El código de red europeo y su relación con las normativas nacionales
La conexión a red de nuevos generadores eléctricos exige el conocimiento en detalle de las normas que lo regulan. Esas normas beben de otras de carácter superior definidas a escala paneuropea. A modo introductorio, en las siguientes líneas vamos a repasar de dónde vienen y pasaremos brevemente por su contenido, esperando que sea de utilidad para nuestros lectores.
Los códigos de red (CdR) son las normas nacionales que regulan el funcionamiento de los distintos sistemas eléctricos desde la liberalización del sector [1]. Los CdR se caracterizan por una alta heterogeneidad y una falta de estandarización, existiendo diferencias significativas entre países [2]. Esta circunstancia ha supuesto históricamente una clara barrera para la creación de un gran sistema eléctrico europeo integrado en un mercado eléctrico único que permita alcanzar los objetivos de reducción de emisiones, aumento de penetración renovable y reducción del consumo de energía.
La Comisión Europea (CE), conocedora de esta problemática, inició en el 2010 un proceso para redactar un CdR europeo único que permitiera la armonización, integración y eficiencia del conjunto del sistema eléctrico europeo [3]. Para ello, encargó a la Agencia para la Cooperación entre Reguladores de la Energía (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, o ACER) que preparara unas directrices sobre las que desarrollar el CdR. Esta última tarea corrió a cargo de la Red Europea de Gestores de Redes de Electricidad (European Network of Transmission System Operators for Electricity, o ENTSO-E), que agrupa a 43 gestores de redes de transporte (GRT) distribuidos a lo largo de 36 países. Tras un proceso de consulta pública con la participación de los distintos agentes del sector, los reglamentos resultantes fueron revisados por ACER y aprobados por la CE. Actualmente se encuentran en proceso de implantación en la legislación de los estados miembros [4].
El CdR se redactó siguiendo los principios básicos de transparencia, no discriminación y equilibrio entre la máxima eficiencia para el conjunto del sistema y el mínimo coste total para sus participantes, otorgando gran relevancia a la libre competencia, seguridad del sistema e integración de renovables. Su fin es el de asegurar la gestión óptima, el funcionamiento coordinado y la adecuada evolución de la red europea de transporte de electricidad.
La formulación de los CdR incluye dos tipos de requisitos a saber, cerrados y abiertos. Los primeros son de carácter exhaustivo, están completamente definidos y son de aplicación automática en los estados miembros. Los segundos no son exhaustivos, están parcialmente definidos y necesitan completarse mediante la legislación nacional de cada uno de los estados miembros. Importante destacar que predominan los segundos requisitos sobre los primeros con el objetivo de que cada GRT pueda adaptar el CdR a las singularidades de su red.
El CdR europeo se compone de 8 códigos agrupados en 3 familias tal y como se muestra en la Figura 1, donde se muestran sus nombres acompañados de sus siglas anglosajonas, muy utilizadas en el sector [5]:
Figura 1: Reglamentos del CdR europeo agrupados en Familias.
La Familia de códigos de Conexión a red se ocupan respectivamente de demanda, conexiones en continua y generadores. Son un total de tres códigos, a saber:
- Conexión de la demanda (DCC): Este reglamento afecta tanto a las cargas, como a la conexión de la red de distribución a la de transporte. Regula también la respuesta de la demanda ante eventos en la red.
- Conexión de sistemas de alta tensión en corriente continua (HVDC): Este reglamento aplica tanto a los enlaces en corriente continua como a los módulos de parque eléctrico conectados en continua a la red.
- Requisitos para generadores (RfG): Este reglamento fija los requisitos que los distintos tipos de generadores deben cumplir para conectarse a red de manera que se garanticen condiciones equitativas de competencia, la seguridad de sistema, la integración de fuentes renovables y el mercado de electricidad.
La segunda Familia de códigos es la de Explotación. Estos códigos abordan la operación en estado de emergencia, restauración y explotación del sistema. Son dos códigos:
- Emergencia y restauración (ER): Este reglamento vela por la salvaguarda de la operación del sistema, impidiendo la propagación o el deterioro de un incidente a fin de evitar un apagón. Describe los mecanismos para una reposición fiable, eficaz y rápida después de una emergencia o apagón.
- Explotación del sistema (SO): Este reglamento se encarga de salvaguardar la seguridad operacional, el control de la carga/frecuencia, las reservas, la planificación y programación operativas. Asimismo, establece la coordinación entre los diferentes GRT y la coordinación de indisponibilidades.
Por último, la Familia de códigos de Mercado fija las normas referentes a asignación de capacidades, gestión de congestiones y servicios complementarios. Todo esto lo desarrolla en un total de tres códigos:
- Asignación de capacidad y gestión de congestiones (CACM): Este reglamento fija normas detalladas para la asignación de capacidad en los mercados diarios e intradiarios, así como la resolución de congestiones.
- Balance eléctrico (EB): Este código incluye la regulación de las reservas de potencia primaria, secundaria y terciaria de frecuencia. Incluye directrices detalladas sobre principios comunes para la contratación y la liquidación de reservas.
- Asignación de capacidad a plazo (FCA): Este reglamento fija normas detalladas sobre la asignación (anticipada), transmisión y devolución de capacidad interzonal a largo plazo a nivel europeo.
Una visión completa del conjunto de códigos de red nos permite entender todas las restricciones a las que se someterán nuestros proyectos. Adicionalmente, el proceso de desarrollo de los códigos de red nacionales les exige adecuarse al código europeo, por lo que un buen conocimiento de éste nos dará mucha información de requisitos futuros en diversos países para, por ejemplo, la conexión a red de nuevos generadores renovables.
¿Y qué dicen los códigos de red sobre la conexión de nuevos generadores? el RfG [6] divide los generadores en 4 grupos según su potencia, de manera que los generadores de cada grupo tienen exigencias crecientes a medida que son de mayor potencia. Esto crea mayores complicaciones en el proceso de conexión a red cuanto mayor sea la planta de generación; tiene perfecto sentido ya que a mayor tamaño mayor será su impacto sobre el conjunto del sistema.
En próximos artículos desentrañaremos algunos de los requisitos para la conexión de nuevos generadores, esperando que sea del interés de los equipos de ingeniería que trabajan en el desarrollo y diseño de nuevas plantas de generación renovable.
Referencias
- Al-Sunaidy and R. Green, “Electricity deregulation in OECD (Organization for Economic Cooperation and Development) countries,” Elsevier Energy, vol. 31, pp. 769-787, 2006.
- Díez-Maroto, L. Rouco y F. Fernández-Bernal, “Fault ride through capability of round rotor synchronous generators: Review, analysis and discussion of European grid code requirements”, Electric Power Systems Research, Vol. 140, 2016, pp. 27-36.
- Diario Oficial de la Unión Europea, Reglamento (CE) nº714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo de 13 de julio relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronteriza de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) nº 1228/2003 disponible en https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:32009R0714&from=EN
- REE, “Implementación de códigos de red de conexión”, disponible en https://www.esios.ree.es/es/pagina/codigos-red-conexion
- ENTSO-E, “What are Network Codes?”, disponible en https://electricity.network-codes.eu/network_codes/
- Diario Oficial de la Unión Europea, Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión de 14 de abril de 2016 que establece un Código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red, disponible en https://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:32016R0631&from=EN
