Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission vom 14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger
TITEL I: ALLGEMEINE BESTIMMUNGEN
Diese Verordnung enthält einen Netzkodex mit Vorschriften für den Anschluss von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung an das Stromverbundnetz, zu denen synchrone Stromerzeugungsanlagen, nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen sowie nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen zählen. ²Sie trägt somit dazu bei, faire Wettbewerbsbedingungen im Elektrizitätsbinnenmarkt, die Systemsicherheit und die Integration erneuerbarer Energieträger in das Stromnetz sicherzustellen und den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern.
Darüber hinaus enthält die Verordnung Verpflichtungen, mit denen sichergestellt werden soll, dass die Netzbetreiber die Fähigkeiten von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung angemessen sowie auf transparente und diskriminierungsfreie Weise nutzen, um in der gesamten Union für gleiche Wettbewerbsbedingungen zu sorgen.
Für die Zwecke dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen in Artikel 2 der Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates, Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission und Artikel 2 der Richtlinie 2009/72/EG.
Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:
(1)
Die in dieser Verordnung beschriebenen Anschlussbestimmungen gelten für neue Stromerzeugungsanlagen, die gemäß Artikel 5 als signifikant anzusehen sind, soweit nichts anderes bestimmt ist.
²Der relevante Netzbetreiber erteilt keine Genehmigung für den Anschluss von Stromerzeugungsanlagen, die die in dieser Verordnung beschriebenen Anforderungen nicht erfüllen und keiner von der Regulierungsbehörde oder ggf. ³einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats gemäß Artikel 60 gewährten Freistellung unterliegen. ⁴Im Falle einer Ablehnung übermittelt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und, soweit die Regulierungsbehörde nichts anderes bestimmt, der Regulierungsbehörde eine begründete schriftliche Erklärung.
(2) Diese Verordnung gilt nicht für
(1) Bestehende Stromerzeugungsanlagen unterliegen nur dann den Anforderungen dieser Verordnung,
i) | Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die beabsichtigen, eine Anlage zu modernisieren oder Betriebsmittel auszutauschen, legen ihre Pläne vorab dem relevanten Netzbetreiber vor, wenn sich die Modernisierung oder der Austausch auf die technischen Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlage auswirkt; |
ii) | ist der relevante Netzbetreiber der Ansicht, dass aufgrund des Umfangs der Modernisierung oder des Austauschs von Betriebsmitteln ein neuer Netzanschlussvertrag erforderlich ist, unterrichtet er die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. den Mitgliedstaat; und |
iii) | die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. der Mitgliedstaat entscheidet, ob der bestehende Netzanschlussvertrag überarbeitet werden muss oder ein neuer Netzanschlussvertrag erforderlich ist und welche Anforderungen dieser Verordnung anzuwenden sind; oder |
(2)
Eine Stromerzeugungsanlage gilt als bestehende Stromerzeugungsanlage im Sinne dieser Verordnung, wenn
Die Mitteilung des Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung an den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB muss mindestens den Titel des Vertrags, das Datum der Unterzeichnung und das Datum des Inkrafttretens des Vertrags sowie die Spezifikationen der Hauptkomponenten der Erzeugungsanlage enthalten, die gebaut, installiert oder erworben werden sollen.
Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass die Regulierungsbehörde unter bestimmten Umständen entscheiden kann, ob eine Stromerzeugungsanlage als bestehende oder als neue Erzeugungsanlage anzusehen ist.
(3)
Nach einer öffentlichen Konsultation gemäß Artikel 10 kann der relevante ÜNB der betroffenen Regulierungsbehörde oder ggf. ²dem Mitgliedstaat vorschlagen, den Anwendungsbereich dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen zu erweitern, um wesentlichen faktischen Änderungen der Umstände Rechnung zu tragen, z. B. einer Änderung der Netzanforderungen aufgrund einer stärkeren Nutzung erneuerbarer Energieträger, intelligenter Netze, der dezentralen Stromerzeugung oder der Nachfragesteuerung.
Zu diesem Zweck wird eine gründliche und transparente quantitative Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Artikeln 38 und 39 durchgeführt. Die Analyse umfasst
(4) Vor der Durchführung der quantitativen Kosten-Nutzen-Analyse gemäß Absatz 3
(5) Binnen sechs Monaten nach Eingang des Berichts und der Empfehlung des relevanten ÜNB gemäß Artikel 38 Absatz 4 entscheidet die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. ²der Mitgliedstaat über die Erweiterung der Anwendbarkeit dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen. ³Die Entscheidung der Regulierungsbehörde oder ggf. ⁴des Mitgliedstaats wird veröffentlicht.
(6) Bei der Prüfung einer möglichen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen berücksichtigt der relevante ÜNB die berechtigten Erwartungen der Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung.
(7) Der relevante ÜNB kann die Anwendung einiger oder aller Bestimmungen dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen alle drei Jahre nach den in den Absätzen 3 bis 5 beschriebenen Kriterien und Verfahren prüfen.
(1) Die von Stromerzeugungsanlagen zu erfüllenden Anforderungen richten sich nach den in Absatz 2 beschriebenen Kategorien, die auf der Spannung am Netzanschlusspunkt und der Maximalkapazität beruhen.
(2) Stromerzeugungsanlagen der folgenden Kategorien gelten als signifikant:
Synchrongebiete | Grenzwert für den Schwellenwert der Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs B | Grenzwert für den Schwellenwert der Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs C | Grenzwert für den Schwellenwert der Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs D |
Kontinentaleuropa | 1 MW | 50 MW | 75 MW |
Großbritannien | 1 MW | 50 MW | 75 MW |
Nordeuropa | 1,5 MW | 10 MW | 30 MW |
Irland und Nordirland | 0,1 MW | 5 MW | 10 MW |
Baltische Staaten | 0,5 MW | 10 MW | 15 MW |
(3) Vorschläge für die Schwellenwerte für die Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D bedürfen der Genehmigung der relevanten Regulierungsbehörde oder ggf. ²des Mitgliedstaats. ³Bei der Erarbeitung ihrer Vorschläge stimmen sich die relevanten ÜNB mit den benachbarten ÜNB und VNB ab und führen eine öffentliche Konsultation gemäß Artikel 10 durch. ⁴Der relevante ÜNB kann Vorschläge für Änderungen an den Schwellenwerten frühestens drei Jahre nach seinem letzten Vorschlag vorlegen.
(4) Die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung tragen zu diesem Verfahren bei und legen dem relevanten ÜNB die angeforderten Daten vor.
(5) Ist eine Stromerzeugungsanlage aufgrund einer Änderung der Schwellenwerte als Stromerzeugungsanlage eines anderen Typs anzusehen, wird das in Artikel 4 Absatz 3 beschriebene Verfahren für bestehende Stromerzeugungsanlagen durchgeführt, bevor die für den neuen Typ geltenden Anforderungen anzuwenden sind.
(1) Offshore-Stromerzeugungsanlagen, die an das Verbundnetz angeschlossen sind, müssen die Anforderungen an Onshore-Stromerzeugungsanlagen erfüllen, außer wenn der relevante Netzbetreiber die Anforderungen im Hinblick auf diese Stromerzeugungsanlagen anpasst oder wenn nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen über eine HGÜ-Verbindung oder ein Netz, dessen Frequenz nicht mit der des Hauptverbundnetzes synchronisiert ist (etwa über HGÜ-Kurzkupplungen), an das Verbundnetz angeschlossen sind.
(2) Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen müssen sowohl im Stromerzeugungsbetrieb als auch im Pumpbetrieb alle relevanten Anforderungen erfüllen. ²Der Phasenschieberbetrieb von Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen darf durch die technische Auslegung der Stromerzeugungsanlagen nicht zeitlich begrenzt werden. ³Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C oder D mit variabler Drehzahl müssen die für synchrone Stromerzeugungsanlagen geltenden Anforderungen sowie die in Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b beschriebenen Anforderungen erfüllen.
(3) Hinsichtlich Stromerzeugungsanlagen, die in die Netze von Industrieanlagen integriert sind, können die Eigentümer der Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die Netzbetreiber von Industrieanlagen und die relevanten Netzbetreiber, deren Netz mit dem Netz einer Industrieanlage verbunden ist, die Bedingungen für eine Trennung dieser Stromerzeugungsanlagen zusammen mit den kritischen Lasten, die für die Sicherung der Produktionsprozesse erforderlich sind, vom Netz des relevanten Netzbetreibers vereinbaren. ²Die Ausübung dieses Rechts wird mit dem relevanten ÜNB abgestimmt.
(4) Mit Ausnahme der Anforderungen des Artikels 13 Absätze 2 und 4 oder soweit in nationalem Recht nichts anderes bestimmt ist, gelten die Anforderungen dieser Verordnung hinsichtlich der Fähigkeit, eine konstante Wirkleistungsabgabe aufrechtzuerhalten oder die Wirkleistungsabgabe anzupassen, nicht für Stromerzeugungsanlagen von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die in die Netze von Industrieanlagen integriert sind, wenn sämtliche der folgenden Kriterien erfüllt sind:
(5) Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen werden auf der Grundlage ihrer elektrischen Maximalkapazität bewertet.
(1) Allgemein geltende Anforderungen, die gemäß dieser Verordnung von relevanten Netzbetreibern oder ÜNB festzulegen sind, bedürfen der Genehmigung der vom Mitgliedstaat beauftragten Stelle und sind zu veröffentlichen. ²Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, handelt es sich bei der beauftragten Stelle um die Regulierungsbehörde.
(2) In Bezug auf standortspezifische Anforderungen, die nach dieser Verordnung von relevanten Netzbetreibern oder ÜNB festzulegen sind, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass sie der Genehmigung einer beauftragten Stelle bedürfen.
(3) Bei der Anwendung dieser Verordnung müssen die Mitgliedstaaten, die zuständigen Stellen und die Netzbetreiber
(4) Der relevante Netzbetreiber oder ÜNB legt der zuständigen Stelle binnen zwei Jahren nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen Vorschlag für allgemein geltende Anforderungen oder für die Methode zu deren Berechnung bzw. Festlegung zur Genehmigung vor.
(5) Ist nach dieser Verordnung eine Einigung zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB, dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und/oder dem Verteilernetzbetreiber erforderlich, müssen diese sich bemühen, binnen sechs Monaten eine Einigung zu erzielen, nachdem eine der Parteien den anderen Parteien einen ersten Vorschlag übermittelt hat. ²Wird innerhalb dieser Frist keine Einigung erzielt, kann jede Partei die relevante Regulierungsbehörde ersuchen, binnen sechs Monaten eine Entscheidung zu treffen.
(6) Die zuständigen Stellen treffen ihre Entscheidung über Vorschläge für Anforderungen oder Methoden binnen sechs Monaten nach deren Eingang.
(7) Hält der relevante Netzbetreiber oder ÜNB Änderungen an den in den Absätzen 1 und 2 genannten und entsprechend genehmigten Anforderungen oder Methoden für erforderlich, so unterliegt der Änderungsvorschlag den Bestimmungen der Absätze 3 bis 8. Netzbetreiber und ÜNB, die eine Änderung vorschlagen, berücksichtigen etwaige berechtigte Erwartungen der Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, der Hersteller und sonstiger beteiligter Akteure, die auf den ursprünglich festgelegten oder vereinbarten Anforderungen oder Methoden beruhen.
(8) Hat ein beteiligter Akteur eine Beschwerde gegen einen relevanten Netzbetreiber oder ÜNB hinsichtlich dessen Verpflichtungen im Rahmen dieser Verordnung, so kann er damit die Regulierungsbehörde befassen, die als Streitbeilegungsstelle binnen zwei Monaten nach Eingang der Beschwerde eine Entscheidung trifft. ²Diese Frist kann um zwei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde zusätzliche Informationen anfordert. ³Mit Zustimmung des Beschwerdeführers ist eine weitere Verlängerung dieser Frist möglich. ⁴Die Entscheidung der Regulierungsbehörde ist verbindlich, bis sie gegebenenfalls aufgrund eines Rechtsbehelfs aufgehoben wird.
(9) Sind nach dieser Verordnung Anforderungen von einem relevanten Netzbetreiber festzulegen, bei dem es sich nicht um einen ÜNB handelt, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass stattdessen der ÜNB die betreffenden Anforderungen festlegt.
(1) Sind in einem Mitgliedstaat mehrere ÜNB tätig, so gilt diese Verordnung für alle diese ÜNB.
(2) Die Mitgliedstaaten können im Einklang mit nationalen aufsichtsrechtlichen Bestimmungen festlegen, dass die Zuständigkeit eines ÜNB für die Erfüllung einer, mehrerer oder aller Verpflichtungen aus dieser Verordnung einem oder mehreren bestimmten ÜNB zugewiesen wird.
(1) Die aufgrund der Verpflichtungen aus dieser Verordnung anfallenden Kosten von Netzbetreibern, die einer Netzentgeltregulierung unterliegen, werden von den relevanten Regulierungsbehörden geprüft. ²Kosten, die der Prüfung zufolge angemessen und verhältnismäßig sind und denen eines effizienten Netzbetreibers entsprechen, werden durch Netzentgelte oder andere geeignete Mechanismen gedeckt.
(2) Auf Aufforderung der relevanten Regulierungsbehörden legen die in Absatz 1 genannten Netzbetreiber binnen drei Monaten die notwendigen Informationen vor, die die Bewertung der entstandenen Kosten erleichtern.
(1) Die relevanten Netzbetreiber und die relevanten ÜNB konsultieren die beteiligten Akteure einschließlich der zuständigen Behörden jedes Mitgliedstaats zu Vorschlägen für eine Erweiterung des Anwendungsbereichs dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen gemäß Artikel 4 Absatz 3, zu Vorschlägen für Schwellenwerte gemäß Artikel 5 Absatz 3, zu dem Bericht gemäß Artikel 38 Absatz 3 und zu Kosten-Nutzen-Analysen gemäß Artikel 63 Absatz 2. Die Konsultationen dauern mindestens einen Monat.
