», el desvío máximo de frecuencia previsto tras producirse un desequilibrio igual o inferior al incidente de referencia en el que se ha previsto que se estabilice la frecuencia del sistema;

48) «zona de observabilidad», la red de transporte propia de un GRT y las partes relevantes de las redes de distribución y de las redes de transporte de GRT vecinos, en la que el GRT aplica seguimiento y modelización en tiempo real para mantener la seguridad de la operación en su zona de control, incluidos los interconectores;

49) «GRT vecinos», los GRT directamente conectados a través de, al menos, un interconector de AC o DC;

50) «análisis de la seguridad de la operación», la gama completa de actividades informáticas, manuales y automáticas realizadas para evaluar la seguridad de la operación de la red de transporte y determinar las medidas correctoras necesarias para mantenerla;

51) «indicadores de la seguridad de la operación», indicadores utilizados por los GRT para supervisar la seguridad de la operación desde el punto de vista de los estados de la red y las faltas y perturbaciones que afectan a la misma;

52) «clasificación de la seguridad de la operación», la clasificación utilizada por los GRT para supervisar la seguridad de la operación utilizando los indicadores de la misma;

53) «pruebas operativas», las pruebas realizadas por un GRT o un GRD a efectos de mantenimiento, desarrollo de prácticas de gestión de la red y formación al respecto, así como de adquisición de información sobre el comportamiento de la red de transporte en condiciones anormales, y las pruebas realizadas con fines similares por USR en sus instalaciones;

54) «contingencia ordinaria», contingencia que se produce en una sola rama o inyección;

55) «contingencia fuera de rango», la producción simultánea de varias contingencias sin una causa común, o una pérdida de módulos de generación de electricidad con una pérdida total de capacidad de generación superior al incidente de referencia;

56) «rampas de variación», la variación de la potencia activa de un módulo de generación de electricidad, una instalación de demanda o un sistema HVDC;

57) «reserva de potencia reactiva», la potencia reactiva disponible para mantener la tensión;

58) «incidente de referencia», el desvío máximo de la potencia, positivo o negativo, que se produce instantáneamente entre la generación y la demanda en una zona síncrona, considerado en el dimensionamiento de las RCF;

59) «estabilidad de ángulo del rotor», la capacidad de las máquinas síncronas para mantenerse en sincronía en una situación N y después de haber sufrido una perturbación;

60) «plan de seguridad», plan que contiene una evaluación de riesgos de los activos críticos del GRT en los principales escenarios de amenaza física y virtual, e incluye una evaluación de los efectos potenciales;

61) «límites de estabilidad», los límites admisibles para el funcionamiento de la red de transporte en términos de respeto de los límites de estabilidad de la tensión, estabilidad de ángulo del rotor y estabilidad de la frecuencia;

62) «estado de área extensa», la calificación de un estado de alerta, un estado de emergencia o un estado de apagón cuando existe un riesgo de propagación a las redes de transporte interconectadas;

63) «plan de defensa de la red», las medidas técnicas y organizativas que han de adoptarse para impedir la propagación o el deterioro de una perturbación en la red de transporte, a fin de evitar una perturbación de estado de área extensa y un estado de apagón;

64) «topología», los datos relativos a la conectividad de los distintos elementos de la red de transporte o de la red de distribución en una subestación, incluyendo la configuración eléctrica y la posición de interruptores y aisladores;

65) «sobrecargas transitorias admisibles», las sobrecargas temporales de elementos de la red de transporte que se admiten durante un período limitado y que no provocan daños físicos a esos elementos, siempre que se respeten la duración y los umbrales definidos;

66) «línea de interconexión virtual», una entrada adicional en los controladores de las zonas de CFP implicadas que tiene el mismo efecto que un valor de medición de un interconector físico y permite intercambiar energía eléctrica entre las zonas respectivas;

67) «sistema de transporte flexible en corriente alterna» o «FACTS», equipo para el transporte de energía eléctrica en corriente alterna, destinado a mejorar la controlabilidad y a aumentar la capacidad de transporte de potencia activa;

68) «cobertura», la capacidad de la alimentación de entrada en una zona para satisfacer la carga en dicha zona;

69) «programa exterior agregado neto», un programa que representa la agregación neta de todos los programas exteriores de GRT y los programas de intercambio comercial exterior entre dos zonas de programación o entre una zona de programación y un grupo de otras zonas de programación;

70) «plan de disponibilidad», la combinación de todas las situaciones planificadas de disponibilidad de un activo relevante para un período de tiempo determinado;

71) «situación de disponibilidad», la capacidad de un módulo de generación de electricidad, un elemento de red o una instalación de demanda para proporcionar un servicio durante un período de tiempo determinado, con independencia de que esté o no en funcionamiento;

72) «próximo al tiempo real», el intervalo de tiempo no superior a quince minutos entre el último cierre de las transacciones del mercado intradiario y el tiempo real;

73) «programa de consumo», un programa que representa el consumo de una instalación de demanda o de un grupo de instalaciones de demanda;

74) «entorno de datos de programación de la operación de la REGRT de Electricidad», el conjunto de equipos y programas de aplicación desarrollados para permitir el almacenamiento, el intercambio y la gestión de los datos utilizados en los procesos de programación de la operación entre GRT;

75) «programa de intercambio comercial exterior», un programa que representa el intercambio comercial de electricidad entre participantes del mercado de distintas zonas de programación;

76) «programa exterior de GRT», un programa que representa el intercambio de electricidad entre GRT de distintas zonas de programación;

77) «indisponibilidad forzada», la retirada de servicio no planificada de un activo relevante por un motivo urgente que no está bajo el control operativo del gestor de ese activo relevante;

78) «programa de generación», un programa que representa la generación de electricidad de un módulo de generación de electricidad o de un grupo de módulos de generación de electricidad;

79) «programa de intercambio comercial interior», un programa que representa el intercambio comercial de electricidad dentro de una zona de programación entre distintos participantes del mercado;

80) «activo interno relevante», un activo relevante que forma parte de la zona de control de un GRT o un activo relevante situado en una red de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, que está conectado directa o indirectamente a la zona de control de dicho GRT;

81) «posición neta de AC de zona», la agregación neta de todos los programas exteriores de AC de zona;

82) «región de coordinación de indisponibilidades», una combinación de zonas de control respecto a las cuales los GRT definen procedimientos destinados a supervisar y, en caso necesario, coordinar la situación de disponibilidad de los activos relevantes en todos los horizontes temporales;

83) «instalación de demanda relevante», una instalación de demanda que participa en la coordinación de indisponibilidades y cuya situación de disponibilidad afecta a la seguridad de la operación transfronteriza;

84) «activo relevante», cualquier instalación de demanda relevante, módulo de generación de electricidad relevante o elemento de red relevante que interviene en la coordinación de indisponibilidades;

85) «elemento de red relevante», cualquier elemento de una red de transporte, incluidos los interconectores, o de una red de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, como una línea, un circuito, un transformador, un transformador desfasador o una instalación de compensación de tensión, que participa en la coordinación de indisponibilidades y cuya situación de disponibilidad afecta a la seguridad de la operación transfronteriza;

86) «incompatibilidad en la planificación de indisponibilidades», el estado en el que una combinación de la situación de disponibilidad de uno o varios elementos de red relevantes, módulos de generación de electricidad relevantes y/o instalaciones de demanda relevantes y la mejor estimación de la situación de la red eléctrica prevista vulnera los límites de seguridad de la operación, teniendo en cuenta las medidas correctoras sin costes que están a disposición del GRT;

87) «agente de planificación de indisponibilidades», una entidad encargada de planificar la situación de disponibilidad de un módulo de generación de electricidad relevante, una instalación de demanda relevante o un elemento de red relevante;

88) «módulo de generación de electricidad relevante», un módulo de generación de electricidad que participa en la coordinación de indisponibilidades y cuya situación de disponibilidad afecta a la seguridad de la operación transfronteriza;

89) «coordinador regional de la seguridad» («CRS»), la entidad o entidades propiedad de GRT o bajo su control, situadas en una o varias regiones de cálculo de la capacidad, que desempeñan tareas relacionadas con la coordinación regional de GRT;

90) «agente de programación», la entidad o entidades encargadas de proporcionar programas de los participantes del mercado a los GRT o, cuando proceda, a terceras partes;

91) «zona de programación», una zona dentro de la cual, por necesidades operativas u organizativas, se aplican las obligaciones de los GRT en materia de programación;

