27.4.2016   

DE

Amtsblatt der Europäischen Union

L 112/1

(1)

Die rasche Vollendung eines voll funktionierenden und vernetzten Energiebinnenmarkts ist für die Erhaltung der Energieversorgungssicherheit, die Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit und die Gewährleistung erschwinglicher Energiepreise für die Verbraucher von entscheidender Bedeutung.

(2)

In der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sind diskriminierungsfreie Vorschriften für den Netzzugang im grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt, mit denen ein gut funktionierender Elektrizitätsbinnenmarkt sichergestellt werden soll. Zudem müssen die Mitgliedstaaten oder, wenn Mitgliedstaaten dies vorsehen, die Regulierungsbehörden nach Artikel 5 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) unter anderem gewährleisten, dass für den Netzanschluss objektive und diskriminierungsfreie technische Vorschriften mit Mindestanforderungen an die Auslegung und den Betrieb erarbeitet werden. Stellen Anforderungen Bedingungen für den Anschluss an nationale Netze dar, sind nach Artikel 37 Absatz 6 der genannten Richtlinie die Regulierungsbehörden dafür verantwortlich, zumindest die Methoden für die Berechnung oder Festlegung dieser Anforderungen zu bestimmen oder zu genehmigen. Zur Gewährleistung der Systemsicherheit innerhalb des Stromverbundsystems ist es von entscheidender Bedeutung, ein gemeinsames Verständnis von den Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen zu entwickeln. Anforderungen, die dazu beitragen, die Systemsicherheit aufrechtzuerhalten, zu schützen und wiederherzustellen, um das ordnungsgemäße Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts sowohl innerhalb der Synchrongebiete als auch zwischen den einzelnen Synchrongebieten zu unterstützen und für Kosteneffizienz zu sorgen, sollten als grenzüberschreitende Netzangelegenheiten und Angelegenheiten der Marktintegration betrachtet werden.

(3)

Es sollten harmonisierte Vorschriften für den Netzanschluss von Stromerzeugungsanlagen festgelegt werden, um einen klaren Rechtsrahmen für den Netzanschluss zu schaffen, den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern, die Systemsicherheit zu gewährleisten, die Integration erneuerbarer Energieträger zu unterstützen, den Wettbewerb zu fördern sowie eine effizientere Netz- und Ressourcennutzung zu ermöglichen und somit Vorteile für die Verbraucher zu schaffen.

(4)

Die Systemsicherheit hängt unter anderem von den technischen Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen ab. Grundlegende Voraussetzungen sind daher die regelmäßige Koordinierung auf Übertragungs- und Verteilernetzebene und eine angemessene Leistungsfähigkeit der an die Übertragungs- und Verteilernetze angeschlossenen Betriebsmittel, die ausreichend robust sein müssen, um Störungen standzuhalten und dazu beizutragen, größere Unterbrechungen zu verhindern oder den Wiederaufbau des Netzes nach einem Zusammenbruch zu unterstützen.

(5)

Voraussetzung für einen sicheren Netzbetrieb ist auch die enge Zusammenarbeit zwischen den Eigentümern von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und den Netzbetreibern. Insbesondere hängt der Betrieb des Netzes unter anormalen Bedingungen von der Reaktion der Stromerzeugungsanlagen auf Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 pu (Per-Unit-Wert) sowie auf Abweichungen von der Nennfrequenz ab. Angesichts ihrer gegenseitigen Abhängigkeiten sollten Netze und Stromerzeugungsanlagen im Hinblick auf die Systemsicherheit systemtechnisch als Einheit betrachtet werden. Daher sollten einschlägige technische Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen als Voraussetzung für den Netzanschluss festgelegt werden.

(6)

Die Regulierungsbehörden sollten die Kosten, die den Netzbetreibern bei der Anwendung dieser Verordnung tatsächlich entstanden sind, in angemessenem Umfang berücksichtigen, wenn sie gemäß Artikel 37 Absätze 1 und 6 der Richtlinie 2009/72/EG und Artikel 14 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 Übertragungs- oder Verteilernetzentgelte oder die entsprechenden Methoden festlegen oder genehmigen oder die Bedingungen für den Anschluss an und den Zugang zu den nationalen Netzen genehmigen.

(7)

Die einzelnen Synchrongebiete in der EU weisen unterschiedliche Merkmale auf, die bei der Festlegung von Anforderungen an Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung zu berücksichtigen sind. Vorschriften für den Netzanschluss sollten daher gemäß Artikel 8 Absatz 6 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 regionalen Besonderheiten Rechnung tragen.

(8)

Im Interesse der erforderlichen Rechtssicherheit sollten die Anforderungen dieser Verordnung nur für neue Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung gelten, nicht jedoch für bestehende Stromerzeugungsanlagen und Stromerzeugungsanlagen, die sich in einem fortgeschrittenen Planungsstadium befinden, aber noch nicht fertiggestellt sind, soweit die relevante Regulierungsbehörde oder der Mitgliedstaat angesichts der Entwicklung der Netzanforderungen und einer umfassenden Kosten-Nutzen-Analyse oder aufgrund einer erheblichen Modernisierung dieser Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung nichts anderes vorsieht.

(9)

Die Bedeutung von Stromerzeugungsanlagen sollte nach ihrer Größe und ihren Auswirkungen auf das Gesamtsystem bewertet werden. Synchronmaschinen sollten nach der Größe der Maschine klassifiziert werden und alle Bestandteile einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung umfassen, die im Normalbetrieb untrennbar zusammen arbeiten, wie etwa separate Generatoren, die von separaten Gas- und Dampfturbinen derselben Gas- und Dampfanlage angetrieben werden. Bei Kraftwerken, die mehrere solcher Gas- und Dampfanlagen umfassen, sollte jede Anlage nach ihrer Größe und nicht nach der Gesamtkapazität des Kraftwerks beurteilt werden. Nicht synchron angeschlossene Stromerzeugungsanlagen, die gemeinsam eine Wirtschaftseinheit bilden und über einen einzigen Netzanschlusspunkt verfügen, sollten nach ihrer aggregierten Nennleistung bewertet werden.

(10)

Angesichts der unterschiedlichen Spannungsebenen, auf denen Stromerzeugungsanlagen angeschlossen sind, und ihrer unterschiedlichen maximalen Erzeugungskapazität sollte diese Verordnung unterschiedliche Anforderungen an die verschiedenen Arten von Stromerzeugungsanlagen vorsehen. Sie enthält keine Vorschriften für die Bestimmung der Spannungsebene des Netzanschlusses, an die eine Erzeugungsanlage an das Netz anzuschließen ist.

(11)

Für Stromerzeugungsanlagen des Typs A sollten grundlegende Anforderungen festgelegt werden, um die Stromerzeugungskapazität mit begrenzten automatisierten Reaktionen und einer minimalen Steuerung durch den Netzbetreiber sicherzustellen. Sie sollten einen umfangreichen Verlust an Erzeugungskapazität in den Betriebsbereichen des Netzes verhindern, um kritische Ereignisse zu minimieren, und Anforderungen umfassen, die für großflächige Interventionen bei systemkritischen Ereignissen erforderlich sind.

(12)

Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs B sollten ein breiteres Spektrum an automatisierten dynamischen Reaktionen vorsehen, die eine größere Widerstandsfähigkeit gegenüber betrieblichen Vorkommnissen ermöglichen, um die Nutzung dieser dynamischen Reaktionen sicherzustellen, und eine umfangreichere Steuerung durch den Netzbetreiber sowie Informationen zur Nutzung dieser Fähigkeiten umfassen. Die Anforderungen gewährleisten eine automatisierte Reaktion, um die Auswirkungen von Netzereignissen zu begrenzen und für eine optimale dynamische Reaktion der Stromerzeugungsanlage auf diese Ereignisse zu sorgen.

(13)

Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs C sollten eine präzise, stabile und gut steuerbare dynamische Echtzeitreaktion vorsehen, die es ermöglicht, wichtige Systemdienstleistungen zu erbringen, um die Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Die Anforderungen sollten allen Netzzuständen Rechnung tragen, weshalb die Interaktionen zwischen Anforderungen, Funktionen, Regelung und Informationen zur Nutzung dieser Fähigkeiten detailliert beschrieben werden sollten; zudem sollten sie die Echtzeitreaktion des Systems gewährleisten, die zur Vermeidung von Systemereignissen sowie für den Umgang mit diesen Ereignissen und die Reaktion darauf erforderlich ist. Die Anforderungen sollten darüber hinaus ausreichende Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen umfassen, sowohl bei Störungsfreiheit als auch bei Netzstörungen angemessen zu reagieren, und die erforderlichen Informationen und Regelungen zur Nutzung von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung in unterschiedlichen Situationen vorsehen.

(14)

Die Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen des Typs D sollten sich speziell auf Erzeugungsanlagen mit Anschluss an höhere Spannungsebenen beziehen, die Auswirkungen auf die Regelung und den Betrieb des gesamten Netzes haben. Sie sollten einen stabilen Betrieb des Verbundnetzes gewährleisten und die Nutzung von Systemdienstleistungen durch Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung in ganz Europa ermöglichen.

(15)

Die Anforderungen sollten auf den Grundsätzen der Diskriminierungsfreiheit und Transparenz beruhen und darauf abzielen, ein optimales Verhältnis zwischen höchstmöglicher Gesamteffizienz und den geringsten Gesamtkosten für alle beteiligten Akteure zu erreichen. Sie sollten daher den Unterschieden der Stromerzeugungstechnologien mit ihren inhärenten unterschiedlichen Eigenschaften Rechnung tragen und angesichts regionaler Besonderheiten dazu beitragen, in bestimmten geografischen Gebieten unnötige Investitionen zu vermeiden. Übertragungsnetzbetreiber („ÜNB“) und Verteilernetzbetreiber („VNB“) einschließlich der Betreiber geschlossener Verteilernetze („GVNB“) können diese Unterschiede berücksichtigen, wenn sie Anforderungen gemäß den Bestimmungen dieser Verordnung festlegen, wobei anerkannt wird, dass die Schwellenwerte für die Unterscheidung zwischen Übertragungs- und Verteilernetzen auf nationaler Ebene bestimmt werden.

(16)

Aufgrund ihrer grenzübergreifenden Bedeutung sollte diese Verordnung darauf abzielen, zumindest innerhalb desselben Synchrongebiets dieselben Anforderungen hinsichtlich der Frequenz auf allen Spannungsebenen sicherzustellen. Dies ist erforderlich, da eine Änderung der Frequenz in einem Mitgliedstaat unmittelbare Auswirkungen auf die Frequenz in allen anderen Mitgliedstaaten desselben Synchrongebiets hätte und dort Schäden an den Betriebsmitteln verursachen könnte.

(17)

Im Interesse der Systemsicherheit sollten Stromerzeugungsanlagen in jedem Synchrongebiet des Verbundnetzes innerhalb bestimmter Frequenz- und Spannungsbereiche mit dem Netz verbunden bleiben können.