(2) Die relevanten Netzbetreiber oder die relevanten ÜNB berücksichtigen die im Rahmen der Konsultationen geäußerten Ansichten der beteiligten Akteure in angemessener Weise, bevor sie Vorschläge für Schwellenwerte, den Bericht oder Kosten-Nutzen-Analysen der Regulierungsbehörde oder ggf. ²dem Mitgliedstaat zur Genehmigung vorlegen. ³In jedem Fall müssen sie auf stichhaltige Weise begründen, warum sie die Ansichten der beteiligten Akteure berücksichtigt haben oder nicht, und diese Begründung rechtzeitig — vor oder gleichzeitig mit der Veröffentlichung des Vorschlags — veröffentlichen.
(1) Vertrauliche Informationen, die gemäß dieser Verordnung empfangen, ausgetauscht oder übermittelt werden, unterliegen den Bestimmungen der Absätze 2, 3 und 4 zum Berufsgeheimnis.
(2) Die Verpflichtung zur Wahrung des Berufsgeheimnisses gilt für alle Personen, Regulierungsbehörden und Stellen, die den Bestimmungen dieser Verordnung unterliegen.
(3) Vertrauliche Informationen, die die in Absatz 2 genannten Personen, Regulierungsbehörden oder Stellen im Rahmen der Erfüllung ihrer Pflichten erhalten, dürfen an keine andere Person oder Behörde weitergegeben werden; davon unberührt bleiben Fälle, die unter das nationale Recht, andere Bestimmungen dieser Verordnung oder andere einschlägige Unionsvorschriften fallen.
(4) Unbeschadet der Fälle, die unter nationales Recht oder Unionsrecht fallen, dürfen Regulierungsbehörden, Stellen oder Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten, diese nur für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Rahmen dieser Verordnung verwenden.
TITEL II: ANFORDERUNGN
KAPITEL 1: Allgemeine Anforderungen
(1) Stromerzeugungsanlagen des Typs A müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:
i) | Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, innerhalb der in Tabelle 2 angegebenen Frequenzbereiche und Zeiträume die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten; |
ii) | der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung breitere Frequenzbereiche, längere Mindestzeiträume für den Betrieb oder spezifische Anforderungen hinsichtlich kombinierter Frequenz- und Spannungsabweichungen vereinbaren, um eine bestmögliche Nutzung der technischen Fähigkeiten einer Stromerzeugungsanlage sicherzustellen, wenn dies erforderlich ist, um die Systemsicherheit zu erhalten oder wiederherzustellen; |
iii) | der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung darf seine Zustimmung zur Anwendung breiterer Frequenzbereiche oder längerer Mindestzeiträume für den Betrieb unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen und technischen Machbarkeit nicht ohne triftigen Grund verweigern. |
Synchrongebiet | Frequenzbereich | Zeitraum für den Betrieb |
Kontinentaleuropa | 47,5 Hz-48,5 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten |
48,5 Hz-49,0 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch nicht kürzer als im Bereich 47,5 Hz-48,5 Hz | |
49,0 Hz-51,0 Hz | Unbegrenzt | |
51,0 Hz-51,5 Hz | 30 Minuten | |
Nordeuropa | 47,5 Hz-48,5 Hz | 30 Minuten |
48,5 Hz-49,0 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten | |
49,0 Hz-51,0 Hz | Unbegrenzt | |
51,0 Hz-51,5 Hz | 30 Minuten | |
Großbritannien | 47,0 Hz-47,5 Hz | 20 Sekunden |
47,5 Hz-48,5 Hz | 90 Minuten | |
48,5 Hz-49,0 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 90 Minuten | |
49,0 Hz-51,0 Hz | Unbegrenzt | |
51,0 Hz-51,5 Hz | 90 Minuten | |
51,5 Hz-52,0 Hz | 15 Minuten | |
Irland und Nordirland | 47,5 Hz-48,5 Hz | 90 Minuten |
48,5 Hz-49,0 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 90 Minuten | |
49,0 Hz-51,0 Hz | Unbegrenzt | |
51,0 Hz-51,5 Hz | 90 Minuten | |
Baltische Staaten | 47,5 Hz-48,5 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten |
48,5 Hz-49,0 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch nicht kürzer als im Bereich 47,5 Hz-48,5 Hz | |
49,0 Hz-51,0 Hz | Unbegrenzt | |
51,0 Hz-51,5 Hz | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 30 Minuten |
(2) Für den beschränkt frequenzabhängigen Modus — Überfrequenz (LFSM-O) gelten folgende Bestimmungen, wobei der relevante ÜNB die Vorgaben für seine Regelzone in Abstimmung mit den ÜNB desselben Synchrongebietes festlegt, um die Auswirkungen auf benachbarte Gebiete so weit wie möglich zu begrenzen:
i) | weiterhin bei diesem Wert zu arbeiten oder |
ii) | die abgegebene Wirkleistung weiter zu verringern; |
(3) Die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, unabhängig von Frequenzänderungen eine konstante Wirkleistungsabgabe gemäß ihrem Sollwert abzugeben, außer wenn sich die Leistungsabgabe aufgrund der in den Absätzen 2 und 4 dieses Artikels bzw. in Artikel 15 Absatz 2 Buchstaben c und d beschriebenen Änderungen ändert.
(4) Der relevante ÜNB legt für seine Regelzone eine zulässige Verringerung der maximalen Wirkleistungsabgabe bei abnehmender Frequenz als Verringerungsgradient innerhalb der durch die durchgehenden Linien in Abbildung 2 dargestellten Grenzen fest:
(5) Bei der Festlegung der zulässigen Verringerung der maximalen Wirkleistungsabgabe
(6) Die Stromerzeugungsanlage muss über eine fernwirktechnische Schnittstelle (Eingangsport) verfügen, die es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe innerhalb von fünf Sekunden zu beenden, nachdem dort eine entsprechende Anweisung eingegangen ist. ²Der relevante Netzbetreiber kann Anforderungen an Betriebsmittel zur Fernbedienung dieser Vorrichtung festlegen.
(7)
Der relevante ÜNB legt die Bedingungen fest, unter denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, sich automatisch mit dem Netz zu verbinden. Zu diesen Bedingungen zählen:
Eine automatische Netzzuschaltung ist zulässig, soweit der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB nichts anderes bestimmt.
(1) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die in Artikel 13 beschriebenen Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b.
(2) Zudem müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs B die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:
(3) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die folgenden Anforderungen an die Robustheit erfüllen:
i) | Jeder ÜNB legt für den Netzanschlusspunkt ein Spannungs-Zeit-Profil gemäß Abbildung 3 für Fehlerbedingungen fest, das die Bedingungen beschreibt, unter denen die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn im Stromnetz Störungen in Form von konzeptgemäß zu beherrschenden Fehlern im Übertragungsnetz aufgetreten sind; |
ii) | das Spannungs-Zeit-Profil gibt den unteren Grenzwert des tatsächlichen Verlaufs der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers als Funktion der Zeit vor dem Fehler, während des Fehlers und nach dem Fehler wieder; |
iii) | der unter Ziffer ii genannte untere Grenzwert wird vom relevanten ÜNB für die in Abbildung 3 dargestellten Parameter innerhalb der in den Tabellen 3.1 und 3.2 genannten Bereiche festgelegt; |
iv) | jeder ÜNB bestimmt und veröffentlicht folgende Einzelheiten zu den vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die FRT-Fähigkeit:
|
v) | auf Ersuchen des Eigentümers einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt der relevante Netzbetreiber folgende Ergebnisse der Berechnungen gemäß Ziffer iv für die hinsichtlich der FRT-Fähigkeit zu berücksichtigenden Bedingungen am Netzanschlusspunkt vor und nach einem Fehler bereit:
FRT-Profil einer Stromerzeugungsanlage Das Diagramm gibt den unteren Grenzwert eines Spannungs-Zeit-Profils der Spannung am Netzanschlusspunkt wieder, die als Verhältnis ihres tatsächlichen Werts zu ihrem Referenzwert 1 pu vor einem Fehler, während eines Fehlers und nach einem Fehler wiedergegeben wird. Uret ist die Restspannung während eines Fehlers am Netzanschlusspunkt, tclear ist der Zeitpunkt, zu dem der Fehler geklärt wurde. Urec1, Urec2, trec1, trec2 und trec3 sind bestimmte untere Grenzwerte für die Wiederkehr der Spannung nach der Fehlerbehebung.Tabelle 3.1 Parameter für die FRT-Fähigkeit synchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3)
Tabelle 3.2 Parameter für die FRT-Fähigkeit nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3)
|
vi) | die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn der tatsächliche Verlauf der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers bei den in Absatz 3 Buchstabe a Ziffern iv und v beschriebenen Bedingungen vor und nach dem Fehler über dem in Absatz 3 Buchstabe a Ziffer ii festgelegten unteren Grenzwert liegt, soweit das Schutzsystem für interne elektrische Fehler keine Trennung der Stromerzeugungsanlage vom Netz erfordert. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne elektrische Fehler dürfen die FRT-Fähigkeit nicht gefährden; |
vii) | unbeschadet Absatz 3 Buchstabe a Ziffer vi ist der Unterspannungsschutz (entweder FRT-Fähigkeit oder festgelegte Mindestspannung am Netzanschlusspunkt) vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unter Berücksichtigung der Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlage so breit wie möglich festzulegen, soweit der relevante Netzbetreiber gemäß Absatz 5 Buchstabe b keine engeren Grenzen für die Einstellungen vorschreibt. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung muss die Einstellungen nach diesem Grundsatz begründen; |
(4) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich des Netzwiederaufbaus erfüllen:
(5) Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die folgenden allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements erfüllen:
i) | die Systeme und Einstellungen der verschiedenen Regeleinrichtungen der Stromerzeugungsanlage, die für die Stabilität des Übertragungsnetzes und für Notfallmaßnahmen erforderlich sind, werden zwischen dem relevanten ÜNB, dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung abgestimmt und vereinbart; |
ii) | alle Änderungen an den unter Ziffer i genannten Systemen und Einstellungen der verschiedenen Regelungseinrichtungen der Stromerzeugungsanlage werden zwischen dem relevanten ÜNB, dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung abgestimmt und vereinbart, insbesondere wenn sie in den in Absatz 5 Buchstabe a Ziffer i genannten Umständen angewandt werden; |
i) | der relevante Netzbetreiber legt unter Berücksichtigung der Merkmale der Stromerzeugungsanlage die für den Schutz des Netzes erforderlichen Systeme und Einstellungen fest. Die für die Stromerzeugungsanlage und das Netz erforderlichen Schutzsysteme sowie die für die Stromerzeugungsanlage relevanten Einstellungen werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung abgestimmt und vereinbart. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne elektrische Fehler dürfen die in dieser Verordnung geforderte Leistungsfähigkeit einer Stromerzeugungsanlage nicht gefährden; |
ii) | der elektrische Schutz der Stromerzeugungsanlage hat Vorrang vor betrieblichen Regelungen, wobei die Sicherheit des Netzes, die Gesundheit und Sicherheit der Mitarbeiter und der Öffentlichkeit sowie die Begrenzung etwaiger Schäden an der Stromerzeugungsanlage zu berücksichtigen sind; |
iii) | Schutzsysteme können die folgenden Aspekte umfassen:
|
iv) | Erforderliche Änderungen an den Schutzsystemen der Stromerzeugungsanlage und des Netzes und an den für die Stromerzeugungsanlage relevanten Einstellungen werden vorab zwischen dem Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart; |
i) | Schutz des Netzes und der Stromerzeugungsanlage; |
ii) | ggf. synthetische Schwungmasse; |
iii) | Frequenzregelung (Anpassung der Wirkleistungsabgabe); |
iv) | Leistungsbegrenzung; und |
v) | Begrenzung des Leistungsgradienten. |
i) | Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung müssen in der Lage sein, mit dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB in Echtzeit oder periodisch mit Erfassung des Zeitpunkts Informationen auszutauschen, wobei die Vorgaben des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB einzuhalten sind; |
ii) | der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB den Inhalt des Informationsaustauschs einschließlich einer genauen Liste der von der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung zu übermittelnden Daten fest. |
(1) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die in den Artikeln 13 und 14 festgelegten Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b und Absatz 6 und des Artikels 14 Absatz 2.
