Cuando se incorpore una nueva instalación de enlace, o se modifique la ya existente, para proceder a su energización se deberá disponer previamente de Notificación Operacional de Energización (EON) -de dicha instalación de enlace.

En el caso de generación conectada a la red de transporte, adicionalmente a la EON de la instalación de enlace, puede ser necesaria la obtención de la EON de las instalaciones de conexión, la cual permite la energización de las instalaciones de conexión y de los servicios auxiliares de producción asociados a la instalación de generación.

Son necesarios cuatro informes que se obtienen de manera secuencial:

• Notificación Operacional de Energización (EON) de las instalaciones de conexión, que permite la energización de las instalaciones de conexión y servicios auxiliares de producción asociados a la instalación de generación.
• Notificación Operacional Provisional (ION), que permite la solicitud de inscripción previa en RAIPEE.
• Aprobación de puesta en servicio para pruebas preoperacionales de funcionamiento (APESp), que permite iniciar el vertido de energía a la red (previa coordinación con el Centro de Control de RE). Asimismo, este informe puede incluir la energización tanto de la instalación de generación como de las instalaciones de conexión asociadas, en caso de que no se haya obtenido previamente la EON correspondiente.
• Notificación Operacional Definitiva (FON) que permite la solicitud de inscripción definitiva en RAIPEE.

Adicionalmente a las Notificaciones Operacionales descritas en el apartado anterior, que deberán solicitar al GRdD, son necesarios dos informes que deberán tramitar previamente con el OS:

• Informe Previo a la Notificación Operacional Provisional (Informe previo ION), confirma el cumplimiento de los requisitos competencia del operador del sistema, requerido por parte del GRdD para la emisión de la ION.
• Aprobación de puesta en servicio para pruebas preoperacionales de funcionamiento (APESp), que permite iniciar el vertido de energía a la red (previa coordinación con el Centro de Control de RE).
• Informe Previo a la Notificación Operacional Definitiva (Informe Previo FON), confirma el cumplimiento de los requisitos competencia del operador del sistema, requerido por parte del GRdD para la emisión de la FON.

Es el informe emitido por el operador del sistema y gestor de la red de transporte en el que se acredita la adecuada cumplimentación de los requisitos necesarios para:

• La energización de la instalación de enlace (ya sea asociada a instalaciones de generación, demanda o apoyo a la red de distribución).
• La energización de las instalaciones de conexión y de los servicios auxiliares de producción a las cuales conectan las instalaciones de generación.

En caso de instalaciones de enlace o de conexión asociadas a instalaciones de generación, la debe solicitar el representante de los promotores para la gestión de las instalaciones comunes de evacuación (Responsable de Operación y Mantenimiento -ROyM-) o la sociedad que haya sido designada como responsable para la gestión de las Notificaciones Operacionales por el conjunto de promotores con conexión prevista a las instalaciones de enlace/conexión.

En este último caso, deberán aportar un documento justificativo de dicha representación, según el modelo disponible aquí.

En caso de que las instalaciones de conexión sean de uso particular de un único promotor, la solicitud de EON podrá realizarla el titular de la instalación de generación.

En caso de instalaciones de enlace asociadas a consumidores o distribuidores, la debe solicitar el titular de la instalación.

Para instalaciones conectadas a la red de distribución no es necesario gestionar la EON con el operador del sistema y gestor de la red de transporte, sino con el gestor de la red de distribución que corresponda.

Se debe solicitar en una fecha próxima a la finalización de la construcción de la instalación enlace y cuando, desde el punto de vista técnico, administrativo y de seguridad, sea posible la energización de la misma.

Se puede gestionar en paralelo con la solicitud de ION de la instalación de generación correspondiente. Siendo requisito indispensable para la emisión de la APESp la obtención de la EON.

Se debe solicitar una EON siempre que se vaya a energizar una instalación de enlace o se modifique una instalación de enlace ya existente (a través de una entrada-salida, por ejemplo). Adicionalmente, en caso de energización de instalaciones de generación o de instalaciones de conexión asociadas a instalaciones de generación, será necesario solicitar EON, así como para el caso de energización de instalaciones de conexión asociadas a instalaciones de generación.

Son requisitos que aseguran la energización en condiciones de seguridad para el sistema, y permiten la coordinación entre el gestor de la red y el titular de la instalación.

Pueden consultar el detalle de los requisitos que se deben cumplimentar para la emisión de esta Notificación Operacional en la Guía Descriptiva del procedimiento PES, disponible aquí.

La ION aplica a instalaciones conectadas a la RdT, y se corresponde con el informe que acredita el cumplimiento de los requisitos establecidos en el artículo 39 del Real Decreto 413/2014 para la posterior obtención de la inscripción previa en los registros administrativos de instalaciones de producción de energía eléctrica correspondientes.

En el caso de instalaciones con conexión a la RdD, la ION la emite el gestor de la red de distribución, siendo necesario la emisión del informe previo a la ION por parte de REE.

La solicitud la debe realizar el titular de la instalación de generación.

Es obligatoria la tramitación con RE de la ION para todas las instalaciones de generación conectadas a la red de transporte.

Es obligatoria la tramitación con RE del Informe Previo a ION para las instalaciones conectadas a la red de distribución con una potencia instalada mayor a 1 MW (o menor a 1 MW pero que formen parte de una agrupación mayor a 1 MW según la definición de agrupación del artículo 7 del Real Decreto 413/2014) en Península. En los TNP dicho umbral es de 0,5 MW. Posteriormente, deberán tramitar la ION con el gestor de la red de distribución.

La ION/Informe Previo a ION debe solicitarse a través del Portal de Servicios a Clientes, con carácter previo a la solicitud de inscripción previa en el RAIPEE a la administración competente, con una antelación mínima de dos meses.

Se debe solicitar a través del Portal de Servicios a Clientes, en el módulo de Puesta en Servicio, realizando una solicitud PESGT (para MGE conectados a la RdT) o PESGD (para instalaciones conectadas a RdD).

Pueden consultar el detalle de los requisitos que se deben cumplimentar para la emisión de esta Notificación Operacional en la Guía Descriptiva del procedimiento PES, disponible aquí.

Debes consultar en el Portal de Servicios a Clientes, en el módulo de Puesta en servicio, las pestañas “Tramitación” y “Punto frontera” de tu solicitud. Si está todo validado y se ha generado el CIL, en breves emitiremos la notificación operacional provisional.

De acuerdo con el artículo 9 del Real Decreto 647/2020, se modifica el plazo de vigencia indicado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio: “El plazo máximo durante el cual un módulo de generación de electricidad podrá operar en virtud de una notificación operacional provisional será de veinticuatro meses”.

