Mexico (Codigo de Red) ride-through requirements

§3.5.1(i)-(ii) and Figura 3.5.1, Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1062) — “ La Central Eléctrica Asíncrona debe tener la capacidad de mantener su potencia reactiva en un rango de factor de potencia de al menos 0.95 en atraso y 0.95 adelanto en el Punto de Interconexión. […] La Central Eléctrica Asíncrona tipo B, C o D debe cumplir el perfil V-P-Q/Pmáx de la Figura 3.5.1 y Figura 3.5.2 de conformidad con los valores de la Tabla 3.3.2 ” Translation: “ The Asynchronous Power Plant must have the capability to maintain its reactive power within a power factor range of at least 0.95 lagging and 0.95 leading at the Point of Interconnection. […] The Asynchronous Power Plant of type B, C or D must comply with the V-P-Q/Pmáx profile of Figure 3.5.1 and Figure 3.5.2 in accordance with the values of Table 3.3.2 ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

Same Manual, Tabla 3.3.2 'Parámetros del Área Blanca o Requerimiento Mínimo para Centrales Eléctricas Síncronas y Asíncronas' (referenced by §3.5.1(ii); Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1060) — “ Límite del Área Gris (opcional y no limitativa) | ± 0.5 | (1.05, 0.95) — Área Blanca (requerimiento mínimo obligatorio) | ± 0.33 | (1.05, 0.95) — Tabla 3.3.2: Parámetros del Área Blanca o Requerimiento Mínimo para Centrales Eléctricas Síncronas y Asíncronas — Pmáx es la capacidad instalada neta tanto para Centrales Eléctricas síncronas y asíncronas. ” Translation: “ Grey Area limit (optional and non-limiting) | ± 0.5 | (1.05, 0.95) — White Area (mandatory minimum requirement) | ± 0.33 | (1.05, 0.95) — Table 3.3.2: Parameters of the White Area or Minimum Requirement for Synchronous and Asynchronous Power Plants — Pmáx is the net installed capacity for both synchronous and asynchronous Power Plants. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

§3.5.3(ii), Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1064) — “ En el modo de control de tensión directo, la Central Eléctrica Asíncrona tipo B, C o D debe contribuir al control automático de la tensión con un rango de consigna de tensión de al menos 0.95 a 1.05 pu, con una pendiente definida por el CENACE durante el desarrollo de los Estudios de Interconexión, o cuando el CENACE lo dictamine, con o sin una banda muerta con un rango de 0 a ± 1% de la tensión nominal de la Red Eléctrica. La Central Eléctrica debe alcanzar el 90% de la consigna en un tiempo máximo de 3 segundos, además de estabilizarse en el valor especificado en un tiempo máximo de 5 segundos, presentando pasos no mayores a 0.01 pu y un error en estado estable, máximo permisible de 0.5%. ” Translation: “ In direct voltage control mode, the type B, C or D Asynchronous Power Plant must contribute to the automatic control of voltage with a voltage setpoint range of at least 0.95 to 1.05 pu, with a slope defined by CENACE during the development of the Interconnection Studies, or when CENACE so determines, with or without a deadband with a range of 0 to ± 1% of the nominal voltage of the Electric Grid. The Power Plant must reach 90% of the setpoint within a maximum time of 3 seconds, and stabilize at the specified value within a maximum time of 5 seconds, presenting steps no greater than 0.01 pu and a maximum permissible steady-state error of 0.5%. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

Same Manual, §3.5.3(iv) — reactive-power control mode (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1064) — “ A efectos del modo de control de potencia reactiva, la Central Eléctrica Asíncrona tipo B, C, o D debe alcanzar el 90% de la consigna solicitada por el CENACE en un tiempo máximo de 3 segundos, además de estabilizarse en el valor especificado en un tiempo máximo de 5 segundos con una configuración de pasos no mayores de 1 MVAr o 5% (lo que sea menor) de la potencia reactiva máxima ” Translation: “ For the purposes of the reactive-power control mode, the type B, C, or D Asynchronous Power Plant must reach 90% of the setpoint requested by CENACE within a maximum time of 3 seconds, and stabilize at the specified value within a maximum time of 5 seconds, with a step configuration no greater than 1 MVAr or 5% (whichever is smaller) of the maximum reactive power ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

