Jede Solaranlage, Heimbatterie oder Gewerbebatterie, die an das belgische Verteilnetz angeschlossen wird, muss C10/11 erfüllen, die technische Vorschrift von Synergrid. Synergrid schlägt nun eine Anpassung unter dem Namen Grid Update vor. Anlass ist der große Stromausfall in Spanien und Portugal im April 2025: Synergrid will das Netz schneller robuster machen, ohne auf den neuen europäischen Netzkodex RfG 2.0 zu warten, für den eine vollständige Überarbeitung von C10/11 geplant ist.
Noch ein Vorschlag
Es handelt sich um einen Textvorschlag in öffentlicher Konsultation bis 1. Dezember 2026. Die Zahlen unten können sich noch ändern, und ab wann die neuen Regeln gelten und was mit bestehenden Anlagen geschieht, steht noch nicht fest.
1. Wechselrichter dürfen weniger schnell abschalten
Bei einem kurzen Einbruch oder einer kurzen Spitze in Spannung oder Frequenz müssen Solaranlagen und Batterien länger am Netz bleiben. Im Vorschlag schaltet die automatische Trennvorrichtung erst nach einer Verzögerung von meist 3 Sekunden ab, zum Beispiel bei 115 % oder 80 % der normalen Spannung oder bei 51,5 Hz oder 47,5 Hz.
Der Grund ist einfach. Wenn Tausende Wechselrichter bei einer kleinen Störung gleichzeitig abschalten, verschwindet plötzlich viel Erzeugung aus dem Netz, und die Störung wird dadurch erst recht größer. Dieser Effekt hat in Spanien und Portugal eine Rolle gespielt.
Auch die Inselnetzerkennung ändert sich. In einem neuen externen Entkupplungsrelais müssen ROCOF (die Geschwindigkeit, mit der sich die Frequenz ändert) und ein engeres Frequenzfenster vorhanden sein. Die ältere Methode mit Vektorsprung muss dort deaktiviert sein und bleibt nur für bestehende Anlagen zulässig. Außerdem darf nichts in der Anlage die Erzeugung systematisch trennen, solange Spannung und Frequenz innerhalb der normalen Grenzen bleiben.
2. Wechselrichter helfen, die Spannung niedrig zu halten
In Wohngebieten mit vielen Solaranlagen steigt die Spannung an sonnigen Tagen an. Wird sie zu hoch, schalten Wechselrichter ab und der Eigentümer verliert Ertrag. Der Vorschlag macht Q(U) deshalb zum Standard und in der Niederspannung zur Pflicht.
So funktioniert es. Ab 105 % der normalen Spannung (etwa 241 V) bezieht der Wechselrichter automatisch etwas Blindleistung. Das senkt die Spannung, ohne dass weniger Solarstrom geliefert wird. Je höher die Spannung, desto mehr, bis bei 108 % (etwa 248 V) das Maximum von 33 % der Wechselrichterleistung erreicht ist. Umgekehrt die Spannung mit Blindleistung anzuheben, ist nicht erlaubt.
Erst wenn das nicht ausreicht, darf der Wechselrichter seine Wirkleistung zurückfahren (P(U)). Das bleibt optional und wird empfohlen, darf aber erst ab 108 % einsetzen, damit Q(U) immer zuerst greift.
3. Klare Regeln für Insel- und Backup-Betrieb
Immer mehr Batterien können ein Haus oder ein Unternehmen weiter versorgen, wenn das Netz ausfällt. Der Vorschlag stellt klar, was was ist:
- Off-Grid: Die Erzeugung kann nie, auch nicht kurz, parallel zum Netz arbeiten. Dann gelten die Regeln von C10/11 für diesen Teil der Anlage nicht. Achtung: Eine Trennung mit Halbleitern zählt als Verbindung, das ist also nicht Off-Grid.
- Backup und Inselbetrieb: Die Anlage ist zu bestimmten Zeiten sehr wohl mit dem Netz verbunden. Dann gelten die Regeln vollständig und der Wechselrichter muss zertifiziert sein.
Beim Umschalten muss sich die Anlage zuerst vom Netz trennen, bevor sie selbst Strom liefert (break-before-make), mit einer Verriegelung, die eine gleichzeitige Kopplung ausschließt, zum Beispiel über einen automatischen Umschalter (ATS). Bei der Rückkehr zum Netz muss sie sauber synchronisieren. Geschieht das mehr als einmal pro Tag, müssen Spannung und Strom rund um jede Synchronisation aufgezeichnet und für den Netzbetreiber aufbewahrt werden.