(18)

Diese Verordnung sollte Parameterbereiche vorsehen, die es ermöglichen, auf nationaler Ebene Entscheidungen hinsichtlich der erforderlichen Fähigkeit zum Durchfahren eines Fehlers („Fault-Ride-Through“-Fähigkeit, FRT-Fähigkeit) zu treffen, um für eine verhältnismäßige Vorgehensweise zu sorgen, die verschiedenen Netzanforderungen Rechnung trägt, wie etwa dem Anteil der erneuerbaren Energieträger („EE“) und den vorhandenen Systemen zum Schutz der Netze auf Übertragungs- und Verteilernetzebene. Angesichts der Konfiguration einiger Netze sollte die Obergrenze für die Anforderungen an die FRT-Fähigkeit bei 250 Millisekunden liegen. Da die Fehlerklärungszeit in Europa derzeit jedoch meist 150 Millisekunden beträgt, kann die von dem Mitgliedstaat gemäß dieser Verordnung mit der Genehmigung der Anforderungen beauftragte Stelle prüfen, ob eine längere Zeitspanne erforderlich ist.

(19)

Bei der Festlegung der vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die FRT-Fähigkeit sollte der relevante ÜNB unter Berücksichtigung der Netzeigenschaften wie der Netztopologie und des Stromerzeugungsmix entscheiden, ob die vor dem Fehler herrschenden Betriebsbedingungen der Stromerzeugungsanlagen oder längere Fehlerklärungszeiten Priorität erhalten.

(20)

Ein wichtiger Faktor für ein funktionierendes Verbundsystem ist auch die Gewährleistung einer angemessenen Wiederzuschaltung nach einer Trennung vom Netz aufgrund einer Netzstörung. Ein angemessener Netzschutz ist insbesondere bei Netzstörungen für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität und -sicherheit von entscheidender Bedeutung. Schutzkonzepte können eine Verstärkung der Störungen verhindern und ihre Folgen begrenzen.

(21)

Ein angemessener Informationsaustausch zwischen den Netzbetreibern und den Eigentümern von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung ist Voraussetzung dafür, dass die Netzbetreiber die Systemstabilität und -sicherheit gewährleisten können. Die Netzbetreiber müssen einen kontinuierlichen Überblick über den Zustand des Netzes haben; dazu müssen sie Informationen zu den Betriebsbedingungen von Stromerzeugungsanlagen erhalten und mit diesen Anlagen kommunizieren können, um ihnen betriebliche Anweisungen zu erteilen.

(22)

In Notfällen, die die Systemstabilität und -sicherheit gefährden könnten, sollten die Netzbetreiber durch eine entsprechende Anweisung dafür sorgen können, dass die Leistungsabgabe von Stromerzeugungsanlagen angepasst wird, damit sie ihrer Verantwortung für die Systemsicherheit gerecht werden können.

(23)

Die Spannungsbereiche miteinander verbundener Netze sollten koordiniert werden, da sie für eine sichere Planung und einen sicheren Betrieb von Stromversorgungssystemen innerhalb eines Synchrongebiets von entscheidender Bedeutung sind. Anschlussunterbrechungen aufgrund von Spannungsstörungen wirken sich auch auf benachbarte Netze aus. Werden die Spannungsbereiche nicht festgelegt, so könnte dies im Hinblick auf anormale Betriebsbedingungen vielfältige Unsicherheiten bei Planung und Betrieb des Netzes nach sich ziehen.

(24)

Der Bedarf an Blindleistungskapazität hängt von mehreren Faktoren wie etwa dem Vermaschungsgrad des Netzes und dem Verhältnis zwischen Einspeisung und Verbrauch ab, was bei der Festlegung der Anforderungen an die Blindleistungskapazität berücksichtigt werden sollte. Unterscheiden sich die Merkmale regionaler Netze innerhalb des Verantwortungsbereichs eines Netzbetreibers, könnte es sinnvoll sein, mehrere Profile festzulegen. So ist eine Blindleistungserzeugung („nacheilender“ Leistungsfaktor) bei Überspannungen und eine Blindleistungsaufnahme („voreilender“ Leistungsfaktor) bei Unterspannungen möglicherweise nicht erforderlich. Anforderungen an die Blindleistung können mit Beschränkungen für die Auslegung und den Betrieb von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung verbunden sein. Daher ist es wichtig, die für einen effizienten Netzbetrieb tatsächlich erforderlichen Kapazitäten gründlich zu prüfen.

(25)

Synchrone Stromerzeugungsanlagen sind inhärent in der Lage, Frequenzabweichungen zu verhindern oder zu verlangsamen, während viele EE-Technologien diese Möglichkeit nicht bieten. Daher sollten Gegenmaßnahmen getroffen werden, um stärkere Änderungen der Frequenz bei umfangreicher Stromerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern zu vermeiden. Der weitere Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energieträger, die keinen natürlichen Beitrag zur Schwungmasse leisten, könnte durch die Nutzung synthetischer Schwungmasse unterstützt werden.

(26)

Es sollten angemessene und verhältnismäßige Konformitätstests eingeführt werden, damit die Netzbetreiber die Betriebssicherheit gewährleisten können.

(27)

Bei der Entwicklung und Genehmigung von Netzanschlussbestimmungen sollten die Regulierungsbehörden, Mitgliedstaaten und Netzbetreiber sicherstellen, dass die Bestimmungen im Interesse einer vollständigen Marktintegration so weit wie möglich harmonisiert werden. Bei der Entwicklung von Bestimmungen für den Netzanschluss sollten vorhandene technische Normen besondere Berücksichtigung finden.

(28)

Die Verordnung sollte zudem ein Verfahren für Freistellungen von den Bestimmungen vorsehen, um örtlichen Gegebenheiten Rechnung zu tragen, etwa wenn die Stabilität des örtlichen Netzes bei Einhaltung der Bestimmungen in besonderen Fällen gefährdet werden könnte oder eine Stromerzeugungsanlage nur dann sicher betrieben werden kann, wenn die Betriebsbedingungen von den Anforderungen der Verordnung abweichen. Im Falle bestimmter Kraft-Wärme-Kopplungs-Kraftwerke, die breitere Effizienzgewinne ermöglichen, könnte die Anwendung der Vorschriften dieser Verordnung mit unverhältnismäßigen Kosten verbunden sein und somit zum Verlust dieser Effizienzgewinne führen.

(29)

Vorbehaltlich der Zustimmung der relevanten Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats sollten Netzbetreiber die Möglichkeit haben, Freistellungen für bestimmte Arten von Stromerzeugungsanlagen vorzuschlagen.

(30)

Diese Verordnung wurde auf der Grundlage der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erlassen, die sie ergänzt und deren Bestandteil sie ist. Verweise auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in anderen Rechtsakten sollten auch als Verweise auf die vorliegende Verordnung gelten.

(31)

Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des in Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 genannten Ausschusses —

1.

„Stelle“ bezeichnet eine Regulierungsbehörde, eine sonstige nationale Behörde, einen Netzbetreiber oder eine sonstige nach nationalem Recht beauftragte öffentliche oder private Einrichtung;

2.

„Synchrongebiet“ bezeichnet ein Gebiet von ÜNB, die synchron miteinander verbundene Netze betreiben, darunter die Synchrongebiete Kontinentaleuropa, Großbritannien, Irland-Nordirland und Nordeuropa sowie die Stromversorgungssysteme Litauens, Lettlands und Estlands, die zu einem größeren Synchrongebiet gehören (gemeinsam „Baltische Staaten“);

3.

„Spannung“ bezeichnet die elektrische Potenzialdifferenz zwischen zwei Punkten, die als Effektivwert der Außenleiterspannungen im Mitsystem bei Grundfrequenz gemessen wird;

4.

„Scheinleistung“ bezeichnet das gewöhnlich in Kilovoltampere („kVA“) oder Megavoltampere („MVA“) angegebene, bei Drehstromsystemen zusätzlich mit der Quadratwurzel von drei multiplizierte Produkt aus Spannung und Stromstärke bei Grundfrequenz;

5.

„Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine synchrone Stromerzeugungsanlage oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage;

6.

„Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung“ bezeichnet eine Einrichtung, die Primärenergie in elektrische Energie umwandelt und eine oder mehrere, an einem oder mehreren Netzanschlusspunkten mit einem Netz verbundene Stromerzeugungsanlagen umfasst;

7.

„Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, in deren Eigentum eine Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung steht;

8.

„Hauptkomponente einer Erzeugungsanlage“ bezeichnet einen oder mehrere Hauptbestandteile der Betriebsmittel, die für die Umwandlung der Primärenergie in elektrische Energie erforderlich sind;

9.

„synchrone Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet untrennbar miteinander verbundene Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, bei denen die Frequenz der erzeugten Spannung, die Drehzahl des Generators und die Frequenz der Netzspannung in einem festen Verhältnis zueinander stehen und somit synchron sind;

10.

„Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen“ bezeichnet ein vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dem relevanten Netzbetreiber vorgelegtes Dokument für eine Stromerzeugungsanlage des Typs B oder C, das den Nachweis der Übereinstimmung der Stromerzeugungsanlage mit den technischen Kriterien dieser Verordnung bestätigt und die erforderlichen Daten und Erklärungen einschließlich einer Konformitätserklärung enthält;

11.

„relevanter ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, in dessen Regelzone eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz oder ein Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystem (HGÜ-System) auf irgendeiner Spannungsebene an das Netz angeschlossen ist oder wird;

12.

„Netz“ bezeichnet miteinander verbundene Anlagen und Geräte zur Übertragung oder Verteilung von Strom;

13.

„relevanter Netzbetreiber“ bezeichnet den Übertragungs- oder Verteilernetzbetreiber, an dessen Netz eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz oder ein HGÜ-System angeschlossen ist oder wird;

14.

„Netzanschlussvertrag“ bezeichnet einen Vertrag zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem Eigentümer der Verbrauchsanlage, dem Verteilernetzbetreiber oder dem Eigentümer des HGÜ-Systems, der den relevanten Standort und die spezifischen technischen Anforderungen an den Anschluss der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, der Verbrauchsanlage, des Verteilernetzes oder des HGÜ-Systems enthält;

15.

„Netzanschlusspunkt“ bezeichnet die Schnittstelle, an der die Stromerzeugungsanlage, die Verbrauchsanlage, das Verteilernetz oder das HGÜ-System gemäß dem Netzanschlussvertrag mit einem Übertragungsnetz, einem Offshore-Netz, einem Verteilernetz, einschließlich geschlossener Verteilernetze, oder einem HGÜ-System verbunden ist;

16.

„Maximalkapazität“ oder „Pmax“ bezeichnet die maximale kontinuierliche Wirkleistung, die eine Stromerzeugungsanlage erzeugen kann, abzüglich des ausschließlich auf den Betrieb dieser Stromerzeugungsanlage zurückzuführenden, nicht in das Netz eingespeisten Anteils, und die im Netzanschlussvertrag festgelegt oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart ist;

17.

„nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine Einheit oder eine Reihe von Einheiten zur Erzeugung von Strom, die entweder nicht synchron oder mithilfe von Leistungselektronik an das Netz angeschlossen ist und zudem über einen einzelnen Netzanschlusspunkt mit einem Übertragungsnetz, einem Verteilernetz (einschließlich geschlossener Verteilernetze) oder einem HGÜ-System verfügt;

18.

„nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine vor der Küste befindliche nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage, deren Netzanschlusspunkt sich ebenfalls vor der Küste befindet;

19.

„Phasenschieberbetrieb“ bezeichnet den Betrieb eines Generators ohne Einsatz der Antriebsmaschine, der dazu dient, die Spannung durch Erzeugung oder Aufnahme von Blindleistung dynamisch zu regeln;

20.

„Wirkleistung“ bezeichnet die reale Komponente der Scheinleistung bei Grundfrequenz, der in Watt oder dessen Vielfachen wie Kilowatt („kW“) oder Megawatt („MW“) angegeben wird;

21.

„Pump-Speicher-Kraftwerk“ bezeichnet eine Wasserkraftanlage, in der das Wasser nach oben gepumpt und gespeichert werden kann, um es für die Stromerzeugung zu nutzen;

22.

„Frequenz“ bezeichnet die in Hertz angegebene elektrische Netzfrequenz, wobei angenommen wird, dass ihre Messung in allen Teilen des Synchrongebiets innerhalb von Sekunden einen einheitlichen Wert ergibt, der sich an unterschiedlichen Messstellen nur unwesentlich unterscheidet. Ihr Nennwert ist 50 Hz;

23.

„Statik“ bezeichnet das Verhältnis der Änderung der Frequenz in statischem Zustand zur resultierenden Änderung der Wirkleistungsabgabe in statischem Zustand in Prozent. Dabei wird die Änderung der Frequenz im Verhältnis zur Nennfrequenz und die Änderung der Wirkleistungsabgabe im Verhältnis zur Maximalkapazität oder zum tatsächlichen Wert der Wirkleistungsabgabe bei Erreichen des relevanten Schwellenwerts angegeben;

24.

„Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb“ bezeichnet die im Netzanschlussvertrag festgelegte oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbarte Mindestwirkleistung, bis zu der eine Stromerzeugungsanlage die Wirkleistungsabgabe regeln kann;

25.

„Sollwert“ bezeichnet den gewöhnlich bei Regeleinrichtungen verwendeten Zielwert eines Parameters;

26.

„Anweisung“ bezeichnet jede von einem Netzbetreiber im Rahmen seiner Befugnisse an den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, einer Verbrauchsanlage oder eines HGÜ-Systems oder einen Verteilernetzbetreiber gerichtete Aufforderung zu einer Handlung;

27.

„konzeptgemäß zu beherrschender Fehler“ bezeichnet einen Fehler, der gemäß den Planungsgrundsätzen des Netzbetreibers erfolgreich zu beherrschen ist;

28.

„Blindleistung“ bezeichnet die gewöhnlich in Kilovar („kVAr“) oder Megavar („MVAr“) angegebene, imaginäre Komponente der Scheinleistung bei Grundfrequenz;

29.

„FRT-Fähigkeit“ (Fähigkeit zum Durchfahren eines Fehlers, „Fault-Ride-Through“-Fähigkeit) bezeichnet die Fähigkeit elektrischer Geräte, auch bei zeitweisen niedrigen Spannungen am Netzanschlusspunkt aufgrund konzeptgemäß zu beherrschender Fehler die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten;

30.

„Generator“ bezeichnet eine Maschine, die mechanische Energie mithilfe eines magnetischen Drehfelds in elektrische Energie umwandelt;

31.

„Strom“ bezeichnet die Anzahl der in einem bestimmten Zeitraum fließenden Ladungsträger, die als Effektivwert der Phasenströme im Mitsystem bei Grundfrequenz gemessen wird;

32.

„Stator“ bezeichnet den Teil einer Drehmaschine, der die feststehenden magnetischen Teile mit ihren Wicklungen umfasst;

33.

„Schwungmasse“ bezeichnet die Eigenschaft eines sich drehenden starren Körpers, wie des Rotors eines Generators, eine gleichförmige Drehbewegung und den Drehimpuls aufrechtzuerhalten, wenn auf ihn kein externes Drehmoment wirkt;

34.

„synthetische Schwungmasse“ bezeichnet die Fähigkeit einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, die Wirkung der Schwungmasse einer synchronen Stromerzeugungsanlage in vorgegebenem Umfang zu ersetzen;

35.

„Frequenzregelung“ bezeichnet die Fähigkeit einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, die abgegebene Wirkleistung in Abhängigkeit von einer gemessenen Abweichung der Netzfrequenz von einem Sollwert anzupassen, um eine stabile Netzfrequenz aufrechtzuerhalten;

36.

„frequenzabhängiger Modus“ oder „FSM“ bezeichnet den Betriebsmodus einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, bei dem sich die abgegebene Wirkleistung aufgrund einer Änderung der Netzfrequenz ändert, um zur Wiederherstellung der Zielfrequenz beizutragen;

37.

„beschränkt frequenzabhängiger Modus — Überfrequenz“ oder „LFSM-O“ bezeichnet den Betriebsmodus einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, bei dem sich die abgegebene Wirkleistung verringert, wenn die Netzfrequenz einen bestimmten Wert überschreitet;

38.

„beschränkt frequenzabhängiger Modus — Unterfrequenz“ oder „LFSM-U“ bezeichnet den Betriebsmodus einer Stromerzeugungsanlage oder eines HGÜ-Systems, bei dem sich die abgegebene Wirkleistung erhöht, wenn die Netzfrequenz einen bestimmten Wert unterschreitet;

39.

„Totband der frequenzabhängigen Reaktion“ bezeichnet einen Bereich, der bewusst dazu genutzt wird, eine Reaktion zur Frequenzregelung zu vermeiden;

40.

„Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion“ bezeichnet die in einem Regelsystem implementierte Mindestgröße der Änderung der Frequenz oder des Eingangssignals, die erforderlich ist, um eine Änderung der Ausgangsleistung oder des Ausgangssignals herbeizuführen;

41.

„P-Q-Diagramm“ bezeichnet ein Diagramm, das die Blindleistungskapazität einer Stromerzeugungsanlage bei unterschiedlicher Wirkleistungsabgabe am Netzanschlusspunkt beschreibt;

42.

„statische Stabilität“ bezeichnet die Fähigkeit eines Netzes oder einer synchronen Stromerzeugungsanlage, nach einer geringen Störung zu einem stabilen Betrieb zurückzukehren und diesen aufrechtzuerhalten;

43.

„Inselbetrieb“ bezeichnet den unabhängigen Betrieb eines ganzen Netzes oder eines Teils eines Netzes, das nach der Trennung vom Verbundnetz isoliert ist, wobei mindestens eine Stromerzeugungsanlage oder ein HGÜ-System Strom an dieses Netz liefert und seine Frequenz und Spannung regelt;

44.

„Eigenbedarfsbetrieb“ bezeichnet einen Betrieb, der sicherstellt, dass Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung ihren Eigenbedarf weiterhin decken können, wenn ein Netzfehler dazu führt, dass Stromerzeugungsanlagen vom Netz getrennt werden und auf ihre Hilfsversorgungssysteme angewiesen sind;

45.

„Schwarzstartfähigkeit“ bezeichnet die Fähigkeit einer Stromerzeugungsanlage, mithilfe einer eigenen Hilfsstromquelle und ohne Zufuhr elektrischer Energie von außen aus vollständig abgeschaltetem Zustand wieder hochzufahren;

46.

„ermächtigte Zertifizierungsstelle“ bezeichnet eine Stelle, die Betriebsmittelbescheinigungen und das Nachweisdokument für Stromerzeugungsanlagen ausstellt und vom nationalen Mitglied der gemäß der Verordnung (EG) Nr. 765/2008 des Europäischen Parlaments und des Rates (6) eingerichteten Europäischen Kooperation für die Akkreditierung („EA“) akkreditiert ist;

47.

„Betriebsmittelbescheinigung“ bezeichnet ein von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestelltes Dokument für Betriebsmittel, die in einer Stromerzeugungsanlage, einer Verbrauchseinheit, einem Verteilernetz, einer Verbrauchsanlage oder einem HGÜ-System genutzt wird. In der Betriebsmittelbescheinigung wird der Gültigkeitsumfang auf nationaler oder anderer Ebene angegeben, wobei ein bestimmter Wert aus dem Bereich ausgewählt wird, der auf europäischer Ebene zulässig ist. Die Betriebsmittelbescheinigung kann Modelle umfassen, die anhand tatsächlicher Testergebnisse überprüft wurden, sodass bestimmte Teile des Konformitätsverfahrens ersetzt werden können;

48.

„Erregersystem“ bezeichnet ein Regelungssystem mit Rückkopplung, das die Synchronmaschine und ihr Erregungssystem umfasst;

49.

„U-Q/Pmax-Profil“ bezeichnet ein Profil, das die Blindleistungskapazität einer Stromerzeugungsanlage oder HGÜ-Stromrichterstation bei unterschiedlichen Spannungen am Netzanschlusspunkt beschreibt;

50.

„Mindestleistung für den stabilen Betrieb“ bezeichnet die im Netzanschlussvertrag festgelegte oder zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbarte Mindestwirkleistung, bei der die Stromerzeugungsanlage zeitlich unbegrenzt stabil betrieben werden kann;

51.

„Übererregungsbegrenzer“ bezeichnet eine Regelvorrichtung innerhalb des automatischen Spannungsreglers, die eine Überlast des Rotors eines Generators verhindert, indem sie den Erregerstrom begrenzt;

52.

„Untererregungsbegrenzer“ bezeichnet eine Regelvorrichtung innerhalb des automatischen Spannungsreglers, die dazu dient, einen Verlust des Synchronismus des Generators aufgrund mangelnder Erregung zu verhindern;

53.

„automatischer Spannungsregler“ oder „AVR“ bezeichnet das kontinuierlich arbeitende automatische Betriebsmittel zur Regelung der Klemmenspannung einer synchronen Stromerzeugungsanlage, die die tatsächliche Klemmenspannung mit einem Bezugswert vergleicht und den Ausgang eines Erregersystems entsprechend regelt;

54.

„Pendeldämpfungsgerät“ oder „PSS“ bezeichnet eine zusätzliche Funktion des AVR einer synchronen Stromerzeugungsanlage, die dazu dient, Leistungspendelungen zu dämpfen;

55.

„dynamische Blindstromstützung“ bezeichnet einen von einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage oder einem HGÜ-System während und nach einer durch einen elektrischen Fehler verursachten Spannungsabweichung eingespeisten Strom, der dazu dient, einen Fehler von Netzschutzsystemen im Anfangsstadium zu erkennen und die Aufrechterhaltung der Netzspannung in einem späteren Fehlerstadium sowie die Wiederherstellung der Netzspannung nach Fehlerbehebung zu unterstützen;

56.

„Leistungsfaktor“ bezeichnet das Verhältnis des Betrags der Wirkleistung zur Scheinleistung;

57.

