Regolamento (UE) 2016/631

Oggetto e finalità

L'articolo 1 istituisce un codice di rete per la connessione di gruppi di generazione sincroni, parchi di generazione e parchi offshore al sistema interconnesso. Il regolamento mira a concorrenza equa, sicurezza del sistema, integrazione delle fonti rinnovabili e facilitazione degli scambi di energia elettrica nell'Unione, imponendo anche obblighi per l'uso appropriato delle capacità di generazione da parte dei gestori di sistema in modo trasparente e non discriminatorio.

Definizioni essenziali

L'articolo 2 rinvia a varie definizioni già presenti in atti UE e aggiunge concetti specifici come area sincrona, gruppo di generazione, parco di generazione, Pmax, fault-ride-through, inerzia sintetica, LFSM-O, LFSM-U, FSM, black start, documenti di conformità (PGMD, dichiarazione di conformità, documento di installazione) e diverse comunicazioni di esercizio (EON, ION, FON, LON).

Ambito di applicazione ed esclusioni

L'articolo 3 applica i requisiti ai nuovi gruppi di generazione significativi ai sensi dell'articolo 5; il gestore di sistema deve rifiutare la connessione di gruppi non conformi, salvo deroga. Sono esclusi i gruppi connessi a reti di isole non sincrone con le principali aree sincrone UE, i gruppi di riserva con funzionamento in parallelo inferiore a cinque minuti al mese, i gruppi temporanei usati per carenze di capacità di sistema e i dispositivi di accumulo, salvo i gruppi con accumulo per pompaggio di cui all'articolo 6, paragrafo 2.

Gruppi esistenti, ammodernamenti e significatività

L'articolo 4 esclude in linea di principio i gruppi esistenti, salvo casi di modifiche sostanziali che richiedano revisione del contratto di connessione o decisione dell'autorità/stato membro di estendere l'applicazione del regolamento, previa analisi costi-benefici e consultazione. L'articolo 5 definisce le soglie di significatività per tipo A, B, C e D in funzione di tensione del punto di connessione e Pmax, con limiti differenti per area sincrona; la modifica delle soglie richiede approvazione regolatoria e consultazione pubblica.

Regole speciali per offshore, accumulo per pompaggio e siti industriali

L'articolo 6 disciplina l'applicazione ai gruppi offshore, ai gruppi con accumulo per pompaggio e agli impianti integrati nei siti industriali. I gruppi offshore in linea di principio seguono i requisiti onshore salvo deroghe tecniche o connessioni in HVDC/non sincrone; i gruppi con accumulo per pompaggio devono rispettare i requisiti sia in generazione sia in pompaggio; gli impianti industriali possono concordare condizioni di disconnessione e, per taluni impianti di cogenerazione, non si applicano requisiti di mantenimento costante/modulazione della potenza attiva se ricorrono condizioni stringenti.

Quadro regolatorio, consultazione e costi

L'articolo 7 stabilisce che i requisiti di portata generale e, se previsto, quelli specifici per sito sono soggetti ad approvazione dell'entità designata dallo Stato membro, con principi di proporzionalità, non discriminazione, trasparenza e ottimizzazione dei costi. Gli articoli 8 e 9 regolano la responsabilità di più TSO nello stesso Stato membro e il recupero dei costi ragionevoli, efficienti e proporzionati tramite tariffe o altri mezzi idonei. Gli articoli 10-12 disciplinano consultazione pubblica, partecipazione delle parti interessate, e obblighi di riservatezza.

Requisiti tecnici generali per i gruppi di tipo A

L'articolo 13 impone ai gruppi di tipo A requisiti minimi su stabilità di frequenza, intervalli di funzionamento senza disconnessione, risposta a variazioni di frequenza e derivata di frequenza, modalità LFSM-O, riduzione della potenza attiva in sottofrequenza, telecontrollo tramite porta d'ingresso e condizioni di connessione automatica. La tabella 2 fissa, per area sincrona, gli intervalli di frequenza e i tempi minimi di permanenza in rete; sono previsti limiti su soglia LFSM-O, statismo, ritardo iniziale e possibilità di accordi più ampi con il gestore di sistema.

