Regolamento (UE) 2016/631 della Commissione del 14 aprile 2016 che istituisce un codice di rete relativo ai requisiti per la connessione dei generatori alla rete (Testo rilevante ai fini del SEE)
Testo vigente
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/20031, in particolare l'articolo 6, paragrafo 11,
Realizzare rapidamente un mercato interno dell'energia perfettamente funzionante e interconnesso è fondamentale per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, aumentare la competitività e garantire che tutti i consumatori possano acquistare energia a prezzi accessibili.
Il regolamento (CE) n. 714/2009 stabilisce norme non discriminatorie che disciplinano l'accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica al fine di garantire il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica. Inoltre, l'articolo 5 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio2 impone agli Stati membri o alle autorità di regolamentazione, qualora gli Stati membri abbiano così disposto, di assicurare, tra le altre cose, che siano definite norme tecniche oggettive e non discriminatorie che stabiliscano i requisiti tecnici minimi di progettazione e di funzionamento per la connessione al sistema. Nei casi in cui i requisiti costituiscono condizioni di connessione alle reti nazionali, l'articolo 37, paragrafo 6, della medesima direttiva conferisce alle autorità di regolamentazione il compito di fissare o approvare quantomeno le metodologie usate per calcolarle o stabilirle. Per assicurare la sicurezza del sistema di trasmissione interconnesso, è fondamentale stabilire un'interpretazione comune dei requisiti applicabili ai gruppi di generazione. Tali requisiti, che contribuiscono a mantenere, preservare e ripristinare la sicurezza del sistema al fine di facilitare il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica all'interno delle aree sincrone e tra di esse, nonché a conseguire l'efficienza in termini di costi, dovrebbero essere considerati questioni transfrontaliere relative alla rete e questioni relative all'integrazione del mercato.
È opportuno definire norme armonizzate sulla connessione alla rete per i gruppi di generazione allo scopo di stabilire un quadro giuridico chiaro per le connessioni alla rete, agevolare gli scambi di energia sul territorio dell'Unione europea, garantire la sicurezza del sistema, facilitare l'integrazione delle energie rinnovabili, incentivare la concorrenza e consentire un uso più efficiente della rete e delle risorse, a vantaggio dei consumatori.
La sicurezza del sistema dipende in parte dai limiti tecnici di capability dei gruppi di generazione. Pertanto il regolare coordinamento a livello di reti di trasmissione e di distribuzione e prestazioni adeguate delle apparecchiature connesse alle reti di trasmissione e di distribuzione, con sufficiente solidità per fronteggiare i disturbi e contribuire a prevenire eventuali importanti perturbazioni o per facilitare il ripristino del sistema dopo un collasso, sono prerequisiti fondamentali.
Il funzionamento sicuro del sistema è possibile solo se vi è una stretta cooperazione tra i titolari degli impianti di generazione di energia e i gestori dei sistemi. In particolare, il funzionamento del sistema in condizioni operative anomale dipende dalla risposta dei gruppi di generazione alle deviazioni dai valori di riferimento di 1 per unit (pu) di tensione e dai valori nominali di frequenza. Nel contesto della sicurezza del sistema, le reti e i gruppi di generazione dovrebbero essere considerati come un'unica entità dal punto di vista ingegneristico, dato che si tratta di parti interdipendenti. È pertanto opportuno definire requisiti tecnici pertinenti per i gruppi di generazione come prerequisito per la connessione alla rete.
Le autorità di regolamentazione dovrebbero considerare i costi ragionevoli effettivamente sostenuti dai gestori di sistema per l'attuazione del presente regolamento nello stabilire o nell'approvare le tariffe di trasmissione o di distribuzione o le relative metodologie di calcolo o nell'approvare i termini e le condizioni per la connessione e l'accesso alle reti nazionali conformemente all'articolo 37, paragrafi 1 e 6, della direttiva 2009/72/CE e all'articolo 14 del regolamento (CE) n. 714/2009.
I diversi sistemi elettrici sincroni dell'Unione presentano caratteristiche differenti di cui è necessario tener conto nel definire i requisiti per i generatori. Nel definire le norme di connessione alla rete è pertanto opportuno tenere conto delle specificità regionali, secondo quanto stabilito all'articolo 8, paragrafo 6, del regolamento (CE) n. 714/2009.
In considerazione della necessità di garantire la certezza normativa, i requisiti previsti dal presente regolamento dovrebbero applicarsi ai nuovi impianti di generazione, mentre non dovrebbero applicarsi ai gruppi di generazione esistenti o a quelli che si trovano già a uno stadio avanzato della pianificazione ma non sono stati ancora completati, a meno che l'autorità di regolamentazione competente o lo Stato membro interessato non decida altrimenti, in considerazione dell'evoluzione dei requisiti di sistema e di un'analisi completa costi-benefici o qualora siano stati effettuati importanti interventi di ammodernamento di tali impianti di generazione.
La significatività dei gruppi di generazione dovrebbe dipendere dalle loro dimensioni e dal loro impatto sul sistema nel suo complesso. Le macchine sincrone dovrebbero essere classificate in base alla taglia e includere tutti i componenti di un impianto di generazione che normalmente funzionano in modo inseparabile, quali ad esempio gli alternatori e le relative turbine a gas e a vapore che li azionano di un'unica installazione a ciclo combinato. Per un impianto che include diverse installazioni a ciclo combinato con turbine a gas di questo tipo, ogni installazione dovrebbe essere valutata in base alla sua taglia e non in base alla capacità complessiva dell'impianto. Le unità di generazione connesse in modo asincrono, laddove siano raggruppate in modo da costituire un'unità economica e abbiano un solo punto di connessione, dovrebbero essere valutate in base alla loro capacità aggregata.
In considerazione del diverso livello di tensione con cui i generatori sono connessi e della loro capacità di generazione massima, il presente regolamento dovrebbe operare una distinzione tra i diversi tipi di generatori definendo differenti livelli di requisiti. Il presente regolamento non fissa le norme per determinare il livello di tensione del punto di connessione al quale sarà connesso il gruppo di generazione.
I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo A dovrebbero essere quelli minimi necessari ad assicurare capacità di generazione con condizioni di risposta automatica limitata e livello minimo di controllo da parte del gestore di sistema. Essi dovrebbero garantire che non vi siano ingenti perdite di generazione nell'ambito dei range operativi del sistema, in modo da ridurre al minimo gli eventi critici, e includere i requisiti necessari per un intervento diffuso durante gli eventi critici per il sistema.