„Gradient“ bezeichnet das Verhältnis der Änderung der Spannung (auf der Grundlage des Referenzwerts 1 pu) zur Änderung der Blindleistungseinspeisung von null bis zur maximalen Blindleistung (auf der Grundlage der maximalen Blindleistung);

58.

„Offshore-Netzanschlusssystem“ bezeichnet die gesamte Verbindung zwischen einem Offshore-Netzanschlusspunkt und dem Onshore-Netz am Onshore-Netzverknüpfungspunkt;

59.

„Onshore-Netzverknüpfungspunkt“ bezeichnet den Punkt, an dem das Offshore-Netzanschlusssystem mit dem Onshore-Netz des relevanten Netzbetreibers verbunden ist;

60.

„Installationsdokument“ bezeichnet ein einfach strukturiertes Dokument mit Informationen über eine Stromerzeugungsanlage des Typs A oder eine Verbrauchseinheit mit Laststeuerung mit einer Anschlussspannung unter 1 000 V, das die Einhaltung der relevanten Anforderungen bestätigt;

61.

„Konformitätserklärung“ bezeichnet ein vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem Eigentümer der Verbrauchsanlage, dem Verteilernetzbetreiber oder dem Eigentümer des HGÜ-Systems dem Netzbetreiber vorgelegtes Dokument, in dem der aktuelle Stand der Einhaltung der relevanten Spezifikationen und Anforderungen angegeben ist;

62.

„endgültige Betriebserlaubnis“ oder „EBE“ bezeichnet eine vom relevanten Netzbetreiber für den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den Eigentümer einer Verbrauchsanlage, einen Verteilernetzbetreiber oder den Eigentümer eines HGÜ-Systems ausgestellte Erlaubnis, die es diesem gestattet, eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz bzw. ein HGÜ-System unter Verwendung des Netzanschlusses zu betreiben, da die relevanten Spezifikationen und Anforderungen erfüllt sind;

63.

„Erlaubnis zur Zuschaltung“ oder „EZZ“ bezeichnet eine vom relevanten Netzbetreiber für den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den Eigentümer einer Verbrauchsanlage, den Betreiber eines Verteilernetzes oder den Eigentümer eines HGÜ-Systems ausgestellte Erlaubnis zur Zuschaltung seines internen Netzes;

64.

„vorübergehende Betriebserlaubnis“ oder „VBE“ bezeichnet eine vom relevanten Netzbetreiber für den Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, den Eigentümer einer Verbrauchsanlage, einen Verteilernetzbetreiber oder den Eigentümer eines HGÜ-Systems ausgestellte Erlaubnis, die es diesem gestattet, eine Stromerzeugungsanlage, eine Verbrauchsanlage, ein Verteilernetz bzw. ein HGÜ-System für einen begrenzten Zeitraum unter Verwendung des Netzanschlusses zu betreiben und mit Konformitätstests zu beginnen, um die Einhaltung der relevanten Spezifikationen und Anforderungen sicherzustellen;

65.

„beschränkte Betriebserlaubnis“ oder „BBE“ bezeichnet eine Erlaubnis, die der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung, dem Eigentümer einer Verbrauchsanlage, einem Verteilernetzbetreiber oder dem Eigentümer eines HGÜ-Systems ausstellt, der den EBE-Status bereits erreicht hatte, aber bei dem vorübergehend eine wesentliche Änderung oder ein Kapazitätsverlust aufgetreten ist, sodass die relevanten Spezifikationen und Anforderungen nicht erfüllt sind.

a)

Stromerzeugungsanlagen, die an das Übertragungsnetz und Verteilernetze oder Teile des Übertragungsnetzes und der Verteilernetze von Inseln von Mitgliedstaaten angeschlossen sind, deren Netze nicht synchron mit einem der Synchrongebiete Kontinentaleuropa, Großbritannien, Nordeuropa, Irland-Nordirland oder Baltische Staaten betrieben werden;

b)

Stromerzeugungsanlagen, die als Notstromsysteme installiert wurden und weniger als fünf Minuten je Kalendermonat parallel zum Netz betrieben werden, wenn sich das Netz im Normalzustand befindet. Ein Netzparallelbetrieb dieser Stromerzeugungsanlage während der Wartung oder bei Inbetriebnahmeprüfungen wird nicht auf diese fünf Minuten angerechnet;

c)

Stromerzeugungsanlagen, die nicht über einen ständigen Netzanschlusspunkt verfügen und von den Netzbetreibern verwendet werden, um vorübergehend Strom zu liefern, wenn die normale Netzkapazität nicht oder nicht vollständig zur Verfügung steht;

d)

Speicheranlagen mit Ausnahme von Pump-Speicher-Stromerzeugungsanlagen gemäß Artikel 6 Absatz 2.

a)

wenn eine Stromerzeugungsanlage des Typs C oder D in einem solchen Umfang geändert wurde, dass ihr Netzanschlussvertrag nach dem folgenden Verfahren wesentlich überarbeitet werden muss:

b)

wenn eine Regulierungsbehörde oder ggf. ein Mitgliedstaat nach einem Vorschlag des relevanten ÜNB gemäß den Absätzen 3, 4 und 5 entscheidet, dass eine bestehende Stromerzeugungsanlage allen oder einigen Anforderungen dieser Verordnung unterliegt.

a)

sie am Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung bereits an das Netz angeschlossen ist oder

b)

wenn der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung binnen zwei Jahren nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen endgültigen und bindenden Vertrag über den Erwerb der Hauptkomponenten einer Erzeugungsanlage schließt. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung unterrichtet den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB über den Abschluss des Vertrags binnen 30 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung.

a)

die mit der obligatorischen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen verbundenen Kosten;

b)

den sozioökonomischen Nutzen der Anwendung der Anforderungen dieser Verordnung; und

c)

die Möglichkeit, das geforderte Ergebnis mit alternativen Maßnahmen zu erzielen.

a)

nimmt der relevante ÜNB zunächst einen qualitativen Kosten-Nutzen-Vergleich vor;

b)

holt der relevante ÜNB die Genehmigung der relevanten Regulierungsbehörde oder ggf. des Mitgliedstaats ein.

a)

Netzanschlusspunkt unter 110 kV und Maximalkapazität von mindestens 0,8 kW (Typ A);

b)

Netzanschlusspunkt unter 110 kV und Maximalkapazität ab einem Schwellenwert, den jeder relevante ÜNB nach dem in Absatz 3 beschriebenen Verfahren vorschlägt (Typ B). Dieser Schwellenwert darf nicht über den in Tabelle 1 für Stromerzeugungsanlagen des Typs B angegebenen Grenzwerten liegen;

c)

Netzanschlusspunkt unter 110 kV und Maximalkapazität ab einem von jedem relevanten ÜNB gemäß Absatz 3 festgelegten Schwellenwert (Typ C). Dieser Schwellenwert darf nicht über den in Tabelle 1 für Stromerzeugungsanlagen des Typs C angegebenen Grenzwerten liegen; oder

d)

Netzanschlusspunkt mit mindestens 110 kV (Typ D). Eine Stromerzeugungsanlage ist auch dann als Anlage des Typs D anzusehen, wenn ihr Netzanschlusspunkt eine Spannung von weniger als 110 kV aufweist, aber ihre Maximalkapazität mindestens einem gemäß Absatz 3 festgelegten Schwellenwert entspricht. Dieser Schwellenwert darf nicht über dem in Tabelle 1 für Stromerzeugungsanlagen des Typs D angegebenen Grenzwert liegen.

Tabelle 1

Grenzwerte für die Schwellenwerte für Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D

a)

Der Hauptzweck dieser Anlagen ist die Erzeugung von Wärme für Produktionsverfahren der betreffenden Industrieanlage;

b)

Wärme- und Stromerzeugung sind untrennbar miteinander verbunden, d. h., jede Änderung der Wärmeerzeugung führt unweigerlich zu einer Änderung der Wirkleistungserzeugung und umgekehrt;

c)

es handelt sich um Stromerzeugungsanlagen des Typs A, B, C oder, im Falle des Synchrongebiets Nordeuropa, des Typs D gemäß Artikel 5 Absatz 2 Buchstaben a bis c.

a)

die Grundsätze der Verhältnismäßigkeit und Diskriminierungsfreiheit anwenden,

b)

Transparenz sicherstellen,

c)

den Grundsatz der Optimierung zwischen höchster Gesamteffizienz und geringsten Gesamtkosten für alle beteiligten Akteure anwenden,

d)

die den relevanten ÜNB auch in nationalem Recht übertragene Verantwortung für die Gewährleistung der Systemsicherheit achten,

e)

die relevanten VNB konsultieren und möglichen Auswirkungen auf deren Netze Rechnung tragen,

f)

vereinbarte europäische Normen und technische Spezifikationen berücksichtigen.

a)

Frequenzbereiche:

b)

Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, bei Frequenzgradienten bis zu einem vom relevanten ÜNB festgelegten Wert die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten, soweit die Trennung vom Netz nicht von einer Auslösung des Netzausfallschutzes in Folge des Frequenzgradienten verursacht wurde. Die Parametrierung des Netzausfallschutzes mit dem Frequenzgradienten wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt.

Tabelle 2

Mindestzeiträume, in denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Abweichungen von der Nennfrequenz ohne Trennung vom Netz zu arbeiten

a)

Die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, bei einem Frequenzschwellenwert und mit einer Statik, die vom relevanten ÜNB festgelegt werden, eine frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe gemäß Abbildung 1 zu aktivieren;

b)

anstelle der unter Buchstabe a genannten Fähigkeit kann der relevante ÜNB innerhalb seiner Regelzone die automatische Trennung und Wiederzuschaltung von Stromerzeugungsanlagen des Typs A bei randomisierten, idealerweise gleich verteilten Frequenzen oberhalb eines vom relevanten ÜNB festgelegten Schwellenwerts gestatten, wenn er gegenüber der relevanten Regulierungsbehörde in Zusammenarbeit mit den Eigentümern der Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung nachweisen kann, dass dies nur geringfügige grenzübergreifende Auswirkungen hat und die Betriebssicherheit in allen Netzzuständen auf demselben Niveau erhalten bleibt;

c)

der Frequenzschwellenwert liegt zwischen 50,2 Hz und 50,5 Hz (einschließlich);

d)

die Statik liegt zwischen 2 % und 12 %;

e)

die Stromerzeugungsanlage muss die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe nach einer möglichst kurzen anfänglichen Zeitverzögerung aktivieren können. Beträgt diese Zeitverzögerung mehr als zwei Sekunden, muss der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung die Verzögerung unter Vorlage technischer Nachweise gegenüber dem relevanten ÜNB begründen;

f)

der relevante ÜNB kann verlangen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Erreichen der Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb entweder

g)

die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, während des LFSM-O-Betriebs stabil zu arbeiten. Ist der LFSM-O-Betrieb aktiviert, hat der LFSM-O-Sollwert Vorrang vor allen anderen Sollwerten für die Wirkleistungsabgabe.