En aquellos casos en los que se plantea la construcción y energización de un MGE en fases muy espaciadas en el tiempo, cuando por ejemplo se prevea que puedan transcurrir más de 24 meses entre la inscripción previa y la inscripción definitiva en RAIPEE, la normativa permite la tramitación de Notificaciones Operacionales para cada fase.

En este caso, se requerirán las notificaciones operacionales ION, FON o Informes Previos a ION/FON para cada una de las fases del MGE que se van a energizar, las cuales reflejarán la potencia instalada asociada a cada fase, y la capacidad máxima proporcional a dicho valor.  Es decir, dicha capacidad máxima debe estar en la misma proporción que la potencia instalada de la fase que se pone en servicio, frente a la potencia instalada total del MGE.

El cumplimiento de los requisitos establecidos en el Reglamento UE 2016/631, la Orden TED 749/2020, el RD 647/2020 y en el P.O. SENP 12.2 (según corresponda) tendrá carácter acumulativo, debiendo certificarse por el total de la potencia instalada del MGE para la obtención de la FON de la última fase.

En la siguiente imagen describe la tramitación en 2 fases (ION y FON parciales) de un MGE de 100 MW.

Image

Es la aprobación para la puesta en servicio en pruebas de las instalaciones de generación y permite el vertido de energía a la red para pruebas de control de producción.

Se debe solicitar tras la toma de constancia de la inscripción previa de la instalación en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio (PRETOR).

Pueden consultar el detalle de los requisitos que se deben cumplimentar para la emisión de la APESp en la Guía Descriptiva del procedimiento PES, disponible aquí.

Dentro del proceso de puesta en servicio, pueden darse casos en los que la energización completa del MGE no sea posible. En estos casos, la normativa permite la emisión de APESp parciales que reflejarán la potencia instalada asociada a cada fase, y la capacidad máxima proporcional a dicho valor.

Cada APESp se emitirá tras la publicación en PRETOR de la fase a energizar, lo que requerirá un certificado CIL por la potencia de dicha fase, así como la autorización de explotación correspondiente.

Las siguientes imágenes representan la tramitación de notificaciones operacionales para un MGE de 100 MW:

a)PES completa (ION y FON por 100 MW) y “N” APESp parciales 

Image

b)PES no completa (“X” IONes y “X” FONes parciales), pudiendo tramitar en cada una de ellas “N” APESp 

Image

Es el informe definitivo del operador del sistema que certifica que se han satisfecho todos los requisitos de información, técnicos y operativos cuya valoración es competencia del operador del sistema, incluyendo aquellos que no pudieron ser acreditados en fases previas de la puesta en servicio conforme al artículo 40 del Real Decreto 413/2014. Supone la puesta en servicio en operación comercial de la instalación de gene-ración desde el punto de vista del operador del sistema.

En el caso de instalaciones con conexión a la RdD, la FON la emite el gestor de la red de distribución, siendo necesario la emisión del informe previo a FON por parte de RE.

En cualquier caso, supone la puesta en servicio en operación comercial de la instalación de generación desde el punto de vista del operador del sistema.

La FON es obligatoria siempre para MGE conectados a la RdT.

Para MGE conectados a la RdD, se requerirá el Informe Previo a FON cuando la potencia instalada sea superior a 5 MW en SEPE (0,5 MW en TNP), o inferior o igual a 5 MW en SEPE (0,5 MW en TNP) si forman parte de una agrupación del mismo subgrupo del artículo 2 del Real Decreto 413/2014 cuya suma total de potencias instaladas sea mayor de 5 MW.

Para el resto de los casos:

• Únicamente se requerirá el Informe Previo a FON cuando, a la obtención del informe previo a ION, haya quedado algún aspecto de la información requerida según el P.O.9 pendiente de cumplimentar. Por este motivo, para las instalaciones descritas en el párrafo anterior, siempre que sea posible, se recomienda aportar la información estructural completa al inicio de la tramitación (informe previo a ION), para agilizar la tramitación y finalizar la puesta en servicio desde el punto de vista del OS con la emisión de la APESp
• En caso contrario, la puesta en marcha definitiva o en fase de operación comercial de la instalación se entenderá desde la obtención de la APESp, tras la inscripción definitiva en RAIPEE

En la propia solicitud de puesta en servicio, PESGT o PESGD, una vez obtenida la APESp, podrán remitir la información estructural pendiente de cumplimentar para obtener la FON o informe previo a FON, así como el resto de requisitos que sean de aplicación, según el caso.

Pueden consultar el detalle de los requisitos que se deben cumplimentar para la emisión de esta Notificación Operacional en la Guía Descriptiva del procedimiento PES, disponible aquí.

Si, la ION emitida por el operador del sistema y gestor de la red de transporte o, en su caso, por el gestor de la red de distribución, acredita que la instalación ha cumplimentado los requisitos de información técnicos y operativos establecidos en el artículo 39 del Real Decreto 413/2014 para la obtención de la inscripción previa en el RAIPEE de la instalación de generación.

Adicionalmente deben presentar el certificado CIL de la instalación. Por este motivo, RE emite de manera simultánea el certificado CIL y el ION o Informe previo a ION.

Verificando que el registro de la instalación se ha publicado en la sede electrónica del Ministerio: PRETOR.

No. Es imprescindible que se publique la instalación en el RAIPEE del Ministerio.

Debe enviar información relativa a modelos dinámicos todo propietario de un módulo de generación de electricidad que cumpla al menos una de las siguientes condiciones:

• La potencia instalada del módulo de generación de electricidad es superior a 10MW
• El módulo de generación de electricidad se conecta directamente a la red de transporte

El envío de los modelos dinámicos e informes de validación correspondientes se deberá realizar en cuanto se disponga de ellos y será requisito imprescindible para obtener la Notificación Operacional Definitiva (FON).

Durante el periodo transitorio definido en la disposición transitoria primera del RD 647/2020, de 7 de julio, los gestores de la red podrán expedir notificaciones limitadas (LON) para las cuales NO será necesario el disponer del modelo dinámico e informe de validación, que podrá entregarse con poste-rioridad en coherencia con el plazo establecido en dicha disposición.

Según se indica en la Orden TED/724/2022, de 27 de julio, por la que se amplía el plazo durante el cual los gestores de las redes de transporte y distribución de energía eléctrica podrán expedir notifi-caciones operacionales limitadas de acuerdo con lo previsto en la disposición transitoria primera del Real Decreto 647/2020, de 7 de julio la LON antes referida quedará sin efecto el 2 de febrero de 2024, y por tanto para esa fecha será necesario disponer de una FON para la cual sí que es imprescindible haber aportado los modelos dinámicos e informes de validación correspondientes.