(2) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:
i) | die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, bei einem Frequenzschwellenwert und mit einer Statik, die vom relevanten ÜNB in Abstimmung mit den ÜNB desselben Synchrongebietes wie folgt festgelegt werden, die Wirkleistungsabgabe anzupassen:
|
ii) | bei der tatsächlichen Durchführung der Wirkleistungsanpassung im LFSM-U-Modus ist Folgendes zu berücksichtigen:
|
iii) | die Aktivierung der Wirkleistungsanpassung durch die Stromerzeugungsanlage darf nicht unangemessen verzögert werden. Beträgt die Zeitverzögerung mehr als zwei Sekunden, muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dies gegenüber dem relevanten ÜNB begründen; |
iv) | im LFSM-U-Modus muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, ihre Leistung bis zur Maximalkapazität zu erhöhen; |
v) | im LFSM-U-Modus muss ein stabiler Betrieb der Stromerzeugungsanlage sichergestellt sein;Abbildung 4 Fähigkeit der Stromerzeugungsanlage zur frequenzabhängigen Anpassung ihrer Wirkleistungsabgabe im LFSM-U-Modus Pref ist die Referenzwirkleistung, auf die sich ΔΡ bezieht, und kann für synchrone Stromerzeugungsanlagen und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen auf unterschiedliche Weise festgelegt werden. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. fn ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes, und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz. Bei Unterfrequenzen, bei denen Δf unter Δf1 liegt, muss die Stromerzeugungsanlage in Abhängigkeit von der Statik s2 ihre Wirkleistungsabgabe erhöhen. |
i) | die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, im Einklang mit den Parametern, die jeder relevante ÜNB innerhalb der in Tabelle 4 angegebenen Bereiche festlegt, die Wirkleistungsabgabe frequenzabhängig anzupassen. Bei der Festlegung dieser Parameter berücksichtigt der relevante ÜNB Folgendes:
Pref ist die Referenzwirkleistung, auf die sich ΔΡ bezieht. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. fn ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes, und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz. |
ii) | das Totband der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe und die Statik müssen wiederholt neu gewählt werden können; |
iii) | im Falle eines Frequenzsprungs muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, die volle frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe auf oder oberhalb der in Abbildung 6 dargestellten durchgehenden Linie vorzunehmen und dabei die Parameter einzuhalten, deren Werte jeder ÜNB innerhalb der in Tabelle 5 angegebenen Bereiche festlegt (mit dem Ziel der Vermeidung von Wirkleistungsschwankungen der Stromerzeugungsanlage). Die vom ÜNB gewählte Kombination der Parameter muss möglichen technologiebedingten Beschränkungen Rechnung tragen; |
iv) | die anfängliche Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe darf nicht unangemessen verzögert werden.Beträgt die anfängliche Verzögerung bei der Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe mehr als zwei Sekunden, muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung technische Nachweise für die Notwendigkeit dieses längeren Zeitraums vorlegen. Für Stromerzeugungsanlagen ohne Schwungmasse kann der relevante ÜNB einen kürzeren Zeitraum als zwei Sekunden festlegen. Kann der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung diese Anforderung nicht erfüllen, so muss er technische Nachweise für die Notwendigkeit eines längeren Zeitraums für die anfängliche Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe vorlegen; Abbildung 6 Fähigkeit zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe Pmax ist die Maximalkapazität, auf die sich ΔΡ bezieht. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. Die Stromerzeugungsanlage muss zwischen den Zeitpunkten t1 und t2 die Wirkleistungsänderung ΔΡ bis zum Punkt ΔΡ1 herbeiführen, wobei die Werte von ΔΡ1, t1 und t2 vom relevanten ÜNB gemäß Tabelle 5 festgelegt werden. t1 ist die anfängliche Verzögerung. t2 ist der Zeitraum bis zur vollständigen Aktivierung. |
v) | die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, die vollständige frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe gemäß den Vorgaben des relevanten ÜNB für einen Zeitraum zwischen 15 und 30 Minuten vorzunehmen. Bei der Festlegung des Zeitraums berücksichtigt der ÜNB den Spielraum der Wirkleistungsabgabe sowie die Primärenergiequelle der Stromerzeugungsanlage; |
vi) | innerhalb des in Absatz 2 Buchstabe d Ziffer v genannten Zeitraums darf die Wirkleistungsregelung keine negativen Auswirkungen auf die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage haben; |
vii) | die relevante Regulierungsbehörde ist über die von den relevanten ÜNB gemäß den Ziffern i, ii, iii und v festgelegten Parameter zu unterrichten. Die Modalitäten dieser Unterrichtung werden gemäß den geltenden nationalen Vorschriften festgelegt.Tabelle 5 Parameter für die vollständige Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe aufgrund eines Frequenzsprungs (Erläuterung zu Abbildung 6)
|
i) | zur Überwachung des Betriebs der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe muss die Kommunikationsschnittstelle über Betriebsmittel verfügen, die es ermöglichen, auf Aufforderung des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB mindestens die folgenden Signale in Echtzeit gesichert von der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung an das Netzkontrollzentrum des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB zu übertragen:
|
ii) | der relevante Netzbetreiber und der relevante ÜNB legen fest, welche weiteren Signale die Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung mithilfe von Überwachungseinrichtungen und Aufzeichnungsgeräten bereitstellen muss, um die Durchführung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe der teilnehmenden Stromerzeugungsanlagen prüfen zu können. |
(3)
Hinsichtlich der Spannungshaltung müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs C in der Lage sein, sich automatisch vom Netz zu trennen, wenn die Spannung am Netzanschlusspunkt Werte erreicht, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt hat.
Die Bestimmungen und Einstellungen für die tatsächliche automatische Trennung von Stromerzeugungsanlagen werden vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt.
(4) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden Anforderungen an die Robustheit erfüllen:
(5) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich des Netzwiederaufbaus erfüllen:
i) | unbeschadet des Rechts der Mitgliedstaaten, verbindliche Vorgaben festzulegen, um die Systemsicherheit zu gewährleisten, ist eine Schwarzstartfähigkeit nicht zwingend erforderlich; |
ii) | auf Aufforderung des relevanten ÜNB müssen die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung jedoch ein Angebot für die Schwarzstartfähigkeit vorlegen. Der relevante ÜNB kann ein solches Angebot einholen, wenn er der Ansicht ist, dass die Systemsicherheit in seiner Regelzone aufgrund mangelnder Schwarzstartfähigkeit gefährdet ist; |
iii) | Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen in der Lage sein, aus abgeschaltetem Zustand ohne Zufuhr elektrischer Energie von außen innerhalb eines vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Zeitraums wieder hochzufahren; |
iv) | Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen in der Lage sein, sich innerhalb der in Artikel 13 Absatz 1 Buchstabe a genannten Frequenzbereiche sowie ggf. innerhalb der vom relevanten Netzbetreiber festgelegten bzw. in Artikel 16 Absatz 2 genannten Spannungsbereiche zu synchronisieren; |
v) | Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen in der Lage sein, Spannungseinbrüche aufgrund von Lastzuschaltungen automatisch auszuregeln; |
vi) | Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit müssen
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i) | Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, an einem Inselbetrieb teilzunehmen, wenn der relevante Netzbetreiber dies in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB verlangt; dabei gilt:
|
ii) | Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, während des Inselbetriebs gemäß Absatz 2 Buchstabe d im frequenzabhängigen Modus zu arbeiten.²Bei Leistungsüberschüssen müssen Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein, die Wirkleistungsabgabe von einem bisherigen Betriebspunkt auf einen neuen Betriebspunkt des P-Q-Diagramms zu verringern. ³Dabei muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, die abgegebene Wirkleistung so weit zu verringern, wie dies angesichts ihrer inhärenten Eigenschaften technisch möglich ist, mindestens jedoch auf 55 % ihrer Maximalkapazität; |
iii) | die Methode zur Feststellung des Wechsels vom Verbundnetzbetrieb zum Inselbetrieb wird zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart. Die vereinbarte Methode darf sich nicht nur auf die Schalterstellungssignale des Netzbetreibers stützen; |
iv) | Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, während des Inselbetriebs gemäß Absatz 2 Buchstabe c und Artikel 13 Absatz 2 im LFSM-O- und LFSM-U-Modus zu arbeiten. |
i) | Bei einer Trennung der Stromerzeugungsanlage vom Netz muss diese in der Lage sein, sich im Einklang mit der Schutzstrategie, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart hat, schnell neu zu synchronisieren; |
ii) | eine Stromerzeugungsanlage mit einer Mindestneusynchronisationszeit von mehr als 15 Minuten nach der Trennung von einer externen Stromversorgung muss darauf ausgelegt sein, sich von jedem Betriebspunkt ihres P-Q-Diagramms auf Eigenbedarfsbetrieb abzufangen. In diesem Fall darf sich die Feststellung des Eigenbedarfsbetriebs nicht nur auf die Schalterstellungssignale des Netzbetreibers stützen; |
iii) | Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, nach einem Abfangen auf Eigenbedarfsbetrieb unabhängig von einem Eigenbedarfsanschluss an das externe Netz weiter zu arbeiten. Der Mindestbetriebszeitraum wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Merkmale der Hauptantriebstechnologie festgelegt. |
(6) Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die folgenden allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements erfüllen:
i) | Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung müssen über Vorrichtungen zur Aufzeichnung von Fehlern und zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens verfügen. Diese Vorrichtungen zeichnen die folgenden Parameter auf:
|
ii) | die Einstellungen der Vorrichtungen zur Fehleraufzeichnung, einschließlich der Auslösekriterien und der Aufzeichnungsraten, werden zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart; |
iii) | die Vorrichtungen zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen entsprechend den Vorgaben des relevanten Netzbetreibers, die dieser mit dem relevanten ÜNB abstimmt, ein Auslösekriterium zur Feststellung schlecht gedämpfter Leistungspendelungen umfassen; |
iv) | die Vorrichtungen hinsichtlich der Versorgungsqualität und der Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen Möglichkeiten für den Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB umfassen, auf die Informationen zuzugreifen. Die Kommunikationsprotokolle für Datenaufzeichnungen werden zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB vereinbart; |
i) | Auf Aufforderung des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB legt der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung Simulationsmodelle vor, die das Verhalten der Stromerzeugungsanlage sowohl durch statische als auch dynamische Simulationen (50-Hz-Komponente) oder durch Simulation transienter elektromagnetischer Vorgänge widerspiegeln.Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt sicher, dass die vorgelegten Modelle auf Übereinstimmung mit den Ergebnissen der in Titel IV Kapitel 2, 3 und 4 genannten Konformitätstests überprüft wurden, und übermittelt die Ergebnisse dieser Überprüfung dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB. Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass die Überprüfung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle durchzuführen ist; |
ii) | die vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vorgelegten Modelle müssen in Abhängigkeit von den vorhandenen Komponenten folgende Teile umfassen:
|
iii) | die unter Ziffer i genannte Aufforderung des relevanten Netzbetreibers ist mit dem relevanten ÜNB abzustimmen. Sie muss Folgendes umfassen:
|
iv) | der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB auf Aufforderung Aufzeichnungen über das Verhalten der Stromerzeugungsanlage zur Verfügung. Der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB kann diese Aufzeichnungen anfordern, um die Reaktion der Modelle mit diesen Aufzeichnungen vergleichen zu können; |
(1) Neben den Anforderungen, die in Artikel 13 (mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b, Absatz 6 und Absatz 7), Artikel 14 (mit Ausnahme des Artikels 14 Absatz 2) und Artikel 15 (mit Ausnahme des Artikels 15 Absatz 3) aufgeführt sind, müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs D die Anforderungen des vorliegenden Artikels erfüllen.
(2) Stromerzeugungsanlagen des Typs D müssen die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:
i) | Unbeschadet des Artikels 14 Absatz 3 Buchstabe a sowie unbeschadet Absatz 3 Buchstabe a des vorliegenden Artikels muss eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, während der in den Tabellen 6.1 und 6.2 angegebenen Zeiträume und innerhalb der in diesen Tabellen aufgeführten Netzspannungsbereiche, die als Spannung am Netzanschlusspunkt in Bezug auf den Referenzwert 1 pu angegeben sind, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten; |
ii) | für den Fall einer gleichzeitigen Überspannung und Unterfrequenz oder einer gleichzeitigen Unterspannung und Überfrequenz kann der relevante ÜNB kürzere Zeiträume festlegen, in denen Stromerzeugungsanlagen die Verbindung mit dem Netz aufrechterhalten müssen; |
iii) | ungeachtet Ziffer i kann der relevante ÜNB in Spanien vorschreiben, dass Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem Netz im Spannungsbereich zwischen 1,05 pu und 1,0875 pu zeitlich unbegrenzt aufrechtzuerhalten; |
iv) | für die Netzspannungsebene 400 kV (alternativ oft 380-kV-Ebene) entspricht der Referenzwert 1 pu 400 kV, bei anderen Netzspannungsebenen kann sich der Basiswert für die Per-Unit-Spannung bei den einzelnen Netzbetreibern eines Synchrongebiets unterscheiden; |
v) | ungeachtet Ziffer i kann der relevante ÜNB im Synchrongebiet Baltische Staaten vorschreiben, dass Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem 400-kV-Netz innerhalb der Spannungsbereiche und der Zeiträume aufrechtzuerhalten, die für das Synchrongebiet Kontinentaleuropa gelten.Tabelle 6.1
|
(3) Stromerzeugungsanlagen des Typs D müssen die folgenden Anforderungen an die Robustheit erfüllen:
i) | Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn im Stromnetz Störungen in Form von konzeptgemäß zu beherrschenden Fehlern aufgetreten sind. Diese Fähigkeit muss einem Spannungs-Zeit-Profil am Netzanschlusspunkt entsprechen, das der relevante ÜNB für Fehlerbedingungen festlegt.Das Spannungs-Zeit-Profil gibt die Untergrenze des tatsächlichen Verlaufs der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers als Funktion der Zeit vor dem Fehler, während des Fehlers und nach dem Fehler wieder. Diese Untergrenze wird vom relevanten ÜNB für die in Abbildung 3 dargestellten Parameter innerhalb der Bereiche festgelegt, die in den Tabellen 7.1 und 7.2 für Stromerzeugungsanlagen des Typs D angegeben sind, die auf oder oberhalb der 110-kV-Ebene an das Netz angeschlossen sind. Die Untergrenze wird vom relevanten ÜNB für die in Abbildung 3 dargestellten Parameter auch innerhalb der Bereiche festgelegt, die in den Tabellen 3.1 und 3.2 für Stromerzeugungsanlagen des Typs D angegeben sind, die unterhalb der 110-kV-Ebene an das Netz angeschlossen sind; |
ii) | jeder ÜNB legt die vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die in Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a Ziffer iv genannte FRT-Fähigkeit fest. Die für die FRT-Fähigkeit festgelegten vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen werden veröffentlicht;Tabelle 7.1 Parameter für die FRT-Fähigkeit synchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3)
Tabelle 7.2 Parameter für die FRT-Fähigkeit nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3)
|
i) | Mindestkurzschlussleistung vor dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA; |
ii) | Betriebspunkt der Stromerzeugungsanlage vor dem Fehler (abgegebene Wirk- und Blindleistung am Netzanschlusspunkt und Spannung am Netzanschlusspunkt); und |
iii) | Mindestkurzschlussleistung nach dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA; |
(4) Stromerzeugungsanlagen des Typs D müssen die folgenden allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements erfüllen:
i) | Spannung; |
ii) | Frequenz; |
iii) | Phasenwinkelbereich; |
iv) | Phasenfolge; |
v) | Spannungs- und Frequenzabweichungen. |
KAPITEL 2: Anforderungen an synchrone Stromerzeugungsanlagen
(1) Synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die in den Artikeln 13 und 14 beschriebenen Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b.
(2) Zudem müssen Stromerzeugungsanlagen des Typs B die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:
(3) Hinsichtlich ihrer Robustheit müssen synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B in der Lage sein, die Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler wieder aufzunehmen. ²Der relevante ÜNB legt die Anforderungen an die Höhe und den Zeitraum der Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe fest.
(1) Synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die in den Artikeln 13, 14, 15 und 17 festgelegten Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b und Absatz 6, des Artikels 14 Absatz 2 und des Artikels 17 Absatz 2 Buchstabe a.