Abbildung 1

Fähigkeit von Stromerzeugungsanlagen zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe im LFSM-O-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 Überfrequenzen, bei denen Δf über Δf 1 liegt, muss die Stromerzeugungsanlage in Abhängigkeit von der Statik s 2 die Wirkleistungsabgabe verringern.

a)

unter 49 Hz: Verringerung um 2 % der Maximalkapazität bei 50 Hz je Frequenzabfall um 1 Hz;

b)

unter 49,5 Hz: Verringerung um 10 % der Maximalkapazität bei 50 Hz je Frequenzabfall um 1 Hz.

a)

sind die herrschenden Umgebungsbedingungen klar festzulegen

b)

und die technischen Fähigkeiten der Stromerzeugungsanlagen zu berücksichtigen.

Abbildung 2

Verringerung der Maximalkapazität bei abnehmender Frequenz

Das Diagramm zeigt die Grenzen, innerhalb deren der relevante ÜNB Vorgaben für die Fähigkeit festlegen kann.

a)

Frequenzbereiche, in denen eine automatische Netzzuschaltung zulässig ist, und die damit verbundene Zeitverzögerung; und

b)

eine maximal zulässige Steigerung der Wirkleistungsabgabe.

a)

Zur Regelung der abgegebenen Wirkleistung muss die Stromerzeugungsanlage über eine Schnittstelle (Eingangsport) verfügen, die es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe zu verringern, nachdem dort eine entsprechende Anweisung eingegangen ist; und

b)

der relevante Netzbetreiber kann Anforderungen an weitere Betriebsmittel zur Fernbedienung der Wirkleistungsabgabe festlegen.

a)

FRT-Fähigkeit von Stromerzeugungsanlagen:

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: — Mindestkurzschlussleistung vor dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA; — Betriebspunkt der Stromerzeugungsanlage vor dem Fehler (abgegebene Wirk- und Blindleistung am Netzanschlusspunkt und Spannung am Netzanschlusspunkt); und — Mindestkurzschlussleistung nach dem Fehler an jedem Netzanschlusspunkt in MVA. Alternativ kann der relevante Netzbetreiber aus typischen Fällen abgeleitete generische Werte angeben; Abbildung 3 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) Spannungsparameter [pu] Zeitparameter [Sekunden] Uret: 0,05-0,3 tclear: 0,14-0,15 (oder 0,14-0,25, falls für den Netzschutz und einen sicheren Betrieb erforderlich) Uclear: 0,7-0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1-0,7 Urec2: 0,85-0,9 und ≥ Uclear trec3: trec2-1,5 Tabelle 3.2 Parameter für die FRT-Fähigkeit nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen (zu Abbildung 3) Spannungsparameter [pu] Zeitparameter [Sekunden] Uret: 0,05-0,15 tclear: 0,14-0,15 (oder 0,14-0,25, falls für den Netzschutz und einen sicheren Betrieb erforderlich) Uclear: Uret-0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5-3,0

b)

die FRT-Fähigkeit bei asymmetrischen Fehlern wird von jedem ÜNB festgelegt.

a)

Der relevante ÜNB legt die Bedingungen fest, unter denen eine Stromerzeugungsanlage fähig sein muss, sich nach einer unbeabsichtigten Trennung aufgrund einer Netzstörung wieder mit dem Netz zu verbinden; und

b)

die Installation von Systemen zur automatischen Wiederzuschaltung bedarf der vorherigen Genehmigung durch den relevanten Netzbetreiber und muss den vom relevanten ÜNB festgelegten Bedingungen für die Wiederzuschaltung entsprechen.

a)

Regelsysteme und -einstellungen:

b)

elektrische Schutzsysteme und -einstellungen:

c)

der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung organisiert seine Schutz- und Regelvorrichtungen gemäß der folgenden (absteigend geordneten) Prioritätsliste:

d)

Informationsaustausch:

a)

Regelbarkeit und Regelbereich der Wirkleistungsabgabe: Die Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, den Sollwert der Wirkleistungsabgabe entsprechend den Anweisungen anzupassen, die der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung erteilt.

Der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB legt den Zeitraum fest, innerhalb dessen der angepasste Sollwert der Wirkleistungsabgabe erreicht werden muss. Der relevante ÜNB legt einen Toleranzbereich für den neuen Sollwert und den Zeitraum fest, in dem er erreicht werden muss (vorbehaltlich der Verfügbarkeit des Primärenergieträgers);

b)

manuelle Maßnahmen vor Ort sind zulässig, wenn automatische Fernbedienungseinrichtungen außer Betrieb sind.

Der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB unterrichtet die Regulierungsbehörde über den für die Erreichung des Sollwerts der Wirkleistungsabgabe geforderten Zeitraum sowie über den Toleranzbereich;

c)

neben Artikel 13 Absatz 2 gelten die folgenden Anforderungen für Stromerzeugungsanlagen des Typs C hinsichtlich des beschränkt frequenzabhängigen Modus — Unterfrequenz (LFSM-U):

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. f n ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes, und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz. Bei Unterfrequenzen, bei denen Δf unter Δf 1 liegt, muss die Stromerzeugungsanlage in Abhängigkeit von der Statik s 2 ihre Wirkleistungsabgabe erhöhen.

d)

neben Absatz 2 Buchstabe c gelten folgende Anforderungen kumulativ für den Betrieb im frequenzabhängigen Modus (FSM):

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: — bei Überfrequenzen wird die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe durch die Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb begrenzt; — bei Unterfrequenzen wird die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe durch die Maximalkapazität begrenzt; — die tatsächliche Durchführung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe hängt von den Betriebs- und Umgebungsbedingungen der Stromerzeugungsanlage zum Zeitpunkt der Anpassung ab, insbesondere von Beschränkungen für den Betrieb nahe der Maximalkapazität bei Unterfrequenzen gemäß Artikel 13 Absätze 4 und 5 und den verfügbaren Primärenergiequellen; Tabelle 4 Parameter für die frequenzabhängige Wirkleistungsanpassung im FSM (Erläuterung zu Abbildung 5) Parameter Bereiche Wirkleistungsbereich, bezogen auf die Maximalkapazität 1,5-10 % Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion 10-30 mHz 0,02-0,06 % Totband der frequenzabhängigen Reaktion 0-500 mHz Statik s 1 2-12 % Abbildung 5 Fähigkeit der Stromerzeugungsanlage zur frequenzabhängigen Anpassung ihrer Wirkleistungsabgabe im FSM (ohne Totband und Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion) Pref ist die Referenzwirkleistung, auf die sich ΔΡ bezieht. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. f n ist die Nennfrequenz (50 Hz) des Netzes, und Δf ist die Frequenzabweichung im Netz.

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 P max ist die Maximalkapazität, auf die sich ΔΡ bezieht. ΔΡ ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe der Stromerzeugungsanlage. Die Stromerzeugungsanlage muss zwischen den Zeitpunkten t 1 und t 2 die Wirkleistungsänderung ΔΡ bis zum Punkt ΔΡ 1 herbeiführen, wobei die Werte von ΔΡ 1, t 1 und t 2 vom relevanten ÜNB gemäß Tabelle 5 festgelegt werden. t 1 ist die anfängliche Verzögerung. t 2 ist der Zeitraum bis zur vollständigen Aktivierung.

e)

hinsichtlich der Regelung der Frequenzwiederherstellung muss die Stromerzeugungsanlage Funktionen bieten, die den Vorgaben des relevanten ÜNB entsprechen und dazu dienen, den Frequenznennwert erneut zu erreichen oder die geplanten Werte der Stromaustauschflüsse zwischen Regelzonen aufrechtzuerhalten;

f)

Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, die auch als Last wirken können, wie z. B. Pump-Speicher-Kraftwerke, müssen in der Lage sein, diese Last bei Unterfrequenzen vom Netz zu trennen. Die unter diesem Buchstaben genannte Anforderung gilt nicht für Hilfsversorgungssysteme;

g)

Echtzeitüberwachung des frequenzabhängigen Modus:

a)

Bei Leistungsschwankungen müssen die Stromerzeugungsanlagen die statische Stabilität aufrechterhalten können, wenn sie in einem beliebigen Betriebspunkt des P-Q-Diagramms arbeiten;

b)

unbeschadet des Artikels 13 Absätze 4 und 5 müssen Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb ohne Leistungsverringerung aufrechtzuerhalten, solange Spannung und Frequenz innerhalb der gemäß dieser Verordnung festgelegten Bereiche liegen;

c)

Stromerzeugungsanlagen müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz während einer ein- oder dreiphasigen automatischen Wiedereinschaltung (AWE) auf Leitungen des vermaschten Netzes aufrechtzuerhalten, wenn dies für das Netz, an das sie angeschlossen sind, relevant ist. Die Einzelheiten dieser Fähigkeit werden gemäß Artikel 14 Absatz 5 Buchstabe b abgestimmt und in Vereinbarungen über Schutzsysteme und Einstellungen festgelegt.

a)

Schwarzstartfähigkeit:

b)

Fähigkeit zur Teilnahme am Inselbetrieb:

c)

Fähigkeit zur schnellen Neusynchronisierung:

a)

Bei einem Verlust der Winkelstabilität oder der Steuerbarkeit muss die Stromerzeugungsanlage in der Lage sein, sich automatisch vom Netz zu trennen, um zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit beizutragen oder Schäden an der Stromerzeugungsanlage zu verhindern. Der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und der relevante Netzbetreiber vereinbaren in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Kriterien für die Feststellung eines Verlusts der Winkelstabilität oder der Steuerbarkeit;

b)

Messinstrumente:

c)

Simulationsmodelle:

d)

ist der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB der Ansicht, dass in einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung zusätzliche Geräte installiert werden sollten, um den Netzbetrieb oder die Systemsicherheit wiederherzustellen oder aufrechtzuerhalten, so prüfen der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung dies und vereinbaren eine geeignete Lösung;

e)

der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB Ober- und Untergrenzen für den Gradienten der Wirkleistungsabgabe (Rampengrenzwerte) für beide Richtungen der Änderung der Wirkleistungsabgabe für eine Stromerzeugungsanlage fest, wobei er die Merkmale der primären Antriebstechnologie berücksichtigt;

f)

die Vorrichtungen zur Erdung des Sternpunkts auf der Netzseite von Netztransformatoren müssen den Vorgaben des relevanten Netzbetreibers entsprechen.

a)

Spannungsbereiche:

b)

der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung können in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren. Sind breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern;

c)

unbeschadet Buchstabe a kann der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB Spannungen am Netzanschlusspunkt bestimmen, bei denen eine Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, sich automatisch vom Netz zu trennen. Die Bestimmungen und Einstellungen für eine solche automatische Trennung werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbart.

a)

FRT-Fähigkeit:

b)

Auf Ersuchen des Eigentümers einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stellt der relevante Netzbetreiber folgende Ergebnisse der Berechnungen gemäß Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a Ziffer iv für die hinsichtlich der FRT-Fähigkeit zu berücksichtigenden Bedingungen am Netzanschlusspunkt vor und nach einem Fehler bereit:

c)

die FRT-Fähigkeit bei asymmetrischen Fehlern wird von jedem ÜNB festgelegt.