El propietario del módulo de generación de electricidad tendrá que enviar:

• Formulario T243
• Modelo dinámico
• Informe de validación del modelo dinámico

El modelo debe ser compatible con la herramienta de simulación Power System Simulator for Engineering (PSS/E) utilizada por el operador del sistema, y cumplir con una de las dos condiciones siguientes:

• Estar incluido en la lista de modelos admitidos
• Cumplir con los requisitos establecidos para cada tipo de generador
  • Requisitos de los modelos de instalaciones de producción basadas en generadores síncronos directamente conectados a la red.
  • Requisitos de los modelos de instalaciones eólicas, fotovoltaicas, de almacenamiento y todas aquellas que no utilicen generadores síncronos directamente conectados a la red.
  • Requisitos de los modelos de FACTS.
  • Requisitos de los modelos de cargas.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar el comportamiento dinámico de la instalación, conforme a las condiciones de aceptación y validación expuestas en el siguiente documento.

El requerimiento de envío de modelos dinámicos viene establecido en el P.O. 9 Información intercambiada por el operador del sistema. Los modelos dinámicos de las instalaciones constituyen la materia prima para construir el modelo dinámico del sistema eléctrico que permite al operador del sistema realizar los estudios de seguridad, en particular estudios de estabilidad transitoria, para asegurar la es-tabilidad y correcto funcionamiento del sistema eléctrico.

El informe de validación es un documento que muestra la idoneidad del modelo para representar el comportamiento dinámico de la instalación. El informe de validación debe incluir la comparación gráfica de la evolución de las principales variables eléctricas obtenida de la respuesta a ensayos reales (en campo o en banco) con sus correspondientes simulaciones en el dominio del tiempo. El documento entregado como informe de validación debe cumplir con los requisitos exigidos en el documento: Condiciones de validación y aceptación de los modelos

Para conseguir la información relativa a modelos dinámicos solicitada, hay dos opciones:

• A través de los fabricantes de los módulos de generación de electricidad: el fabricante podrá entregar una Referencia de validación, previamente otorgada por REE, al propietario del módulo de generación de electricidad. El propietario del módulo de generación de electricidad enviará a REE dicha Referencia para dar cumplimiento a la validación del modelo dinámico, no siendo en este caso necesario aportar por parte del propietario de la instalación ni modelo ni informe de validación, al estar ya éste en posesión por parte del Operador del Sistema, a partir de la información facilitada directamente por los fabricantes.
• A través de un tercero: universidades, consultoras, empresas técnicas… En este caso concreto, este tercero será quien suministre al propietario del módulo de generación de electricidad el modelo y el informe de validación. El propietario será quién envíe esta documentación (modelo e informe de validación) al Operador del Sistema.

Es una normativa aprobada por la Unión Europea, de obligado cumplimiento a todos los estados miembros, por la que se establece un código de red que define los requisitos para la conexión a la red de las instalaciones de generación de electricidad (MGE), principalmente los módulos de generación de electricidad síncronos (MGES), los módulos de parque eléctrico (MPE) y los módulos de parque eléctrico en alta mar, al sistema interconectado. Contribuye, por consiguiente, a asegurar unas condiciones justas de competencia en el mercado interior de la electricidad, a garantizar la seguridad del sistema y la integración de las fuentes de energía renovables, así como a facilitar el comercio de electricidad en la Unión Europea. Adicionalmente, también define las obligaciones para garantizar que los gestores de redes hagan un uso adecuado de las capacidades de las instalaciones de generación de electricidad de forma transparente y no discriminatoria, con el fin de proporcionar condiciones equitativas en toda la Unión Europea.

Porque un funcionamiento seguro del sistema solo es posible si existe una estrecha cooperación entre los propietarios de instalaciones de generación de electricidad y los gestores de redes. El funcionamiento del sistema en condiciones perturbadas depende de la respuesta de los módulos de generación de electricidad a las desviaciones respecto a los valores de referencia de tensión y frecuencia nominal. En el contexto de la seguridad de los sistemas, las redes y los módulos de generación de electricidad se deben considerar una entidad desde el punto de vista de la ingeniería de sistemas, dado que esas partes son interdependientes. Por lo tanto, como requisito previo para la conexión a la red, se deben establecer requisitos técnicos pertinentes para los módulos de generación de electricidad. El Reglamento (UE) establece normas homogéneas relativas a la conexión a la red para las instalaciones de generación de electricidad con objeto de proporcionar un marco jurídico claro para las conexiones a la red, facilitar el comercio de electricidad en toda la Unión, garantizar la seguridad de los sistemas, facilitar la integración de las fuentes de energías renovables, aumentar la competencia y permitir un uso más eficiente de la red y de los recursos en beneficio de los consumidores.

Si bien el Reglamento (UE) es de directa aplicación a los estados miembros requiere de cierto desarrollo nacional para definir el detalle de algunos de los requisitos técnicos. Dichos desarrollos se recogen a nivel español en dos documentos normativos desarrollados por el Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico:

• El Real Decreto 647/2020 de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas.
• La Orden TED 749/2020, de 16 de julio por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión.

De acuerdo a propio Reglamento (UE) 2016/631, un módulo de generación de electricidad (MGE) es un módulo de generación de electricidad síncrono (MGES) o un módulo de parque eléctrico (MPE). Además, de acuerdo con el Real Decreto 647/2020, el módulo de generación de electricidad se corresponderá con el módulo de generación de electricidad síncrono (MGES) o módulo de parque eléctrico (MPE) para el que se obtengan los permisos de acceso y de conexión, ya sea de manera individual o, en su caso, como parte de una instalación de generación de electricidad para la que se tramiten y obtengan dichos permisos.

En todo caso, los módulos de generación de electricidad (MGE) que se integren en una instalación de generación de electricidad quedarán definidos por su condición de módulo de generación de electricidad síncrono (MGES) o de módulo de parque eléctrico (MPE), según proceda en cada caso, así como por el grupo y subgrupo al que pertenezcan, de acuerdo con lo previsto en el citado Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

Se define módulo de generación de electricidad síncrono (MGES) como el conjunto indivisible de instalaciones que pueden producir energía eléctrica de forma tal que la frecuencia de la tensión generada, la velocidad del generador y la frecuencia de la tensión de la red se mantengan con una relación constante y, por tanto, estén sincronizadas.

Se define módulo de parque eléctrico (MPE) como una unidad o un conjunto de unidades que genera electricidad, que está conectado de forma no síncrona a la red o que está conectado mediante electrónica de potencia, y que además dispone de un solo punto de conexión a una red de transporte, una red de distribución, incluidas las redes de distribución cerradas, o un sistema HVDC. En consecuencia, los parques de generación eólica y fotovoltaica tal como se conciben hoy en día son MPE.