(2) Zudem müssen synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:
i) | Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Anforderungen an die Fähigkeit zur Abgabe von Blindleistung bei unterschiedlichen Spannungen fest. Dazu bestimmt er ein U-Q/Pmax-Profil, innerhalb dessen die synchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei ihrer Maximalkapazität Blindleistung abzugeben. Das festgelegte U-Q/Pmax-Profil kann jede Form annehmen, wobei jedoch die mit der Fähigkeit zur Blindleistungserzeugung bei Überspannungen und zur Blindleistungsaufnahme bei Unterspannungen verbundenen Kosten zu berücksichtigen sind; |
ii) | das U-Q/Pmax-Profil wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB im Einklang mit den folgenden Grundsätzen festgelegt:
Das Diagramm gibt die Grenzen für ein U-Q/Pmax-Profil am Netzanschlusspunkt wieder, wobei das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Wert der Spannung und dem Referenzwert 1 pu im Vergleich zum Verhältnis der Blindleistung (Q) zur Maximalkapazität (Pmax) dargestellt ist. Lage, Größe und Form des inneren Rahmens dienen lediglich als Beispiel.Tabelle 8 Parameter für den inneren Rahmen in Abbildung 7
|
iii) | die Anforderung an die Blindleistungskapazität gilt für den Netzanschlusspunkt. Bei anderen als rechteckigen Profilformen bezieht sich der Spannungsbereich auf den höchsten und den niedrigsten Wert. Es wird somit nicht erwartet, dass der gesamte Blindleistungsbereich bei allen Spannungen im statischen Zustand verfügbar ist; |
iv) | die synchrone Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, in einem angemessenen Zeitraum jeden vom relevanten Netzbetreiber als Zielwert festgelegten Betriebspunkt innerhalb ihres U-Q/Pmax-Profils zu erreichen; |
(1) Synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs D müssen die in den Artikeln 13, 14, 15, 16, 17 und 18 festgelegten Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b sowie Absätze 6 und 7, des Artikels 14 Absatz 2, des Artikels 15 Absatz 3 und des Artikels 17 Absatz 2.
(2) Zudem müssen synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs D die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:
i) | eine Begrenzung der Bandbreite des Ausgangssignals, um sicherzustellen, dass die höchste Antwortfrequenz an anderen mit dem Netz verbundenen Stromerzeugungsanlagen keine Torsionsschwingungen verursachen kann; |
ii) | einen Untererregungsbegrenzer, um zu verhindern, dass der AVR die Generatorerregung auf einen Wert begrenzt, der die Stabilität des synchronen Betriebs gefährden würde; |
iii) | einen Übererregungsbegrenzer, um sicherzustellen, dass die Generatorerregung nicht unterhalb des maximal erreichbaren Werts begrenzt wird, wobei gleichzeitig sicherzustellen ist, dass die synchrone Stromerzeugungsanlage innerhalb ihrer Auslegungsgrenzen betrieben wird; |
iv) | einen Statorstrombegrenzer; und |
v) | eine PSS-Funktion, um Leistungspendelungen zu dämpfen, wenn die Größe der Stromerzeugungsanlage eine vom relevanten ÜNB festgelegte Maximalkapazität überschreitet. |
(3) Der relevante ÜNB und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung schließen eine Vereinbarung über die technischen Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlage zur Unterstützung der Winkelstabilität unter Fehlerbedingungen.
KAPITEL 3: Anforderungen an nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen
(1) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B müssen die in den Artikeln 13 und 14 beschriebenen Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b.
(2) Zudem müssen nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:
i) | die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, die Bereitstellung der dynamischen Blindstromstützung auf folgende Weise zu aktivieren:
|
ii) | der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB fest,
|
(3) Zudem müssen nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B die folgenden Anforderungen an die Robustheit erfüllen:
i) | den Zeitpunkt, zu dem die Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler auf der Grundlage eines Spannungskriteriums beginnt; |
ii) | den für die Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe maximal zulässigen Zeitraum sowie |
iii) | Höhe und Genauigkeit der Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe; |
i) | die gegenseitige Abhängigkeit der Anforderungen an die dynamische Blindstromstützung gemäß Absatz 2 Buchstaben b und c und der Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe; |
ii) | die Abhängigkeit zwischen den Zeiträumen zur Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe und der Dauer der Spannungsabweichungen; |
iii) | einen festgelegten Grenzwert für die maximal zulässige Zeit für die Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe; |
iv) | ein angemessenes Verhältnis zwischen der Höhe der wiedergekehrten Spannung und der Mindesthöhe der wiedergekehrten Wirkleistungsabgabe; und |
v) | eine angemessene Dämpfung von Wirkleistungspendelungen. |
(1) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C müssen die in den Artikeln 13, 14, 15 und 20 festgelegten Anforderungen erfüllen, mit Ausnahme des Artikels 13 Absatz 2 Buchstabe b und Absatz 6, des Artikels 14 Absatz 2 und des Artikels 20 Absatz 2 Buchstabe a, soweit in Absatz 3 Buchstabe d Ziffer v nichts anderes bestimmt ist.
(2) Zudem müssen nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung erfüllen:
(3) Zudem müssen nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C die folgenden Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung erfüllen:
i) | Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Anforderungen an die Fähigkeit zur Abgabe von Blindleistung bei unterschiedlichen Spannungen fest. Dazu bestimmt er ein U-Q/Pmax-Profil, das jede Form annehmen kann und innerhalb dessen die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Maximalkapazität Blindleistung bereitzustellen; |
ii) | das U-Q/Pmax-Profil wird von jedem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB im Einklang mit den folgenden Grundsätzen festgelegt:
Das Diagramm gibt die Grenzen für ein U-Q/Pmax-Profil am Netzanschlusspunkt wieder, wobei das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Wert der Spannung am und dem Referenzwert 1 pu im Vergleich zum Verhältnis der Blindleistung (Q) zur Maximalkapazität (Pmax) dargestellt ist. Lage, Größe und Form des inneren Rahmens dienen lediglich als Beispiel.Tabelle 9 Parameter für den inneren Rahmen in Abbildung 8
|
iii) | die Anforderung an die Blindleistungskapazität gilt für den Netzanschlusspunkt. Bei anderen als rechteckigen Profilformen bezieht sich der Spannungsbereich auf den höchsten und den niedrigsten Wert. Es wird somit nicht erwartet, dass der gesamte Blindleistungsbereich bei allen Spannungen im statischen Zustand verfügbar ist; |
i) | der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Anforderungen an die Fähigkeit zur Abgabe von Blindleistung fest und bestimmt dazu ein P-Q/Pmax-Profil, das jede Form annehmen kann und innerhalb dessen die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, unterhalb ihrer Maximalkapazität Blindleistung bereitzustellen; |
ii) | das P-Q/Pmax-Profil wird von jedem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB im Einklang mit den folgenden Grundsätzen festgelegt:
|
iii) | während des Betriebs unterhalb der Maximalkapazität (P < Pmax) muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, Blindleistung auf jedem Betriebspunkt innerhalb ihres P-Q/Pmax-Profils bereitzustellen, wenn alle Strom erzeugenden Einheiten dieser nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage technisch zur Verfügung stehen, d. h. nicht wegen Wartungsarbeiten oder eines Ausfalls außer Betrieb sind; anderenfalls können unter Berücksichtigung der technischen Verfügbarkeit geringere Blindleistungskapazitäten zur Verfügung stehen;Abbildung 9 P-Q/Pmax-Profil einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage Das Diagramm gibt die Grenzen für ein P-Q/Pmax-Profil am Netzanschlusspunkt wieder, wobei das Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Wert der Wirkleistungsabgabe und der Maximalkapazität (pu-Wert) im Vergleich zum Verhältnis der Blindleistung (Q) zur Maximalkapazität (Pmax) dargestellt ist. Lage, Größe und Form des inneren Rahmens dienen lediglich als Beispiel. |
iv) | die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, in einem angemessenen Zeitraum jeden vom relevanten Netzbetreiber als Zielwert festgelegten Betriebspunkt innerhalb ihres P-Q/Pmax-Profils zu erreichen; |
i) | die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, entweder über die Spannungsregelung, die Blindleistungsregelung oder die Regelung des Leistungsfaktors automatisch Blindleistung bereitzustellen; |
ii) | im Modus der Spannungsregelung muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, durch Blindleistungsaustausch mit dem Netz zur Spannungsregelung am Netzanschlusspunkt beizutragen, wobei der Spannungssollwert 0,95 bis 1,05 pu in Schritten von höchstens 0,01 pu umfasst und einen Gradienten von mindestens 2 % bis 7 % in Schritten von höchstens 0,5 % aufweist. Die Blindleistungsabgabe muss null betragen, wenn die Netzspannung am Netzanschlusspunkt dem Spannungssollwert entspricht; |
iii) | der Sollwert kann mit oder ohne Totband in einem wählbaren Bereich von null bis ± 5 % des Referenzwerts 1 pu der Netzspannung in Schritten von höchstens 0,5 % eingestellt werden; |
iv) | nach einem Spannungssprung muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, 90 % der Änderung der Blindleistungsabgabe innerhalb einer Zeit t1, die vom relevanten Netzbetreiber im Bereich zwischen 1 und 5 Sekunden festzulegen ist, zu erreichen und sich auf dem durch den Gradienten bestimmten Wert innerhalb einer Zeit t2, die vom relevanten Netzbetreiber im Bereich zwischen 5 und 60 Sekunden festzulegen ist, einzustellen, wobei die Toleranz für die Blindleistung im statischen Zustand höchstens 5 % der maximalen Blindleistung beträgt. Der relevante Netzbetreiber legt die geltenden Zeitwerte fest; |
v) | im Modus der Blindleistungsregelung muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, die Blindleistung auf jeden Punkt innerhalb des in Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe a und Artikel 21 Absatz 3 Buchstaben a und b festgelegten Blindleistungsbereichs einzustellen, wobei die Einstellungsschrittweite höchstens 5 MVAr bzw. 5 % der vollen Blindleistung betragen darf (wobei der jeweils niedrigere Wert anzuwenden ist); |
vi) | im Modus der Leistungsfaktorregelung muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, den Leistungsfaktor am Netzanschlusspunkt innerhalb des vom relevanten Netzbetreiber gemäß Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe a oder in Artikel 21 Absatz 3 Buchstaben a und b festgelegten Bereichs in Schritten von höchstens 0,01 auf einen Zielleistungsfaktor zu regeln. ¹⁰Der relevante Netzbetreiber legt den Zielwert des Leistungsfaktors, seinen Toleranzbereich und den Zeitraum fest, in dem der Zielleistungsfaktor nach einer plötzlichen Änderung der Wirkleistungsabgabe erreicht werden muss. ¹¹Der Toleranzbereich des Zielleistungsfaktors wird durch den Toleranzbereich der entsprechenden Blindleistung angegeben. Diese Blindleistungstoleranz wird entweder durch einen absoluten Wert oder durch einen prozentualen Anteil an der maximalen Blindleistung der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage angegeben; |
vii) | der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage fest, welche der vorstehend beschriebenen Fähigkeiten für die Blindleistungsregelung und die entsprechenden Sollwerte anzuwenden ist und welches weitere Betriebsmittel erforderlich ist, um den jeweiligen Sollwert per Fernbedienung anpassen zu können; |
KAPITEL 4: Anforderungen an nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen
(1) Die Anforderungen dieses Kapitels gelten für den Netzanschluss von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen, die sich vor der Küste befinden und über eine Wechselstromverbindung angeschlossen sind (nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung). ²Eine nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlage mit Wechselstromanbindung, die keinen Offshore-Netzanschlusspunkt hat, wird wie eine nichtsynchrone Onshore-Stromerzeugungsanlage behandelt und muss somit die für nichtsynchrone Onshore-Stromerzeugungsanlagen geltenden Anforderungen erfüllen.
(2) Der Offshore-Netzanschlusspunkt einer nichtsynchronen Offshore-Stromerzeugungsanlage mit Wechselstromanbindung wird vom relevanten Netzbetreiber bestimmt.
(3) Nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung, die in den Anwendungsbereich dieser Verordnung fallen, werden nach den folgenden Konfigurationen für Offshore-Netzanschlusssysteme klassifiziert:
(1) Unbeschadet des Artikels 14 Absatz 3 Buchstabe a und des Artikels 16 Absatz 3 Buchstabe a müssen nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung in der Lage sein, während der in Tabelle 10 angegebenen Zeiträume die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb innerhalb der Netzspannungsbereiche aufrechtzuerhalten, die als Spannung am Netzanschlusspunkt in Bezug auf den Referenzwert 1 pu angegeben sind.
(2) Ungeachtet Absatz 1 kann der relevante ÜNB in Spanien vorschreiben, dass nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem Netz im Bereich zwischen 1,05 pu und 1,0875 pu zeitlich unbegrenzt aufrechtzuerhalten;
(3)
Ungeachtet Absatz 1 kann der relevante ÜNB im Synchrongebiet Baltische Staaten vorschreiben, dass nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem 400-kV-Netz in den Spannungsbereichen und Zeiträumen aufrechtzuerhalten, die für das Synchrongebiet Kontinentaleuropa gelten.
Tabelle 10
Synchrongebiet | Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
Kontinentaleuropa | 0,85 pu-0,90 pu | 60 Minuten |
0,9 pu-1,118 pu (*) | Unbegrenzt | |
1,118 pu-1,15 pu (*) | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 20 Minuten und höchstens 60 Minuten | |
0,90 pu-1,05 pu (**) | Unbegrenzt | |
1,05 pu-1,10 pu (**) | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 20 Minuten und höchstens 60 Minuten | |
Nordeuropa | 0,90 pu-1,05 pu | Unbegrenzt |
1,05 pu-1,10 pu (*) | 60 Minuten | |
1,05 pu-1,10 pu (**) | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch höchstens 60 Minuten | |
Großbritannien | 0,90 pu-1,10 pu (*) | Unbegrenzt |
0,90 pu-1,05 pu (**) | Unbegrenzt | |
1,05 pu-1,10 pu (**) | 15 Minuten | |
Irland und Nordirland | 0,90 pu-1,10 pu | Unbegrenzt |
Baltische Staaten | 0,85 pu-0,90 pu (*) | 30 Minuten |
0,90 pu-1,118 pu (*) | Unbegrenzt | |
1,118 pu-1,15 pu (*) | 20 Minuten | |
0,88 pu-0,90 pu (**) | 20 Minuten | |
0,90 pu-1,097 pu (**) | Unbegrenzt | |
1,097 pu-1,15 pu (**) | 20 Minuten |
Die Tabelle enthält die Mindestzeiträume, in denen eine nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlage mit Wechselstromanbindung in der Lage sein muss, bei verschiedenen Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 pu ohne Trennung vom Netz zu arbeiten.