I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo B dovrebbero fornire una più elevata capacità di risposta dinamica automatica, con una maggiore resilienza in caso di eventi operativi, in modo da garantire l'utilizzo di questa risposta dinamica, un maggiore livello di controllo da parte del gestore di sistema e informazioni per l'uso di tali capacità. Essi assicurano una risposta automatica per attenuare l'impatto degli eventi di sistema e ottimizzare la risposta dinamica agli stessi a livello di generazione.
I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo C dovrebbero fornire una risposta dinamica in tempo reale mirata, stabile e altamente controllabile, intesa a fornire i servizi ausiliari fondamentali per assicurare la sicurezza dell'approvvigionamento. Tali requisiti dovrebbero riguardare tutti gli stati del sistema e specificare in modo dettagliato le interazioni tra requisiti, funzioni, controllo e informazioni per utilizzare queste capacità e assicurare una risposta del sistema in tempo reale, necessaria per evitare e gestire gli eventi di sistema e per rispondere agli stessi. Questi requisiti dovrebbero inoltre fornire capacità dei gruppi di generazione sufficienti a rispondere a situazioni di funzionamento del sistema con e senza disturbi, oltre a fornire le informazioni e il controllo necessari per utilizzare la generazione in situazioni differenti.
I requisiti applicabili ai gruppi di generazione di tipo D dovrebbero essere specifici per la generazione connessa a una tensione più elevata, con un impatto sul controllo e sul funzionamento dell'intero sistema. Essi dovrebbero assicurare il funzionamento stabile del sistema interconnesso, consentendo l'uso di servizi ausiliari a livello europeo.
I requisiti dovrebbero basarsi sui principi della non discriminazione e della trasparenza, nonché sul principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte. Questi principi dovrebbero pertanto riflettere le differenze nel trattamento delle tecnologie di generazione che presentano caratteristiche intrinseche diverse ed evitare gli investimenti non necessari in talune aree geografiche, al fine di tener conto delle rispettive specificità regionali. I gestori dei sistemi di trasmissione («TSO») e i gestori dei sistemi di distribuzione («DSO»), compresi i gestori dei sistemi di distribuzione chiusi («CDSO»), possono tener conto di tali differenze nel definire i requisiti conformemente alle disposizioni del presente regolamento, riconoscendo tuttavia che le soglie in base alle quali si determina se un sistema è di trasmissione o di distribuzione sono stabilite a livello nazionale.
A causa del suo impatto transfrontaliero, il presente regolamento dovrebbe mirare agli stessi requisiti relativi alla frequenza per tutti i livelli di tensione, almeno all'interno di un'area sincrona. Si tratta di una necessità poiché, all'interno della stessa area sincrona, una variazione della frequenza in uno Stato membro avrebbe un impatto immediato sulla frequenza in tutti gli altri Stati membri, con possibili danni alle apparecchiature.
Al fine di garantire la sicurezza del sistema, i gruppi di generazione in ogni area sincrona del sistema interconnesso dovrebbero poter restare connessi al sistema per determinati intervalli di frequenza e tensione.
Il presente regolamento dovrebbe prevedere delle serie di parametri per consentire l'effettuazione di scelte a livello nazionale per quanto riguarda la capacità di fault-ride-through, al fine di adottare un approccio adeguato che rifletta le varie esigenze dei sistemi, come il livello di energie rinnovabili e gli schemi di protezione della rete utilizzati, sia per i sistemi di trasmissione che per i sistemi di distribuzione. In considerazione della configurazione di talune reti, il limite superiore per i requisiti relativi al fault-ride-through dovrebbe essere 250 millisecondi. Tuttavia, dato che attualmente il tempo richiesto per l'eliminazione di un guasto in Europa corrisponde nella maggior parte dei casi a 150 millisecondi, l'entità designata dallo Stato membro per approvare i requisiti del presente regolamento ha un certo margine per accertare l'eventuale necessità di un requisito che preveda un intervallo di tempo più lungo prima di approvarlo.
Nel definire le condizioni precedenti e successive al guasto per la capacità di fault-ride-through, tenendo conto di caratteristiche del sistema quali la topologia di rete e il mix energetico prodotto, il TSO in questione dovrebbe decidere se dare priorità alle condizioni operative dei gruppi di generazione precedenti al guasto o a tempi di eliminazione del guasto più lunghi.
Assicurare una riconnessione adeguata dopo una disconnessione accidentale dovuta a un disturbo sulla rete è importante per il funzionamento del sistema interconnesso. Una protezione adeguata della rete è essenziale per preservare la stabilità e la sicurezza del sistema, soprattutto in caso di disturbi. Gli schemi di protezione possono impedire il peggioramento dei disturbi e limitarne le conseguenze.
Un adeguato scambio di informazioni tra i gestori di sistema e i titolari degli impianti di generazione è un presupposto indispensabile per consentire ai primi di preservare la stabilità e la sicurezza del sistema. I gestori di sistema hanno bisogno di avere costantemente una panoramica dello stato del sistema, comprese le informazioni sulle condizioni di funzionamento dei gruppi di generazione, e devono avere la possibilità di comunicare con questi ultimi per fornire istruzioni operative.
Nelle situazioni di emergenza che potrebbero compromettere la stabilità e la sicurezza del sistema, i gestori di sistema dovrebbero avere la possibilità di ordinare l'adeguamento della produzione dei gruppi di generazione in modo da poter adempiere le proprie responsabilità in termini di sicurezza del sistema.
Gli intervalli dei valori di tensione dovrebbero essere coordinati tra i sistemi interconnessi poiché sono essenziali per assicurare la pianificazione e il funzionamento di un sistema elettrico all'interno di un'area sincrona. Le disconnessioni dovute a disturbi della tensione incidono sui sistemi limitrofi. La mancata indicazione degli intervalli dei valori di tensione può comportare un'incertezza diffusa nella pianificazione e nel funzionamento del sistema in situazioni diverse dalle normali condizioni operative.