92) «horizonte semanal», antelación de una semana respecto a la semana natural de operación;

93) «horizonte anual», antelación de un año respecto al año natural de operación;

94) «GRT afectado», un GRT respecto al cual, para fines de análisis y mantenimiento de la seguridad de la operación, se necesita información sobre el intercambio de reservas, el reparto de reservas, el proceso de compensación de desequilibrios y/o el proceso de activación transfronteriza;

95) «capacidad de reserva», la cantidad de RCF, RRF o RS que debe estar a disposición del GRT;

96) «intercambio de reservas», la posibilidad de que un GRT acceda a la capacidad de reserva conectada a otra zona de CFP, otro bloque de CFP u otra zona síncrona para cumplir sus requisitos en materia de reservas resultantes de su propio proceso de dimensionamiento de las RCF, RRF o RS, siendo esa capacidad de reserva exclusivamente para ese GRT y sin que sea tenida en cuenta por ningún otro GRT para cumplir sus requisitos en materia de reservas resultantes de su propio proceso de dimensionamiento de las reservas;

97) «reparto de reservas», un mecanismo por el cual varios GRT tienen en cuenta la misma capacidad de reserva, ya sea en RCF, RRF o RS, para cumplir sus respectivos requisitos en materia de reservas resultantes de sus procesos de dimensionamiento de las reservas;

98) «tiempo de activación del estado de alerta», el tiempo que tarda en activarse un estado de alerta;

99) «RRF automáticas», las RRF que pueden activarse mediante un dispositivo de control automático;

100) «tiempo de activación de las RRF automáticas», el período transcurrido entre el momento en el que el controlador de la recuperación de la frecuencia establece un valor de consigna nuevo y el inicio de la provisión física de las RRF automáticas;

101) «tiempo de activación completa de las RRF automáticas», el período transcurrido entre el momento en el que el controlador de la recuperación de la frecuencia establece un valor de consigna nuevo y la activación o desactivación correspondiente de las RRF automáticas;

102) «datos del ECRF medio», el conjunto de datos que constituyen el valor medio del ECRF instantáneo registrado en una zona de CFP o en un bloque de CFP dentro de un determinado período de medición;

103) «GRT proveedor de capacidad de control», el GRT que inicia la activación de su capacidad de reserva para un GRT receptor de capacidad de control, en las condiciones previstas en un acuerdo de reparto de reservas;

104) «GRT receptor de capacidad de control», el GRT que calcula la capacidad de reserva teniendo en cuenta la capacidad de reserva accesible a través de un GRT proveedor de capacidad de control, en las condiciones previstas en un acuerdo de reparto de reservas;

105) «proceso de aplicación de criterios», el proceso de cálculo de los parámetros objetivo para la zona síncrona, el bloque de CFP o la zona de CFP sobre la base de los datos obtenidos en el proceso de recopilación y transmisión de datos;

106) «proceso de recopilación y transmisión de datos», el proceso de recopilación del conjunto de datos necesarios para aplicar los criterios de evaluación de la calidad de la frecuencia;

107) «proceso de activación transfronteriza de RRF», un proceso acordado entre los GRT participantes que permite activar las RRF conectadas en una zona de CFP distinta mediante la correspondiente corrección de la entrada de los PRF implicados;

108) «proceso de activación transfronteriza de RS», un proceso acordado entre los GRT que participan en el proceso que permite activar las RS conectadas en una zona de CFP distinta mediante la correspondiente corrección de la entrada del PSR implicado;

109) «incidente de dimensionamiento», el mayor desequilibrio instantáneo de potencia activa, positivo o negativo, previsto en un bloque de CFP;

110) «desvío del tiempo eléctrico», el desfase entre el tiempo síncrono y el tiempo universal coordinado («UTC»);

111) «desvío de frecuencia a efectos de activación completa de las RCF», el valor nominal del desvío de frecuencia en el que se activan completamente las RCF de una zona síncrona;

112) «tiempo de activación completa de las RCF», el período transcurrido entre la aparición del incidente de referencia y la correspondiente activación completa de las RCF;

113) «obligación de RCF», la parte de la cantidad total de RCF que queda bajo la responsabilidad de un GRT;

114) «proceso de contención de la frecuencia» o «PCF», un proceso destinado a estabilizar la frecuencia del sistema mediante la compensación de desequilibrios a través de las reservas adecuadas;

115) «proceso de acoplamiento de frecuencias», un proceso acordado entre todos los GRT de dos zonas síncronas que permite relacionar la activación de RCF mediante una adaptación de los flujos de HVDC entre las zonas síncronas;

116) «parámetro de definición de la calidad de la frecuencia», las principales variables de la frecuencia del sistema que definen los principios de calidad de la frecuencia;

117) «parámetro objetivo de la calidad de la frecuencia», el principal objetivo de frecuencia del sistema sobre la base del cual se evalúa el comportamiento de los procesos de activación de las RCF, las RRF y las RS en estado normal;

118) «criterios de evaluación de la calidad de la frecuencia», un conjunto de cálculos basados en mediciones de la frecuencia del sistema que permite evaluar la calidad de la frecuencia del sistema respecto a los parámetros objetivo de la calidad de la frecuencia;

119) «datos de evaluación de la calidad de la frecuencia», el conjunto de datos que permite calcular los criterios de evaluación de la calidad de la frecuencia;

120) «rango de reposición de la frecuencia», en las zonas síncronas GB e IE/NI, el rango de frecuencias del sistema al que se espera que retorne la frecuencia del sistema, después de producirse un desequilibrio igual o inferior al incidente de referencia, dentro del tiempo de reposición de la frecuencia;

121) «tiempo de reposición de la frecuencia», en las zonas síncronas GB e IE/NI, el tiempo máximo, después de producirse un desequilibrio igual o inferior al incidente de referencia, en el que se espera que la frecuencia del sistema retorne al desvío máximo de frecuencia en régimen permanente;

122) «rango de recuperación de la frecuencia», en las zonas síncronas GB, IE/NI y Nórdica, el rango de frecuencias del sistema al que se espera que retorne la frecuencia del sistema, después de producirse un desequilibrio igual o inferior al incidente de referencia, dentro del tiempo de recuperación de la frecuencia;

123) «parámetros objetivo del ECRF», principales variables objetivo del bloque de CFP sobre la base de las cuales se determinan y evalúan los criterios de dimensionamiento de las RCF, RRF y RS del bloque de CFP, y que se usan para reflejar el comportamiento del bloque de CFP durante el funcionamiento normal;

124) «intercambio de potencia para la recuperación de la frecuencia», la potencia intercambiada entre zonas de CFP dentro del proceso de activación transfronteriza de RRF;

125) «valor de consigna de la frecuencia», el valor objetivo de la frecuencia utilizado en el PRF, definido como la suma de la frecuencia nominal de la red y un valor de compensación necesario para reducir un desvío del tiempo eléctrico;

126) «requisitos de disponibilidad de RRF», un conjunto de requisitos definidos por los GRT de un bloque de CFP respecto a la disponibilidad de RRF;

127) «reglas de dimensionamiento de las RRF», las especificaciones del proceso de dimensionamiento de las RRF de un bloque de CFP;

128) «proceso de compensación de desequilibrios», un proceso acordado entre GRT que permite evitar la activación simultánea de RRF en direcciones opuestas, teniendo en cuenta los respectivos ECRF y las RRF activadas y corrigiendo en consecuencia la entrada de los PRF implicados;

129) «intercambio de potencia para compensación de desequilibrios», la potencia intercambiada entre zonas de CFP dentro del proceso de compensación de desequilibrios;

130) «obligación de RCF iniciales», la cantidad de RCF asignadas a un GRT de conformidad con una regla general de reparto;

131) «datos de frecuencia instantáneos», un conjunto de mediciones de datos de la frecuencia global del sistema en la zona síncrona, con un período de medición igual o inferior a un segundo, utilizado a los efectos de evaluar la calidad de la frecuencia del sistema;

132) «desvío instantáneo de frecuencia», un conjunto de mediciones de datos de los desvíos de la frecuencia global del sistema en la zona síncrona, con un período de medición igual o inferior a un segundo, utilizado a los efectos de evaluar la calidad de la frecuencia del sistema;

133) «datos del ECRF instantáneo», un conjunto de mediciones de datos de la frecuencia del ECRF en un bloque de CFP, con una periodicidad igual o inferior a un segundo, usadas con fines de evaluación de la calidad de la frecuencia del sistema;