(4) Für nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung gelten die in Artikel 20 Absatz 2 Buchstaben b bzw. c und in Artikel 21 Absatz 3 festgelegten Anforderungen hinsichtlich der Spannungshaltung.
(5)
Für nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung gelten die in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe b festgelegten Anforderungen an die Blindleistungskapazität bei Maximalkapazität, mit Ausnahme der Tabelle 9. Anstelle dieser Tabelle gilt die Tabelle 11.
Tabelle 11
Parameter für Abbildung 8
Synchrongebiet | Höchstbereich von Q/Pmax | Höchstbereich der Spannung im statischen Zustand in p.u. |
Kontinentaleuropa | 0,75 | 0,225 |
Nordeuropa | 0,95 | 0,150 |
Großbritannien | 0 (***)0,33 (****) | 0,225 |
Irland und Nordirland | 0,66 | 0,218 |
Baltische Staaten | 0,8 | 0,22 |
(1) Für nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung gelten die in Artikel 15 Absatz 4 und Artikel 20 Absatz 3 festgelegten Anforderungen hinsichtlich der Robustheit.
(2) Für nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen mit Wechselstromanbindung gelten die in Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a und Artikel 16 Absatz 3 Buchstabe a festgelegten Anforderungen hinsichtlich der FRT-Fähigkeit.
TITEL III: BETRIEBSERLAUBNISVERFAHREN FÜR DEN ANSCHLUSS
KAPITEL 1: Anschluss neuer Stromerzeugungsanlagen
(1) Der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung weist dem relevanten Netzbetreiber nach, dass er die in Titel II genannten Anforderungen erfüllt, und durchläuft dazu das für jede Stromerzeugungsanlage in den Artikeln 30 bis 37 beschriebene Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss.
(2) Der relevante Netzbetreiber erklärt und veröffentlicht die Einzelheiten des Betriebserlaubnisverfahrens.
(1)
Das Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss jeder neuen Stromerzeugungsanlage des Typs A umfasst die Vorlage eines Installationsdokuments. ²Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt sicher, dass die verlangten Angaben in ein Installationsdokument eingetragen sind, das der relevante Netzbetreiber bereitstellt und das diesem vorgelegt wird. ³Für jede Stromerzeugungsanlage innerhalb der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung wird ein gesondertes Installationsdokument vorgelegt.
Der relevante Netzbetreiber stellt sicher, dass die verlangten Angaben im Auftrag des Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von Dritten vorgelegt werden können.
(2) Der relevante Netzbetreiber bestimmt den Inhalt des Installationsdokuments, der mindestens folgende Angaben umfasst:
(3)
Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt sicher, dass dem relevanten Netzbetreiber oder der zuständigen Behörde des Mitgliedstaats die dauerhafte Außerbetriebnahme einer Stromerzeugungsanlage im Einklang mit den nationalen Rechtsvorschriften mitgeteilt wird.
Der relevante Netzbetreiber sorgt dafür, dass Dritte, einschließlich Aggregatoren, eine solche Mitteilung vornehmen können.
(1)
Für die Zwecke der Betriebserlaubnis für den Anschluss jeder neuen Stromerzeugungsanlage des Typs B oder C legt der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dem relevanten Netzbetreiber ein Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen vor, das eine Konformitätserklärung enthält.
Für jede Stromerzeugungsanlage innerhalb der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung wird ein gesondertes, unabhängiges Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen vorgelegt.
(2) Das Format des Nachweisdokuments für Stromerzeugungsanlagen und die darin bereitzustellenden Angaben werden vom relevanten Netzbetreiber bestimmt. ²Der relevante Netzbetreiber kann vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung verlangen, Folgendes in das Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen:
(3) Nach der Annahme des vollständigen, angemessenen Nachweisdokuments für Stromerzeugungsanlagen erteilt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung eine endgültige Betriebserlaubnis.
(4) Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung teilt dem relevanten Netzbetreiber oder der zuständigen Behörde des Mitgliedstaats die dauerhafte Außerbetriebnahme einer Stromerzeugungsanlage im Einklang mit den nationalen Rechtsvorschriften mit.
(5) Der relevante Netzbetreiber stellt gegebenenfalls sicher, dass die Inbetriebnahme und die Außerbetriebnahme von Stromerzeugungsanlagen des Typs B und C elektronisch mitgeteilt werden können.
(6) Die Mitgliedstaaten können vorsehen, dass das Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle auszustellen ist.
(1) Eine EZZ berechtigt den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, sein internes Netz und Eigenbedarfseinrichtungen der Stromerzeugungsanlagen unter Nutzung des für den Netzanschlusspunkt bestimmten Netzanschlusses einzuschalten.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EZZ aus, wenn die Vorarbeiten abgeschlossen sind, einschließlich der zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung geschlossenen Vereinbarung über die für den Netzanschlusspunkt relevanten Schutz- und Regeleinstellungen.
(1) Eine VBE berechtigt den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, die Stromerzeugungsanlage zu betreiben und unter Nutzung des Netzanschlusses während eines befristeten Zeitraums Strom zu erzeugen.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine VBE aus, sofern die in diesem Artikel verlangte Prüfung der Daten und Studien abgeschlossen ist.
(3) Für die Prüfung der Daten und Studien kann der relevante Netzbetreiber vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Vorlage folgender Unterlagen verlangen:
(4) Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung kann den Status VBE maximal 24 Monate behalten. ²Der relevante Netzbetreiber kann für die Gültigkeit der VBE eine kürzere Dauer vorgeben. ³Eine Verlängerung der VBE wird nur gewährt, wenn der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung erhebliche Fortschritte im Hinblick auf die vollständige Konformität erzielt hat. ⁴Die noch offenen Punkte sind beim Einreichen des Verlängerungsantrags deutlich auszuweisen.
(5) Der Zeitraum, in dem der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung den Status VBE behalten darf, kann über den in Absatz 4 genannten Zeitraum hinaus verlängert werden, wenn beim relevanten Netzbetreiber vor Ablauf dieses Zeitraums nach dem Freistellungsverfahren des Artikels 60 eine Freistellung beantragt wird.
(1) Eine EBE berechtigt den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, eine Stromerzeugungsanlage unter Verwendung des Netzanschlusses zu betreiben.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EBE aus, nachdem sämtliche für die Zwecke des Status VBE ermittelte Unvereinbarkeiten beseitigt wurden und sofern die in diesem Artikel verlangte Prüfung der Daten und Studien abgeschlossen ist.
(3) Für den Zweck der Prüfung von Daten und Studien muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dem relevanten Netzbetreiber Folgendes vorlegen:
(4)
Wird in Verbindung mit der Ausstellung der EBE eine Unvereinbarkeit festgestellt, kann nach Antragstellung beim relevanten Netzbetreiber gemäß dem in Titel V beschriebenen Freistellungsverfahren eine Freistellung gewährt werden. ²Der relevante Netzbetreiber stellt eine EBE aus, wenn die Stromerzeugungsanlage die Freistellungsbestimmungen erfüllt.
Wird ein Freistellungsantrag abgelehnt, kann der relevante Netzbetreiber die Betriebserlaubnis für die Stromerzeugungsanlage so lange verweigern, bis der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und der relevante Netzbetreiber die Unvereinbarkeit ausgeräumt haben und der relevante Netzbetreiber der Auffassung ist, dass die Stromerzeugungsanlage die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt.
Beseitigen der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Unvereinbarkeit nicht innerhalb eines angemessenen Zeitraums, spätestens jedoch binnen sechs Monaten nach der Mitteilung der Ablehnung des Freistellungsantrags, so kann jeder Beteiligte die Regulierungsbehörde mit der Angelegenheit befassen.
(1) Die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, denen eine EBE gewährt wurde, setzen den relevanten Netzbetreiber unverzüglich in Kenntnis über
(2) Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung beantragt bei dem relevanten Netzbetreiber eine BBE, wenn er realistisch erwartet, dass die in Absatz 1 genannten Umstände länger als drei Monate andauern werden.
(3) Der relevante Netzbetreiber stellt eine BBE aus, die folgende eindeutig ausgewiesene Informationen enthält:
(4) Während der Gültigkeit der BBE wird die EBE für die Teile ausgesetzt, für die die BBE erteilt wurde.
(5) Die Gültigkeit der BBE kann erneut verlängert werden, wenn vor Ablauf ihrer Gültigkeit beim relevanten Netzbetreiber nach dem Freistellungsverfahren des Titels V eine Freistellung beantragt wurde.
(6) Nach Ablauf der Gültigkeit der BBE kann der relevante Netzbetreiber den Betrieb der Stromerzeugungsanlage untersagen. ²In solchen Fällen verliert die EBE automatisch ihre Gültigkeit.
(7) Wenn der relevante Netzbetreiber die Gültigkeitsdauer der BBE nicht gemäß Absatz 5 verlängert oder nach Ablauf der BBE den Betrieb der Stromerzeugungsanlage gemäß Absatz 6 untersagt, kann der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung binnen sechs Monaten nach Mitteilung des Beschlusses des relevanten Netzbetreibers die Regulierungsbehörde mit der Angelegenheit befassen.
KAPITEL 2: Kosten-Nutzen-Analyse
(1) Vor der Anwendung einer Anforderung dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen gemäß Artikel 4 Absatz 3 nimmt der zuständige ÜNB einen qualitativen Kosten-Nutzen-Vergleich hinsichtlich der möglicherweise anzuwendenden Anforderung vor. ²Bei dem Vergleich werden verfügbare netz- oder marktgestützte Alternativen berücksichtigt. ³Der relevante ÜNB kann nur dann eine quantitative Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Absätzen 2 bis 5 vornehmen, wenn aus dem qualitativen Vergleich hervorgeht, dass der voraussichtliche Nutzen die voraussichtlichen Kosten überwiegt. ⁴Werden jedoch hohe Kosten oder nur ein geringer Nutzen erwartet, so fährt der relevante ÜNB nicht fort.
(2) Im Anschluss an eine Vorstufe gemäß Absatz 1 führt der relevante ÜNB eine quantitative Kosten-Nutzen-Analyse hinsichtlich der Anforderung durch, die auf bestehende Stromerzeugungsanlagen angewendet werden soll und für die sich in der Vorstufe gemäß Absatz 1 ein potenzieller Nutzen ergeben hat.
(3) Innerhalb von drei Monaten nach Abschluss der Kosten-Nutzen-Analyse fasst der relevante ÜNB die Ergebnisse in einem Bericht zusammen, der
(4) Spätestens sechs Monate nach dem Ende der öffentlichen Konsultation erstellt der relevante ÜNB einen Bericht, in dem er das Konsultationsergebnis erläutert und einen Vorschlag zur Anwendbarkeit der Anforderung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen unterbreitet. ²Der Bericht und der Vorschlag werden der Regulierungsbehörde oder ggf. ³dem Mitgliedstaat übermittelt, und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung oder ggf. ⁴ein Dritter wird über den Inhalt informiert.
(5) Der Vorschlag, den der relevante ÜNB gemäß Absatz 4 an die Regulierungsbehörde oder ggf. ²an den Mitgliedstaat richtet, enthält Folgendes:
(1) Die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und die VNB, einschließlich GVNB, wirken an der gemäß den Artikeln 38 und 63 durchgeführten Kosten-Nutzen-Analyse mit und tragen dazu bei, indem sie die erforderlichen Daten auf Aufforderung des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB binnen drei Monaten liefern, soweit mit dem relevanten ÜNB nichts anderes vereinbart wurde. ²Bei der Erstellung einer Kosten-Nutzen-Analyse des Eigentümers oder zukünftigen Eigentümers einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, anhand deren eine potenzielle Freistellung gemäß Artikel 62 geprüft wird, wirken der relevante ÜNB und der relevante VNB, einschließlich GVNB, mit und tragen dazu bei, indem sie die erforderlichen Daten auf Aufforderung des Eigentümers oder zukünftigen Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung binnen drei Monaten nach der Aufforderung liefern, soweit mit dem Eigentümer oder zukünftigen Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung nichts anderes vereinbart wurde.
(2) Für die Kosten-Nutzen-Analyse gelten die folgenden Grundsätze:
i) | Kapitalwert; |
ii) | Kapitalrendite; |
iii) | interner Zinsfuß; |
iv) | Zeitspanne bis Erreichen der Rentabilitätsschwelle; |
i) | die mit der Änderung verbundene geringere Wahrscheinlichkeit eines Versorgungsausfalls während der Lebensdauer; |
ii) | den wahrscheinlichen Umfang und die wahrscheinliche Dauer eines solchen Versorgungsausfalls; |
iii) | die gesellschaftlichen Kosten eines solchen Versorgungsausfalls pro Stunde; |
i) | die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe; |
ii) | die Ausgleichsreserven; |
iii) | die Abgabe von Blindleistung; |
iv) | das Engpassmanagement; |
v) | Gegenmaßnahmen; |
i) | die unmittelbaren Kosten der Anwendung einer Anforderung; |
ii) | die zurechenbaren Opportunitätskosten; |
iii) | die mit den resultierenden Änderungen bei Wartung und Betrieb verbundenen Kosten. |
TITEL IV: KONFORMITÄT
KAPITEL 1: Konformitätsüberwachung
(1) Der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt sicher, dass jede Stromerzeugungsanlage während der gesamten Lebensdauer der Anlage die nach dieser Verordnung geltenden Anforderungen erfüllt. ²Bei Stromerzeugungsanlagen des Typs A kann der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung auf gemäß der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen zurückgreifen.
(2) Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unterrichtet den relevanten Netzbetreiber über jede geplante Änderung an den technischen Fähigkeiten einer Stromerzeugungsanlage, die die Erfüllung der nach dieser Verordnung geltenden Anforderungen beeinträchtigen könnte, bevor er diese Änderung in die Wege leitet.
(3) Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unterrichtet den relevanten Netzbetreiber über alle Störungen oder Ausfälle einer Stromerzeugungsanlage, die die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung beinträchtigen, unverzüglich nach deren Eintreten.