a)

Bei Einschalten der Stromerzeugungsanlage darf der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung diese erst nach Genehmigung durch den relevanten Netzbetreiber synchronisieren;

b)

die Stromerzeugungsanlage muss die erforderlichen Synchronisationsvorrichtungen aufweisen;

c)

die Stromerzeugungsanlage muss innerhalb der in Tabelle 2 angegebenen Frequenzbereiche synchronisiert werden können;

d)

der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbaren die Einstellungen der Synchronisationsvorrichtungen vor dem Betrieb der Stromerzeugungsanlage. Diese Vereinbarung umfasst folgende Aspekte:

a)

Blindleistungskapazität: Der relevante Netzbetreiber kann die Fähigkeit einer synchronen Stromerzeugungsanlage zur Abgabe von Blindleistung festlegen;

b)

Spannungsregelung: Synchrone Stromerzeugungsanlagen müssen über ein permanentes automatisches Erregersystem verfügen, das eine konstante Generatorklemmenspannung mit einem wählbaren Sollwert sicherstellt, ohne dass im Arbeitsbereich der synchronen Stromerzeugungsanlage instabile Zustände auftreten.

a)

Blindleistungskapazität: Der relevante Netzbetreiber kann verlangen, dass eine zusätzliche Blindleistung bereitzustellen ist, wenn sich der Netzanschlusspunkt einer synchronen Stromerzeugungsanlage weder an den Hochspannungsklemmen des Netztransformators der Spannungsebene des Netzanschlusspunkts noch an den Generatorklemmen befindet, falls kein Netztransformator vorhanden ist. Diese zusätzliche Blindleistung muss den Blindleistungsbedarf der Hochspannungsleitung oder des Hochspannungskabels zwischen den Hochspannungsklemmen des Netztransformators der synchronen Stromerzeugungsanlage oder, falls kein Netztransformator vorhanden ist, zwischen deren Generatorklemmen und dem Netzanschlusspunkt decken und ist vom zuständigen Eigentümer dieser Leitung bzw. dieses Kabels bereitzustellen.

b)

Blindleistungskapazität bei Maximalkapazität:

ii)

das U-Q/Pmax-Profil wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB im Einklang mit den folgenden Grundsätzen festgelegt: — das U-Q/Pmax-Profil darf nicht über den Rahmen des U-Q/Pmax-Profils hinausgehen, der durch den inneren Rahmen in Abbildung 7 dargestellt ist; — die Dimensionen des Rahmens des U-Q/Pmax-Profils (Q/Pmax-Bereich und Spannungsbereich) müssen innerhalb des in Tabelle 8 für jedes Synchrongebiet festgelegten Bereichs liegen; und — der Rahmen des U-Q/Pmax-Profils muss sich innerhalb des äußeren Rahmens in Abbildung 7 befinden; Abbildung 7 U-Q/Pmax-Profil einer synchronen Stromerzeugungsanlage 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 Synchrongebiet Höchstbereich von Q/Pmax Höchstbereich der Spannung im statischen Zustand in p.u. Kontinentaleuropa 0,95 0,225 Nordeuropa 0,95 0,150 Großbritannien 0,95 0,225 Irland und Nordirland 1,08 0,218 Baltische Staaten 1,0 0,220

c)

synchrone Stromerzeugungsanlagen, die mit einer Wirkleistungsabgabe unterhalb der Maximalkapazität (P < Pmax) arbeiten, müssen in der Lage sein, in jedem möglichen Betriebspunkt innerhalb des P-Q-Diagramms ihres Generators und mindestens bis zur Mindestleistung für den stabilen Betrieb zu arbeiten. Auch bei verringerter Wirkleistungsabgabe muss die Blindleistungsabgabe am Netzanschlusspunkt dem P-Q-Diagramm des Generators dieser synchronen Stromerzeugungsanlage vollständig entsprechen, wobei der Eigenbedarf sowie die Wirk- und Blindleistungsverluste eines etwaigen Netztransformators zu berücksichtigen sind.

a)

Die Parameter und Einstellungen der Bestandteile des Spannungsregelungssystems werden zwischen dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart;

b)

die unter Buchstabe a genannte Vereinbarung umfasst die Spezifikationen und die Leistungsfähigkeit eines automatischen Spannungsreglers (AVR) bei der statischen und dynamischen Spannungsregelung sowie die Spezifikationen und Leistungsfähigkeit des Erregersystems. Letzteres umfasst:

a)

Der relevante Netzbetreiber kann die Fähigkeit einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage zur Abgabe von Blindleistung festlegen;

b)

der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegen, dass eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage bei symmetrischen (dreiphasigen) Fehlern unter den folgenden Bedingungen am Netzanschlusspunkt eine dynamische Blindstromstützung bereitstellen muss:

c)

hinsichtlich der Bereitstellung einer dynamischen Blindstromstützung bei asymmetrischen (ein- oder zweiphasigen) Fehlern kann der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB eine Anforderung an die Einspeisung eines asymmetrischen Stroms festlegen.

a)

Der relevante ÜNB legt die Fähigkeit zur Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage nach einem Fehler fest und bestimmt dazu

b)

dabei berücksichtigt er Folgendes:

a)

Der relevante ÜNB kann festlegen, dass nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen in der Lage sein müssen, bei sehr schnellen Frequenzabweichungen synthetische Schwungmasse bereitzustellen;

b)

das Funktionsprinzip der für die Bereitstellung der synthetischen Schwungmasse installierten Regelungssysteme und die zugehörigen Leistungsparameter werden vom relevanten ÜNB festgelegt.

a)

Blindleistungskapazität: Der relevante Netzbetreiber kann verlangen, dass eine zusätzliche Blindleistung bereitzustellen ist, wenn sich der Netzanschlusspunkt einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage weder an den Hochspannungsklemmen des Netztransformators der Spannungsebene des Netzanschlusspunktes noch an den Klemmen des Umrichters befindet, falls kein Netztransformator vorhanden ist. Diese zusätzliche Blindleistung muss den Blindleistungsbedarf der Hochspannungsleitung oder des Hochspannungskabels zwischen den Hochspannungsklemmen des Netztransformators der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage oder, falls kein Netztransformator vorhanden ist, zwischen deren Umrichterklemmen und dem Netzanschlusspunkt decken und ist vom zuständigen Eigentümer dieser Leitung bzw. dieses Kabels bereitzustellen.

b)

Blindleistungskapazität bei Maximalkapazität:

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 U-Q/Pmax-Profil darf nicht über den Rahmen des U-Q/Pmax-Profils hinausgehen, der durch den inneren Rahmen in Abbildung 8 dargestellt ist; — die Dimensionen des Rahmens des U-Q/Pmax-Profils (Q/Pmax-Bereich und Spannungsbereich) müssen innerhalb des in Tabelle 9 für jedes Synchrongebiet festgelegten Bereichs liegen; — der Rahmen des U-Q/Pmax-Profils muss sich innerhalb des festen äußeren Rahmens in Abbildung 8 befinden; und — 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; Abbildung 8 U-Q/Pmax-Profil einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage 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 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 0,66 0,225 Irland und Nordirland 0,66 0,218 Baltische Staaten 0,80 0,220

c)

Blindleistungskapazität unterhalb der Maximalkapazität:

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.

d)

Blindleistungsregelung:

e)

Priorisierung des Wirkleistungsbeitrags oder des Blindleistungsbeitrags: Der relevante ÜNB legt fest, ob bei Fehlern, die eine FRT-Fähigkeit erfordern, der Wirkleistungsbeitrag oder der Blindleistungsbeitrag Vorrang erhält. Erhält der Wirkleistungsbeitrag Vorrang, so muss dieser spätestens 150 ms nach Fehlerbeginn bereitgestellt werden;

f)

Dämpfung von Leistungspendelungen: Eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage muss in der Lage sein, zur Dämpfung von Leistungspendelungen beizutragen, wenn der relevante ÜNB dies verlangt. Die Merkmale der Spannungs- und Blindleistungsregelung von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen dürfen die Dämpfung von Leistungspendelungen beeinträchtigen.

a)

Konfiguration 1: Wechselstromanschluss mit einem einzelnen Onshore-Netzverknüpfungspunkt, wobei eine oder mehrere nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen, die in einem Offshore-Wechselstromsystem miteinander verbunden sind, an das Onshore-Netz angeschlossen ist/sind;

b)

Konfiguration 2: vermaschte Wechselstromanschlüsse, wobei mehrere nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen offshore in einem Offshore-Wechselstromnetz miteinander verbunden sind und das Offshore-Wechselstromnetz an zwei oder mehr Onshore-Netzverknüpfungspunkten an das Onshore-Netz angeschlossen ist.

a)

die Stelle, an der der Anschluss erfolgt;

b)

das Datum des Anschlusses;

c)

die Maximalkapazität der Anlage in kW;

d)

die Art der Primärenergiequelle;

e)

die Einstufung der Stromerzeugungsanlage als aufkommende Technologie gemäß Titel VI;

f)

einen Verweis auf die von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten Betriebsmittelbescheinigungen für Betriebsmittel, die Bestandteil der Anlage sind;

g)

für Betriebsmittel, für die keine Betriebsmittelbescheinigung ausgestellt wurde, sind die Informationen entsprechend den Vorgaben des relevanten Netzbetreibers bereitzustellen;

h)

die Kontaktangaben des Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und des Installateurs und deren Unterschriften.

a)

den Nachweis einer zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung geschlossenen Vereinbarung über die für den Netzanschlusspunkt relevanten Schutz- und Regeleinstellungen;

b)

eine nach den einzelnen Bestandteilen aufgeschlüsselte Konformitätserklärung;

c)

die vom relevanten Netzbetreiber spezifizierten, für den Netzanschluss relevanten ausführlichen technischen Daten zu der Stromerzeugungsanlage;

d)

von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen zu Stromerzeugungsanlagen, wenn diese Teil des Konformitätsnachweises sind;

e)

für Stromerzeugungsanlagen des Typs C Simulationsmodelle gemäß Artikel 15 Absatz 6 Buchstabe c;

f)

Berichte über Konformitätstests, die auf der vom relevanten Netzbetreiber verlangten Detailebene den in Titel IV Kapitel 2, 3 und 4 verlangten Nachweis des statischen und dynamischen Betriebsverhaltens enthalten, einschließlich der bei den Tests tatsächlich gemessenen Werte;

g)

Studien zum Nachweis des statischen und dynamischen Betriebsverhaltens gemäß Titel IV Kapitel 5, 6 oder 7 auf der vom relevanten Netzbetreiber verlangten Detailebene.

a)

die Erlaubnis zur Zuschaltung (EZZ);

b)

die vorübergehende Betriebserlaubnis (VBE);

c)

die endgültige Betriebserlaubnis (EBE).

