O código de rede europeo e as normativas nacionais

A conexión a rede de novos xeradores eléctricos esixe o coñecemento en detalle das normas que o regulan. Esas normas beben de outras de carácter superior definidas a escala paneuropea. A modo introdutorio, nas seguintes liñas imos repasar de onde veñen e pasaremos brevemente polo seu contido, esperando que sexa de utilidade para os nosos lectores.

Os códigos de rede (CdR) son as normas nacionais que regulan o funcionamento dos distintos sistemas eléctricos dende a liberalización do sector [1]. Os CdR caracterízanse por unha alta heteroxeneidade e unha falta de estandarización, existindo diferenzas significativas entre países [2]. Esta circunstancia supuxo históricamente unha clara barreira para a creación dun gran sistema eléctrico europeo integrado nun mercado eléctrico único que permita alcanzar os obxectivos de redución de emisións, aumento de penetración renovable e redución do consumo de enerxía.

A Comisión Europea (CE), coñecedora desta problemática, iniciou no 2010 un proceso para redactar un CdR europeo único que permitise a harmonización, integración e eficiencia do conxunto do sistema eléctrico europeo [3]. Para iso, encargou á Axencia para a Cooperación entre Reguladores da Enerxía (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ou ACER) que preparase unhas directrices sobre as que desenvolver o CdR. Esta última tarefa correu a cargo da Rede Europea de Xestores de Redes de Electricidade (European Network of Transmission System Operators for Electricity, ou ENTSO-E), que agrupa a 43 xestores de redes de transporte (GRT) distribuídos ao longo de 36 países. Tras un proceso de consulta pública coa participación dos distintos axentes do sector, os regulamentos resultantes foron revisados por ACER e aprobados pola CE. Actualmente atópanse en proceso de implantación na lexislación dos estados membros [4].

O CdR redactouse seguindo os principios básicos de transparencia, non discriminación e equilibrio entre a máxima eficiencia para o conxunto do sistema e o mínimo custo total para os seus participantes, outorgando gran relevancia á libre competencia, seguridade do sistema e integración de renovables. O seu fin é o de asegurar a xestión óptima, o funcionamento coordinado e a adecuada evolución da rede europea de transporte de electricidade.

A formulación dos CdR inclúe dous tipos de requisitos a saber, pechados e abertos. Os primeiros son de carácter exhaustivo, están completamente definidos e son de aplicación automática nos estados membros. Os segundos non son exhaustivos, están parcialmente definidos e necesitan completarse mediante a lexislación nacional de cada un dos estados membros. Importante destacar que predominan os segundos requisitos sobre os primeiros co obxectivo de que cada GRT poida adaptar o CdR ás singularidades da súa rede.

O CdR europeo componse de 8 códigos agrupados en 3 familias tal e como se mostra na Figura 1, onde se mostran os seus nomes acompañados das súas siglas anglosaxoas, moi utilizadas no sector [5]:

A Familia de códigos de Conexión a rede ocúpanse respectivamente de demanda, conexións en continua e xeradores. Son un total de tres códigos, a saber:

• Conexión da demanda (DCC): Este regulamento afecta tanto as cargas, como á conexión da rede de distribución de transporte. Regula tamén a resposta da demanda ante eventos na rede.
• Conexión de sistemas de alta tensión en corrente continua (HVDC): Este regulamento aplica tanto ás ligazóns en corrente continua como aos módulos de parque eléctrico conectados en continua á rede.
• Requisitos para xeradores (RfG): Este regulamento fixa os requisitos que os distintos tipos de xeradores deben cumprir para conectarse á rede de maneira que se garantan condicións equitativas de competencia, a seguridade de sistema, a integración de fontes renovables e o mercado de electricidade.

A segunda Familia de códigos é a de Explotación. Estes códigos abordan a operación en estado de emerxencia, restauración e explotación do sistema. Son dous códigos:

• Emerxencia e restauración (ER): Este regulamento vela pola salvagarda da operación do sistema, impedindo a propagación ou a deterioración dun incidente a fin de evitar un apagamento. Describe os mecanismos para unha reposición fiable, eficaz e rápida despois dunha emerxencia ou apagamento.
• Explotación do sistema (SO): Este regulamento encárgase de salvagardar a seguridade operacional, o control de carga/frecuencia, as reservas, a planificación e programación operativas. Así mesmo, establece a coordinación entre os diferentes GRT e a coordinación de indispoñibilidades.

Por último, a Familia de códigos de Mercado fixa as normas referentes á asignación de capacidades, xestión de conxestións e servizos complementarios. Todo isto desenvólveo nun total de tres códigos:

• Asignación de capacidade e xestión de conxestións (CACM): Este regulamento fixa normas detalladas para a asignación de capacidade nos mercados diarios e intradiarios, así como a resolución de conxestións.
• Balance eléctrico (EB): Este código inclúe a regulación das reservas de potencia primaria, secundaria e terciaria de frecuencia. Inclúe directrices detalladas sobre principios comúns para a contratación e a liquidación de reservas.
• Asignación de capacidade a prazo (FCA): Este regulamento fixa normas detalladas sobre a asignación (anticipada), transmisión e devolución de capacidade interzonal a longo prazo a nivel europeo.

Unha visión completa do conxunto de códigos de rede permítenos entender todas as restricións ás que se someterán os nosos proxectos. Adicionalmente, o proceso de desenvolvemento dos códigos de rede nacionais esíxelles adecuarse ao código europeo, polo que un bo coñecemento deste daranos moita información de requisitos futuros en diversos países para, por exemplo, a conexión a rede de novos xeradores renovables.

E que din os códigos de rede sobre a conexión de novos xeradores? o RfG [6] divide os xeradores en 4 grupos segundo a súa potencia, de maneira que os xeradores de cada grupo teñen esixencias crecentes a medida que son de maior potencia. Isto crea maiores complicacións no proceso de conexión a rede canto maior sexa a planta de xeración; ten perfecto sentido xa que a maior tamaño, maior será o seu impacto sobre o conxunto do sistema.

En próximos artigos desentrañaremos algúns dos requisitos para a conexión de novos xeradores, esperando que sexa do interese dos equipos de enxeñería que traballan no desenvolvemento e deseño de novas plantas de xeración renovable.

Referencias

1. Al-Sunaidy and R. Green, “Electricity deregulation in OECD (Organization for Economic Cooperation and Development) countries,” Elsevier Energy, vol. 31, pp. 769-787, 2006.
2. 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.
3. Diario Oficial da Unión Europea, Reglamento (CE) nº714/2009 do Parlamento Europeo e do Consello do 13 de xullo relativo ás condicións de acceso á rede para o comercio transfronterizo de electricidade e polo que se deroga o Reglamento (CE) nº 1228/2003 dispoñible en http://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:32009R0714&from=EN
4. REE, “Implementación de códigos de rede de conexión”, dispoñible en http://www.esios.ree.es/es/pagina/codigos-red-conexion
5. Diario Oficial da Unión Europea, Reglamento (UE) 2016/631 da Comisión de 14 de abril de 2016 que establece un Código de rede sobre requisitos de conexión de xeradores á red, dispoñible en http://eur-lex.europa.eu/legal-content/ES/TXT/PDF/?uri=CELEX:32016R0631&from=EN