Requisiti tecnici per i gruppi di tipo B

L'articolo 14 aggiunge, rispetto al tipo A, requisiti su controllo remoto, fault-ride-through con profili tensione-tempo, riconnessione dopo disturbo, coordinamento degli schemi di protezione, priorità tra controlli e protezioni e scambio di informazioni in tempo reale o periodico. Le tabelle e i parametri tecnici specificano le condizioni pre/post guasto, i limiti di tensione e i profili di ride-through, mentre la protezione di rete e le impostazioni devono essere concordate e non compromettere la prestazione del gruppo.

Requisiti tecnici per i gruppi di tipo C

L'articolo 15 introduce requisiti più stringenti per gruppi di tipo C: regolazione della potenza attiva su istruzione del gestore o TSO, modalità LFSM-U, modalità FSM con parametri su soglia, statismo, banda morta, insensibilità e tempi di risposta, controllo del ripristino della frequenza, capacità di black start se richiesta, funzionamento in isola e rifiuto di carico, rapida risincronizzazione, registrazione dei guasti, modelli di simulazione, limiti di rampa e specifiche sull'atrottamento del neutro. Sono disciplinate anche la gestione di protezioni, la priorità dei dispositivi di controllo e l'obbligo di fornire dati e segnali al gestore di sistema.

Requisiti tecnici per i gruppi di tipo D

L'articolo 16 cumula i requisiti dei tipi precedenti e aggiunge prescrizioni dettagliate sulla stabilità di tensione, con intervalli di tensione per area sincrona e per livelli di base diversi, regole per disconnect automatico, fault-ride-through con tabelle specifiche per gruppi sincroni e parchi, e requisiti di sincronizzazione autorizzata dal gestore di sistema con parametri concordati su tensione, frequenza, angolo di fase e sequenza di fase.

Requisiti specifici per gruppi sincroni

Gli articoli 17-19 disciplinano i gruppi sincroni di tipo B, C e D: controllo automatico dell'eccitazione, capability di potenza reattiva, profili U-Q/Pmax e P-Q/Pmax, funzionamento stabile in tutto il range operativo, compensazioni supplementari per linee/cavi, partecipazione a black start, funzionamento in isola e requisiti PSS/AVR per i gruppi di tipo D. Per il tipo D sono richiesti accordi specifici su stabilità angolare, limitatori di sotto/sovraeccitazione, limitatore di corrente statore e, sopra certe potenze, funzione PSS.

Requisiti specifici per parchi di generazione

Gli articoli 20-22 prevedono per i parchi di tipo B, C e D requisiti su iniezione rapida di corrente di guasto, ripristino della potenza attiva post-guasto, eventuale inerzia sintetica, profili U-Q/Pmax e P-Q/Pmax, modalità di controllo della tensione, della potenza reattiva e del fattore di potenza, e contribuzione allo smorzamento delle oscillazioni di potenza. Per i parchi di tipo D si applicano inoltre tutti i requisiti più rilevanti dei livelli precedenti, inclusa la capability ai guasti e alla regolazione della tensione.

Parchi di generazione offshore in AC

Gli articoli 23-28 adattano il codice ai parchi offshore connessi in corrente alternata, distinguendo due configurazioni di connessione offshore. Si applicano requisiti di frequenza, tensione, fault-ride-through, corrente di guasto rapido, ripristino del sistema, potenza reattiva e gestione del sistema, con tabelle dedicate e alcune specificità per Spagna e area baltica.

Procedura di comunicazione di esercizio

Gli articoli 29-37 disciplinano la prova documentale della conformità prima della connessione. Per i gruppi A è previsto il documento di installazione; per B e C il PGMD con dichiarazione di conformità; per i D una sequenza EON, ION e FON, con eventuale LON in caso di non conformità temporanea. Sono fissati contenuti minimi dei documenti, facoltà di usare certificati rilasciati da certificatori autorizzati e termini di validità: ION fino a 24 mesi, LON fino a 12 mesi, con proroghe solo in presenza di progressi sostanziali o deroga.