De acuerdo con el propio Reglamento (UE) 2016/631, la capacidad máxima o PMAX es la potencia activa máxima que puede producir un MGE, menos la demanda asociada exclusivamente a la facilitación del funcionamiento de dicho MGE y no suministrada a la red con arreglo a lo especificado en el acuerdo de conexión o según lo acordado entre el gestor de red pertinente y el propietario de la instalación de generación de electricidad.

Además, de acuerdo con el Real Decreto Ley 23/2020 y el Real Decreto 647/2020, las referencias a la capacidad máxima (PMAX) de un MGE en el Reglamento (UE) 2016/631, se deben entender como la máxima potencia activa que puede producir dicho MGE, cumpliendo simultáneamente las capacidades de potencia reactiva requeridas en la Orden TED 749/2020 a dicha capacidad máxima (PMAX).

Para el establecimiento de dicha capacidad máxima (PMAX), los diseñadores de la instalación de generación habrán de considerar un dimensionamiento de los generadores, aerogeneradores, inversores, equipos de compensación, etc., que permita el cumplimiento de todos los requisitos técnicos requeridos produciendo potencia activa hasta la capacidad máxima (PMAX).

Deben cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631 todos los MGE de capacidad máxima (potencia activa máxima) de 0,8 kW o superior conectados en el sistema eléctrico peninsular español que no tengan la consideración de existentes a la fecha de entrada en aplicación de los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631 (17 de mayo de 2016).

De conformidad con lo previsto en el artículo 4.2 del Reglamento (UE) 2016/631 y el RD 647/2020, tendrán la consideración de instalaciones existentes aquellas que cumplan alguna de las siguientes condiciones:

• Ya estuvieran conectadas y puestas en servicio a la entrada en vigor del Reglamento (UE) 2016/631 (17 de mayo de 2016).
• Las que acrediten haber suscrito un contrato definitivo y vinculante de compra de la planta de generación principal en un plazo de dos años desde la entrada en vigor del Reglamento (UE) 2016/631, es decir, antes del 17 de mayo de 2018. La existencia de dicho contrato deberá ser notificada al gestor de red pertinente en el plazo de 30 meses desde la entrada en vigor del Reglamento (UE) 2016/631, es decir, antes del 17 de noviembre de 2018. Superado este plazo, la notificación deberá ser realizada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) quien deberá decidir si, a la vista de la información aportada, la instalación puede considerarse existente.
• Conforme a la disposición transitoria cuarta del RD 647/2020, las instalaciones no existentes cuya fecha de puesta en servicio sea anterior al 8 de enero de 2021 están exentas del cumplimiento de los requisitos técnicos definidos en la Orden TED 749/2020. No obstante, estas instalaciones deben cumplir con los requisitos totalmente definidos en el Reglamento (UE) 2016/613.

El RD 647/2020 define los requisitos a nivel de MGE, independientemente de que exista o no la figura de la hibridación. Por tanto, la supervisión de requisitos técnicos es a nivel de MGE. Cada MGE tiene que tener su propio certificado NTS.

De conformidad con lo previsto en el artículo 4.2 del Reglamento (UE) 2016/631 y el RD 647/2020, tendrán la consideración de instalaciones existentes aquellas que acrediten haber suscrito un con-trato definitivo y vinculante de compra de la planta de generación principal en un plazo de dos años desde la entrada en vigor del Reglamento (UE) 2016/631, es decir, antes del 17 de mayo de 2018.

Si dicha acreditación se realizase en un plazo posterior a los 30 meses desde la entrada en vigor del Reglamento (UE) 2016/631, es decir, después del 17 de noviembre de 2018, la notificación deberá ser realizada a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) quien deberá decidir si, a la vista de la información aportada, la instalación puede considerarse existente.

Sí, ya que de acuerdo al artículo 5.1 del RD 244/2019 por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, las instalaciones de generación deben cumplir con la normativa del sector, y, en consecuencia, deberán cumplir con el reglamento.

No obstante, conforme a la disposición transitoria tercera del RD 647/2020, “Los módulos de generación de electricidad que pertenezcan a algunas de las modalidades de autoconsumo a las que se refieren los apartados 1.b.i) y 1.b.ii) del artículo 7 del RD 244/2019, de 5 de abril, estarán exentos del cumplimiento del Reglamento (UE) 2016/631, de 14 de abril de 2016 y de la normativa que se apruebe para el desarrollo y aplicación de dicho reglamento".

Es decir las instalaciones de autoconsumo de modalidad con excedentes de 15 kW o menos y todas las de modalidad sin excedentes estarán exentos del cumplimiento del Reglamento (UE) 2016/631

Los requisitos técnicos que contemplan los códigos de red de conexión, de acuerdo con lo indicado en el Reglamento (UE) 2016/631, en la actualidad no son de aplicación a las instalaciones ubicadas en los territorios no peninsulares. Si bien, los requisitos técnicos para los MGE conectados en los territorios no peninsulares están definidos en el P.O.12.2 SENP, y el cumplimiento de dichos requisitos técnicos se supervisará siguiendo los procedimientos establecidos en la Norma Técnica de Supervisión de la Conformidad (NTS-SENP).

No obstante, en el caso de los aspectos relativos a la notificación operacional, la normativa vigente (RD 647/2020) amplía la aplicación a las instalaciones ubicadas en los territorios no peninsulares con el fin de homogeneizar los procedimientos ante los gestores de red para su puesta en servicio.

La significatividad de los módulos de generación de electricidad (MGE) se evalúa según su capacidad máxima y el nivel de tensión de su punto de conexión, estableciéndose en España los siguientes tipos de MGE:

• Tipo A: módulos de generación de electricidad (MGE) cuyo punto de conexión sea inferior a 110 kV y cuya capacidad máxima sea igual o superior a 0,8 kW e igual o inferior a 100 kW.
• Tipo B: módulos de generación de electricidad (MGE) cuyo punto de conexión sea inferior a 110 kV y cuya capacidad máxima sea superior a 100 kW e igual o inferior a 5 MW.
• Tipo C: módulos de generación de electricidad (MGE) cuyo punto de conexión sea inferior a 110kV y cuya capacidad máxima sea superior a 5 MW e igual o inferior a 50 MW.
• Tipo D: módulos de generación de electricidad (MGE) cuyo punto de conexión sea igual o superior a 110 kV o cuya capacidad máxima sea superior a 50 MW.

Adicionalmente, para módulos de parque electrónico (MPE) que compartan punto de conexión y se unan para formar una unidad económica, su evaluación de la significatividad se hará según su capacidad agregada, es decir, según la suma de las capacidades máximas de dichos módulos de parque eléctrico (MPE).