a)

eine nach den einzelnen Bestandteilen aufgeschlüsselte Konformitätserklärung;

b)

die vom relevanten Netzbetreiber spezifizierten, für den Netzanschluss relevanten detaillierten technischen Daten zu der Stromerzeugungsanlage;

c)

von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellte Betriebsmittelbescheinigungen zu Stromerzeugungsanlagen, wenn diese Teil des Konformitätsnachweises sind;

d)

vom relevanten Netzbetreiber verlangte Simulationsmodelle gemäß Artikel 15 Absatz 6 Buchstabe c;

e)

Studien zum Nachweis des erwarteten statischen und dynamischen Betriebsverhaltens gemäß Titel IV Kapitel 5, 6 oder 7;

f)

Einzelheiten zu den vorgesehenen Konformitätstests gemäß Titel IV Kapitel 2, 3 und 4.

a)

eine nach den Bestandteilen aufgeschlüsselte Konformitätserklärung und

b)

aktualisierte anwendbare technische Daten, Simulationsmodelle und Studien gemäß Artikel 35 Absatz 3 Buchstaben b, d und e, einschließlich der bei den Tests tatsächlich gemessenen Werte.

a)

eine vorübergehende beträchtliche Änderung oder einen Verlust von Fähigkeiten der Anlage, die bzw. der ihre Leistungsfähigkeit beeinträchtigt, oder

b)

einen Ausfall von Betriebsmitteln, der dazu führt, dass einige wesentliche Anforderungen nicht erfüllt sind.

a)

die offenen Punkte, die die Gewährung der BBE rechtfertigen;

b)

die Verantwortlichkeiten und Fristen für die erwartete Lösung;

c)

eine maximale Gültigkeitsdauer, die zwölf Monate nicht überschreiten darf. Der anfangs gewährte Zeitraum kann kürzer sein und verlängert werden, wenn zur Zufriedenheit des relevanten Netzbetreibers nachgewiesen wird, dass erhebliche Fortschritte im Hinblick auf die vollständige Konformität erzielt wurden.

a)

eine Kosten-Nutzen-Analyse und eine Empfehlung zum weiteren Vorgehen umfasst;

b)

einen Vorschlag für einen Übergangszeitraum für die Anwendung der Anforderung auf bestehende Stromerzeugungsanlagen einschließt. Der Übergangszeitraum beträgt höchstens zwei Jahre ab dem Zeitpunkt, zu dem die Regulierungsbehörde oder ggf. der Mitgliedstaat über die Anwendbarkeit der Anforderung entschieden hat;

c)

Gegenstand einer öffentlichen Konsultation gemäß Artikel 10 ist.

a)

ein Betriebserlaubnisverfahren zum Nachweis der Anwendung der Anforderungen durch den Eigentümer der bestehenden Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung;

b)

einen Übergangszeitraum für die Anwendung der Anforderungen, der der Kategorie der Stromerzeugungsanlage gemäß Artikel 5 Absatz 2 und Artikel 23 Absatz 3 und etwaigen Hindernissen für die effiziente Durchführung der Änderung der Betriebsmittel bzw. der Nachrüstung Rechnung trägt.

a)

Der relevante ÜNB, der relevante Netzbetreiber oder der Eigentümer oder mögliche Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung stützt seine Kosten-Nutzen-Analyse auf einen oder mehrere der folgenden Berechnungsgrundsätze:

b)

der relevante ÜNB, der relevante Netzbetreiber oder der Eigentümer oder mögliche Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung quantifiziert darüber hinaus den sozioökonomischen Nutzen in Form einer höheren Versorgungssicherheit und berücksichtigt dabei mindestens

c)

der relevante ÜNB, der relevante Netzbetreiber oder der Eigentümer oder mögliche Eigentümer einer Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung quantifiziert den Nutzen für den Elektrizitätsbinnenmarkt, den grenzüberschreitenden Handel und die Integration erneuerbarer Energieträger und berücksichtigt dabei mindestens

d)

der relevante ÜNB quantifiziert die Kosten der Anwendung der notwendigen Bestimmungen auf bestehende Stromerzeugungsanlagen und berücksichtigt dabei mindestens

a)

alle vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vorzulegenden Unterlagen und Bescheinigungen;

b)

ausführliche technische Daten zu der für den Netzanschluss relevanten Stromerzeugungsanlage;

c)

Anforderungen an Modelle für Studien des statischen und dynamischen Betriebsverhaltens;

d)

den Zeitplan für die Bereitstellung der für die Studien erforderlichen Systemdaten;

e)

Studien des Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung zum Nachweis des erwarteten statischen und dynamischen Betriebsverhaltens gemäß den Anforderungen in Titel IV Kapitel 5 und 6;

f)

Bedingungen und Verfahren, einschließlich des Geltungsbereichs, für das Registrieren von Betriebsmittelbescheinigungen;

g)

Bedingungen und Verfahren für die Verwendung der von einer ermächtigten Zertifizierungsstelle ausgestellten einschlägigen Betriebsmittelbescheinigung durch den Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung.

a)

dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung gestatten, eine alternative Testreihe durchzuführen, sofern diese Tests effizient sind und ausreichen, um nachzuweisen, dass die Stromerzeugungsanlage die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt;

b)

vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung verlangen, in den Fällen, in denen die dem relevanten Netzbetreiber übermittelten Angaben zu Konformitätstests gemäß Titel IV Kapitel 2, 3 oder 4 nicht ausreichen, um die Erfüllung der Anforderung dieser Verordnung nachzuweisen, zusätzliche oder alternative Testreihen durchzuführen, und

c)

vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung verlangen, geeignete Tests durchzuführen, um die Leistung einer Stromerzeugungsanlage nachzuweisen, wenn diese mit alternativen Brennstoffen oder Brennstoffgemischen betrieben wird. Der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung vereinbaren, für welche Brennstoffarten Tests durchzuführen sind.

a)

dem Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung gestatten, alternative Konformitätssimulationen durchzuführen, sofern diese Simulationen effizient sind und ausreichen, um nachzuweisen, dass die Stromerzeugungsanlage die Anforderungen dieser Verordnung oder die nationalen Rechtsvorschriften erfüllt, und

b)

vom Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung verlangen, in den Fällen, in denen die dem relevanten Netzbetreiber übermittelten Angaben zur Konformitätssimulation gemäß Titel IV Kapitel 5, 6 oder 7 nicht ausreichen, um die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung nachzuweisen, zusätzliche oder alternative Simulationsreihen durchzuführen.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, die Wirkleistungsabgabe kontinuierlich anzupassen, um im Fall eines starken Frequenzanstiegs im Netz zur Frequenzregelung beizutragen. Die Regelparameter für das statische Betriebsverhalten, wie Statik und Totband, und die dynamischen Parameter, einschließlich der Reaktion auf einen Frequenzsprung, sind zu überprüfen;

b)

für den Test werden unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband Frequenzsprünge und -rampen simuliert, die groß genug sind, um eine Änderung der Wirkleistungsabgabe um mindestens 10 % der Maximalkapazität auszulösen. Erforderlichenfalls werden unter Beachtung des Schemas der Regelungssysteme simulierte Frequenzabweichungssignale gleichzeitig auf den Drehzahl- und den Lastregler der Regelungssysteme aufgeschaltet.

c)

Der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, bei Betriebspunkten unterhalb der Maximalkapazität die Wirkleistungsabgabe kontinuierlich anzupassen, um im Fall eines starken Frequenzabfalls im Netz zur Frequenzregelung beizutragen;

b)

für den Test werden geeignete Lastpunkte für die Wirkleistungsabgabe mit Sprüngen und Rampen bei Unterfrequenz simuliert, die groß genug sind, um unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband eine Änderung der Wirkleistungsabgabe um mindestens 10 % der Maximalkapazität auszulösen. Erforderlichenfalls werden simulierte Frequenzabweichungssignale gleichzeitig auf die Sollwerte des Drehzahl- und Lastregelungssystems aufgeschaltet;

c)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, im gesamten Betriebsbereich zwischen Maximalkapazität und Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb die Wirkleistungsabgabe kontinuierlich anzupassen, um zur Frequenzregelung beizutragen. Die Regelparameter für das statische Betriebsverhalten wie Statik und Totband, und die dynamischen Parameter, einschließlich des Erhalts der Stabilität während der Leistungsanpassung bei einen Frequenzsprung und bei starken, schnellen Frequenzabweichungen, sind zu überprüfen;

b)

der Test wird durchgeführt, indem Frequenzsprünge und -rampen simuliert werden, die groß genug sind, um unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband sowie der Fähigkeiten zur tatsächlichen Wirkleistungssteigerung oder -absenkung im jeweiligen Betriebspunkt den gesamten Bereich der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe zu aktivieren. Erforderlichenfalls werden simulierte Frequenzabweichungssignale gleichzeitig auf die Sollwerte des Drehzahl- und Lastregelungssystems aufgeschaltet;

c)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, sich an der Regelung zur Frequenzwiederherstellung zu beteiligen, und es wird das Zusammenspiel von FSM-Modus und Regelung der Frequenzwiederherstellung geprüft;

b)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn die Ergebnisse sowohl für die dynamischen als auch für die statischen Parameter die Anforderungen des Artikels 15 Absatz 2 Buchstabe e erfüllen.

a)

Bei Stromerzeugungsanlagen mit Schwarzstartfähigkeit wird nachgewiesen, dass sie technisch in der Lage sind, nach dem Abschalten ohne externe elektrische Energieversorgung zu starten;

b)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn die Startzeit innerhalb des Zeitrahmens gemäß Artikel 15 Absatz 5 Buchstabe a Ziffer iii liegt.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlagen technisch in der Lage sind, sich auf Eigenbedarfsbetrieb abzufangen und im Eigenbedarfsbetrieb stabil zu arbeiten;

b)

die Tests werden bei der Maximalkapazität und der Nennblindleistung der Stromerzeugungsanlage vor dem Lastabwurf durchgeführt;

c)

der relevante Netzbetreiber kann unter Berücksichtigung des Artikels 15 Absatz 5 Buchstabe c weitere Bedingungen festlegen;

d)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn erfolgreich in den Eigenbedarfsbetrieb abgefangen wurde, ein stabiler Eigenbedarfsbetrieb für den in Artikel 15 Absatz 5 Buchstabe c genannten Zeitraum nachgewiesen wurde und die Neusynchronisation mit dem Netz gelungen ist.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 18 Absatz 2 Buchstaben b und c kapazitive und induktive Blindleistung zu erzeugen;

b)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, die Wirkleistungsabgabe kontinuierlich anzupassen, um im Falle eines Frequenzanstiegs im Netz zur Frequenzregelung beizutragen. Die Regelparameter für das statische Betriebsverhalten, wie Statik und Totband, sowie die dynamischen Parameter sind zu überprüfen;

b)

für den Test werden unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband Frequenzsprünge und -rampen simuliert, die groß genug sind, um eine Änderung der Wirkleistungsabgabe um mindestens 10 % der Maximalkapazität auszulösen. Zur Durchführung dieses Tests werden simulierte Frequenzabweichungssignale gleichzeitig auf die Sollwerte der Regelungssysteme aufgeschaltet;

c)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn die Testergebnisse sowohl für die dynamischen als auch für die statischen Parameter die Anforderungen des Artikels 13 Absatz 2 erfüllen.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage bei einer Last unterhalb des vom relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB festgelegten Sollwerts betrieben werden kann;

b)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, die Wirkleistungsabgabe kontinuierlich anzupassen, um im Fall eines starken Frequenzabfalls im Netz zur Frequenzregelung beizutragen;

b)

für den Test werden unter Berücksichtigung der Einstellungen von Statik und Totband Frequenzsprünge und -rampen simuliert, die groß genug sind, um bei einem Startpunkt von höchstens 80 % der Maximalkapazität eine Änderung der Wirkleistungsabgabe um mindestens 10 % der Maximalkapazität auszulösen;

c)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, im gesamten Betriebsbereich zwischen Maximalkapazität und Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb die Wirkleistungsabgabe kontinuierlich anzupassen, um zur Frequenzregelung beizutragen. Die Regelparameter für das statische Betriebsverhalten, wie Unempfindlichkeit, Statik, Totband und Regelbereich, sowie die dynamischen Parameter, einschließlich die Reaktion auf einen Frequenzsprung, werden überprüft;

b)

für den Test werden unter Berücksichtigung der Einstellungen von Statik und Totband Frequenzsprünge und -rampen simuliert, die groß genug sind, um den gesamten Bereich der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe abzudecken. Zur Durchführung des Tests werden simulierte Frequenzabweichungssignale aufgeschaltet.