§2.2.2(iv), Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1054) — “ La Central Eléctrica debe operar en el modo de Control Primario de frecuencia dentro del rango de frecuencia de 59.8 Hz a 60.2 Hz para el SIN, SIBC y SIBCS y de 59.7 Hz a 60.3 Hz para el SIM con una característica de regulación seleccionable entre 3 % y 8 %. ” Translation: “ The Power Plant must operate in the Primary frequency Control mode within the frequency range of 59.8 Hz to 60.2 Hz for the SIN, SIBC and SIBCS, and 59.7 Hz to 60.3 Hz for the SIM, with a regulation characteristic (droop) selectable between 3 % and 8 %. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

Same Manual, Tabla 2.2.2.A 'Parámetros de respuesta de la potencia activa del Control Primario de frecuencia' (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1054) — “ Intervalo de potencia activa en relación con la Pref | 3 – 10% — Insensibilidad propia del control de respuesta a la frecuencia | 0 – 15 mHz / 0 – 0.025% — Banda muerta de respuesta a la frecuencia | ±30 mHz — Característica de regulación | 3 – 8 % — Tiempo máximo (t1) de retardo a la respuesta (CE Síncronas) | 2 segundos — Tiempo máximo (t1) de retardo a la respuesta (CE Asíncronas) | < 2 segundos — Tiempo máximo de respuesta (t2) | 30 segundos — Tabla 2.2.2.A: Parámetros de respuesta de la potencia activa del Control Primario de frecuencia ” Translation: “ Active-power interval in relation to Pref | 3 – 10% — Inherent insensitivity of the frequency-response control | 0 – 15 mHz / 0 – 0.025% — Frequency-response deadband | ±30 mHz — Regulation characteristic (droop) | 3 – 8 % — Maximum delay time (t1) to the response (Synchronous PPs) | 2 seconds — Maximum delay time (t1) to the response (Asynchronous PPs) | < 2 seconds — Maximum response time (t2) | 30 seconds — Table 2.2.2.A: Active-power response parameters of the Primary frequency Control ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

§2.1 and Tabla 2.1, Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed pp. 1053-1054) — “ Para cada área síncrona, todas las Centrales Eléctricas, durante su vida útil, deben permanecer en operación, sin desconectarse, dentro de los rangos de frecuencia y tiempos mínimos que se muestran en la Tabla 2.1. [Tabla 2.1, filas SIN y SIBC:] 61.8 Hz ≤ f < 62.4 Hz | 15 minutos — 61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz | 30 minutos — 58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz | Ilimitado — 58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz | 30 minutos — 57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz | 15 minutos ” Translation: “ For each synchronous area, all Power Plants, throughout their service life, must remain in operation, without disconnecting, within the frequency ranges and minimum times shown in Table 2.1. [Table 2.1, SIN and SIBC rows:] 61.8 Hz ≤ f < 62.4 Hz | 15 minutes — 61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz | 30 minutes — 58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz | Unlimited — 58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz | 30 minutes — 57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz | 15 minutes ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

Same Manual, §3.1.1(i) and Tabla 3.1.1 (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1059) — “ La Central Eléctrica debe mantenerse interconectada a la red y operar dentro de los rangos de tensión, en los tiempos, por evento, especificados en la Tabla 3.1.1; [Tabla 3.1.1:] 1.05 pu ≤ V ≤ 1.10 pu | 30 minutos — 0.95 pu ≤ V ≤ 1.05 pu | Ilimitado — 0.90 pu ≤ V ≤ 0.95 pu | 30 minutos — Tabla 3.1.1: Valores de operación sin desconectarse de la red para Centrales Eléctricas ” Translation: “ The Power Plant must remain interconnected to the grid and operate within the voltage ranges, for the times, per event, specified in Table 3.1.1; [Table 3.1.1:] 1.05 pu ≤ V ≤ 1.10 pu | 30 minutes — 0.95 pu ≤ V ≤ 1.05 pu | Unlimited — 0.90 pu ≤ V ≤ 0.95 pu | 30 minutes — Table 3.1.1: Values for operation without disconnecting from the grid for Power Plants ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

§2.2.8(i)(A)-(B), Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1058) — “ La Central Eléctrica podrá interconectarse automáticamente a la red bajo las siguientes condiciones: A. Frecuencia en el rango de 58.8 Hz a 60.2 Hz y tensión en el rango de ± 5 % del valor nominal al menos durante 5 minutos; y B. Una rampa admisible máxima de incremento de potencia de 10 % de la Capacidad Instalada Neta de la Central Eléctrica por minuto. ” Translation: “ The Power Plant may automatically interconnect to the grid under the following conditions: A. Frequency in the range of 58.8 Hz to 60.2 Hz and voltage in the range of ± 5 % of the nominal value for at least 5 minutes; and B. A maximum admissible power-increase ramp of 10 % of the Net Installed Capacity of the Power Plant per minute. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