(4) Der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unterrichtet den relevanten Netzbetreiber rechtzeitig über die geplanten Testprogramme und -verfahren, die bei der Prüfung der Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung durch eine Stromerzeugungsanlage durchzuführen sind, bevor er sie einleitet. ²Die geplanten Testprogramme und -verfahren bedürfen der vorherigen Erlaubnis des relevanten Netzbetreibers. ³Der Netzbetreiber muss die Erlaubnis zügig erteilen und darf sie nicht ohne triftigen Grund versagen.
(5) Der relevante Netzbetreiber kann an solchen Tests teilnehmen und das Betriebsverhalten der Stromerzeugungsanlagen aufzeichnen.
(1)
Der relevante Netzbetreiber prüft während der gesamten Lebensdauer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, ob eine Stromerzeugungsanlage die nach dieser Verordnung geltenden Anforderungen erfüllt. ²Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung wird über das Ergebnis dieser Prüfung unterrichtet.
Bei Stromerzeugungsanlagen des Typs A kann der relevante Netzbetreiber für diese Prüfung auf von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen zurückgreifen.
(2)
Der relevante Netzbetreiber kann vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung verlangen, gemäß einem Wiederholungsplan oder allgemeinen Schema oder nach einem Ausfall, einer Änderung oder dem Austausch von Betriebsmittel, die bzw. der die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung durch die Stromerzeugungsanlage beeinflussen kann, Konformitätstests und -simulationen durchzuführen.
Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung wird über das Ergebnis dieser Konformitätstests und -simulationen unterrichtet.
(3) Der relevante Netzbetreiber veröffentlicht eine Liste der vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung im Rahmen des Konformitätsverfahrens zu übermittelnden Informationen und Unterlagen sowie der von ihm zu erfüllenden Anforderungen. Die Liste muss mindestens folgende Informationen, Unterlagen und Anforderungen umfassen:
(4) Der relevante Netzbetreiber gibt öffentlich bekannt, wie die Verantwortlichkeiten für Konformitätstests, -simulationen und -überwachung zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und dem Netzbetreiber aufgeteilt sind.
(5) Der relevante Netzbetreiber kann die Überwachung der Einhaltung der Vorschriften ganz oder teilweise auf Dritte übertragen. ²In solchen Fällen sorgt der relevante Netzbetreiber weiterhin für die Erfüllung des Artikels 12, einschließlich des Abschlusses von Vertraulichkeitsverpflichtungen mit dem beauftragten Dritten.
(6) Können aus Gründen, die der relevante Netzbetreiber zu vertreten hat, die Konformitätstest oder -simulationen nicht so durchgeführt werden, wie der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dies vereinbart haben, so darf der relevante Netzbetreiber die Betriebserlaubnis gemäß Titel III nicht ohne triftigen Grund verweigern.
(1) Die Prüfung des Betriebsverhaltens einzelner Stromerzeugungsanlagen in einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dient dem Nachweis, dass die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt werden.
(2) Unbeschadet der Mindestanforderungen dieser Verordnung an Konformitätstests kann der relevante Netzbetreiber
(3) Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung ist dafür verantwortlich, dass die Tests im Einklang mit den Bedingungen des Titels IV Kapitel 2, 3 und 4 durchgeführt werden. ²Der relevante Netzbetreiber kooperiert und verzögert die Durchführung der Tests nicht ohne triftigen Grund.
(4) Der relevante Netzbetreiber kann an den Konformitätstests entweder vor Ort oder von seinem Kontrollzentrum aus teilnehmen. ²Zu diesem Zweck stellt der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Überwachungseinrichtungen bereit, die notwendig sind, um alle relevanten Testsignale und -messwerte aufzuzeichnen, und stellt sicher, dass die erforderlichen Vertreter des Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung während der gesamten Testlaufzeit vor Ort verfügbar sind. ³Die vom relevanten Netzbetreiber spezifizierten Signale werden übermittelt, wenn dieser bei ausgewählten Tests die Leistung mit seinen eigenen Betriebsmitteln aufzeichnen möchte. ⁴Die Teilnahme des relevanten Netzbetreibers liegt in seinem alleinigen Ermessen.
(1) Die Simulation des netzkonformen Verhaltens einzelner Stromerzeugungsanlagen in einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dient dem Nachweis, dass die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt werden.
(2) Unbeschadet der Mindestanforderungen an die Konformitätssimulation in dieser Verordnung kann der relevante Netzbetreiber
(3) Als Nachweis, dass die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt sind, legt der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung einen Bericht mit den Simulationsergebnissen für jede einzelne Stromerzeugungsanlage in der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vor. ²Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung erstellt für eine bestimmte Stromerzeugungsanlage ein validiertes Simulationsmodell und legt dieses vor. ³Der Anwendungsbereich der Simulationsmodelle ist in Artikel 15 Absatz 6 Buchstabe c festgelegt.
(4) Der relevante Netzbetreiber kann sich vergewissern, dass eine Stromerzeugungsanlage die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt, indem er seine eigenen Konformitätssimulationen auf Basis der vorgelegten Simulationsberichte, Simulationsmodelle und Konformitätstestmessungen durchführt.
(5) Der relevante Netzbetreiber stellt dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung technische Daten und ein Netzsimulationsmodell zur Verfügung, soweit dies erforderlich ist, um die verlangten Simulationen im Einklang mit Titel IV Kapitel 5, 6 oder 7 durchzuführen.
KAPITEL 2: Konformitätstests für synchrone Stromerzeugungsanlagen
(1)
Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung testen die Konformität der Reaktionen im LFSM-O-Betrieb von synchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B.
²Anstatt den entsprechenden Test durchzuführen, können Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung anhand der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigungen nachweisen. ³In diesem Fall sind die Betriebsmittelbescheinigungen dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
(2) Für den Test der Reaktionen im LFSM-O-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | die Testergebnisse erfüllen sowohl für die dynamischen als auch für die statischen Parameter die Anforderungen des Artikels 13 Absatz 2 und |
ii) | nach der Anpassung an den Frequenzsprung treten keine ungedämpften Leistungspendelungen auf. |
(1) Zusätzlich zu den in Artikel 44 beschriebenen Konformitätstest für synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B führen Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung die in den Absätzen 2, 3, 4 und 6 des vorliegenden Artikels beschriebenen Konformitätstests für synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C aus. ²Verfügt eine Stromerzeugungsanlage über Schwarzstartfähigkeit, so müssen die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung außerdem die in Absatz 5 genannten Tests durchführen. ³Anstatt den entsprechenden Test durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung anhand der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigungen nachweisen. ⁴In diesem Fall sind die Betriebsmittelbescheinigungen dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
(2) Für den Test des LFSM-U-Betriebs gelten folgende Anforderungen:
i) | die Testergebnisse erfüllen sowohl für die dynamischen als auch für die statischen Parameter die Anforderungen des Artikels 15 Absatz 2 Buchstabe c und |
ii) | nach der Anpassung an den Frequenzsprung treten keine ungedämpften Leistungspendelungen auf. |
(3) Für den Test des FSM-Betriebs gelten folgende Anforderungen:
i) | die Aktivierungszeit für den gesamten Bereich der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe infolge des Frequenzsprungs überschreitet nicht den in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d genannten Zeitraum; |
ii) | nach der Anpassung an den Frequenzsprung treten keine ungedämpften Leistungspendelungen auf; |
iii) | die anfängliche Verzögerung entspricht Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d; |
iv) | die Statik ist innerhalb des in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d genannten Bereichs einstellbar, und das Totband (Schwelle) überschreitet nicht den in dem Artikel genannten Wert; |
v) | die Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe in jedem relevanten Betriebspunkt überschreitet nicht den in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d festgelegten Bereich. |
(4) Für den Test der Regelung zur Frequenzwiederherstellung gelten folgende Anforderungen:
(5) Für den Test der Schwarzstartfähigkeit gelten folgende Anforderungen:
(6) Für den Test des Abfangens auf Eigenbedarfsbetrieb gelten folgende Anforderungen:
(7) Für den Test der Blindleistungskapazität gelten folgende Anforderungen:
i) | die Stromerzeugungsanlage wird unter folgenden Bedingungen mindestens eine Stunde lang jeweils bei maximaler kapazitiver und maximaler induktiver Blindleistung betrieben:
|
ii) | es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, jeden Zielwert der Blindleistung innerhalb des vereinbarten oder festgelegten Blindleistungsbereichs zu erreichen. |
(1) Synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs D werden den in den Artikeln 44 und 45 beschriebenen Konformitätstest für synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B und C unterzogen.
(2) Anstatt den entsprechenden Test durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung anhand der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigung nachweisen. ²In diesem Fall sind die Betriebsmittelbescheinigungen dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
KAPITEL 3: Konformitätstests für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen
(1)
Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung testen die Konformität der Reaktionen im LFSM-O-Betrieb von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B.
²Anstatt den entsprechenden Test durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung anhand der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigungen nachweisen. ³In diesem Fall sind die Betriebsmittelbescheinigungen dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
(2) Tests des LFSM-O-Betriebs für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B berücksichtigen das vom relevanten Netzbetreiber gewählte Regelungssystem.
(3) Für den Test der Reaktionen im LFSM-O-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
(1) Zusätzlich zu den in Artikel 47 beschriebenen Konformitätstests für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B führen Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung die in den Absätzen 2 bis 9 beschriebenen Konformitätstests für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C durch. ²Anstatt den entsprechenden Test durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung anhand der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigung nachweisen. ³In diesem Fall ist die Betriebsmittelbescheinigung dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
(2) Für den Test in Bezug auf die Regelbarkeit und den Regelbereich der Wirkleistungsabgabe gelten folgende Anforderungen:
i) | die Last der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage wird unterhalb des Sollwerts gehalten; |
ii) | die Einstellung erfolgt gemäß den Anforderungen in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe a und |
iii) | die Genauigkeit der Regelung entspricht dem in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe a spezifizierten Wert. |
(3) Für den Test der Reaktionen im LFSM-U-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | die Testergebnisse erfüllen sowohl für die dynamischen als auch die statischen Parameter die Anforderungen des Artikels 15 Absatz 2 Buchstabe c, und |
ii) | nach der Anpassung an den Frequenzsprung treten keine ungedämpften Leistungspendelungen auf. |
(4) Für den Test der Reaktionen im FSM-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | die Aktivierungszeit für den gesamten Bereich der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe infolge des Frequenzsprungs überschreitet nicht den in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d genannten Zeitraum; |
ii) | nach der Anpassung an den Frequenzsprung treten keine ungedämpften Leistungspendelungen auf; |
iii) | die anfängliche Verzögerung steht mit Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d im Einklang; |
iv) | die Statik ist innerhalb der in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d genannten Bereiche einstellbar, und das Totband (Schwelle) überschreitet nicht den vom relevanten ÜNB gewählten Wert; |
v) | die Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe auf einem relevanten Betriebspunkt entspricht den Anforderungen in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d. |
(5) Für den Test der Regelung zur Frequenzwiederherstellung gelten folgende Anforderungen:
(6) Für den Test der Blindleistungskapazität gelten folgende Anforderungen:
i) | Betrieb bei mehr als 60 % der Maximalkapazität während 30 Minuten; |
ii) | Betrieb im Bereich von 30-50 % der Maximalkapazität während 30 Minuten; |
iii) | Betrieb im Bereich von 10-20 % der Maximalkapazität während 60 Minuten; |
i) | die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage wird jeweils bei maximaler kapazitiver und maximaler induktiver Blindleistung während eines Zeitraums betrieben, der mindestens dem in Absatz 6 Buchstabe b für jeden Parameter geforderten Zeitraum entspricht; |
ii) | es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, innerhalb des vereinbarten oder festgelegten Blindleistungsbereichs jeden Zielwert der Blindleistung zu erreichen; |
iii) | innerhalb der im Blindleistungskapazitätsdiagramm definierten Betriebsbereichsgrenzen finden keine Schutzauslösungen statt. |
(7) Für den Test des Spannungsregelungsmodus gelten folgende Anforderungen:
i) | der eingestellte Gradient und das Totband gemäß Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d Ziffer iii; |
ii) | die Genauigkeit der Regelung; |
iii) | die Unempfindlichkeit der Regelung; |
iv) | das Zeitverhalten der Blindleistungsaktivierung. |
i) | der Bereich der Regelung sowie der Einstellungen von Statik und Totband entspricht den vereinbarten oder festgelegten Parametern gemäß Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d; |
ii) | im Einklang mit Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d beträgt die Unempfindlichkeit der Spannungsregelung höchstens 0,01 pu; |
iii) | nach einem Spannungssprung müssen 90 % der Änderung der Blindleistungsabgabe innerhalb der in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d spezifizierten Zeiten und Toleranzen erreicht werden. |
(8) Für den Test des Blindleistungsregelungsmodus gelten folgende Anforderungen:
i) | der Bereich und die Schrittweite der Blindleistungseinstellung; |
ii) | die Genauigkeit der Regelung; |
iii) | der für die Blindleistungsaktivierung erforderliche Zeitraum. |
i) | der Bereich und die Schrittweite der Blindleistungseinstellung stehen mit Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d im Einklang; |
ii) | die Genauigkeit der Regelung entspricht den in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d festgelegten Bedingungen. |
(9) Für den Test des Modus der Leistungsfaktorregelung gelten folgende Anforderungen:
i) | der Einstellungsbereich des Leistungsfaktors; |
ii) | die Genauigkeit der Regelung; |
iii) | die Anpassung der Blindleistung aufgrund einer sprunghaften Änderung der Wirkleistungsabgabe; |
i) | der Bereich und die Schrittweite der Leistungsfaktoreinstellung stehen mit Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d im Einklang; |
ii) | der für die Blindleistungsaktivierung infolge einer sprunghaften Änderung der Wirkleistungsabgabe erforderliche Zeitraum überschreitet nicht den in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d genannten Zeitraum; |
iii) | die Genauigkeit der Regelung entspricht dem in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d festgelegten Wert. |
(10) Für die in den Absätzen 7, 8 und 9 genannten Tests kann der relevante Netzbetreiber eine der drei Regelungsoptionen zur Prüfung auswählen.
(1) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs D werden im Einklang mit den Bedingungen in den Artikeln 47 und 48 den Konformitätstest für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B und C unterzogen.