Quanto necessario in termini di potenza reattiva da mettere a disposizione dipende da diversi fattori, tra cui il livello di magliatura della rete e il rapporto tra potenza in entrata e consumo, che vanno presi in considerazione al momento di stabilire i requisiti in termini di potenza reattiva. Quando le caratteristiche del sistema regionale variano nell'ambito dell'area di responsabilità di un gestore di sistema, potrebbe essere opportuno definire più di un profilo. La produzione di potenza reattiva (induttiva) a tensioni elevate e il consumo di potenza reattiva (capacitiva) a basse tensioni potrebbero non essere necessari. I requisiti relativi alla potenza reattiva potrebbero imporre vincoli alla progettazione e alla gestione degli impianti di generazione. È pertanto importante valutare attentamente le capacità effettivamente richieste per un funzionamento efficiente del sistema.
I gruppi di generazione sincroni hanno la capacità intrinseca di resistere alle deviazioni della frequenza o di rallentarle, una caratteristica che molte tecnologie per le fonti energetiche rinnovabili non hanno. È pertanto opportuno adottare contromisure per evitare una maggiore derivata della frequenza durante un'intensa produzione di energia da fonti rinnovabili. L'inerzia sintetica potrebbe facilitare l'ulteriore espansione delle energie rinnovabili, che per loro natura non contribuiscono all'inerzia.
È opportuno imporre l'esecuzione di prove di conformità adeguate e proporzionate, in modo che i gestori di sistema possano garantire la sicurezza di esercizio.
Le autorità di regolamentazione, gli Stati membri e i gestori di sistema dovrebbero, in fase di elaborazione e approvazione dei requisiti per la connessione alla rete, provvedere ad armonizzarli il più possibile al fine di garantire la piena integrazione del mercato. Nello sviluppo dei requisiti di connessione è opportuno tenere particolarmente conto delle norme tecniche già consolidate.
Nel presente regolamento si dovrebbe definire un processo di deroga alle disposizioni per tenere conto delle specificità locali nei casi eccezionali in cui, ad esempio, il rispetto delle norme potrebbe compromettere la stabilità della rete locale o in cui il funzionamento sicuro di un gruppo di generazione potrebbe richiedere condizioni operative non conformi alle disposizioni del regolamento. Nel caso di specifici impianti di cogenerazione, che offrono maggiori vantaggi in termini di efficienza, l'applicazione delle norme fissate dal presente regolamento potrebbe dar luogo a costi sproporzionati e alla perdita dei summenzionati vantaggi.
Previa approvazione della competente autorità di regolamentazione, o di un'altra autorità se del caso in uno Stato membro, i gestori di sistema dovrebbero essere autorizzati a proporre deroghe per talune classi di gruppi di generazione.
Il presente regolamento, adottato sulla base del regolamento (CE) n. 714/2009, integra il regolamento stesso e ne costituisce parte integrante. I riferimenti al regolamento (CE) n. 714/2009 devono essere intesi anche come riferimenti al presente regolamento.
Le misure previste dal presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all'articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,
HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:
Titolo I. Disposizioni generali
Art. 1 Oggetto
Il presente regolamento istituisce un codice di rete che stabilisce i requisiti per la connessione degli impianti di generazione di energia, vale a dire i gruppi di generazione sincroni, i parchi di generazione e i parchi di generazione offshore, al sistema interconnesso. Esso contribuisce pertanto ad assicurare condizioni di concorrenza eque nel mercato interno dell'energia elettrica, a garantire la sicurezza del sistema e l'integrazione delle fonti di energia elettrica rinnovabili e a facilitare gli scambi commerciali di energia elettrica sul territorio dell'Unione.
Il presente regolamento stabilisce inoltre obblighi intesi a far sì che i gestori di sistema utilizzino in modo appropriato le capacità degli impianti di generazione di energia, su base trasparente e non discriminatoria, al fine di garantire condizioni di parità in tutta l'Unione.
Art. 2 Definizioni
Ai fini del presente regolamento si applicano le definizioni di cui all'articolo 2 della direttiva 2012/27/UE del Parlamento europeo e del Consiglio3, all'articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009, all'articolo 2 del regolamento (UE) 2015/12224 della Commissione, all'articolo 2 del regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione5 e all'articolo 2 della direttiva 2009/72/CE.
Si applicano, inoltre, le seguenti definizioni:
1. «entità», un'autorità di regolamentazione, altra autorità nazionale, gestore di sistema o altro organismo pubblico o privato designata ai sensi del diritto nazionale;
2. «area sincrona», un'area gestita da TSO interconnessi in maniera sincrona, come le aree sincrone Europa continentale, Gran Bretagna, Irlanda-Irlanda del Nord e Nordica e i sistemi elettrici di Lituania, Lettonia ed Estonia (Baltico), che fanno parte di un'area sincrona più ampia;
3. «tensione», differenza di potenziale elettrico tra due punti misurata come valore efficace (valore quadratico medio) delle tensioni fase-fase alla sequenza positiva ed alla frequenza fondamentale;
4. «potenza apparente», prodotto dei valori della tensione e della corrente alla frequenza fondamentale, moltiplicato per la radice quadrata di tre nel caso dei sistemi trifase, solitamente espressa in kilovolt-ampere (kVA) o in megavolt-ampere (MVA);
5. «gruppo di generazione», gruppo di generazione di energia elettrica sincrono o parco di generazione;
6. «impianto di generazione», impianto di conversione dell'energia primaria in energia elettrica che consiste in uno o più gruppi di generazione dell'energia elettrica connessi a una rete in uno o più punti di connessione;
7. «titolare di un impianto di generazione», persona fisica o giuridica che possiede un impianto di generazione dell'energia elettrica;
8. «macchinari di generazione principali», uno o più elementi principali dell'apparecchiatura necessaria per convertire la fonte energetica primaria in energia elettrica;
9. «gruppo di generazione sincrono», gruppo indivisibile di installazioni per la generazione di energia elettrica, tali che la velocità del generatore e la frequenza di rete siano in rapporto costante (sincrone);
10. «documento del gruppo di generazione» o «PGMD», documento fornito dal titolare dell'impianto di generazione al gestore di sistema pertinente per un gruppo di generazione di tipo B o C, che attesta che il gruppo di generazione è risultato conforme ai criteri tecnici di cui al presente regolamento e fornisce i dati e le dichiarazioni necessari, compresa una dichiarazione di conformità;
11. «pertinente TSO», TSO nella cui area di controllo è o sarà connesso alla rete, a qualsiasi livello di tensione, un gruppo di generazione, un impianto di consumo, un sistema di distribuzione o un sistema HVDC;