Same Manual, §6.2.3(i) 'Tasas de cambio de la potencia activa para Centrales Eléctricas tipo C' (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1072) — “ El CENACE debe especificar, los límites mínimos y máximos de las tasas de cambio de potencia activa (límites de rampa) tanto en dirección hacia arriba y hacia abajo para las Centrales Eléctricas, teniendo en cuenta las características específicas de la fuente primaria de energía, durante la Validación de Requerimientos Técnicos. ” Translation: “ CENACE must specify the minimum and maximum limits of the rates of change of active power (ramp limits) both in the upward and downward direction for Power Plants, taking into account the specific characteristics of the primary energy source, during the Validation of Technical Requirements. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

§2.2.1(i), Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1054) — “ En relación con la variación de la frecuencia eléctrica en el Punto de Interconexión, las Centrales Eléctricas deberán mantenerse interconectadas a la Red Eléctrica y operando ante razones de cambio de la frecuencia respecto al tiempo (ROCOF, por sus siglas en inglés, abreviado de Rate of Change of Frequency) de hasta 2.5 Hz/s, medidas en una ventana de tiempo de 200 milisegundos. Este requerimiento se podrá adecuar en el caso de alguna Central Eléctrica particular que tecnológicamente lo justifique de manera satisfactoria ” Translation: “ In relation to the variation of the electrical frequency at the Point of Interconnection, Power Plants must remain interconnected to the Electric Grid and operating under rates of change of frequency with respect to time (ROCOF, abbreviated from Rate of Change of Frequency) of up to 2.5 Hz/s, measured in a 200-millisecond time window. This requirement may be adapted in the case of a particular Power Plant that technologically justifies it satisfactorily ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

§3.5.5(i), Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1064) — “ El CENACE especificará durante el desarrollo de los Estudios de Interconexión y se rectificará o ratificará en la Validación de Requerimientos Técnicos, si la contribución de potencia activa, potencia reactiva o una combinación de ambas, tiene prioridad durante fallas, no obstante, esta prioridad podrá ser ajustada a solicitud del CENACE. Si se da prioridad a la contribución de la potencia activa, esta disposición ha de establecerse a más tardar 0.25 segundos desde el inicio de la falla. Si se da prioridad a la contribución de la potencia Reactiva, la potencia activa deberá recuperarse en menos de 1 seg. ” Translation: “ CENACE will specify during the development of the Interconnection Studies, and will rectify or ratify in the Validation of Technical Requirements, whether the contribution of active power, reactive power or a combination of both has priority during faults; nevertheless, this priority may be adjusted at CENACE's request. If priority is given to the active-power contribution, this provision must be established no later than 0.25 seconds from the start of the fault. If priority is given to the Reactive-power contribution, the active power must recover in less than 1 sec. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)

Same Manual, §3.5.7(ii) 'Respuesta de corriente ante fallas simétricas y asimétricas para Centrales Eléctricas Asíncronas tipo B, C y D' (Código de Red, RES/550/2021, DOF 31 Dec 2021, printed p. 1065) — “ Con base en los Estudios de Interconexión y en la Validación de Requerimientos Técnicos, el CENACE especificará: A. Los valores de tensión en los que la Central Eléctrica deberá de aportar, de manera transitoria, corriente activa, reactiva, o una combinación de ambas, cuando la tensión esté dentro de la Zona A mostrada en las figuras 4.1.1.B y 4.2.1.B; y B. Los tiempos de respuesta y la precisión de la corriente de falla transitoria. ” Translation: “ Based on the Interconnection Studies and the Validation of Technical Requirements, CENACE will specify: A. The voltage values at which the Power Plant must contribute, transiently, active current, reactive current, or a combination of both, when the voltage is within Zone A shown in figures 4.1.1.B and 4.2.1.B; and B. The response times and the accuracy of the transient fault current. ” (Resolución Núm. RES/550/2021 — Código de Red (Manual Regulatorio de Requerimientos Técnicos para la Interconexión de Centrales Eléctricas al SEN), accessed 2026-08-09)