(2) Anstatt den entsprechenden Test durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung anhand der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigung nachweisen. ²In diesem Fall sind die Betriebsmittelbescheinigungen dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
KAPITEL 4: Konformitätstests für nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen
KAPITEL 5: Konformitätssimulationen für synchrone Stromerzeugungsanlagen
(1) Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung simulieren die Konformität der Reaktionen von synchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B im LFSM-O-Betrieb. ²Anstatt die entsprechenden Simulationen durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Erfüllung der betreffenden Anforderung durch Vorlage der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigungen nachweisen. ³In diesem Fall sind die Betriebsmittelbescheinigungen dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen.
(2) Für die Simulation der Reaktionen im LFSM-O-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der Stromerzeugungsanlage auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für den LFSM-O-Betrieb gemäß Artikel 44 Absatz 2 geprüft wurde; |
ii) | die Einhaltung der Anforderung in Artikel 13 Absatz 2 nachgewiesen wird. |
(3) Für die Simulation der FRT-Fähigkeit von synchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B gelten folgende Anforderungen:
(4) Für die Simulation der Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler gelten folgende Anforderungen:
(1) Zusätzlich zu den in Artikel 51 beschriebenen Konformitätssimulationen für synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B werden synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C den in den Absätzen 2 bis 5 beschriebenen Konformitätssimulationen unterzogen. ²Anstatt diese Simulationen ganz oder zum Teil durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen verwenden, die dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen sind.
(2) Für die Simulation der Reaktionen im LFSM-U-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der Stromerzeugungsanlage auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für den LFSM-U-Betrieb gemäß Artikel 45 Absatz 2 geprüft wurde; |
ii) | die Einhaltung der Anforderung in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe c nachgewiesen wird. |
(3) Für die Simulation der Reaktionen im FSM-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der Stromerzeugungsanlage auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für den FSM-Betrieb gemäß Artikel 45 Absatz 3 geprüft wurde; |
ii) | die Einhaltung der Anforderung in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d nachgewiesen wird. |
(4) Für die Simulation des Inselbetriebs gelten folgende Anforderungen:
(5) Für die Simulation der Blindleistungskapazität gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der Stromerzeugungsanlage wurde auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für die Blindleistungskapazität gemäß Artikel 45 Absatz 7 geprüft; |
ii) | die Einhaltung der Anforderungen in Artikel 18 Absatz 2 Buchstaben b und c wird nachgewiesen. |
(1) Zusätzlich zu den in den Artikeln 51 und 52 beschriebenen Konformitätssimulationen für synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B und C, mit Ausnahme der Simulation der FRT-Fähigkeit von synchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B gemäß Artikel 51 Absatz 3, werden synchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs D den in den Absätzen 2 und 3 beschriebenen Konformitätssimulationen unterzogen. ²Anstatt diese Simulationen ganz oder zum Teil durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigung verwenden, die dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen sind.
(2) Für die Simulation der Regelung der Dämpfung von Leistungspendelungen gelten folgende Anforderungen:
i) | die PSS-Funktion dämpft die bestehenden Wirkleistungspendelungen der Stromerzeugungsanlage innerhalb des vom relevanten ÜNB vorgegebenen Frequenzbereichs. Dieser Frequenzbereich umfasst sowohl die Eigenfrequenz der lokalen Pendelung des Generators gegen das Netz als auch die Eigenfrequenzen der überregionalen Pendelungen; |
ii) | eine plötzliche Entlastung der Stromerzeugungsanlage von 1 pu auf 0,6 pu der Maximalkapazität führt nicht zu ungedämpften Pendelungen der Wirk- oder Blindleistung der Stromerzeugungsanlage. |
(3) Für die Simulation der FRT-Fähigkeit von synchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs D gelten folgende Anforderungen:
KAPITEL 6: Konformitätssimulationen für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen
(1) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B werden den Konformitätssimulationen gemäß den Absätzen 2 bis 5 unterzogen. ²Anstatt diese Simulationen ganz oder zum Teil durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen verwenden, die dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen sind.
(2) Für die Simulation des LFSM-O-Betriebs gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für den LFSM-O-Betrieb gemäß Artikel 47 Absatz 3 geprüft wurde; |
ii) | die Einhaltung der Anforderung in Artikel 13 Absatz 2 nachgewiesen wird. |
(3) Für die Simulation der dynamischen Blindstromstützung gelten folgende Anforderungen:
(4) Für die Simulation der FRT-Fähigkeit von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B gelten folgende Anforderungen:
(5) Für die Simulation der Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler gelten folgende Anforderungen:
(1) Zusätzlich zu den in Artikel 54 beschriebenen Konformitätssimulationen für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B werden nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs C den in den Absätzen 2 bis 7 beschriebenen Konformitätssimulationen unterzogen. ²Anstatt diese Simulationen ganz oder zum Teil durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen verwenden, die dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen sind.
(2) Für die Simulation des LFSM-U-Betriebs gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für den LFSM-U-Betrieb gemäß Artikel 48 Absatz 3 geprüft wurde; |
ii) | die Einhaltung der Anforderung in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe c nachgewiesen wird. |
(3) Für die Simulation der Reaktionen im FSM-Betrieb gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für den FSM-Betrieb gemäß Artikel 48 Absatz 4 geprüft wurde; |
ii) | die Einhaltung der Anforderung in Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d nachgewiesen wird. |
(4) Für die Simulation des Inselbetriebs gelten folgende Anforderungen:
(5) Für die Simulation der Fähigkeit zur Bereitstellung von synthetischer Schwungmasse gelten folgende Anforderungen:
(6) Für die Simulation der Blindleistungskapazität gelten folgende Anforderungen:
i) | das Simulationsmodell der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage wurde erfolgreich auf Übereinstimmung mit dem Konformitätstest für die Blindleistungskapazität gemäß Artikel 48 Absatz 6 geprüft; |
ii) | die Einhaltung der Anforderungen in Artikel 21 Absatz 3 Buchstaben b und c wird nachgewiesen. |
(7) Für die Simulation der Regelung zur Dämpfung von Leistungspendelungen gelten folgende Anforderungen:
(1) Zusätzlich zu den in den Artikeln 54 und 55 beschriebenen Konformitätssimulationen für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs B und C, mit Ausnahme der FRT-Fähigkeit von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen des Typs B gemäß Artikel 54 Absatz 4, werden nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen des Typs D einer Konformitätssimulation der FRT-Fähigkeit von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen unterzogen.
(2) Anstatt die in Absatz 1 genannten Simulationen ganz oder zum Teil durchzuführen, kann der Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen verwenden, die dem relevanten Netzbetreiber vorzulegen sind.
(3) Es wird nachgewiesen, dass sich das Modell der nichtsynchronen Stromerzeugungseinheit dazu eignet, die FRT-Fähigkeit gemäß Artikel 16 Absatz 3 Buchstabe a zu simulieren.
(4) Die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn mithilfe des Modells nachgewiesen wird, dass die in Artikel 16 Absatz 3 Buchstabe a genannten Bedingungen erfüllt sind.
KAPITEL 7: Konformitätssimulationen für nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen
KAPITEL 8: Nichtbindende Leitlinien und Beobachtung der Durchführung
(1) Spätestens sechs Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung und danach alle zwei Jahre erstellt das ENTSO (Strom) für seine Mitglieder und andere Netzbetreiber nichtbindende, schriftliche Leitlinien in Bezug auf diejenigen Teile dieser Verordnung, zu denen nationale Entscheidungen getroffen werden müssen. ²Das ENTSO (Strom) veröffentlicht diese Leitlinien auf seiner Website.
(2) Für die Erstellung der nichtbindenden Leitlinien konsultiert das ENTSO (Strom) die relevanten Interessengruppen.
(3) In den nichtbindenden Leitlinien werden die technischen Fragen, Bedingungen und gegenseitigen Abhängigkeiten erläutert, die bei der Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung auf nationaler Ebene zu beachten sind.
(1) Das ENTSO (Strom) beobachtet die Durchführung dieser Verordnung gemäß Artikel 8 Absatz 8 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009. Die Beobachtung erstreckt sich insbesondere auf
(2) Die Agentur erstellt zusammen mit dem ENTSO (Strom) binnen zwölf Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine Liste der relevanten Informationen, die das ENTSO (Strom) der Agentur im Einklang mit Artikel 8 Absatz 9 und Artikel 9 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 übermitteln muss. ²Die Liste der einschlägigen Informationen kann aktualisiert werden. ³Das ENTSO (Strom) speichert die von der Agentur angeforderten Daten in einem umfassenden digitalen Datenarchiv in standardisiertem Format.
(3)
Die relevanten ÜNB übermitteln dem ENTSO (Strom) die für die Erfüllung der Aufgaben gemäß den Absätzen 1 und 2 erforderlichen Informationen.
Auf Aufforderung der Regulierungsbehörde legen die VNB den ÜNB die in Absatz 2 genannten Informationen vor, soweit die Regulierungsbehörden, die Agentur oder das ENTSO (Strom) sie nicht bereits im Rahmen der Beobachtung der Durchführung erhalten und somit eine zweite Übermittlung nicht erforderlich ist.
(4) Wenn das ENTSO (Strom) oder die Agentur im Rahmen dieser Verordnung Bereiche identifizieren, in denen angesichts von Marktentwicklungen oder der bei der Anwendung dieser Verordnung gewonnenen Erfahrung eine weitere Harmonisierung der Bestimmungen dieser Verordnung sinnvoll ist, um die Marktintegration zu fördern, legen sie gemäß Artikel 7 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 Entwürfe von Änderungen an der vorliegenden Verordnung vor.
TITEL V: FREISTELLUNGEN
(1) Die Regulierungsbehörden können auf Ersuchen des Eigentümers oder möglichen Eigentümers einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, eines relevanten Netzbetreibers oder eines relevanten ÜNB Eigentümern oder möglichen Eigentümern von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, relevanten Netzbetreibern oder relevanten ÜNB im Einklang mit den Artikeln 61 bis 63 für neue und bestehende Stromerzeugungsanlagen Freistellungen von einer oder mehreren Bestimmungen dieser Verordnung gewähren.
(2) Freistellungen können im Einklang mit den Artikeln 61 bis 63 von anderen Behörden als der Regulierungsbehörde gewährt und aufgehoben werden, wenn ein Mitgliedstaat dies vorsieht.
(1) Jede Regulierungsbehörde legt nach Konsultation der relevanten Netzbetreiber und der Eigentümer von Stromerzeugungsanlagen und anderer Interessengruppen, von denen sie annimmt, dass diese Verordnung sie betrifft, die Kriterien für die Gewährung von Freistellungen gemäß den Artikeln 62 und 63 fest. ²Sie veröffentlicht diese Kriterien auf ihrer Website und teilt sie der Kommission innerhalb von neun Monaten nach Inkrafttreten dieser Verordnung mit. ³Die Kommission kann eine Regulierungsbehörde auffordern, die Kriterien zu ändern, wenn sie der Auffassung ist, dass diese nicht mit dieser Verordnung vereinbar sind. ⁴Diese Möglichkeit, die Kriterien für die Gewährung von Freistellungen zu überprüfen und zu ändern, lässt bereits gewährte Freistellungen unberührt; diese gelten bis zum vorgesehenen Ablaufdatum entsprechend den Bestimmungen der Entscheidung zur Gewährung der Freistellung.
(2) Die Regulierungsbehörde kann die Kriterien für die Gewährung von Freistellungen gemäß Absatz 1 höchstens einmal pro Jahr überprüfen und ändern, wenn sie dies wegen geänderter Rahmenbedingungen aufgrund der Entwicklung der Netzanforderungen für erforderlich hält. ²Eine Änderung der Kriterien gilt nicht für Freistellungen, für die bereits ein Antrag gestellt wurde.
(3) Die Regulierungsbehörde kann entscheiden, dass Stromerzeugungsanlagen, für die ein Freistellungsantrag gemäß Artikel 62 oder 63 gestellt wurde, die Anforderungen dieser Verordnung, für die eine Freistellung beantragt wurde, zwischen dem Tag der Antragstellung und dem Tag der Entscheidung durch die Regulierungsbehörde nicht zu erfüllen brauchen.
(1) Die Eigentümer oder möglichen Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung können für Stromerzeugungsanlagen innerhalb ihrer Einrichtungen Freistellungen von einer oder mehrerer Anforderungen dieser Verordnung beantragen.
(2) Ein Freistellungsantrag wird an den relevanten Netzbetreiber gerichtet und enthält
(3) Innerhalb von zwei Wochen nach dem Eingang eines Freistellungsantrags bestätigt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer oder möglichen Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, ob sein Antrag vollständig ist. ²Ist der Antrag nach Auffassung des relevanten Netzbetreibers unvollständig, so reicht der Eigentümer oder mögliche Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die zusätzlich angeforderten Angaben innerhalb eines Monats nach Eingang des Ersuchens um zusätzliche Angaben nach. ³Übermittelt der Eigentümer oder mögliche Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen.
(4) Der relevante Netzbetreiber prüft in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB und etwa betroffenen benachbarten VNB den Freistellungsantrag und die übermittelte Kosten-Nutzen-Analyse unter Berücksichtigung der von der Regulierungsbehörde gemäß Artikel 61 festgelegten Kriterien.
(5) Betrifft der Freistellungsantrag eine Stromerzeugungsanlage des Typs C oder D, die an ein Verteilernetz, einschließlich geschlossener Verteilernetze, angeschlossen ist, so muss die Bewertung des relevanten Netzbetreibers von einer vom relevanten ÜNB vorgenommenen Bewertung des Freistellungsantrags begleitet werden. ²Der relevante ÜNB übermittelt seine Bewertung innerhalb von zwei Monaten, nachdem der relevante Netzbetreiber ihn dazu aufgefordert hat.
(6) Innerhalb von sechs Monaten nach Eingang eines Freistellungsantrags leitet der relevante Netzbetreiber den Antrag an die Regulierungsbehörde weiter und legt die gemäß den Absätzen 4 und 5 erstellte(n) Bewertung(en) vor. ²Diese Frist kann um einen Monat verlängert werden, wenn der relevante Netzbetreiber weitere Angaben vom Eigentümer oder möglichen Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung anfordert, und um zwei Monate, wenn der relevante Netzbetreiber den relevanten ÜNB um eine Bewertung des Freistellungsantrags ersucht.