4. Mehr Spielraum für kleine Anlagen
Haushalte kombinieren heute Solaranlage, Heimbatterie, Wärmepumpe und eine (bidirektionale) Ladestation mit 11 kVA und überschreiten so schnell die alte Grenze von 10 kVA. Der Vorschlag hebt diese Grenze an:
- Dreiphasig: bis 11 kVA ohne Einspeisebegrenzung, oder bis 33 kVA, wenn höchstens 11 kW ins Netz eingespeist werden.
- Einphasig: bis 5 kVA ohne Einspeisebegrenzung, oder bis 18 kVA mit höchstens 5 kW Einspeisung.
Es wird nicht mehr zwischen Solar, Batterie oder einer anderen Quelle unterschieden. Diese Anlagen durchlaufen das vereinfachte Verfahren mit einer Meldung statt einer Netzstudie. Wer eine Einspeisebegrenzung nutzt, braucht ein Leistungsmanagementsystem, das über die P1-Schnittstelle des digitalen Zählers oder über einen EnFluRi-Sensor misst. Die Schieflast zwischen den Phasen bleibt auf 5 kVA begrenzt, mit neuen Möglichkeiten, das zu überwachen, etwa einer Einspeisebegrenzung pro Phase.
5. Seltener ein externes Entkupplungsrelais
Ein externes Entkupplungsrelais ist erst ab 56 kVA statt ab 30 kVA Pflicht, dieselbe Grenze wie zwischen dem digitalen Zähler und dem AMR-Zähler. Darunter genügt der Schutz, der im zertifizierten Wechselrichter integriert ist. Das spart Kosten und Verkabelungsaufwand bei mittelgroßen Anlagen.
Extra: Logdaten beim Hersteller
Bei Störfällen kann der Netzbetreiber Logdaten, die eingestellten Schutzparameter und Messdaten (Leistung, Spannung, Strom, Frequenz) direkt beim Hersteller des Wechselrichters anfordern. Dieser muss sie innerhalb eines Monats digital liefern. Stellt sich heraus, dass eine Anlage nicht konform ist, trägt der Eigentümer die Kosten der Prüfung, und die Anlage kann ihre Zulassung oder ihre Einnahmen verlieren.
Was bedeutet das für Installateure?
- Stellen Sie neue Wechselrichter nach den neuen Abschaltparametern ein und lassen Sie Q(U) aktiviert, sobald der neue Text in Kraft ist.
- Prüfen Sie, ob die Energiemanagementsysteme und Apps in Ihren Anlagen die Blindleistungseinstellungen des Wechselrichters nicht überschreiben.
- Planen Sie Backup und Inselbetrieb mit einer klaren Umschaltung, und wissen Sie, ob Ihre Anlage wirklich Off-Grid ist oder nicht.
- Prüfen Sie Wohnprojekte erneut, die knapp über 10 kVA lagen: Mit einer Einspeisebegrenzung passen sie möglicherweise in das vereinfachte Verfahren.
Wie das Voltmasters EMS damit umgeht
Das Voltmasters EMS steuert Blindleistung nach den Vorgaben des Netzbetreibers. Schreibt die Netzstudie einen Blindleistungs-Arbeitspunkt vor, hält das EMS ihn am Netzanschlusspunkt ein und passt ihn bei hoher Netzspannung an, wie es die Vorgabe verlangt. Sendet der Netzbetreiber über die Fernsteuerung eine Vorgabe für die Blindleistung, setzt das EMS sie um.
Für Microgrids arbeitet das EMS mit strengen Abläufen beim Wechsel in den Inselbetrieb und bei der Rückkehr ans Netz. Der Standort geht erst wieder ans Netz, wenn das Netz stabil zurück ist. Bei der Wiederzuschaltung über eine spannungslose Sammelschiene nimmt das EMS zuerst alle Quellen von der Sammelschiene, bevor der Netzschalter schließt: break-before-make. Bei einer synchronen Wiederzuschaltung gleicht das EMS die Insel an das Netz an, und ein zugelassenes Synchrocheck-Relais (C10/24) entscheidet, wann der Netzschalter schließen darf.
Stellungnahmen bis 1. Dezember möglich
Synergrid berücksichtigt nur Stellungnahmen, die über das Webformular auf der Konsultationsseite eingehen. Am 29. Oktober 2026 hält Synergrid ein Webinar zum Vorschlag, die Anmeldung erfolgt über dieselbe Seite. Der vollständige Textvorschlag ist online verfügbar.
Fragen dazu, was das für Ihre Projekte bedeutet? Nehmen Sie Kontakt auf, erfahren Sie mehr über das Voltmasters EMS oder über Grid Compliance.
Quelle: Änderungsvorschlag zu C10/11 Ausgabe 2.4, Grid Update (Synergrid, auf Englisch, Konsultation vom 1. Oktober bis 1. Dezember 2026).