Los módulos de generación de electricidad (MGE) a los que no les es de aplicación el Reglamento (UE) 2016/631 deben de cumplir los requisitos técnicos que actualmente se encuentran recogidos en la normativa en vigor. Cabe resaltar algunos tales como el RD 413/2014, el RD 1699/2011, el procedimiento de operación (P.O.) 12.2, el P.O. 12.3, P.O. 1.6, P.O. 7.4 y P.O.9.

En virtud de la Disposición transitoria cuarta del RD 647/2020, los MGE que no se puedan considerar como existente conforme al propio Real Decreto y que se pongan en servicio hasta el 8 de enero 2021 están exentos del cumplimiento de los requisitos técnicos para la conexión a la red desarrollados en la Orden TED 749/2020.

Sin embargo, estos MGE tienen que cumplir con:

• Los requisitos técnicos totalmente definidos en el Reglamento (UE) 2016/631.
• Y, en caso de no cumplir con los requisitos de la Orden TED 749/2020, deberán cumplir con el requisito equivalente de la normativa vigente, aplicables a las instalaciones existentes según el Reglamento (UE) 2016/631.

Los requisitos totalmente definidos en el Reglamento (UE) 2016/631 y que se deben evaluar conforme a lo establecido en la Norma Técnica de Supervisión, son los siguientes:

• Artículo 13.2 Capacidad de control MRPFL-O
• Artículo 15.2.c Capacidad de control MRPFL-U
• Artículo 15.2.d Capacidad de control MRPF
• Artículo 21.3.d Modos de control de la potencia reactiva
• Artículo 21.3.f Capacidad de no contribuir negativamente al amortiguamiento de oscilaciones

Los desarrollos de los requisitos técnicos están recogidos a nivel nacional en dos documentos normativos desarrollados por el Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico:

• El Real Decreto 647/2020 de 7 de julio, por el que se regulan aspectos necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión de determinadas instalaciones eléctricas.
• La Orden TED 749/2020, de 16 de julio por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión.

Los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631 se dividen en dos tipos: cerrados y abiertos. Los re-quisitos cerrados son aquellos que han quedado establecidos en el propio Reglamento (UE) y los requisitos abiertos son aquellos que requieren de cierta adaptación, dentro de unos márgenes preestablecidos a las necesidades de cada país miembro de la UE y cuyos desarrollos se han implementado en la citada Orden TED 749/2020.

Los requisitos técnicos a los módulos de generación de electricidad (MGE) del Reglamento (UE) 2016/631 aplican en el punto de conexión a la red, es decir, en el punto de la red de transporte o de distribución al que se conectan. No obstante, dependiendo del tipo de requisito y de ciertas circunstancias, la supervisión de la conformidad y cumplimiento del mismo podría llevarse a cabo en puntos diferentes de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica de Supervisión (NTS).

El Reglamento (UE) 2016/631 y la normativa nacional que lo desarrolla define requisitos generales que de-ben cumplir todos los MGE, tanto MGES como MPE, así como requisitos particulares y diferenciados, atendiendo a las diferentes características tecnológicas, para MGES y para MPE.

Los requisitos técnicos se clasifican en 4 grandes bloques:

• Requisitos de frecuencia, entre los que se encuentran (sin ser exhaustivos) los rangos de frecuencia en los que deben ser capaces de funcionar los MGE, las derivadas máximas de frecuencia que deben ser capaces de soportar, así como las capacidades de regulación potencia-frecuencia (modo regulación potencia-frecuencia MRPF y modo regulación potencia-frecuencia limitado a sobre y subfrecuencia MRPFL-O/MRPFL-U).
• Requisitos de tensión, entre los que se encuentran (sin ser exhaustivos) los rangos de tensión en los que deben ser capaces de funcionar los MGE, las capacidades de reactiva para MGES y MPE a PMAX (y por debajo de PMAX, para MPE) y, exclusivamente para los MPE, los modos de regulación para el control de tensión y el control de inyección rápida de corriente.
• Requisitos de robustez, entre los que se encuentran (sin ser exhaustivos) las capacidades de soportar huecos de tensión, sobretensiones transitorias, etc.
• Requisitos para la gestión técnica del sistema y para su restablecimiento.

No, el valor establecido del 8% para el parámetro |ΔP1|/Pmax del requisito de MRPF no tiene significación de reserva alguna. Dicho parámetro sólo sirve para definir los topes máximos y mínimos de la característica del control MRPF. Es decir, el MGE debe tener esa capacidad técnica en el control, lo cual no tiene nada que ver con la reserva a subir o a bajar que el operador del sistema (OS) establezca en su momento. Por lo tanto, este requisito no obliga per se a disponer de baterías u operar por debajo del producible máximo en el caso de los MPE. En todo caso, la reserva de regulación primaria vendrá definida en los correspondientes procedimientos de operación o normativa que regule el uso de esta capacidad. A este respecto se hace notar que ahora mismo el procedimiento en vigor en relación con regulación primaria es el procedimiento de operación (P.O.) 7.1.

Sí, ya que ni el Reglamento (UE) 2016/631 ni la Orden TED 749/2020 especifican la solución técnica para que el MGE cumplimente la regulación potencia-frecuencia. En este sentido, los controles potencia-frecuencia se podrían implementar:

• A nivel de parque remitiéndose consignas, desde el control de cabecera de parque, a cada unidad generadora.
• A nivel de unidad generadora individual. Con esta opción las velocidades de respuesta serían mejores dado que se evitarían las necesidades de comunicación entre el control de parque y las unidades generadoras para proporcionar la respuesta primaria en su caso ya que, para el envío de las consignas de bandas de reservas a mantener en cada unidad generadora, no se requieren cadencias temporales especificas elevadas.
• Opcionalmente, con equipos específicos al efecto sin necesidad de utilizar las unidades de generación del MGE.

Obviamente, cualquier opción de diseño escogida por el propietario deberá cumplir con lo requerido en el punto de conexión a la red y certificarse de acuerdo a la Norma Técnica de Supervisión (NTS).

Sí, tras la puesta en servicio los modos de regulación potencia-frecuencia MRPF, MRPFL-U y MRPFL-O deben estar activados y ajustados con los parámetros indicados en la Orden TED 749/2020, salvo indicación contraria del operador del sistema (OS).

Sí, ambas opciones son posibles. En este sentido, ni el Reglamento (UE) 2016/631 ni la Orden TED 749/2020 especifican la solución técnica para que el MGE cumplimente la capacidad de potencia reactiva requerida y la regulación de tensión. En consecuencia, se podrían cumplimentar con las propias unidades generadoras o con otros equipos siempre que se cumpla con el requisito de velocidad de respuesta requerido. Por lo tanto, el diseño final es potestad del propietario.