12. «rete», impianti e apparecchiature connessi tra loro per trasmettere o distribuire energia elettrica;
13. «pertinente gestore di sistema», gestore di sistema di trasmissione o gestore di sistema di distribuzione al cui sistema è o sarà connesso un gruppo di generazione, un impianto di consumo, un sistema di distribuzione o un sistema HVDC;
14. «contratto di connessione», contratto tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione, il titolare dell'impianto di consumo, il gestore del sistema di distribuzione o il titolare del sistema HVDC, che riguarda il sito pertinente e i requisiti tecnici specifici per l'impianto di generazione, l'impianto di consumo, il sistema di distribuzione, la connessione del sistema di distribuzione o il sistema HVDC;
15. «punto di connessione», interfaccia tramite la quale il gruppo di generazione, l'impianto di consumo, il sistema di distribuzione o il sistema HVDC è connesso a un sistema di trasmissione, a una rete offshore, a un sistema di distribuzione (compresi i sistemi di distribuzione chiusi) o a un sistema HVDC, così come individuati nel contratto di connessione;
16. «potenza massima» o «Pmax», potenza attiva massima erogata in modo continuativo da un gruppo di generazione, escludendo l'eventuale assorbimento necessario a facilitare il funzionamento del gruppo e non immesso in rete, come specificato nel contratto di connessione o concordato tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione;
17. «parco di generazione», unità o insieme di unità di generazione di energia elettrica connesso alla rete in modo asincrono o mediante elettronica di potenza, che ha un solo punto di connessione a un sistema di trasmissione, a un sistema di distribuzione (inclusi i sistemi di distribuzione chiusi) o a un sistema HVDC;
18. «parco di generazione offshore», parco di generazione situato in mare aperto con punto di connessione in mare aperto;
19. «funzionamento come compensatore sincrono», funzionamento di un alternatore senza motore primo, per regolare la tensione dinamicamente mediante produzione o assorbimento di potenza reattiva;
20. «potenza attiva», la componente reale della potenza apparente alla frequenza fondamentale, espressa in watt o multipli di watt, ad esempio kilowatt (kW) o megawatt (MW);
21. «impianto di pompaggio», unità di generazione nella quale l'acqua può essere pompata a una quota più alta in serbatoio idrico per essere usata successivamente per la generazione di energia elettrica;
22. «frequenza», frequenza elettrica del sistema espressa in hertz che può essere misurata in tutte le parti dell'area sincrona presupponendo un valore coerente di sistema in una finestra temporale di secondi, con differenze trascurabili tra differenti punti di misurazione. Il suo valore nominale è 50 Hz;
23. «statismo», rapporto tra una variazione permanente della frequenza e la risultante variazione permanente della potenza attiva prodotta, espresso in termini percentuali. La variazione della frequenza è espressa in relazione alla frequenza nominale, mentre la variazione della potenza attiva è espressa in relazione alla potenza massima o alla potenza attiva effettiva al raggiungimento della soglia pertinente;
24. «livello minimo di regolazione», potenza attiva minima, specificata nel contratto di connessione o concordata tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione, a cui il gruppo di generazione può regolare la potenza attiva con potenza a scendere;
25. «setpoint», valore di riferimento di un parametro, usato solitamente negli schemi di controllo;
26. «istruzione», comando impartito, da un gestore di sistema nell'ambito delle sue competenze, al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, a un gestore di sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC affinché venga eseguita un'azione;
27. «guasto estinto», guasto eliminato correttamente secondo i criteri del gestore di sistema;
28. «potenza reattiva», la componente immaginaria della potenza apparente alla frequenza fondamentale, espressa solitamente in kilovar (kVAr) o megavar (MVAr);
29. «fault-ride-through», capacità degli apparati elettrici di rimanere connessi alla rete e in esercizio durante un transitorio di riduzione della tensione al punto di connessione determinato da un guasto estinto;
30. «alternatore», dispositivo che converte l'energia meccanica in energia elettrica mediante un campo magnetico rotante;
31. «corrente», velocità del flusso della carica elettrica, misurata con il valore quadratico medio della sequenza positiva della corrente di fase alla frequenza fondamentale;
32. «statore», porzione di una macchina rotante che comprende le parti magnetiche stazionarie e i relativi avvolgimenti;
33. «inerzia», proprietà di un corpo rigido rotante, ad esempio il rotore di un alternatore, grazie alla quale esso mantiene il proprio stato di movimento rotatorio uniforme e il proprio momento angolare, a meno che non venga applicato un momento torcente esterno;
34. «inerzia sintetica», capacità di un parco di generazione o di un sistema HVDC di simulare l'effetto dell'inerzia di un gruppo di generazione sincrono, ai livelli prescritti di prestazione;
35. «controllo della frequenza», capacità di un gruppo di generazione o di un sistema HVDC di adattare la sua produzione di potenza attiva in risposta a una deviazione della frequenza del sistema misurata rispetto a un setpoint, al fine di mantenere una frequenza del sistema stabile;
36. «Frequency Sensitive Mode» o «FSM», modalità di funzionamento del gruppo di generazione o del sistema HVDC in cui la produzione di potenza attiva cambia in risposta a una variazione della frequenza del sistema, in modo tale da favorire il ripristino della frequenza desiderata;
37. «Limited Frequency Sensitive Mode — Overfrequency (LFSM-O)», modalità di funzionamento di un gruppo di generazione o di un sistema HVDC che determina una riduzione della produzione di potenza attiva in risposta a una variazione della frequenza del sistema al di sopra di un determinato valore;
38. «Limited Frequency Sensitive Mode — Underfrequency (LFSM-U)», modalità di funzionamento di un gruppo di generazione o di un sistema HVDC che determina un aumento della produzione di potenza attiva in risposta a una variazione della frequenza del sistema al di sotto di un determinato valore;
39. «banda morta della risposta in frequenza», intervallo impostato volontariamente entro il quale il controllo di frequenza è inibito;
40. «insensibilità della risposta in frequenza», caratteristica intrinseca del sistema di controllo specificata come il valore minimo della variazione di frequenza o segnale in ingresso che determina una variazione della potenza in uscita o del segnale in uscita;
41. «diagramma di capability P-Q», diagramma che descrive la capability della potenza reattiva di un gruppo di generazione al variare della potenza attiva al punto di connessione;