134) «rango de ECRF de nivel 1», el primer rango utilizado con fines de evaluación de la calidad de la frecuencia del sistema a nivel de bloques de CFP dentro del que debe mantenerse el ECRF durante un porcentaje específico del tiempo;

135) «rango de ECRF de nivel 2», el segundo rango utilizado con fines de evaluación de la calidad de la frecuencia del sistema a nivel de bloques de CFP dentro del que debe mantenerse el ECRF durante un porcentaje específico del tiempo;

136) «acuerdo operativo de bloque de CFP», un acuerdo multilateral entre todos los GRT de un bloque de CFP, en el caso de los bloques gestionados por más de un GRT, o una metodología operativa de un bloque de CFP que adopta unilateralmente el GRT relevante, en el caso de los bloques gestionados por un único GRT;

137) «intercambio de potencia de sustitución», la potencia intercambiada entre zonas de CFP en el marco del proceso de activación transfronteriza de RS;

138) «desequilibrios de bloque de CFP», la suma del ECRF, la activación de RRF y la activación de RS en el bloque de CFP, por un lado, y el intercambio de potencia de compensación de desequilibrios, el intercambio de potencia para la recuperación de la frecuencia y el intercambio de potencia de sustitución de este bloque de CFP con otros bloques de CFP, por otro;

139) «supervisor de bloque de CFP», un GRT responsable de recopilar los datos de los criterios de evaluación de la calidad de la frecuencia y de aplicarlos en el bloque de CFP;

140) «estructura de control de frecuencia-potencia», la estructura básica que considera todos los aspectos relevantes del control de frecuencia-potencia, especialmente los relacionados con las responsabilidades y obligaciones respectivas y los tipos y finalidades de las reservas de potencia activa;

141) «estructura de responsabilidad de los procesos», la estructura que determina las responsabilidades y obligaciones con respecto a las reservas de potencia activa, basada en la estructura de control de la zona síncrona;

142) «estructura de activación de los procesos», la estructura de clasificación de los procesos relativos a los distintos tipos de reservas de potencia activa en términos de finalidad y activación;

143) «tiempo de activación completa de las RRF manuales», el período transcurrido entre el cambio del valor de consigna y la activación o desactivación correspondiente de las RRF manuales;

144) «desvío instantáneo máximo de frecuencia», el valor absoluto máximo previsto de un desvío instantáneo de frecuencia tras producirse un desequilibrio igual o inferior al incidente de referencia, más allá del cual se activan medidas de emergencia;

145) «zona de supervisión», una parte de una zona síncrona o una zona síncrona completa, demarcada físicamente por puntos de medición en interconectores con otras zonas de supervisión, gestionada por uno o varios GRT que cumplen las obligaciones de una zona de supervisión;

146) «habilitación», el proceso para verificar el cumplimiento, por parte de una unidad proveedora de reservas o un grupo proveedor de reservas, del conjunto de requisitos fijados por el GRT;

147) «período de rampas de variación», un período definido por un punto de partida fijo y un lapso de tiempo durante el cual la entrada y/o generación de potencia activa aumenta o disminuye;

148) «GRT instructor de la activación de reservas», el GRT responsable de dar a la unidad proveedora de reservas o al grupo proveedor de reservas la instrucción de activar RRF y/o RS;

149) «GRD de conexión de reservas», el GRD responsable de la red de distribución a la que está conectada una unidad proveedora de reservas o un grupo proveedor de reservas que provee de reservas a un GRT;

150) «GRT de conexión de reservas», el GRT responsable de la zona de supervisión a la que está conectada una unidad proveedora de reservas o un grupo proveedor de reservas;

151) «GRT receptor de reservas», el GRT que participa en un intercambio con un GRT de conexión de reservas y/o con una unidad proveedora de reservas o un grupo proveedor de reservas conectados a otra zona de CFP o de supervisión;

152) «proceso de sustitución de reservas» o «PSR», un proceso de recuperación de las RRF activadas y, en el caso de las zonas síncronas GB e IE/NI, de recuperación de las RCF activadas;

153) «requisitos de disponibilidad de RS», un conjunto de requisitos definidos por los GRT de un bloque de CFP en relación con la disponibilidad de RS;

154) «reglas de dimensionamiento de las RS», las especificaciones del proceso de dimensionamiento de las RS de un bloque de CFP;

155) «rango de frecuencias estándar», un intervalo simétrico definido en torno a la frecuencia nominal, dentro del cual se supone que debe mantenerse la frecuencia del sistema en una zona síncrona;

156) «desvío de frecuencia estándar», el valor absoluto del desvío de frecuencia que limita el rango de frecuencias estándar;

157) «desvío de frecuencia en régimen permanente», el valor absoluto del desvío de frecuencia tras producirse un desequilibrio, una vez estabilizada la frecuencia del sistema;

158) «supervisor de zona síncrona», un GRT responsable de recopilar los datos relativos a los criterios de evaluación de la calidad de la frecuencia en la zona síncrona y de aplicar dichos criterios;

159) «proceso de control del tiempo», un proceso para controlar el tiempo por el cual se realiza una acción de control del tiempo destinada a anular el desvío del tiempo eléctrico entre el tiempo síncrono y el tiempo UTC.

Artículo 4

Objetivos y aspectos normativos

1. El presente Reglamento tiene por objetivo:

a) determinar requisitos y principios comunes en materia de seguridad de la operación;

b) determinar principios comunes en materia de programación de la operación del sistema interconectado;

c) determinar procesos y estructuras de control comunes respecto al control frecuencia-potencia;

d) asegurar las condiciones de mantenimiento de la seguridad de la operación en toda la Unión;

e) asegurar las condiciones del mantenimiento de un nivel de calidad de la frecuencia en todas las zonas síncronas de la Unión;

f) promover la coordinación de la operación del sistema y de la programación de la operación;

g) garantizar y reforzar la transparencia y fiabilidad de la información sobre la gestión de la red de transporte;

h) contribuir a la eficiencia de la gestión y el desarrollo de la red de transporte de electricidad y del sector eléctrico de la Unión.

2. En la aplicación del presente Reglamento, los Estados miembros, las autoridades 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) velar por que, en la medida de lo posible, los GRT apliquen mecanismos de mercado para garantizar la seguridad y estabilidad del sistema;

e) respetar la responsabilidad asignada al GRT relevante para garantizar la seguridad del sistema, incluidas las disposiciones aplicables de la legislación nacional;

f) consultar a los GRD relevantes y tener en cuenta los posibles impactos en su sistema, y

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

Artículo 5

Condiciones o metodologías de los GRT

1. Los GRT definirán las condiciones o metodologías exigidas por el presente Reglamento y las presentarán, a efectos de su aprobación, a las autoridades reguladoras competentes de conformidad con el artículo 6, apartados 2 y 3, o a la entidad designada por el Estado miembro de conformidad con el artículo 6, apartado 4, dentro de los respectivos plazos previstos en el presente Reglamento.

2. Cuando una propuesta de condiciones o metodologías con arreglo al presente Reglamento deba ser definida y acordada por más de un GRT, los GRT participantes cooperarán estrechamente. Los GRT, con la ayuda de la REGRT de Electricidad, informarán periódicamente a las autoridades reguladoras y a la Agencia sobre los progresos en el desarrollo de tales condiciones o metodologías.

3. Cuando los GRT a quienes competa decidir sobre las propuestas de condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 6, apartado 2, no logren llegar a un acuerdo, decidirán por mayoría cualificada. La mayoría cualificada para la adopción de propuestas de conformidad con el artículo 6, apartado 2, exigirá una mayoría:

a) de GRT que representen al menos el 55 % de los Estados miembros, y

b) de GRT que representen un conjunto de Estados miembros cuya población sea igual o superior al 65 % de la población de la Unión.

4. La minoría de bloqueo para las decisiones de conformidad con el artículo 6, apartado 2, deberá incluir a GRT que representen, por lo menos, cuatro Estados miembros, considerándose de lo contrario alcanzada la mayoría cualificada.

5. En caso de que las regiones de que se trate estén compuestas por más de cinco Estados miembros y los GRT a quienes competa decidir sobre las propuestas de condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 6, apartado 3, no logren llegar a un acuerdo, estos decidirán por mayoría cualificada. La mayoría cualificada para la adopción de propuestas de conformidad con el artículo 6, apartado 3, exigirá una mayoría:

a) de GRT que representen al menos el 72 % de los Estados miembros, y

b) de GRT que representen un conjunto de Estados miembros cuya población sea igual o superior al 65 % de la población de la región de que se trate.