c)

Der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, sich an der Regelung der Frequenzwiederherstellung zu beteiligen. Das Zusammenspiel von FSM-Modus und Regelung der Frequenzwiederherstellung wird geprüft;

b)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn die Anforderungen des Artikels 15 Absatz 2 Buchstabe e sowohl für die dynamischen als auch für die statischen Parameter erfüllt sind.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage technisch in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 21 Absatz 3 Buchstaben b und c kapazitive und induktive Blindleistung bereitzustellen;

b)

der Test wird jeweils bei maximaler kapazitiver und maximaler induktiver Blindleistung durchgeführt und betrifft folgende Parameter:

c)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Kriterien erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage unter den in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d Ziffern ii, iii und iv genannten Bedingungen im Spannungsregelungsmodus betrieben werden kann;

b)

beim Test des Spannungsregelungsmodus werden folgende Parameter überprüft:

c)

Der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage im Einklang mit Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d Ziffer v im Blindleistungsregelungsmodus betrieben werden kann;

b)

der Test des Blindleistungsregelungsmodus ergänzt den Test der Blindleistungskapazität;

c)

beim Test des Blindleistungsregelungsmodus werden folgende Parameter überprüft:

d)

Der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage im Einklang mit Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe d Ziffer vi im Modus der Leistungsfaktorregelung betrieben werden kann;

b)

beim Test des Modus der Leistungsfaktorregelung werden folgende Parameter überprüft:

c)

der Test wird als erfolgreich erachtet, wenn alle folgenden Bedingungen erfüllt sind:

a)

Durch Simulation wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 13 Absatz 2 die Wirkleistungsabgabe bei Überfrequenzen anzupassen;

b)

die Simulation wird unter Berücksichtigung der Einstellungen von Statik und Totband anhand von Frequenzsprüngen und -rampen bei Überfrequenzen durchgeführt, bis die Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb erreicht ist;

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn

a)

Durch Simulation wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage unter den in Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a genannten Bedingungen in der Lage ist, einen Fehler zu durchfahren;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Erfüllung der Anforderung in Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a nachgewiesen wird.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, die Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler unter den in Artikel 17 Absatz 3 genannten Bedingungen wiederherzustellen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Erfüllung der Anforderung in Artikel 17 Absatz 3 nachgewiesen wird.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe c die Wirkleistungsabgabe bei Unterfrequenz anzupassen;

b)

die Simulation wird unter Berücksichtigung der Einstellungen von Statik und Totbands anhand von Frequenzsprüngen und -rampen bei Unterfrequenz durchgeführt, bis die Maximalkapazität erreicht ist;

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d im gesamten Frequenzbereich die Wirkleistungsabgabe anzupassen;

b)

für die Simulation werden unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband Frequenzsprünge und -rampen simuliert, die groß genug sind, um den gesamten Bereich der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe abzudecken.

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn

a)

Es wird die Leistung der Stromerzeugungsanlage im Inselbetrieb unter den in Artikel 15 Absatz 5 Buchstabe b genannten Bedingungen nachgewiesen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Stromerzeugungsanlage die abgegebene Wirkleistung vom bisherigen Betriebspunkt auf einen neuen Betriebspunkt des P-Q-Diagramms innerhalb der in Artikel 15 Absatz 5 Buchstabe b genannten Grenzen verringert oder erhöht, ohne dass sich die Stromerzeugungsanlage wegen einer Über- oder Unterfrequenz von der Insel trennt.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit den Bedingungen von Artikel 18 Absatz 2 Buchstaben b und c kapazitive und induktive Blindleistung bereitzustellen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn folgende Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass das Regelungssystem der Stromerzeugungsanlage („PSS-Funktion“) in der Lage ist, Wirkleistungspendelungen im Einklang mit den in Artikel 19 Absatz 2 genannten Bedingungen zu dämpfen;

b)

die Regelung muss bewirken, dass Wirkleistungspendelungen durch den AVR in Verbindung mit der PSS-Funktion besser gedämpft werden als durch den AVR allein,

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn alle folgenden Bedingungen erfüllt sind:

a)

Es wird nachgewiesen, dass die Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, unter den in Artikel 16 Absatz 3 Buchstabe a genannten Bedingungen einen Fehler zu durchfahren;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Erfüllung der Anforderung in Artikel 16 Absatz 3 Buchstabe a nachgewiesen wird.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 13 Absatz 2 bei Überfrequenzen die Wirkleistungsabgabe anzupassen;

b)

die Simulation wird unter Berücksichtigung der Einstellungen von Statik und Totband anhand von Frequenzsprüngen und -rampen bei Überfrequenzen durchgeführt, bis die Mindestleistung für den regelfähigen Betrieb erreicht ist;

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit den in Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b genannten Bedingungen eine dynamische Blindstromstützung einzuspeisen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Erfüllung der Anforderung in Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b nachgewiesen wird.

a)

Durch Simulation wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage unter den in Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a genannten Bedingungen in der Lage ist, einen Fehler zu durchfahren;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Erfüllung der Anforderung in Artikel 14 Absatz 3 Buchstabe a nachgewiesen wird.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, die Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler unter den in Artikel 20 Absatz 3 genannten Bedingungen wiederherzustellen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die Erfüllung der Anforderung in Artikel 20 Absatz 3 nachgewiesen wird.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe c die Wirkleistungsabgabe bei Unterfrequenz anzupassen;

b)

die Simulation wird unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband durch die Simulation von Frequenzsprüngen und -rampen bei Unterfrequenz durchgeführt, bis die Maximalkapazität erreicht ist;

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn

a)

Durch Simulation wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, im Einklang mit Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d die Wirkleistungsabgabe über den gesamten Frequenzbereich anzupassen;

b)

für die Simulation werden unter Berücksichtigung der Einstellungen für Statik und Totband Frequenzsprünge und -rampen simuliert, die groß genug sind, um den gesamten Bereich der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsabgabe abzudecken;

c)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn

a)

Es wird die Leistung der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage im Inselbetrieb unter den in Artikel 15 Absatz 5 Buchstabe b genannten Bedingungen nachgewiesen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage die Wirkleistungsabgabe vom bisherigen Betriebspunkt auf einen neuen Betriebspunkt des P-Q-Diagramms innerhalb der in Artikel 15 Absatz 5 Buchstabe b genannten Grenzen verringert oder erhöht, ohne dass sich die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage wegen einer Über- oder Unterfrequenz von der Insel trennt.

a)

Mithilfe des Modells wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage unter den in Artikel 21 Absatz 2 Buchstabe a genannten Bedingungen in der Lage ist, bei Unterfrequenzen synthetische Schwungmasse bereitzustellen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn mithilfe des Modells nachgewiesen wird, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage die Bedingungen des Artikels 21 Absatz 2 erfüllt.

a)

Es wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, kapazitive und induktive Blindleistung gemäß Artikel 21 Absatz 3 Buchstaben b und c bereitzustellen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn alle folgenden Bedingungen erfüllt sind:

a)

Mithilfe des Modells wird nachgewiesen, dass die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage ist, die Wirkleistungspendelungen gemäß Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe f zu dämpfen;

b)

die Simulation wird als erfolgreich erachtet, wenn mithilfe des Modells nachgewiesen wird, dass die in Artikel 21 Absatz 3 Buchstabe f beschriebenen Bedingungen erfüllt sind.

a)

die Ermittlung etwaiger Divergenzen bei der nationalen Durchführung dieser Verordnung;

b)

die Bewertung der Frage, ob die Wahl der Werte und Bereiche in den nach dieser Verordnung geltenden Anforderungen an Stromerzeugungsanlagen weiterhin richtig ist.

a)

Angaben zur Identität des Eigentümers oder möglichen Eigentümers der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung und zu einer Kontaktperson für Mitteilungen;

b)

eine Beschreibung jeder Stromerzeugungsanlage, für die eine Freistellung beantragt wird;

c)

einen Hinweis auf die Bestimmungen dieser Verordnung, in Bezug auf die eine Freistellung beantragt wird, und eine eingehende Beschreibung der beantragten Freistellung;

d)

eine eingehende Begründung mit den entsprechenden Belegen und einer Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Anforderungen des Artikels 39;

e)

den Nachweis, dass die beantragte Freistellung den grenzüberschreitenden Handel nicht beeinträchtigen würde.

a)

die Regulierungsbehörde eine Fristverlängerung beschließt oder

b)

der Eigentümer oder mögliche Eigentümer der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung der Regulierungsbehörde in einer begründeten Mitteilung erklärt, dass der Freistellungsantrag vollständig ist.

a)

Angaben zur Identität des relevanten Netzbetreiber oder relevanten ÜNB und zu einer Kontaktperson für Mitteilungen;

b)

eine Beschreibung der Stromerzeugungsanlagen, für die eine Freistellung beantragt wird, die installierte Gesamtkapazität und die Zahl der Stromerzeugungsanlagen;

c)

die Anforderungen dieser Verordnung, von denen eine Freistellung beantragt wird, und eine eingehende Beschreibung der beantragten Freistellung;

d)

eine eingehende Begründung mit den entsprechenden Belegen;

e)

den Nachweis, dass die beantragte Freistellung den grenzüberschreitenden Handel nicht beeinträchtigen würde.

f)

eine Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Anforderungen des Artikels 39. Die Kosten-Nutzen-Analyse wird ggf. in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB und benachbarten VNB durchgeführt.

a)

die Regulierungsbehörde eine Fristverlängerung beschließt oder

b)

der relevante Netzbetreiber der Regulierungsbehörde in einer begründeten Mitteilung erklärt, dass der Freistellungsantrag vollständig ist.