En consecuencia, aunque no exista la obligación formal, a día de hoy, las compensaciones estáticas (bate-rías de condensadores y/o reactancias) podrían tener más sentido para compensar las pérdidas de potencia reactiva del transformador de evacuación y del resto de red hasta el punto de conexión a la red, así como para cumplimentar la parte de requisito de potencia reactiva capacitiva para la que se permiten velocidades de respuesta más lentas de hasta 60 segundos. Por el contrario, para la parte de capacidad de potencia reactiva para la que se requiere alta velocidad de respuesta, tiene más sentido cumplimentarla con las propias unidades de generación (inversores, aerogeneradores, etc.) o con compensaciones dinámicas (FACTS).

Sí, ni el Reglamento (UE) 2016/631 ni la Orden TED 749/2020 de desarrollo nacional impiden su utilización, es más, permiten que la parte de respuesta que se obtenga con su utilización se cumplimente con velocidades de respuesta más lentas de hasta 60 segundos. Para más detalle consultar la correspondiente Orden TED 749/2020.

El Reglamento (UE) 2016/631 establece un requisito de capacidad de potencia reactiva a la capacidad máxima (PMAX) que es dependiente de la tensión. Por otro lado, establece otro requisito que modula el requisito de la capacidad de potencia reactiva a PMAX cuando la potencia activa es inferior a dicha PMAX y que no presenta la dependencia con la tensión, no obstante, se corresponde con las situaciones de tensiones en los extremos del rango (una traza para situación inductiva extrema y otra para la capacitiva extrema) para los que se define la capacidad de potencia reactiva a PMAX.

En consecuencia, la interpretación correcta del requisito, establecido en la Orden TED 749/2020 que establece el desarrollo nacional al efecto, es que, a potencias inferiores a la PMAX, la capacidad de potencia reactiva requerida a una tensión determinada distinta de las extremas será la requerida a dicha tensión para la PMAX modulada en la misma proporción que se modula para la tensión extrema más cercana, es decir, la tensión extrema de la situación inductiva o capacitiva que corresponda.

Sí, si bien el Reglamento (UE) 2016/631 establece el requisito en el punto de conexión, la Norma Técnica de Supervisión (NTS) establece mecanismos adicionales para la adecuada supervisión de la conformidad y verificación del cumplimiento del requisito, de forma que dicha supervisión y verificación se puedan llevar a cabo en el punto de evacuación del MGE a la red compartida (ver pregunta “¿En qué punto se verifican los requisitos técnicos?” del apartado relativo a la NTS). En estos casos, las medidas y la necesaria interpretación del requisito estarán de acuerdo con lo establecido al efecto en la Norma Técnica de Supervisión (NTS).

No de forma directa pero sí de forma indirecta dependiendo del diseño de la instalación.

Ni el Reglamento (UE) 2016/631 ni la Orden TED 749/2020 establecen de forma explícita ningún valor mínimo requerido para la potencia aparente máxima del MGE en función de su capacidad máxima (PMAX), no obstante, el conjunto de requisitos técnicos a cumplimentar cuando el MGE se encuentre produciendo su PMAX requerirán de ciertas capacidades mínimas de potencia reactiva adicional, con cierta velocidad de respuesta mínima, determinando una potencia aparente inyectada mínima en el punto de conexión a la red. En cualquier caso, como ni el Reglamento (UE) 2016/631 ni su desarrollo en la ni la Orden TED 749/2020 obliga a que las contribuciones adicionales, con las debidas velocidades de respuesta, se entreguen con las unidades de generación constituyentes (inversores, aerogeneradores, etc.) ya que podrían aportarse con equipos adicionales (compensaciones estáticas y/o dinámicas) no se puede establecer un requisito mínimo al efecto.

En este sentido, serán las decisiones de diseño del propietario del MGE las que determinen la potencia aparente máxima de las unidades de generación en función de la parte de los requisitos en el punto de conexión a la red que haya decidido cumplimentar con equipos diferentes de las propias unidades de generación.

Por otro lado, ni el Reglamento (UE) 2016/631 ni la Orden TED 749/2020 hace referencia a las condiciones ambientales en las que se cumplirán los requisitos técnicos, por lo tanto, en buena lógica, se deben considerar los requisitos técnicos independientes de la temperatura ambiente, humedad, etc. En consecuencia, el diseño por parte del propietario del MGE debería tener en consideración los rangos de condiciones ambientales acordes el emplazamiento de la planta y a lo largo de su vida útil, al efecto de poder tener capacidad para cumplimentar los requisitos técnicos en todo momento.

Es un documento que desarrolla aquellos aspectos del Título IV “Conformidad” del Reglamento (UE) 2016/631 que son necesarios para verificar que los módulos de generación de electricidad (MGE) a los que es de aplicación dicho Reglamento (UE), cumplen con los requisitos técnicos.

El objetivo fundamental de la Norma Técnica de Supervisión (NTS) es establecer las pruebas y simulaciones que el MGE tiene que realizar para demostrar el cumplimiento de los requisitos técnicos contenidos en el Título IV del Reglamento (UE). El cumplimiento de dichos requisitos técnicos quedará reflejado tanto en un certificado final de MGE, que emitirá un certificador autorizado, como en los escritos de conformidad que emita el gestor de la red pertinente (GRP) para los requisitos evaluados por el GRP.

La NTS ha sido desarrollada por los gestores de la red con la colaboración del grupo de supervisión de la conformidad de generadores (GTSUP generadores), que se constituyó como un comité técnico competente para tal efecto.

Sí. En ese sentido es necesario que los certificadores autorizados y entidades acreditadas para la realización de pruebas y simulaciones obtengan la acreditación por parte de ENAC (Entidad Nacional de Acreditación) para la NTS. No obstante, se han incorporado disposiciones en la NTS en las que se establecen las condiciones de reconocimiento de certificados emitidos por otros certificadores autorizados bajo otras normas técnicas de supervisión diferentes.

La NTS ha entrado en vigor en el momento de su publicación. Sin embargo, la normativa desarrollada para la implementación nacional del Reglamento (UE) 2016/631, es decir el RD 647/2020 y la Orden TED 749/2020, ya dispone la necesidad de suministrar la documentación que acredite el cumplimiento de los requisitos que resulten de aplicación del Reglamento (UE) 2016/631, de conformidad con lo establecido en el Título IV de dicho Reglamento (UE).