Analisi costi-benefici per estendere i requisiti agli impianti esistenti

Gli articoli 38 e 39 stabiliscono la procedura per applicare requisiti del regolamento ai gruppi esistenti. Il TSO deve prima svolgere un confronto qualitativo e, se i benefici probabili superano i costi, un'analisi quantitativa; la relazione va pubblicata e consultata e la proposta all'autorità deve includere periodo transitorio fino a due anni. L'analisi deve considerare sicurezza dell'approvvigionamento, mercato interno, rinnovabili e costi diretti, opportunità perse e impatti su manutenzione ed esercizio.

Controllo della conformità e prove

Gli articoli 40-43 attribuiscono al titolare dell'impianto la responsabilità della conformità lungo l'intera vita dell'impianto e impongono notifica di modifiche, guasti e calendari di prova. Il gestore di sistema valuta la conformità, pubblica le informazioni e la ripartizione delle responsabilità, può delegare le attività e può richiedere prove e simulazioni periodiche o successive a guasti/modifiche. Sono previste regole comuni per prove, simulazioni, partecipazione del gestore e uso di modelli di simulazione convalidati.

Prove e simulazioni di conformità per gruppi sincroni e parchi

Gli articoli 44-57 dettagliano le prove e simulazioni per ciascuna tipologia: LFSM-O, LFSM-U, FSM, black start, funzionamento in isola, capacità reattiva, fault-ride-through, iniezione di corrente di guasto, ripristino della potenza attiva e PSS. Le prove possono essere sostituite, in tutto o in parte, da certificati di apparecchiature; i modelli di simulazione devono essere convalidati rispetto alle prove. Sono fissati criteri di successo, soglie di prestazione, durate minime, parametri di risposta e condizioni di stabilità.

Orientamenti non vincolanti e monitoraggio

Gli articoli 58 e 59 affidano a ENTSO-E l'elaborazione di orientamenti non vincolanti entro sei mesi dall'entrata in vigore e poi con cadenza biennale, con consultazione delle parti interessate. ENTSO-E e l'Agenzia monitorano l'attuazione, individuano divergenze nazionali e verificano la validità delle soglie; l'Agenzia definisce le informazioni da ricevere e può proporre modifiche del regolamento se emerge l'esigenza di maggiore armonizzazione.

Deroghe individuali e per classi di impianti

Gli articoli 60-65 disciplinano la concessione, il controllo e l'eventuale revoca delle deroghe. Le deroghe possono essere richieste dal titolare/potenziale titolare di impianto, dal gestore di sistema o dal TSO; devono essere motivate, corredate da analisi costi-benefici e dimostrazione di assenza di effetti negativi sugli scambi transfrontalieri. Il procedimento prevede termini per completezza della domanda, valutazioni del gestore/TSO, decisione motivata dell'autorità di regolamentazione e tenuta di un registro pubblico-consolidato presso le autorità nazionali e l'Agenzia.

Tecnologie emergenti

Gli articoli 66-70 prevedono un regime transitorio per gruppi di tipo A classificati come tecnologia emergente: tali gruppi, salvo l'articolo 30, non sono soggetti ai requisiti del regolamento finché rientrano nei limiti cumulativi di capacità. La classificazione richiede che la tecnologia sia disponibile in commercio e che le vendite non superino determinate soglie (0,1 % del carico massimo annuale 2014 nell'area sincrona, ripartite fra Stati membri). La domanda può essere presentata entro sei mesi dall'entrata in vigore; l'eventuale ritiro scatta al superamento della soglia o per decisione coordinata delle autorità di regolamentazione.

Modifica contratti, entrata in vigore e applicazione

L'articolo 71 impone l'adeguamento delle clausole contrattuali e delle condizioni generali di connessione per nuovi impianti e, per quelli esistenti soggetti al regolamento, entro tre anni dalla decisione di applicazione. L'articolo 72 prevede l'entrata in vigore il ventesimo giorno successivo alla pubblicazione in GUUE e l'applicazione generale dopo tre anni, salve disposizioni specifiche che operano prima; il regolamento è direttamente applicabile in tutti gli Stati membri.