6. La minoría de bloqueo para las decisiones de conformidad con el artículo 6, apartado 3, deberá incluir, por lo menos, al número mínimo de GRT que representen más del 35 % de la población de los Estados miembros participantes, más un número de GRT que represente al menos un Estado miembro afectado adicional, considerándose de lo contrario alcanzada la mayoría cualificada.

7. Los GRT a quienes competa decidir sobre las propuestas de condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 6, apartado 3, respecto a regiones compuestas, como máximo, por cinco Estados miembros tomarán sus decisiones por consenso.

8. En lo que se refiere a las decisiones de los GRT de conformidad con los apartados 3 y 4, se asignará un voto a cada Estado miembro. Si en el territorio de un Estado miembro hubiera más de un GRT, el Estado miembro deberá repartir los derechos de voto entre los GRT.

9. Si los GRT no presentan una propuesta de condiciones o metodologías a las autoridades reguladoras de conformidad con el artículo 6, apartados 2 y 3, o a las entidades designadas por el Estado miembro de conformidad con el artículo 6, apartado 4, dentro de los plazos previstos en el presente Reglamento, deberán proporcionar los correspondientes proyectos de condiciones o metodologías a las autoridades reguladoras competentes y a la Agencia y explicar las razones por las cuales no se ha alcanzado un acuerdo. La Agencia informará a la Comisión y, a petición de esta y en cooperación con las autoridades reguladoras competentes, investigará los motivos del incumplimiento e informará a la Comisión al respecto. La Comisión tomará las medidas adecuadas para posibilitar la adopción de las condiciones o metodologías requeridas en un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de la información de la Agencia.

Artículo 6

Aprobación de las condiciones o metodologías de los GRT

1. Cada autoridad reguladora aprobará las condiciones o metodologías desarrolladas por los GRT con arreglo a los apartados 2 y 3. La entidad designada por el Estado miembro aprobará las condiciones o metodologías desarrolladas por los GRT con arreglo al apartado 4. La entidad designada será la autoridad reguladora, salvo disposición en contrario del Estado miembro.

2. Las propuestas relativas a las siguientes condiciones o metodologías deberán ser aprobadas por todas las autoridades reguladoras de la Unión, pudiendo un Estado miembro formular sus observaciones a la autoridad reguladora pertinente:

a) los requisitos organizativos, funciones y responsabilidades en relación con el intercambio de datos sobre la seguridad de la operación, de conformidad con el artículo 40, apartado 6;

b) la metodología para la elaboración de los modelos de red comunes, de conformidad con el artículo 67, apartado 1, y con el artículo 70;

c) la metodología para coordinar los análisis de la seguridad de la operación, de conformidad con el artículo 75.

3. Las propuestas relativas a las siguientes condiciones o metodologías deberán ser aprobadas por todas las autoridades reguladoras de la región correspondiente, pudiendo un Estado miembro formular sus observaciones a la autoridad reguladora pertinente:

a) la metodología para la definición de la inercia mínima, de conformidad con el artículo 39, apartado 3, letra b), en cada zona síncrona;

b) las disposiciones comunes para la coordinación regional de la seguridad de la operación, de conformidad con el artículo 76, en cada región de cálculo de la capacidad;

c) la metodología, como mínimo por zona síncrona, para evaluar la relevancia de los activos para la coordinación de indisponibilidades, de conformidad con el artículo 84;

d) las metodologías, las condiciones y los valores incluidos en los acuerdos operativos de zona síncrona previstos en el artículo 118, respecto a: i) los parámetros de definición de la calidad de la frecuencia y el parámetro objetivo de la calidad de la frecuencia, de conformidad con el artículo 127, ii) las reglas de dimensionamiento de las RCF, de conformidad con el artículo 153, iii) las propiedades adicionales de las RCF, de conformidad con el artículo 154, apartado 2, iv) en las zonas síncronas GB e IE/NI, las medidas para garantizar la recuperación de los reservorios de energía, de conformidad con el artículo 156, apartado 6, letra b), v) en las zonas síncronas CE y Nórdica, el período mínimo de activación que deben asegurar los proveedores de RCF, de conformidad con el artículo 156, apartado 10, vi) en las zonas síncronas CE y Nórdica, los supuestos y la metodología para el análisis de costes y beneficios, de conformidad con el artículo 156, apartado 11, vii) en las zonas síncronas distintas de la zona CE, y si procede, los límites al intercambio de RCF entre GRT, de conformidad con el artículo 163, apartado 2, viii) en las zonas síncronas GB e IE/NI, la metodología para determinar la provisión mínima de capacidad de reserva en RCF entre zonas síncronas, definida con arreglo al artículo 174, apartado 2, letra b), ix) los límites al volumen del intercambio de RRF entre zonas síncronas, definidos con arreglo al artículo 176, apartado 1, y los límites al volumen del reparto de RRF entre zonas síncronas, definidos con arreglo al artículo 177, apartado 1, x) los límites al volumen del intercambio de RS entre zonas síncronas, definidos con arreglo al artículo 178, apartado 1, y los límites al volumen del reparto de RS entre zonas síncronas, definidos con arreglo al artículo 179, apartado 1;

e) las metodologías y condiciones incluidas en los acuerdos operativos de bloque de CFP previstos en el artículo 119, respecto a: i) las restricciones de rampas de variación para la generación de potencia activa, de conformidad con el artículo 137, apartados 3 y 4, ii) las medidas de coordinación destinadas a reducir el ECRF, de conformidad con el artículo 152, apartado 14, iii) las medidas para reducir el ECRF mediante la solicitud de cambios en la producción o el consumo de potencia activa de los módulos de generación de electricidad y las unidades de demanda, de conformidad con el artículo 152, apartado 16, iv) las reglas de dimensionamiento de las RCF, de conformidad con el artículo 157, apartado 1;

f) las medidas de mitigación, por zona síncrona o por bloque de CFP, de conformidad con el artículo 138;

g) la propuesta común, por zona síncrona, para la determinación de los bloques de CFP, de conformidad con el artículo 141, apartado 2.

4. Salvo disposición en contrario del Estado miembro, las siguientes condiciones o metodologías serán objeto de aprobación individual por la entidad designada por el Estado miembro con arreglo al apartado 1:

a) en las zonas síncronas GB e IE/NI, la propuesta de cada GRT en la que se especifique el nivel de pérdida de demanda en el que la red de transporte se encontrará en estado de apagón;

b) el ámbito del intercambio de datos con GRD y USR, de conformidad con el artículo 40, apartado 5;

c) los requisitos adicionales para los grupos proveedores de RCF, de conformidad con el artículo 154, apartado 3;

d) la exclusión de grupos proveedores de RCF de la provisión de RCF, de conformidad con el artículo 154, apartado 4;

e) en las zonas síncronas CE y Nórdica, la propuesta relativa al período mínimo transitorio de activación que deben asegurar los proveedores de RCF, propuesto por el GRT de conformidad con el artículo 156, apartado 9;

f) los requisitos técnicos de las RRF definidos por el GRT, de conformidad con el artículo 158, apartado 3;

g) la exclusión de grupos proveedores de RRF de la provisión de RRF, de conformidad con el artículo 159, apartado 7;

h) los requisitos técnicos para la conexión de las unidades y grupos proveedores de RS, definidos por el GRT de conformidad con el artículo 161, apartado 3, y

i) el rechazo de grupos proveedores de RS a efectos de la provisión de RS, de conformidad con el artículo 162, apartado 6.

5. Cuando un gestor de red o GRT relevante esté obligado o autorizado, en aplicación del presente Reglamento, a especificar o acordar requisitos no sujetos al apartado 4, los Estados miembros podrán requerir la aprobación previa de tales requisitos por parte de la autoridad reguladora competente.

6. La propuesta de condiciones o metodologías incluirá una propuesta de calendario para su aplicación y una descripción del impacto previsto sobre los objetivos del presente Reglamento. Las propuestas de condiciones o metodologías sujetas a la aprobación de varias autoridades reguladoras, o de todas ellas, se presentarán a la Agencia al mismo tiempo que se presenten a las autoridades reguladoras. A petición de las autoridades reguladoras competentes, la Agencia emitirá un dictamen sobre dichas propuestas de condiciones y metodologías en un plazo de tres meses.