42. «stabilità statica», capacità di una rete o di un gruppo di generazione sincrono di tornare a un funzionamento stabile e di mantenerlo in seguito a piccole perturbazioni;
43. «funzionamento in isola», funzionamento indipendente di un'intera rete o di una sua parte, isolata dopo il distacco dal sistema interconnesso, che dispone di almeno un gruppo di generazione o di un sistema HVDC che fornisce potenza alla rete in isola e controlla la frequenza e la tensione;
44. «funzionamento in rifiuto di carico», funzionamento che garantisce che gli impianti di generazione di energia elettrica possano continuare ad alimentare i carichi interni in caso di guasti in rete che comportino il distacco dei gruppi di generazione dalla rete stessa e la loro commutazione sui servizi ausiliari;
45. «capacità di black start», capacità di un gruppo di generazione di avviarsi autonomamente in caso di assenza di tensione sulla rete mediante una fonte di alimentazione ausiliaria dedicata e senza alcuna alimentazione elettrica esterna all'impianto di generazione;
46. «certificatore autorizzato», entità che rilascia i certificati delle apparecchiature e i documenti relativi ai gruppi di generazione, accreditata dall'affiliata nazionale della Cooperazione europea per l'accreditamento («EA»), istituita a norma del regolamento (CE) n. 765/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio6;
47. «certificato dell'apparecchiatura», documento rilasciato da un certificatore autorizzato per le apparecchiature utilizzate da un gruppo di generazione, un'unità di consumo, un sistema di distribuzione, un impianto di consumo o un sistema HVDC. Il certificato dell'apparecchiatura definisce l'ambito della sua validità a livello nazionale o a un altro livello per il quale viene selezionato un valore specifico tra quelli compresi nell'intervallo permesso a livello europeo. Allo scopo di sostituire parti specifiche del processo di conformità, il certificato dell'apparecchiatura può includere modelli verificati alla luce dei risultati effettivi delle prove;
48. «sistema di controllo dell'eccitazione», sistema di controllo in retroazione della macchina sincrona e del suo sistema di eccitazione;
49. «profilo U-Q/Pmax», curva che rappresenta la capability della potenza reattiva di un gruppo di generazione o di una stazione di conversione HVDC in presenza di variazione della tensione al punto di connessione;
50. «livello minimo di funzionamento stabile», potenza attiva minima, specificata nel contratto di connessione o concordata tra il gestore di sistema pertinente e il titolare dell'impianto di generazione, a cui il gruppo di generazione può funzionare stabilmente per un tempo illimitato;
51. «limitatore di sovreccitazione», dispositivo di controllo dell'AVR che impedisce il sovraccarico del rotore di un alternatore limitando la corrente di eccitazione;
52. «limitatore di sottoeccitazione», dispositivo di controllo presente nell'AVR che ha lo scopo di impedire la perdita di sincronismo dell'alternatore con la rete per mancanza di eccitazione;
53. «regolatore automatico di tensione» o «AVR», apparecchiatura automatica che controlla continuamente la tensione ai morsetti di un gruppo di generazione sincrono dell'energia elettrica, confrontando l'effettiva tensione ai morsetti con un valore di riferimento e controllando l'uscita del sistema di controllo dell'eccitazione;
54. «sistema di stabilizzazione della potenza» o «PSS», funzionalità supplementare dell'AVR di un gruppo di generazione sincrono che serve a smorzare le oscillazioni di potenza;
55. «corrente di guasto rapido», iniezione di corrente da un parco di generazione o da un sistema HVDC durante o dopo una deviazione della tensione causata da un guasto elettrico, allo scopo di individuare, mediante i sistemi di protezione della rete, un guasto al suo stadio iniziale, facilitando il supporto alla tensione in una successiva fase del guasto e il ripristino della tensione di rete dopo l'eliminazione del guasto;
56. «fattore di potenza», rapporto tra il valore assoluto della potenza attiva e la potenza apparente;
57. «pendenza», rapporto tra la variazione di tensione, riferita alla tensione di riferimento di 1 pu, e una variazione di potenza reattiva in ingresso da zero al massimo, riferita alla massima potenza reattiva;
58. «sistema di connessione alla rete offshore», insieme di tutti gli elementi di interconnessione tra un punto di connessione offshore e la rete onshore nel punto di interconnessione onshore;
59. «punto di interconnessione alla rete onshore», punto in cui il sistema di connessione alla rete offshore è connesso con la rete onshore del pertinente gestore di sistema;
60. «documento di installazione», semplice documento preimpostato contenente informazioni su un gruppo di generazione di tipo A o un'unità di consumo predisposta alla gestione della domanda e connessa a una tensione inferiore a 1000 V e che conferma la conformità del gruppo o dell'unità ai requisiti pertinenti;
61. «dichiarazione di conformità», documento, fornito dal titolare di un impianto di generazione, dal titolare di un impianto di consumo, dal gestore di un sistema di distribuzione o dal titolare di un sistema HVDC al gestore del sistema, in cui si dichiara lo stato corrente di conformità alle specifiche e ai requisiti pertinenti;
62. «comunicazione definitiva di esercizio» o «FON», comunicazione da parte del gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC che risponde alle specifiche e ai requisiti pertinenti, mediante la quale li si autorizza ad utilizzare la connessione di rete per l'esercizio, rispettivamente, di un gruppo di generazione, di un impianto di consumo, di un sistema di distribuzione o di un sistema HVDC;
63. «comunicazione di entrata in esercizio» o «EON», comunicazione rilasciata dal gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC prima della messa in tensione della sua rete interna;
64. «comunicazione di esercizio provvisorio» o «ION», comunicazione rilasciata dal gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC che li autorizza a far funzionare per un periodo limitato di tempo rispettivamente un gruppo di generazione, un impianto di consumo, un sistema di distribuzione o un sistema HVDC utilizzando la connessione alla rete, nonché ad avviare prove di conformità al fine di garantire la conformità alle specifiche e ai requisiti pertinenti;
65. «comunicazione di esercizio limitato» o «LON», comunicazione rilasciata dal gestore di sistema pertinente al titolare di un impianto di generazione, al titolare di un impianto di consumo, al gestore di un sistema di distribuzione o al titolare di un sistema HVDC che ha raggiunto in precedenza lo stato di FON ma è temporaneamente soggetto a una variazione significativa o a una perdita delle sue caratteristiche che comporta una non conformità alle specifiche e ai requisiti applicabili.