Por lo tanto, conforme a lo definido en la disposición transitoria primera del RD 647/2020, los propietarios de MGE disponen de un plazo limitado a partir de la publicación de la Orden TED 749/2020, para aportar la documentación necesaria que acredite el cumplimiento de los requisitos y obtener la Notificación Final de Operación (FON).

La NTS establece el proceso a seguir para obtener el certificado final del MGE. Con carácter previo a la operación comercial del MGE, para cada requisito a supervisar, una primera etapa consistiría en la obtención de certificados de equipo, es decir, de la Unidad Generadora de Electricidad (UGE) y de los componen-tes auxiliares de los MGE (CAMGE). En una segunda etapa se llevarían a cabo las simulaciones complementarias pertinentes para conseguir el certificado del MGE. Una vez reunidos los certificados de MGE para todos los requisitos a supervisar, se obtendría el certificado final del MGE.

No. Los requisitos técnicos aplican en el punto de conexión a la red, y su cumplimiento no está garantizado con el cumplimiento en bornas de UGE. En consecuencia, se considera necesaria la realización de simulaciones en las que se modelen todos los elementos que constituyen el MGE para verificar el cumplimiento de los requisitos en barras de central o en el punto de conexión a la red. A estas simulaciones se las denomina simulaciones complementarias a lo largo de la NTS (ver pregunta ¿Es necesario que las simulaciones complementarias sean realizadas por una entidad acreditada para la NTS? de este mismo apartado).

Por una parte, el certificado final de MGE, que forma parte de la información estructural que hay que suministrar en el proceso de puesta en servicio y por tanto es necesario para que el MGE obtenga la notificación operacional definitiva (FON). Dicho certificado final debe ser emitido por un certificador autorizado y se puede obtener mediante:

• la realización de las pruebas y simulaciones dispuestas en la NTS en el MGE, o bien
• a partir de los certificados de los equipos que constituyen el MGE (UGE y CAMGE) y complementadas con las simulaciones complementarias.

Por otra parte, el GRT ha publicado una guía de aplicación para la elaboración de los informes relativos a los requisitos de amortiguamiento de oscilaciones (subapartados 5.9 y 5.10 de NTS) y de emulación de inercia (subapartado 5.6 de NTS), cuya evaluación forma parte del certificado final del MGE.

El propietario del MGE es el responsable de remitir al gestor de red pertinente (GRP) el certificado final de MGE, como uno de los requisitos previos para la obtención de la Notificación Operacional Definitiva (FON).

El certificado final es obligatorio para todos los MGE a los que resulta de aplicación los requisitos técnicos del reglamento (ver pregunta ¿Qué instalaciones de generación deben cumplir los requisitos técnicos de conexión del Reglamento (UE) 2016/631?, del apartado relativo a la implementación del Reglamento (UE) 2016/631 de conexión de generadores).

Los certificadores autorizados para la versión de la NTS que es de aplicación son las entidades que pueden emitir dichos certificados y han de ser acredidatas por la Entidad Nacional de Acreditación (ENAC) o cualquier entidad nacional de acreditación de EA (Cooperación Europea de Acreditación). La información sobre entidades acreditadas se encuentra disponible en las página web de ENAC, en el siguiente portal:

https://www.enac.es/web/enac/informacion/consultas

No. El certificado final de MGE se proporcionará al gestor de la red pertinente (GRP), es decir, al gestor de la red a la que se conecta el MGE. Para ello, los gestores de la red pondrán a disposición pública una lista de la información y los documentos que se deberán presentar cuando la NTS entre en aplicación, así como de los requisitos que deberá cumplir el propietario del MGE en el marco del proceso de conformidad, en virtud de lo dispuesto en el Artículo 41.3 del Reglamento (UE) 2016/631.

Los requisitos técnicos establecidos en la Orden TED 749/2020 aplican en el punto de conexión a la red. No obstante, debido a que los MGE se conectan a una red de conexión aguas abajo de dicho punto y que en la mayoría de las ocasiones esa red es compartida por varios MGE, la NTS acepta que la verificación de los requisitos técnicos se realice en barras de central (BC) del MGE.

A efectos exclusivos de la NTS, se define barras de central (BC) del MGE como el punto interfaz entre el MGE y la red de conexión. Para determinados requisitos, como por ejemplo los modos de regulación potencia-frecuencia (MRPFL-O, MRPF, MRPFL-U), supervisarlos en barras de central (BC) o en el punto de conexión no supone gran diferencia. No obstante, para los requisitos de potencia reactiva, sí supone una gran diferencia ya que las redes de conexión, según su topología, pueden suponer gran consumo o generación de potencia reactiva que el MGE debería compensar.

En aras de facilitar este proceso, los gestores de redes en la NTS aceptan verificar los requisitos de potencia reactiva en barras de central (BC), pero para ello han adoptado ciertas modificaciones en dichos requisitos que contribuyen a compensar el consumo o generación en la red de conexión. Se agrupa la casuística en dos casos, en función de dónde se encuentre ubicado barras de central (BC):

• Caso A: en caso de que el punto de BC esté situado en el lado de alta del transformador elevador del MGE.
• Caso B: en caso de que el punto BC esté situado en el lado de baja del transformador elevador del MGE.

No. Las simulaciones complementarias pueden ser realizadas por una empresa o entidad no acreditada para la NTS. Por el contrario, la realización de las simulaciones y pruebas sobre UGE y CAMGE sí es necesario que sean llevadas a cabo por parte de una entidad acreditada para la NTS. No obstante dichas simulaciones complementarias, al igual que las simulaciones sobre UGE y CAMGE, han de ser evaluadas por un certificador autorizado, quien emitirá el certificado final de MGE, tal y como se indica en el esquema siguiente:

No. Las simulaciones complementarias son simulaciones a nivel de MGE que se han de realizar adicionalmente a los certificados o pruebas a nivel UGE para demostrar que el MGE completo es capaz de cumplir con el requisito técnico. Su finalidad es sustituir a las pruebas en campo a nivel de MGE, simplificando significativamente el proceso de supervisión de la conformidad, y por ello es necesario que el modelo utilizado contenga el detalle de la capacidad de la UGE declarada en los certificados o pruebas, la topología del MGE completo desde las UGE hasta barras de central, y desde barras de central hasta el Punto de Conexión a la Red, parámetros eléctricos de cables, líneas, transformadores, elementos de compensación, etc.

No es posible por tanto utilizar modelos equivalentes simplificados del MGE para la obtención del certificado final de MGE, sino que es necesario que el modelo para las simulaciones complementarias incluya el modelo detallado de cada UGE, que ha sido validado según se expone en la NTS, así como el detalle de la topología completa del MGE.