7. Siempre que la aprobación de las condiciones o metodologías requiera una decisión de más de una autoridad reguladora, las autoridades reguladoras competentes se consultarán, colaborarán estrechamente y se coordinarán entre sí para alcanzar un acuerdo. Si la Agencia emite un dictamen, las autoridades reguladoras competentes lo tomarán en consideración. Las autoridades reguladoras tomarán las decisiones relativas a las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con los apartados 2 y 3 en un plazo de seis meses a partir de la recepción de las condiciones o metodologías por la autoridad reguladora o, en su caso, por la última autoridad reguladora afectada.

8. En caso de que las autoridades reguladoras no hayan alcanzado un acuerdo en el plazo previsto en el apartado 7, o por solicitud conjunta de tales autoridades, la Agencia adoptará una decisión sobre las propuestas de condiciones o metodologías presentadas, de conformidad con el artículo 8, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 713/2009, en un plazo de seis meses.

9. Cuando la aprobación de las condiciones o metodologías requiera una decisión de una sola entidad designada, de conformidad con el apartado 4, la entidad designada tomará la decisión en un plazo de seis meses a partir de la recepción de las condiciones o metodologías.

10. Las partes podrán reclamar contra un gestor de red o GRT relevante en relación con las obligaciones o decisiones de dicho gestor de red o GRT relevante previstas en el presente Reglamento y podrán remitir la reclamación a la autoridad reguladora, la cual, en su calidad de organismo competente en materia de resolución de conflictos, emitirá una decisión en los dos meses siguientes a la recepción de la reclamación. Este plazo podrá ampliarse por otros dos meses si la autoridad reguladora solicita información adicional. Ese plazo ampliado también podrá prorrogarse con el consentimiento del reclamante. La decisión de la autoridad reguladora tendrá efecto vinculante, a menos que sea revocada a raíz de un recurso y hasta el momento en que lo sea.

Artículo 7

Modificaciones de las condiciones o metodologías de los GRT

1. En caso de que una o varias autoridades reguladoras requieran una modificación para aprobar las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con el artículo 6, apartados 2 y 3, los GRT relevantes presentarán una propuesta de modificación de las condiciones o metodologías para su aprobación en un plazo de dos meses a partir del requerimiento de las autoridades reguladoras. Las autoridades reguladoras competentes decidirán sobre las condiciones o metodologías modificadas en un plazo de dos meses a partir de su presentación.

2. En caso de que una entidad designada requiera una modificación para aprobar las condiciones o metodologías presentadas de conformidad con el artículo 6, apartado 4, el GRT relevante presentará una propuesta de modificación de las condiciones o metodologías para su aprobación en un plazo de dos meses a partir del requerimiento de la entidad designada. La entidad designada decidirá sobre las condiciones o metodologías modificadas en un plazo de dos meses a partir de su presentación.

3. En caso de que las autoridades reguladoras no hayan alcanzado un acuerdo sobre las condiciones o metodologías de conformidad con el artículo 6, apartados 2 y 3, en el plazo de dos meses, o por solicitud conjunta de dichas autoridades, la Agencia adoptará una decisión relativa a las condiciones o metodologías modificadas, de conformidad con el artículo 8, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 713/2009, en un plazo de seis meses. Si los GRT relevantes no presentan una propuesta de condiciones o metodologías modificadas, se aplicará el procedimiento descrito en el artículo 5, apartado 7.

4. Los GRT responsables de la elaboración de una propuesta de condiciones o metodologías o las autoridades reguladoras o entidades designadas responsables de su adopción, de conformidad con el artículo 6, apartados 2, 3 y 4, podrán proponer modificaciones de dichas condiciones o metodologías. Las propuestas de modificación de condiciones o metodologías se someterán a consulta cuando proceda de conformidad con el procedimiento previsto en el artículo 11 y se aprobarán de conformidad con el procedimiento previsto en los artículos 5 y 6.

Artículo 8

Publicación en internet

1. Los GRT responsables de especificar las condiciones o metodologías de conformidad con el presente Reglamento las publicarán en internet tras su aprobación por parte de las autoridades reguladoras competentes o, si no se exigiera dicha aprobación, tras su especificación, salvo cuando dicha información se considere confidencial de conformidad con el artículo 12.

2. Se publicará también lo siguiente:

a) las mejoras de las herramientas de funcionamiento de la red, de conformidad con el artículo 55, apartado 1, letra e);

b) los parámetros objetivo del ECRF, de conformidad con el artículo 128;

c) las restricciones de rampas de variación a nivel de zonas síncronas, de conformidad con el artículo 137, apartado 1;

d) las restricciones de rampas de variación a nivel de bloques de CFP, de conformidad con el artículo 137, apartado 3;

e) las medidas adoptadas en el estado de alerta debido a una insuficiencia de reservas de potencia activa, de conformidad con el artículo 152, apartado 11, y

f) la solicitud de un GRT de conexión de reservas a un proveedor de RCF para que ponga a disposición información en tiempo real, de conformidad con el artículo 154, apartado 11.

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

Participación de las partes interesadas

La Agencia, en estrecha cooperación con la REGRT de Electricidad, organizará la participación de las partes interesadas en lo relativo a la operación del sistema en condiciones de seguridad y otros aspectos de la aplicación del presente Reglamento. Dicha participación implicará reuniones periódicas con las partes interesadas con vistas a detectar problemas y proponer mejoras respecto a la operación del sistema en condiciones de seguridad.

Artículo 11

Consulta pública

1. Los GRT responsables de presentar propuestas de condiciones o metodologías o sus modificaciones de conformidad con el presente Reglamento consultarán a las partes interesadas, incluidas las autoridades pertinentes de cada Estado miembro, acerca de los proyectos de propuestas de condiciones o metodologías a que se refiere el artículo 6, apartados 2 y 3. El período de la consulta no será inferior a un mes.

2. Las propuestas de condiciones o metodologías presentadas por los GRT a nivel de la Unión se publicarán y se someterán a consulta pública a nivel de la Unión. Las propuestas presentadas por los GRT a nivel regional se someterán a consulta pública como mínimo a nivel regional. Las partes que presenten propuestas a escala bilateral o multilateral llevarán a cabo una consulta pública como mínimo en los Estados miembros afectados.

3. Los GRT responsables de la elaboración de la propuesta de condiciones o metodologías tendrán debidamente en cuenta las opiniones expresadas por las partes interesadas en las consultas antes de someterla a la aprobación de las autoridades reguladoras. La presentación de la propuesta irá siempre acompañada de una justificación sólida de la inclusión o exclusión de las opiniones expresadas en la consulta, que se publicará oportunamente antes o al mismo tiempo que la publicación de la propuesta de condiciones o metodologías.

Artículo 12

Obligaciones de confidencialidad

1. Toda información confidencial recibida, intercambiada o transmitida en virtud del presente Reglamento estará sujeta a las condiciones de secreto profesional contempladas en los apartados 2, 3 y 4.

2. La obligación de secreto profesional se aplicará a todas las personas sujetas a las disposiciones del presente Reglamento.

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

4. Sin perjuicio de los casos sujetos al Derecho nacional o a la legislación de la Unión, las autoridades reguladoras, los organismos o las personas que reciban información confidencial de conformidad con el presente Reglamento podrán utilizarla únicamente a efectos del desempeño de sus funciones con arreglo al presente Reglamento.

Artículo 13

Acuerdos con GRT no sujetos al presente Reglamento

Si una zona síncrona abarca tanto GRT de la Unión como de terceros países, todos los GRT de la Unión de dicha zona síncrona harán todo lo posible por formalizar con los GRT de terceros países no sujetos al presente Reglamento, en el plazo de dieciocho meses tras la entrada en vigor del presente Reglamento, un contrato que establezca las bases de su cooperación en relación con la operación del sistema en condiciones de seguridad e implante mecanismos para el cumplimiento de las obligaciones del presente Reglamento por parte de los GRT de terceros países.

Artículo 14

Supervisión

1. La REGRT de Electricidad supervisará la aplicación del presente Reglamento de conformidad con el artículo 8, apartado 8, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La supervisión abarcará, como mínimo, los siguientes aspectos:

a) los indicadores de la seguridad de la operación, de conformidad con el artículo 15;

b) el control de frecuencia-potencia, de conformidad con el artículo 16;

c) la evaluación de la coordinación regional, de conformidad con el artículo 17;

d) la determinación de divergencias en la aplicación del presente Reglamento a nivel nacional en lo relativo a las condiciones o metodologías mencionadas en el artículo 6, apartado 3;

e) la definición de las mejoras adicionales de las herramientas y los servicios contemplados en el artículo 55, letras a) y b), aparte de las mejoras definidas por los GRT de conformidad con el artículo 55, letra e);

f) la determinación, en el informe anual sobre la escala de clasificación de incidentes de conformidad con el artículo 15, de las mejoras que puedan resultar necesarias para reforzar la seguridad de la operación sostenible y a largo plazo, y

g) la detección de dificultades sobre la cooperación con GRT de terceros países en materia de operación del sistema en condiciones de seguridad.