Art. 3 Ambito di applicazione
1.
Salvo disposizione contraria, i requisiti relativi alla connessione di cui al presente regolamento si applicano ai nuovi gruppi di generazione ritenuti significativi ai sensi dell'articolo 5.
Il gestore di sistema pertinente rifiuta di consentire la connessione a un gruppo di generazione non conforme ai requisiti stabiliti nel presente regolamento e rispetto al quale non sia stata concessa una deroga dall'autorità di regolamentazione o da un'altra autorità se applicabile in uno Stato membro secondo quanto stabilito all'articolo 60. Il gestore di sistema pertinente comunica tale rifiuto, mediante una dichiarazione scritta motivata, al titolare dell'impianto di generazione e, salvo diversamente specificato dall'autorità di regolamentazione, all'autorità di regolamentazione.
2. Il presente regolamento non si applica:
a) ai gruppi di generazione connessi al sistema di trasmissione e ai sistemi di distribuzione o a parti del sistema di trasmissione o dei sistemi di distribuzione di isole di uno Stato membro i cui sistemi non sono connessi in modo sincrono con le aree sincrone dell'Europa continentale, della Gran Bretagna, dell'Europa settentrionale, dell'Irlanda e Irlanda del Nord e del Baltico;
b) ai gruppi di generazione installati per fornire energia di riserva e funzionare in parallelo con la rete per meno di cinque minuti per mese civile mentre il sistema si trova in stato normale. Il funzionamento parallelo durante la manutenzione o le prove di messa in esercizio del gruppo di generazione non contano ai fini del limite di cinque minuti;
c) ai gruppi di generazione che non hanno un punto di connessione permanente e sono utilizzati dai gestori di sistema per fornire temporaneamente potenza quando la normale capacità del sistema è parzialmente o completamente indisponibile;
d) ai dispositivi di accumulo di energia, ad eccezione dei gruppi di generazione con accumulo per pompaggio di cui all'articolo 6, paragrafo 2.
Art. 4 Applicazione ai gruppi di generazione esistenti
1. Ai gruppi di generazione esistenti non si applicano i requisiti di cui al presente regolamento, tranne nel caso in cui:
a) un gruppo di generazione di tipo C o di tipo D sia stato modificato a tal punto da rendere necessaria una sostanziale revisione del suo contratto di connessione secondo la procedura descritta di seguito:
i) i titolari degli impianti di generazione di energia che intendono effettuare un intervento di ammodernamento o un intervento di sostituzione di apparecchiature che abbia un impatto sulle prestazioni tecniche del gruppo di generazione comunicano in anticipo i propri piani al gestore di sistema pertinente;
ii) se ritiene che la portata dell'intervento di ammodernamento o di sostituzione delle apparecchiature sia tale da richiedere un nuovo contratto di connessione, il gestore di sistema ne dà notifica alla competente autorità di regolamentazione o, se del caso, allo Stato membro; e
iii) la competente autorità di regolamentazione o, se del caso, lo Stato membro decide se è necessario rivedere il contratto di connessione esistente o stipularne uno nuovo e stabilisce quali requisiti del presente regolamento sono applicabili; oppure
b) un'autorità di regolamentazione o, se del caso, uno Stato membro decida di vincolare un gruppo di generazione esistente al rispetto di tutti o di alcuni dei requisiti di cui al presente regolamento, a seguito di una proposta presentata dal pertinente TSO conformemente ai paragrafi 3, 4 e 5.
2.
Ai fini del presente regolamento, un gruppo di generazione è considerato esistente se:
a) è già connesso alla rete alla data di entrata in vigore del presente regolamento; oppure
b) il titolare dell'impianto di generazione ha concluso un contratto finale e vincolante per l'acquisto dei macchinari di generazione principali entro due anni dall'entrata in vigore del regolamento. Il titolare dell'impianto di generazione è tenuto a comunicare la conclusione del contratto al pertinente gestore di sistema e al pertinente TSO entro 30 mesi dall'entrata in vigore del regolamento.
La notifica trasmessa dal titolare dell'impianto di generazione al pertinente gestore di sistema e al pertinente TSO indica almeno il titolo del contratto, la data della firma, la data dell'entrata in vigore e le specifiche dei macchinari di generazione principali da costruire, assemblare o acquistare.
Uno Stato membro può prevedere che in determinate circostanze l'autorità di regolamentazione possa stabilire se il gruppo di generazione debba essere considerato esistente o nuovo.
3.
A seguito di una consultazione pubblica a norma dell'articolo 10 e per rispondere a cambiamenti significativi del contesto di riferimento, ad esempio l'evoluzione dei requisiti dei sistemi, come la diffusione delle fonti energetiche rinnovabili, delle reti intelligenti, della generazione distribuita o della gestione della domanda, il pertinente TSO può proporre all'autorità di regolamentazione interessata o, se del caso, allo Stato membro l'estensione dell'applicazione del presente regolamento ai gruppi di generazione esistenti.
A tal fine si esegue un'analisi costi-benefici quantitativa accurata e trasparente, in conformità agli articoli 38 e 39. L'analisi indica:
a) i costi, in relazione ai gruppi di generazione esistenti, derivanti dall'obbligo di rispettare il presente regolamento;
b) i vantaggi socioeconomici derivanti dall'applicazione dei requisiti di cui al presente regolamento; e
c) le potenzialità delle misure alternative per il conseguimento delle prestazioni richieste.
4. Prima di effettuare l'analisi costi-benefici quantitativa di cui al paragrafo 3, il pertinente TSO:
a) effettua un confronto qualitativo preliminare dei costi e dei benefici;
b) ottiene l'approvazione della pertinente autorità di regolamentazione o, se del caso, dello Stato membro.
5. La competente autorità di regolamentazione o, ove applicabile, lo Stato membro decide in merito all'estensione dell'applicabilità del presente regolamento ai gruppi di generazione esistenti entro sei mesi dal ricevimento della relazione e della raccomandazione del pertinente TSO, conformemente all'articolo 38, paragrafo 4. La decisione dell'autorità di regolamentazione o, ove applicabile, dello Stato membro viene pubblicata.