(7) Innerhalb von sechs Monaten nach dem auf den Eingang eines Freistellungsantrags folgenden Tag erlässt die Regulierungsbehörde eine Entscheidung über den Antrag. ²Die Frist kann vor ihrem Ablauf um drei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde weitere Angaben vom Eigentümer oder möglichen Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung oder einem anderen Beteiligten anfordert. ³Die Zusatzfrist beginnt, wenn die vollständigen Angaben eingegangen sind.
(8) Der Eigentümer oder mögliche Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung übermittelt von der Regulierungsbehörde angeforderte zusätzliche Angaben binnen zwei Monaten nach dem Ersuchen. Übermittelt der Eigentümer oder mögliche Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen, sofern nicht vor Fristablauf
(9) Die Regulierungsbehörde erlässt eine begründete Entscheidung über den Freistellungsantrag. ²Bei der Gewährung einer Freistellung legt die Regulierungsbehörde die Gültigkeitsdauer fest.
(10) Die Regulierungsbehörde teilt dem betreffenden Eigentümer oder möglichen Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB ihre Entscheidung mit.
(11) Eine Regulierungsbehörde kann eine Entscheidung zur Gewährung einer Freistellung aufheben, wenn die Umstände und Gründe nicht mehr gegeben sind oder wenn die Kommission oder die Agentur eine begründete Empfehlung gemäß Artikel 65 Absatz 2 abgibt.
(12) Für Stromerzeugungsanlagen des Typs A kann ein Freistellungsantrag nach diesem Artikel im Auftrag des Eigentümers oder möglichen Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung von einem Dritten gestellt werden. ²Ein solcher Antrag kann für eine einzige Stromerzeugungsanlage oder für mehrere, identische Stromerzeugungsanlagen gestellt werden. ³Im letztgenannten Fall kann der Dritte die in Absatz 2 Buchstabe a verlangten Personenangaben durch seine Personenangaben ersetzen, sofern die kumulative Maximalkapazität angegeben wird.
(1) Relevante Netzbetreiber oder relevante ÜNB können Freistellungen für bestimmte Kategorien von Stromerzeugungsanlagen beantragen, die an ihr Netz angeschlossen sind oder werden sollen.
(2) Relevante Netzbetreiber oder relevante ÜNB richten ihre Freistellungsanträge an die Regulierungsbehörde. Jeder Freistellungsantrag enthält
(3) Wird ein Freistellungsantrag von einem relevanten VNB oder GVNB eingereicht, so fordert die Regulierungsbehörde den relevanten ÜNB innerhalb von zwei Wochen nach dem auf den Eingang des Antrags folgenden Tag auf, den Freistellungsantrag anhand der von der Regulierungsbehörde festgelegten Kriterien gemäß Artikel 61 zu bewerten.
(4) Innerhalb von zwei Wochen nach dem auf den Eingang einer solchen Aufforderung zur Bewertung folgenden Tag bestätigt der relevante ÜNB dem relevanten VNB oder GVNB, ob der Freistellungsantrag vollständig ist. ²Ist der Antrag nach Auffassung des relevanten ÜNB unvollständig, so reicht der relevante VNB oder GVNB die zusätzlich angeforderten Angaben innerhalb eines Monats nach Eingang des Ersuchens um zusätzliche Angaben nach.
(5) Innerhalb von sechs Monaten nach Eingang eines Freistellungsantrags leitet der relevante ÜNB den Antrag an die Regulierungsbehörde weiter und legt seine Bewertung, einschließlich jeglicher sachdienlicher Unterlagen, vor. ²Die Sechsmonatsfrist kann um einen Monat verlängert werden, wenn der relevante ÜNB zusätzliche Angaben von dem relevanten VNB oder GVNB anfordert.
(6) Innerhalb von sechs Monaten nach dem auf den Eingang eines Freistellungsantrags folgenden Tag erlässt die Regulierungsbehörde eine Entscheidung über den Antrag. Wird der Freistellungsantrag von dem relevanten VNB oder GVNB eingereicht, so beginnt die Sechsmonatsfrist an dem Tag, der auf den Eingang der Bewertung durch den relevanten ÜNB gemäß Absatz 5 folgt,
(7)
Die Sechsmonatsfrist gemäß Absatz 6 kann vor ihrem Ablauf um weitere drei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde von dem relevanten Netzbetreiber, der die Freistellung beantragt, oder von anderen Beteiligten weitere Angaben anfordert. ²Die Zusatzfrist beginnt an dem auf den Eingang der vollständigen Angaben folgenden Tag.
Der relevante Netzbetreiber übermittelt die von der Regulierungsbehörde angeforderten zusätzlichen Angaben binnen zwei Monaten nach dem Datum des Ersuchens. Übermittelt der relevante Netzbetreiber die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen, sofern nicht vor Fristablauf
(8) Die Regulierungsbehörde erlässt eine begründete Entscheidung über den Freistellungsantrag. ²Bei der Gewährung der Freistellung legt die Regulierungsbehörde die Gültigkeitsdauer fest.
(9) Die Regulierungsbehörde teilt dem relevanten Netzbetreiber, der die Freistellung beantragt, dem relevanten ÜNB und der Agentur ihre Entscheidung mit.
(10) Die Regulierungsbehörden können weitere Anforderungen an die Erstellung von Freistellungsanträgen durch relevante Netzbetreiber stellen. ²Dabei berücksichtigt die Regulierungsbehörde die Abgrenzung zwischen Übertragungsnetz und Verteilernetz auf nationaler Ebene und konsultiert die Netzbetreiber, die Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und die relevanten Interessengruppen, einschließlich Hersteller.
(11) Eine Regulierungsbehörde kann eine Entscheidung zur Gewährung einer Freistellung aufheben, wenn die Umstände und Gründe nicht mehr gegeben sind oder wenn die Kommission oder die Agentur eine begründete Empfehlung gemäß Artikel 65 Absatz 2 abgibt.
(1) Die Regulierungsbehörden führen ein Register aller Freistellungen, die sie gewährt oder verweigert haben, und übermitteln der Agentur mindestens alle sechs Monate ein aktuelles, konsolidiertes Register, wobei das ENTSO (Strom) eine Kopie erhält.
(2) Das Register enthält insbesondere
(1) Die Agentur beobachtet das Verfahren zur Gewährung von Freistellungen in Zusammenarbeit mit den Regulierungsbehörden oder zuständigen Behörden des Mitgliedstaats. ²Die Regulierungsbehörden oder die zuständigen Behörden des Mitgliedstaats stellen der Agentur alle Angaben zur Verfügung, die sie für diesen Zweck benötigt.
(2) Die Agentur kann einer Regulierungsbehörde unter Angabe von Gründen empfehlen, eine Freistellung aufzuheben, weil sie nicht hinreichend gerechtfertigt ist. ²Die Kommission kann einer Regulierungsbehörde oder zuständigen Behörde des Mitgliedstaats unter Angabe von Gründen empfehlen, eine Freistellung aufzuheben, weil sie nicht hinreichend gerechtfertigt ist.
(3) Die Kommission kann die Agentur auffordern, über die Anwendung der Absätze 1 und 2 zu berichten und zu begründen, warum sie die Aufhebung von Freistellungen verlangt oder nicht verlangt.
TITEL VI: ÜBERGANGSBESTIMMUNGEN FÜR AUFKOMMENDE TECHNOLOGIEN
(1) Mit Ausnahme des Artikels 30 gelten die Anforderungen dieser Verordnung nicht für Stromerzeugungsanlagen, die nach den Verfahren dieses Titels als aufkommende Technologie eingestuft wurden.
(2) Eine Stromerzeugungsanlage kommt für die Einstufung als aufkommende Technologie gemäß Artikel 69 in Betracht, wenn
(1) Der Höchstanteil der kumulierten Maximalkapazität von als aufkommende Technologien eingestuften Stromerzeugungsanlagen in einem Synchrongebiet beträgt 0,1 % der Jahreshöchstlast in dem Synchrongebiet im Jahr 2014.
(2)
Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass zur Berechnung des Höchstanteils der kumulierten Maximalkapazität von als aufkommende Technologien eingestuften Stromerzeugungsanlagen in diesem Mitgliedstaat der Höchstanteil der kumulativen Maximalkapazität der als aufkommende Technologien eingestuften Stromerzeugungsanlagen eines Synchrongebiets multipliziert wird mit dem Quotienten aus der Jahresstromerzeugung im Jahr 2014 in dem Mitgliedstaat und der Gesamtstromerzeugung im Jahr 2014 in dem betreffenden Synchrongebiet, zu dem der Mitgliedstaat gehört.
Für Mitgliedstaaten, die zu verschiedenen Synchrongebietsteilen gehören, wird die Berechnung anteilig für jeden dieser Teile vorgenommen und addiert, um den Gesamtanteil dieses Mitgliedstaats zu ermitteln.
(3) Die Datenquelle für die Anwendung dieses Artikels ist das 2015 veröffentlichte Statistical Factsheet für Strom des ENTSO (Strom).
(1) Binnen sechs Monaten nach Inkrafttreten dieser Verordnung können die Hersteller von Stromerzeugungsanlagen des Typs A bei der zuständigen Regulierungsbehörde die Einstufung der Technologie ihrer Stromerzeugungsanlage als aufkommende Technologie beantragen.
(2) In Verbindung mit einem Antrag gemäß Absatz 1 teilt der Hersteller der zuständigen Regulierungsbehörde die Gesamtverkäufe dieser Stromerzeugungsanlagentechnologie in jedem Synchrongebiet zum Zeitpunkt der Einreichung des Antrags zur Einstufung als aufkommende Technologie mit.
(3) Der Hersteller erbringt den Nachweis, dass ein gemäß Absatz 1 eingereichter Antrag den Zulässigkeitskriterien der Artikel 66 und 67 entspricht.
(4) Wenn ein Mitgliedstaat dies vorsieht, kann auch eine andere Behörde als die Regulierungsbehörde Anträge auf Einstufung von Technologien als aufkommende Technologien prüfen, genehmigen oder eine solche Genehmigung widerrufen.
(1) Binnen zwölf Monaten nach Inkrafttreten dieser Verordnung entscheidet die zuständige Regulierungsbehörde in Abstimmung mit allen anderen Regulierungsbehörden eines Synchrongebiets, welche Stromerzeugungsanlagen gegebenenfalls als aufkommende Technologie eingestuft werden sollten. ²Jede Regulierungsbehörde des betreffenden Synchrongebiets kann die Agentur vorab um eine Stellungnahme bitten, die diese binnen drei Monaten nach Eingang des Ersuchens erteilt. ³Die zuständige Regulierungsbehörde berücksichtigt die Stellungnahme der Agentur bei ihrer Entscheidung.
(2) Jede Regulierungsbehörde eines Synchrongebiets veröffentlicht die Liste der Stromerzeugungsanlagen, die als aufkommende Technologien anerkannt wurden.
(1) Ab dem Zeitpunkt der Entscheidung der Regulierungsbehörde gemäß Artikel 69 Absatz 1 übermittelt der Hersteller einer als aufkommende Technologie eingestuften Stromerzeugungsanlage der Regulierungsbehörde alle zwei Monate den neuesten Stand der Verkäufe der Stromerzeugungsanlage in den vergangenen beiden Monaten, aufgeschlüsselt nach Mitgliedstaaten. ²Die Regulierungsbehörde veröffentlicht die kumulierte Maximalkapazität der als aufkommende Technologie eingestuften Stromerzeugungsanlagen.
(2) Überschreitet die kumulierte Maximalkapazität aller an Netze angeschlossenen, als aufkommende Technologie eingestuften Stromerzeugungsanlagen den Schwellenwert gemäß Artikel 67, so hebt die zuständige Regulierungsbehörde die Einstufung als aufkommende Technologie auf. ²Die Aufhebungsentscheidung wird veröffentlicht.
(3)
Unbeschadet der Bestimmungen der Absätze 1 und 2 können alle Regulierungsbehörden eines Synchrongebiets koordiniert beschließen, eine Einstufung als aufkommende Technologie aufzuheben. ²Die Regulierungsbehörden des betreffenden Synchrongebiets können die Agentur vorab um eine Stellungnahme bitten, die diese binnen drei Monaten nach Eingang des Ersuchens abgibt. ³Die Regulierungsbehörden berücksichtigen gegebenenfalls bei der koordinierten Entscheidung die Stellungnahme der Agentur. ⁴Jede Regulierungsbehörde eines Synchrongebiets veröffentlicht die Aufhebungsentscheidung.
Als aufkommende Technologie eingestufte Stromerzeugungsanlagen, die vor dem Zeitpunkt der Aufhebung dieser Einstufung als aufkommende Technologie an das Netz angeschlossen waren, gelten als bestehende Stromerzeugungsanlagen und unterliegen somit nur gemäß den Bestimmungen des Artikels 4 Absatz 2 sowie der Artikel 38 und 39 den Anforderungen dieser Verordnung.
TITEL VII: SCHLUSSBESTIMMUNGEN
(1) Die Regulierungsbehörden sorgen dafür, dass alle einschlägigen Klauseln in Verträgen und allgemeinen Geschäftsbedingungen, die den Netzanschluss neuer Stromerzeugungsanlagen betreffen, mit den Anforderungen dieser Verordnung in Einklang gebracht werden.
(2) Alle einschlägigen Klauseln in Verträgen und allgemeinen Geschäftsbedingungen, die den Netzanschluss bestehender Stromerzeugungsanlagen betreffen, auf die alle oder einige Anforderungen dieser Verordnung gemäß Artikel 4 Absatz 1 anwendbar sind, werden so geändert, dass sie den Anforderungen dieser Verordnung entsprechen. ²Die betreffenden Klauseln werden binnen drei Jahren nach der Entscheidung der Regulierungsbehörde oder des Mitgliedstaats gemäß Artikel 4 Absatz 1 geändert.
(3) Die Regulierungsbehörden stellen sicher, dass nationale Vereinbarungen zwischen Netzbetreibern und den Eigentümern von neuen oder bestehenden Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die unter diese Verordnung fallen und Netzanschlussbestimmungen für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung betreffen, insbesondere nationale Netzkodizes, die Anforderungen dieser Verordnung widerspiegeln.
Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Unbeschadet des Artikels 4 Absatz 2 Buchstabe b, der Artikel 7, 58, 59 und 61 sowie des Titels VI werden die Bestimmungen dieser Verordnung drei Jahre nach deren Veröffentlichung anwendbar.
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