2. En un plazo de doce meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, la Agencia, en cooperación con la REGRT de Electricidad, elaborará en un plazo de doce meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento una lista de la información relevante que deberá comunicar la REGRT de Electricidad a la Agencia de conformidad con el artículo 8, apartado 9, y con el artículo 9, apartado 1, del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La lista de la información pertinente podrá ser objeto de actualizaciones. La REGRT de Electricidad mantendrá un archivo digital de datos exhaustivo, en un formato estandarizado, que recogerá la información solicitada por la Agencia.

3. Los GRT relevantes deberán enviar a la REGRT de Electricidad la información necesaria para que esta pueda desempeñar las tareas mencionadas en los apartados 1 y 2.

4. Sobre la base de una solicitud de la autoridad reguladora, los GRD facilitarán a los GRT la información contemplada en el apartado 2, a menos que dicha información ya haya sido puesta a disposición de las autoridades reguladoras, los GRT, la Agencia o la REGRT de Electricidad en el desempeño de sus respectivas funciones de supervisión de la aplicación, con el objetivo de evitar la duplicación de información.

Artículo 15

Informe anual sobre los indicadores de la seguridad de la operación

1. A más tardar el 30 de septiembre, la REGRT de Electricidad elaborará un informe anual basado en la escala de clasificación de incidentes adoptada conforme al artículo 8, apartado 3, letra a), del Reglamento (CE) n.o 714/2009. La Agencia podrá emitir su dictamen sobre el formato y el contenido de dicho informe anual, incluido el ámbito geográfico de los incidentes notificados, las interdependencias eléctricas entre las zonas de control de los GRT y cualquier información histórica relevante.

2. Los GRT de cada Estado miembro proporcionarán a la REGRT de Electricidad, a más tardar el 1 de marzo, los datos y la información necesarios para la preparación de los informes anuales sobre la base de la escala de clasificación de incidentes mencionada en el apartado 1. Los datos facilitados por los GRT abarcarán el año anterior.

3. Los informes anuales mencionados en el apartado 1 contendrán, como mínimo, los siguientes indicadores de la seguridad de la operación relevantes para la seguridad de la operación:

a) el número de elementos de la red de transporte desconectados, por año y por GRT;

b) el número de instalaciones de generación de electricidad desconectadas, por año y por GRT;

c) la energía no suministrada debido a la desconexión no programada de las instalaciones de demanda, por año y por GRT;

d) la duración y el número de casos en los que se han producido estados de alerta y de emergencia, por GRT;

e) la duración y el número de sucesos en los que se ha detectado una escasez de reservas, por GRT;

f) la duración y el número de desvíos de tensión que han superado los rangos del anexo II, cuadros 1 y 2, por GRT;

g) el número de minutos fuera del rango de frecuencias estándar y el número de minutos fuera del 50 % del desvío máximo de frecuencia en régimen permanente, por zona síncrona;

h) el número de divisiones de la red o de estados locales de apagón, y

i) el número de apagones que hayan afectado a dos o más GRT.

4. El informe anual a que se refiere el apartado 1 contendrá los siguientes indicadores de la seguridad de la operación relevantes para la programación de la operación:

a) el número de sucesos en los que un incidente incluido en la lista de contingencias ha provocado una degradación del estado de funcionamiento del sistema;

b) el número de sucesos referidos en la letra a) en los que se ha producido una degradación de las condiciones de funcionamiento de la red como resultado de discrepancias inesperadas de las previsiones de carga o generación;

c) el número de sucesos en los que se ha producido una degradación de las condiciones de funcionamiento de la red debido a una contingencia excepcional;

d) el número de sucesos referidos en la letra c) en los que se ha producido una degradación de las condiciones de funcionamiento de la red como resultado de discrepancias inesperadas de las previsiones de carga o generación, y

e) el número de sucesos que han provocado una degradación de las condiciones de funcionamiento de la red debido a la escasez de reservas de potencia activa.

5. Los informes anuales contendrán explicaciones de las razones de los incidentes en las escalas de clasificación de la seguridad de la operación 2 y 3 con arreglo a la escala de clasificación de incidentes adoptada por la REGRT de Electricidad. Estas explicaciones se basarán en una investigación de los incidentes por parte de los GRT cuyo proceso estará establecido en la escala de clasificación de incidentes. Los GRT informarán a las autoridades reguladoras respectivas de la investigación con la debida antelación antes de su inicio. Las autoridades reguladoras y la Agencia podrán participar en la investigación si así lo solicitan.

Artículo 16

Informe anual sobre el control de frecuencia-potencia

1. A más tardar el 30 de septiembre, la REGRT de Electricidad publicará un informe anual sobre el control de frecuencia-potencia basado en la información facilitada por los GRT de conformidad con el apartado 2. El informe anual sobre el control de frecuencia-potencia incluirá la información citada en el apartado 2 respecto a cada Estado miembro.

2. A partir del 14 de septiembre de 2018, los GRT de cada Estado miembro notificarán anualmente a la REGRT de Electricidad, antes del 1 de marzo del año siguiente, la siguiente información:

a) definición de los bloques de CFP, las zonas de CFP y las zonas de supervisión en el Estado miembro;

b) definición de los bloques de CFP que no estén situados en el Estado miembro y que contengan zonas de CFP y zonas de supervisión situadas en el Estado miembro;

c) definición de las zonas síncronas a las que pertenezca el Estado miembro;

d) los datos relativos a los criterios de evaluación de la calidad de la frecuencia respecto a cada zona síncrona y cada bloque de CFP a que se refieren las letras a), b) y c), correspondientes a cada mes de, como mínimo, los dos años naturales anteriores;

e) obligación de RCF y obligación de RCF iniciales de cada GRT que opere dentro del Estado miembro correspondientes a cada mes de, como mínimo, los dos años naturales anteriores, y

f) descripción y fecha de aplicación de medidas de mitigación y requisitos en materia de rampas de variación para mitigar desvíos de frecuencia deterministas que se hayan aplicado en el año natural anterior, de conformidad con los artículos 137 y 138, en que hayan participado GRT del Estado miembro.

3. Los datos facilitados por los GRT abarcarán el año anterior. La información relativa a las zonas síncronas, los bloques de CFP, las zonas de CFP y las zonas de supervisión a que se refieren las letras a), b) y c) se facilitará una vez. Cuando dichas zonas sean objeto de modificación, esa información se facilitará a más tardar el 1 de marzo del año siguiente.

4. Cuando proceda, todos los GRT de una zona síncrona o de un bloque de CFP cooperarán en la recopilación de los datos mencionados en el apartado 2.

Artículo 17

Informe anual sobre la evaluación de la coordinación regional

1. A más tardar el 30 de septiembre, la REGRT de Electricidad publicará un informe anual sobre la evaluación de la coordinación regional basado en los informes anuales sobre la evaluación de la coordinación regional presentados por los coordinadores regionales de la seguridad de conformidad con el apartado 2, evaluará los problemas de interoperabilidad y propondrá cambios destinados a mejorar la eficacia y la eficiencia de la coordinación de la operación del sistema.

2. A más tardar el 1 de marzo, cada coordinador regional de la seguridad elaborará un informe anual y lo presentará a la REGRT de Electricidad, proporcionando la siguiente información respecto a las tareas que desempeñe:

a) el número, la duración media y los motivos de los casos de incumplimiento de sus funciones;

b) las estadísticas relativas a las restricciones, incluyendo su duración, su ubicación y el número de casos, junto con las correspondientes medidas correctoras activadas y, si procede, su coste;

c) el número de casos en los que los GRT se han negado a aplicar las medidas correctoras recomendadas por el coordinador regional de la seguridad, así como los motivos correspondientes;

d) el número de incompatibilidades de indisponibilidades detectadas, de conformidad con el artículo 80, y

e) una descripción de los casos de falta de cobertura regional detectados y de las medidas de mitigación establecidas.

3. Los datos facilitados a la REGRT de Electricidad por los coordinadores regionales de la seguridad abarcarán el año anterior.