6. Il pertinente TSO tiene conto delle legittime aspettative dei titolari degli impianti di generazione nell'ambito della valutazione dell'applicazione del presente regolamento ai gruppi di generazione esistenti.
7. Il pertinente TSO può valutare l'applicazione di alcune o di tutte le disposizioni del presente regolamento ai gruppi di generazione esistenti ogni tre anni, conformemente ai criteri e al processo di cui ai paragrafi da 3 a 5.
Art. 5 Determinazione della significatività
1. I requisiti applicabili ai gruppi di generazione sono stabiliti in funzione del livello di tensione del loro punto di connessione e della loro potenza massima, secondo le categorie definite al paragrafo 2.
2. I gruppi di generazione che ricadono nelle seguenti categorie sono considerati significativi:
a) punto di connessione al di sotto di 110 kV e potenza massima di almeno 0,8 kW (tipo A);
b) punto di connessione al di sotto di 110 kV e potenza massima pari o superiore a una soglia proposta da ciascun TSO pertinente conformemente alla procedura di cui al paragrafo 3 (tipo B). Tale soglia non è superiore ai limiti fissati per i gruppi di generazione di tipo B riportati nella tabella 1;
c) punto di connessione al di sotto di 110 kV e potenza massima pari o superiore a una soglia specificata da ciascun TSO pertinente conformemente alla procedura di cui al paragrafo 3 (tipo C). Tale soglia non è superiore ai limiti fissati per i gruppi di generazione di tipo C riportati nella tabella 1; oppure
d) punto di connessione a 110 kV o superiore (tipo D). Un gruppo di generazione è di tipo D anche nel caso in cui il suo punto di connessione sia al di sotto di 110 kV e la sua potenza massima sia pari o superiore a una soglia specificata conformemente al paragrafo 3. Tale soglia non è superiore al limite fissato per i gruppi di generazione di tipo D, riportato nella tabella 1.
Tabella 1 Limiti per le soglie relative ai gruppi di generazione di tipo B, C e D
Area sincrona Limite per la soglia relativa alla potenza massima a partire dalla quale un gruppo di generazione è di tipo B Limite per la soglia relativa alla potenza massima a partire dalla quale un gruppo di generazione è di tipo C Limite per la soglia relativa alla potenza massima a partire dalla quale un gruppo di generazione è di tipo D Europa continentale 1 MW 50 MW 75 MW Gran Bretagna 1 MW 50 MW 75 MW Area nordica 1,5 MW 10 MW 30 MW Irlanda e Irlanda del Nord 0,1 MW 5 MW 10 MW Baltico 0,5 MW 10 MW 15 MW
3. Le proposte concernenti le soglie relative alla potenza massima per i gruppi di generazione di tipo B, C e D sono soggette all'approvazione della pertinente autorità di regolamentazione o, se del caso, dello Stato membro. Nel formulare le proposte, i pertinenti TSO si coordinano con i TSO e DSO limitrofi ed effettuano una consultazione pubblica a norma dell'articolo 10. Il TSO pertinente presenta la proposta di modifica delle soglie non prima che siano trascorsi tre anni dalla presentazione della proposta precedente.
4. I titolari degli impianti di generazione di energia forniscono assistenza nel corso di questo processo e trasmettono i dati richiesti dai TSO pertinenti.
5. Se, per effetto della modifica delle soglie, un gruppo di generazione finisce per ricadere in un'altra categoria, prima che diventi obbligatoria la conformità ai requisiti previsti per la nuova categoria, si applica la procedura di cui all'articolo 4, paragrafo 3, concernente i gruppi di generazione esistenti.
Art. 6 Applicazione ai gruppi di generazione, ai gruppi di generazione con accumulo per pompaggio, agli impianti di cogenerazione e ai siti industriali
1. I gruppi di generazione offshore connessi al sistema interconnesso ottemperano ai requisiti applicabili ai gruppi di generazione onshore, a meno che i requisiti non siano appositamente modificati dal pertinente gestore di sistema o a meno che la connessione dei parchi di generazione non sia effettuata tramite un collegamento in corrente continua ad alta tensione o tramite una rete la cui frequenza non è sincrona con la frequenza del sistema interconnesso principale (ad esempio tramite uno schema di conversione back-to-back).
2. I gruppi di generazione con accumulo per pompaggio soddisfano tutti i requisiti pertinenti sia nella modalità operativa di generazione sia in quella di pompaggio. Il funzionamento come compensatore sincrono dei gruppi di generazione con accumulo per pompaggio non ha una durata limitata conseguente alla progettazione tecnica dei gruppi stessi. I gruppi di generazione con accumulo per pompaggio a velocità variabile soddisfano i requisiti applicabili ai gruppi di generazione sincroni, nonché i requisiti di cui all'articolo 20, paragrafo 2, lettera b), se sono di tipo B, C o D.
3. Per quanto riguarda i gruppi di generazione integrati nelle reti dei siti industriali, i titolari degli impianti di generazione, i gestori di sistema dei siti industriali e i gestori di sistema pertinenti la cui rete è connessa alla rete di un sito industriale hanno il diritto di acconsentire alle condizioni per la disconnessione di tali gruppi di generazione, nonché dei carichi critici che assicurano i processi di produzione, dalla rete del pertinente gestore di sistema. Tale diritto è esercitato in coordinamento con il pertinente TSO.
4. Ad eccezione dei requisiti di cui all'articolo 13, paragrafi 2 e 4, oppure ove non diversamente previsto dalla normativa nazionale, i requisiti di cui al presente regolamento relativi alla capacità di mantenere costante la produzione di potenza attiva o di modulare tale produzione non si applicano ai gruppi di generazione degli impianti per la produzione combinata di energia elettrica ed energia termica integrati nelle reti dei siti industriali, a condizione che siano rispettati tutti i criteri riportati di seguito:
a) lo scopo principale di tali impianti è produrre calore per i processi di produzione del sito industriale interessato;
b) la generazione di energia termica e la generazione di energia elettrica sono indissolubilmente legate; in altre parole, qualsiasi variazione nella generazione di energia termica dà inevitabilmente luogo a una variazione nella generazione di potenza attiva e viceversa;
c) i gruppi di generazione sono di tipo A, B, C o, nell'area sincrona Nordica, D ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 2, lettere da a) a c).