No obstante, en el caso de que el MGE se trate de un MPE fotovoltaico constituido por inversores en cadena o string, en los cuales suele haber un número significativo de UGE, se permitirá modelar el MPE mediante agregados por bloques utilizando la metodología que se expone en el Anexo VI de la NTS.

Conforme al diagrama de la pregunta ¿Cuál es el proceso que permite identificar si a un MGE le es de aplicación total, parcial o nula el Reglamento? de la sección sobre la implementación del Reglamento (UE) 2016/631 de conexión de generadores, se darán tres posibles situaciones:

• Aplicabilidad nula: deberán aportar el certificado de cumplimiento del hueco de tensión del P.O. 12.3 conforme al PVVC.
• Aplicabilidad total: deberán aportar el certificado de cumplimiento del hueco de tensión de la Orden TED 749/2020 conforme a la NTS.
• Aplicabilidad parcial: Deberán aportar el certificado de cumplimiento del hueco de tensión del P.O. 12.3 conforme al PVVC. Sin embargo, en el caso de cumplir voluntariamente con el hueco de tensión de la Orden TED 749/2020 se aceptará en su lugar el certificado de cumplimiento del hueco de tensión de la Orden TED 749/2020 conforme a la NTS.

Sí, tal como se expone en las preguntas frecuentes del Reglamento (UE) 2016/631, se permite su uso.

Cabe resaltar a este respecto que, además de en los puntos de operación en los que la Orden TED 749/2020 permite velocidades de respuesta más lentas, fuera de dichos puntos de operación también está permitido el uso del cambiador de tomas o de elementos estáticos, sin perjuicio de que en ellos se esperen dinámicas más rápidas. El diseño del control de cambiadores de tomas, conmutación de elementos estáticos, y su coordinación con el control de los MGE es potestad de cada desarrollador.

En la aplicación práctica de la NTS, lo anterior se traduce en que:

• Para las simulaciones complementarias de capacidad de potencia reactiva de la NTS, al tratarse de simulaciones de flujo de cargas, sin tener en cuenta la velocidad de respuesta, se puede hacer uso de cualquier elemento de regulación de tensión en todo el rango de tensión considerado, ya sea el cambiador de tomas del transformador de evacuación del MGE, o elementos de compensación estáticos.
• Para las simulaciones complementarias de control de tensión, también se puede hacer uso de las tomas del transformador aunque al tener una respuesta lenta, es probable que no ayude a cumplir los tiempos requeridos para las variaciones de tensión en los puntos de operación en los que se requieren dinámicas rápidas.

En lo que se refiere a las capacidades de potencia reactiva de los MGE, definidos por los perfiles U-Q/Pmax y P-Q/Pmax que se detallan en la Orden TED 749/2020, existen puntos de operación de dichos perfiles en los que se permite una respuesta más lenta de hasta 60 s para poder hacer uso de elementos de compensación estáticos y cambiadores de tomas de transformadores. En resumidas cuentas, esos puntos de operación son:

• Cuando la tensión del punto de conexión se encuentra fuera del rango de tensiones 0,95< U< 1,05.
• En tangentes capacitivas entre 0,2 y 0,3 pu, es decir, cuando se exige que el MGE inyecte potencia reactiva por encima de Q/Pmax=0,2 pu, independientemente de su punto de operación en potencia activa, es decir, en todo el rango desde Pmax hasta su mínimo técnico.

Debe enviar información relativa a modelos dinámicos todo propietario de un módulo de generación de electricidad (MGE) que cumpla al menos una de las siguientes condiciones:

• El módulo de generación de electricidad (MGE) se conecta directamente a la Red de Transporte.
• En SEPE: la capacidad máxima (PMAX) del módulo de generación de electricidad (MGE) es superior a 10MW.
• En SENP: la capacidad máxima (PMAX) del módulo de generación de electricidad (MGE) es superior a 1 MW.

El propietario del módulo de generación de electricidad (MGE) tendrá que enviar:

• Formulario T243
• Modelo dinámico
• Informe de validación del modelo dinámico

El modelo debe ser compatible con la herramienta de simulación Power System Simulator for Engineering (PSS/E) utilizada por el operador del sistema, y cumplir con una de las dos condiciones siguientes:

• Estar incluido en la lista de modelos admitidos
• Cumplir con los requisitos establecidos para cada tipo de generador
  • Requisitos de los modelos de instalaciones de producción basadas en generadores síncronos directamente conectados a la red.
  • Requisitos de los modelos de instalaciones eólicas, fotovoltaicas, de almacenamiento y todas aquellas que no utilicen generadores síncronos directamente conectados a la red.
  • Requisitos de los modelos de FACTS.
  • Requisitos de los modelos de cargas.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar el comportamiento dinámico de la instalación, conforme a las condiciones de aceptación y validación expuestas en el siguiente documento.

El requerimiento de envío de modelos dinámicos viene establecido en el P.O. 9 Información intercambiada por el operador del sistema. Los modelos dinámicos de las instalaciones constituyen la materia prima para construir el modelo dinámico del sistema eléctrico que permite al operador del sistema (OS) realizar los estudios de seguridad, en particular estudios de estabilidad transitoria, para asegurar la estabilidad y correcto funcionamiento del sistema eléctrico.

El informe de validación es un documento que muestra la idoneidad del modelo para representar el comportamiento dinámico de la instalación. El informe de validación debe incluir la comparación gráfica de la evolución de las principales variables eléctricas obtenida de la respuesta a ensayos reales (en campo o en banco) con sus correspondientes simulaciones en el dominio del tiempo. El documento entregado como informe de validación debe cumplir con los requisitos exigidos en el documento: Condiciones de validación y aceptación de los modelos.

En caso de aportar un modelo dinámico certificado según la NTS no será necesario aportar el informe de validación, bastará con hacer entrega del modelo y del certificado según NTS de dicho modelo.

Para conseguir la información relativa a modelos dinámicos solicitada, hay dos opciones:

• A través de los fabricantes de los módulos de generación de electricidad (MGE): el fabricante podrá entregar una Referencia de validación, previamente otorgada por REE, al propietario del módulo de generación de electricidad (MGE). El propietario del módulo de generación de electricidad (MGE) enviará a REE dicha Referencia para dar cumplimiento a la validación del modelo dinámico, no siendo en este caso necesario aportar por parte del propietario de la instalación ni modelo ni informe de validación, al estar ya éste en posesión por parte del Operador del Sistema (OS), a partir de la información facilitada directamente por los fabricantes.
• A través de un tercero: universidades, consultoras, empresas técnicas… En este caso concreto, este tercero será quien suministre al propietario del módulo de generación de electricidad (MGE) el modelo y el informe de validación. El propietario será quién envíe esta documentación (modelo e informe de validación) al Operador del Sistema (OS).