PARTE II

SEGURIDAD DE LA OPERACIÓN

TÍTULO 1

REQUISITOS DE SEGURIDAD DE LA OPERACIÓN

CAPÍTULO 1

Estados de la red, medidas correctoras y límites de seguridad de la operación

Artículo 18

Clasificación de los estados de la red

1. Una red de transporte estará en el estado normal cuando se cumplan todas las condiciones siguientes:

a) que los flujos de tensión y potencia se sitúen dentro de los límites de seguridad de la operación definidos conforme al artículo 25;

b) que la frecuencia cumpla los siguientes criterios: i) el desvío de frecuencia del sistema en régimen permanente se sitúa dentro del rango de frecuencias estándar, o ii) el valor absoluto del desvío de frecuencia del sistema en régimen permanente no es superior al desvío máximo en régimen permanente y no se han superado los límites de la frecuencia del sistema establecidos para el estado de alerta;

c) que las reservas de potencia activa y reactiva sean suficientes para soportar las contingencias que figuran en la lista de contingencias definida de conformidad con el artículo 33 sin infringir los límites de seguridad de la operación;

d) que el funcionamiento de la zona de control del GRT de que se trate se mantenga y siga manteniéndose dentro de los límites de seguridad de la operación después de la activación de medidas correctoras tras producirse una contingencia incluida en la lista de contingencias definida de conformidad con el artículo 33.

2. Una red de transporte se encontrará en estado de alerta cuando se cumplan las condiciones siguientes:

a) que los flujos de tensión y potencia se sitúen dentro de los límites de seguridad de la operación definidos conforme al artículo 25, y

b) que la capacidad de reserva del GRT se haya reducido en más del 20 % durante más de 30 minutos y no haya forma de compensar esa reducción en la operación de la red en tiempo real, o

c) que la frecuencia cumpla los siguientes criterios: i) el valor absoluto del desvío de frecuencia del sistema en régimen permanente no debe ser superior al desvío máximo de frecuencia en régimen permanente, y ii) el valor absoluto del desvío de frecuencia del sistema en régimen permanente debe haber superado continuamente el 50 % del desvío máximo de frecuencia en régimen permanente durante un período superior al tiempo de activación del estado de alerta o el rango de frecuencias estándar durante un período superior al tiempo de recuperación de la frecuencia, o

d) que al menos una contingencia incluida en la lista de contingencias definida de conformidad con el artículo 33 dé lugar a una vulneración de los límites de seguridad de la operación del GRT, incluso después de la activación de medidas correctoras.

3. Una red de transporte se encontrará en estado de emergencia cuando se cumpla como mínimo una de las condiciones siguientes:

a) que se haya producido, como mínimo, una vulneración de los límites de seguridad de la operación de un GRT definidos conforme al artículo 25;

b) que la frecuencia no cumpla los criterios relativos al estado normal ni al estado de alerta definidos conforme a los apartados 1 y 2;

c) que se haya activado, como mínimo, una medida del plan de defensa de la red del GRT;

d) que un fallo en el funcionamiento de los medios, herramientas y dispositivos definidos conforme al artículo 24, apartado 1, haya dado lugar a la indisponibilidad de dichos medios, herramientas y dispositivos durante más de 30 minutos.

4. Una red de transporte se encontrará en estado de apagón cuando se cumpla, como mínimo, una de las condiciones siguientes:

a) pérdida de más del 50 % de la demanda en la zona de control del GRT de que se trate;

b) ausencia total de tensión durante al menos tres minutos en la zona de control del GRT de que se trate y, como consecuencia de ello, activación de los planes de reposición.

En las zonas síncronas GB e IE/NI, un GRT podrá elaborar una propuesta que especifique el nivel de pérdida de demanda en el que la red de transporte se encontrará en estado de apagón. Los GRT de las zonas síncronas GB e IE/NI notificarán tales casos a la REGRT de Electricidad.

5. Una red de transporte se encontrará en estado de reposición cuando un GRT que se encuentre en estado de emergencia o de apagón ha empezado a activar medidas de su plan de reposición.

Artículo 19

Supervisión y determinación de los estados de la red por parte de los GRT

1. Cada GRT determinará, en la operación en tiempo real, el estado de su red de transporte.

2. Cada GRT supervisará los siguientes parámetros de la red de transporte en tiempo real en su zona de control, basándose en mediciones telemétricas en tiempo real o en valores calculados a partir de su zona de observabilidad, teniendo en cuenta los datos estructurales y en tiempo real de conformidad con el artículo 42:

a) flujos de potencia activa y reactiva;

b) tensiones de las barras colectoras;

c) error de control de la frecuencia y de recuperación de la frecuencia en su zona de CFP;

d) reservas de potencia activa y reactiva, y

e) generación y carga.

3. Para especificar el estado de la red, cada GRT realizará un análisis de contingencias como mínimo una vez cada 15 minutos, supervisando los parámetros de la red de transporte definidos conforme al apartado 2, en relación con los límites de seguridad de la operación definidos conforme al artículo 25 y con los criterios aplicables a los estados de la red definidos conforme al artículo 18. Cada GRT supervisará también el nivel de reservas disponibles en relación con la capacidad de reserva. Al realizar el análisis de contingencias, el GRT tendrá en cuenta el efecto de las medidas correctoras y las medidas del plan de defensa de la red.

4. Si su red de transporte no se encuentra en estado normal y si su estado cumple los requisitos para ser calificado de estado de área extensa, el GRT:

a) informará a todos los GRT del estado de su red de transporte a través de una herramienta informática para el intercambio de datos en tiempo real a escala paneuropea, y

b) proporcionará a todos los GRT información adicional sobre los elementos de su red de transporte que forman parte de la zona de observabilidad de otros GRT.

Artículo 20

Medidas correctoras en la gestión de la red

1. Cada GRT hará todo lo posible por garantizar que su red de transporte permanezca en estado normal y será responsable de gestionar las vulneraciones de la seguridad de la operación. Para lograr ese objetivo, cada GRT diseñará, preparará y activará medidas correctoras, teniendo en cuenta su disponibilidad, el tiempo y los recursos necesarios para su activación y las condiciones externas a la red de transporte que sean relevantes para cada medida correctora.

2. Las medidas correctoras utilizadas por los GRT para operar la red de conformidad con el apartado 1 y con los artículos 21 a 23 del presente Reglamento serán coherentes con las medidas correctoras consideradas en el cálculo de la capacidad con arreglo al artículo 25 del Reglamento (UE) 2015/1222.

Artículo 21

Principios y criterios aplicables a las medidas correctoras

1. Cada GRT aplicará los siguientes principios al activar y coordinar medidas correctoras de conformidad con el artículo 23:

a) en el caso de las vulneraciones de la seguridad de la operación que no requieran ser gestionadas de forma coordinada, el GRT diseñará, preparará y activará medidas correctoras, sobre la base de las categorías definidas en el artículo 22, para recuperar el estado normal de la red y para evitar la propagación del estado de alerta o de emergencia fuera de su zona de control;

b) en el caso de las vulneraciones de la seguridad de la operación que requieran ser gestionadas de forma coordinada, el GRT diseñará, preparará y activará medidas correctoras en coordinación con otros GRT afectados, siguiendo la metodología para la preparación de medidas correctoras de forma coordinada, con arreglo al artículo 76, apartado 1, letra b), y tomando en consideración la recomendación de un coordinador regional de la seguridad, de conformidad con el artículo 78, apartado 4.

2. Al seleccionar las medidas correctoras adecuadas, el GRT aplicará los siguientes criterios:

a) activación de las medidas correctoras más efectivas y económicamente eficientes;

b) activación de las medidas correctoras lo más próximas posible al tiempo real, teniendo en cuenta el tiempo de activación previsto y la urgencia de la situación de funcionamiento de la red que se intente resolver;

c) consideración de los riesgos de fallos en la aplicación de las medidas correctoras disponibles y el impacto de estas sobre la seguridad de la operación, tales como: i) riesgos de fallos o cortocircuitos causados por modificaciones de la topología, ii) riesgos de indisponibilidades causadas por variaciones de la potencia activa o reactiva en módulos de generación de electricidad o instalaciones de demanda, y iii) riesgos de funcionamiento incorrecto causados por el comportamiento de los equipos;

d) preferencia a las medidas correctoras que pongan a disposición de la asignación de capacidad la mayor capacidad interzonal, respetando todos los límites de seguridad de la operación.