5. Gli impianti di cogenerazione sono valutati in base alla rispettiva capacità elettrica massima.
Art. 7 Aspetti regolamentari
1. I requisiti di portata generale da stabilirsi da parte dei pertinenti gestori di sistema o TSO a norma del presente regolamento sono soggetti all'approvazione dell'entità designata dallo Stato membro e sono pubblicati. L'entità designata è l'autorità di regolamentazione, salvo diversa disposizione dello Stato membro.
2. Gli Stati membri possono subordinare requisiti specifici per sito da stabilirsi da parte dei pertinenti gestori di sistema o TSO a norma del presente regolamento all'approvazione di un'entità designata.
3. Nell'applicare il presente regolamento, gli Stati membri, i soggetti competenti e i gestori di sistema:
a) applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;
b) garantiscono la trasparenza;
c) applicano il principio dell'ottimizzazione tra la massima efficienza complessiva e i costi totali più bassi per tutte le parti coinvolte;
d) rispettano la responsabilità assegnata al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso quanto disposto dalla normativa nazionale;
e) si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema;
f) tengono conto delle specifiche tecniche e delle norme europee concordate.
4. Entro due anni dall'entrata in vigore del presente regolamento, il pertinente gestore di sistema o TSO sottopone all'approvazione dell'entità competente una proposta concernente i requisiti di applicazione generale, o la metodologia utilizzata per calcolarli o stabilirli.
5. Qualora il presente regolamento imponga al pertinente gestore di sistema, al pertinente TSO, al titolare dell'impianto di generazione e/o al gestore del sistema di distribuzione di accordarsi, essi cercano di trovare un accordo entro sei mesi dalla presentazione di una prima proposta trasmessa da una delle parti alle altre parti. Qualora non venga raggiunto un accordo entro questo lasso di tempo, ciascuna delle parti può richiedere alla pertinente autorità di regolamentazione di prendere una decisione entro sei mesi.
6. I soggetti competenti adottano decisioni sulle proposte di requisiti o metodologie entro sei mesi dal ricevimento di dette proposte.
7. Se il pertinente gestore di sistema o TSO ritiene necessario modificare i requisiti o le metodologie previsti e approvati a norma dei paragrafi 1 e 2, alla proposta modificata si applicano le disposizioni di cui ai paragrafi da 3 a 8. I gestori di sistema e i TSO che propongono una modifica tengono conto delle eventuali legittime aspettative dei titolari degli impianti di generazione, dei produttori di apparecchiature e delle altre parti interessate, sulla base dei requisiti o delle metodologie specificati inizialmente o concordati.
8. Qualsiasi parte che intenda sporgere reclamo contro un pertinente gestore di sistema o TSO in relazione agli obblighi di tale gestore o TSO imposti dal presente regolamento può adire l'autorità di regolamentazione, la quale, in veste di autorità per la risoluzione delle controversie, adotta una decisione entro due mesi dal ricevimento del reclamo. Tale termine può essere prorogato di due mesi qualora l'autorità di regolamentazione richieda ulteriori informazioni. Tale termine prorogato può essere ulteriormente prorogato con il consenso del reclamante. La decisione dell'autorità di regolamentazione produce effetti vincolanti a meno che e fin quando non sia annullata in seguito ad impugnazione.
9. Se la determinazione dei requisiti di cui al presente regolamento compete a un gestore di sistema che non è un TSO, gli Stati membri possono disporre che detta determinazione competa invece al TSO.
Art. 8 Più di un TSO
1. Qualora in uno Stato membro esistano più TSO, il presente regolamento si applica a tutti i TSO operanti nello Stato membro in questione.
2. Gli Stati membri, nell'ambito del regime nazionale di regolamentazione, possono disporre che la responsabilità di rispettare uno, alcuni o tutti gli obblighi imposti dal presente regolamento ai TSO sia attribuita a uno o più TSO specifici.
Art. 9 Recupero dei costi
1. I costi sostenuti dai gestori di sistema soggetti alla regolamentazione delle tariffe di rete e derivanti dagli obblighi stabiliti dal presente regolamento sono valutati dalle pertinenti autorità di regolamentazione. I costi considerati ragionevoli, efficienti e proporzionati sono recuperati mediante tariffe di rete o altri mezzi idonei.
2. Se richiesto dalle pertinenti autorità di regolamentazione, i gestori di sistema di cui al paragrafo 1, entro tre mesi dalla richiesta, forniscono le informazioni necessarie per facilitare la valutazione dei costi sostenuti.
Art. 10 Consultazione pubblica
1. I pertinenti gestori di sistema e i pertinenti TSO consultano le parti interessate, comprese le autorità competenti di ciascuno Stato membro, in merito alle proposte di estensione dell'applicabilità del presente regolamento ai gruppi di generazione esistenti conformemente all'articolo 4, paragrafo 3, in merito alle proposte concernenti le soglie conformemente all'articolo 5, paragrafo 3, e in merito alla relazione elaborata conformemente all'articolo 38, paragrafo 3, e all'analisi costi-benefici svolta conformemente all'articolo 63, paragrafo 2. La consultazione ha una durata di almeno un mese.
2. I pertinenti gestori di sistema o i pertinenti TSO tengono in debita considerazione i punti di vista delle parti interessate emersi dalle consultazioni prima di sottoporre il progetto di proposta in merito alle soglie, la relazione o l'analisi costi-benefici all'approvazione dell'autorità di regolamentazione o, se del caso, dello Stato membro. In ogni caso, viene fornita e pubblicata tempestivamente, prima della pubblicazione della proposta o contestualmente ad essa, una motivazione chiara e accurata per l'inclusione o l'esclusione dei punti di vista delle parti interessate.
Art. 11 Partecipazione delle parti interessate
L'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (di seguito «l'Agenzia»), in stretta cooperazione con la Rete europea di gestori di sistemi di trasmissione dell'energia elettrica (di seguito la «ENTSO-E»), organizza la partecipazione delle parti interessate relativamente ai requisiti per la connessione alla rete degli impianti di generazione di energia, nonché ad altri aspetti dell'attuazione del presente regolamento. Tale partecipazione comporta riunioni regolari con le parti interessate al fine di individuare i problemi e proporre miglioramenti, in particolare per quanto attiene ai requisiti per la connessione alla rete degli impianti di generazione.