Artículo 22

Categorías de medidas correctoras

1. Cada GRT utilizará las siguientes categorías de medidas correctoras:

a) modificación de la duración de una indisponibilidad planificada o reposición del servicio de elementos de la red de transporte para conseguir la disponibilidad operativa de dichos elementos;

b) influencia activa en los flujos de potencia por medio de: i) cambios de tomas de los transformadores de potencia, ii) cambios de tomas de los transformadores desfasadores, iii) cambios topológicos;

c) control de la tensión y gestión de la potencia reactiva por medio de: i) cambios de tomas de los transformadores de potencia, ii) conmutación de los condensadores y reactancias, iii) conmutación de los dispositivos electrónicos utilizados para la gestión de la tensión y la potencia reactiva, iv) instrucción a los GRD y USR conectados a la red de transporte de que bloqueen el control automático de la tensión y la potencia reactiva de los transformadores o de que activen en sus instalaciones las medidas correctoras contempladas en los incisos i) a iii) si el deterioro de la tensión pone en peligro la seguridad de la operación o amenaza con provocar un colapso de tensión en una red de transporte, v) solicitud de variación de la salida de potencia reactiva o del valor de consigna de la tensión de los módulos de generación síncrona de electricidad conectados a la red de transporte, vi) solicitud de cambio de la salida de potencia reactiva de los convertidores de los módulos de generación no síncrona de electricidad conectados a la red de transporte;

d) nuevo cálculo de las capacidades interzonales en los horizontes diario e intradiario, de conformidad con el Reglamento (UE) 2015/1222;

e) redespacho de los usuarios conectados a la red de transporte o a la red de distribución dentro de la zona de control del GRT, entre dos o más GRT;

f) intercambio compensatorio entre dos o más zonas de oferta;

g) ajuste de los flujos de potencia activa a través de sistemas HVDC;

h) activación de procedimientos de gestión de los desvíos de frecuencia;

i) reducción, en virtud del artículo 16, apartado 2, del Reglamento (CE) n.o 714/2009, de la capacidad interzonal ya asignada en una situación de emergencia, cuando el uso de dicha capacidad ponga en peligro la seguridad de la operación, todos los GRT de un interconector determinado se comprometan a realizar dicho ajuste y no sean posibles el redespacho ni el intercambio compensatorio, y

j) si procede, inclusión del deslastre de carga de control manual en estado normal o de alerta.

2. Cuando proceda, y si el mantenimiento de la seguridad de la operación lo justifica, cada GRT podrá preparar y activar medidas correctoras adicionales. El GRT comunicará y justificará estos casos a la autoridad reguladora pertinente y, cuando proceda, al Estado miembro, por lo menos una vez al año, después de la activación de las medidas correctoras adicionales. También se publicarán los informes y las justificaciones relevantes. La Comisión Europea o la Agencia podrán exigir a la autoridad reguladora pertinente que proporcione información adicional relativa a la activación de medidas correctoras adicionales cuando estas afecten a una red de transporte vecina.

Artículo 23

Preparación, activación y coordinación de medidas correctoras

1. Cada GRT preparará y activará medidas correctoras de conformidad con los criterios establecidos en el artículo 21, apartado 2, al objeto de prevenir el deterioro del estado de la red, sobre la base de los siguientes elementos:

a) supervisión y determinación de estados de la red, de conformidad con el artículo 19;

b) análisis de contingencias en la operación en tiempo real, de conformidad con el artículo 34, y

c) análisis de contingencias en la programación de la operación, de conformidad con el artículo 72.

2. Al preparar y activar una medida correctora, incluidos el redespacho o el intercambio compensatorio en virtud de los artículos 25 y 35 del Reglamento (UE) 2015/1222, o un procedimiento de un plan de defensa de la red de un GRT que afecten a otros GRT, el GRT de que se trate evaluará, en coordinación con los GRT afectados, el impacto de dicha medida correctora o acción dentro y fuera de su zona de control, de conformidad con el artículo 75, apartado 1, con el artículo 76, apartado 1, letra b), y con el artículo 78, apartados 1, 2 y 4, y proporcionará a los GRT afectados información sobre dicho impacto.

3. Al preparar y activar medidas correctoras que tengan un impacto sobre los USR y GRD conectados a la red de transporte, y si la red de transporte se encuentra en estado normal o de alerta, cada GRT evaluará el impacto de dichas medidas correctoras en coordinación con los USR y los GRD afectados, y elegirá las que contribuyan a mantener el estado normal y el funcionamiento seguro de todas las partes implicadas. Cada USR y cada GRD afectados proporcionarán al GRT toda la información necesaria para esa coordinación.

4. Al preparar y activar medidas correctoras, y si la red de transporte no se encuentra en estado normal o de alerta, cada GRT coordinará en la medida de lo posible dichas medidas correctoras con los USR y los GRD afectados conectados a la red de transporte para mantener la seguridad de la operación y la integridad de la red de transporte.

Si un GRT activa una medida correctora, cada USR y cada GRD conectado a la red de transporte afectado ejecutarán las instrucciones dadas por el GRT.

5. Si las restricciones solo tienen consecuencias en el estado local dentro de la zona de control del GRT y no es necesario gestionar la vulneración de la seguridad de la operación de modo coordinado, el GRT responsable de su gestión podrá decidir no activar medidas correctoras con costes para mitigarlas.

Artículo 24

Disponibilidad de medios, herramientas y dispositivos de los GRT

1. Cada GRT velará por la disponibilidad, fiabilidad y redundancia de los siguientes elementos:

a) dispositivos para supervisar el estado de la red de transporte, incluidas las aplicaciones de estimación de estado y los dispositivos de CFP;

b) medios para controlar la conmutación de interruptores, interruptores acopladores, cambiadores de tomas de transformadores y otros equipos que sirven para controlar los elementos de la red de transporte;

c) medios para establecer comunicación con las salas de control de otros GRT y CRS;

d) herramientas para realizar análisis de la seguridad de la operación, y

e) herramientas y medios de comunicación que los GRT necesiten para facilitar operaciones de balance transfronterizo.

2. En caso de que los medios, herramientas y dispositivos del GRT a que se refiere el apartado 1 afecten a GRD o USR conectados a la red de transporte implicados en la provisión de servicios de balance o servicios auxiliares, en la defensa o reposición de la red, o en la transmisión de datos operativos en tiempo real con arreglo los artículos 44, 47, 50, 51 y 52, el GRT relevante y dichos GRD y USR cooperarán y se coordinarán para especificar y garantizar la disponibilidad, la fiabilidad y la redundancia de dichos medios, herramientas y dispositivos.

3. En un plazo de dieciocho meses a partir de la entrada en vigor del presente Reglamento, cada GRT adoptará un plan de continuidad de actividades en el que se detallen sus respuestas ante una pérdida de medios, herramientas y dispositivos críticos y que contenga disposiciones para su mantenimiento, sustitución y desarrollo. Cada GRT revisará su plan de continuidad de actividades como mínimo una vez al año y lo actualizará, cuando proceda y, en cualquier caso, después de toda modificación significativa de los medios, herramientas y dispositivos críticos o de las condiciones pertinentes de gestión de la red. Los GRT compartirán las partes del plan de continuidad de actividades que afecten a los GRD y USR con los GRD y USR afectados.

Artículo 25

Límites de seguridad de la operación

1. Cada GRT establecerá los límites de seguridad de la operación para cada elemento de su red de transporte, teniendo en cuenta, como mínimo, las siguientes características físicas:

a) los límites de tensión exigidos, de conformidad con el artículo 27;

b) los límites de corriente de cortocircuito, de conformidad con el artículo 30, y

c) los límites de corriente en términos de capacidad térmica, incluidas las sobrecargas transitorias admisibles.

2. Al definir los límites de seguridad de la operación, el GRT tendrá en cuenta las capacidades de los USR para prevenir que los rangos de tensión y los límites de frecuencia en los estados normal y de alerta provoquen su desconexión.

3. En caso de que se produzcan modificaciones en uno de los elementos de su red de transporte, el GRT validará los límites de seguridad de la operación y, cuando resulte necesario, los actualizará.

4. Respecto a cada interconector, el GRT acordará con el GRT vecino límites comunes de seguridad de la operación, de conformidad con el apartado 1.

Artículo 26

Plan de seguridad para la protección de la infraestructura crítica

1. Cada GRT especificará, teniendo en cuenta el artículo 5 de la Directiva 2008/114/CE del Consejo (10), un plan de seguridad confidencial que incluya una evaluación de riesgos de los activos de los que sea propietario o gestor y que abarque los principales escenarios