Toda instalación solar, batería doméstica o batería empresarial que se conecte a la red de distribución belga debe cumplir la C10/11, la prescripción técnica de Synergrid. Synergrid propone ahora una modificación con el nombre de Grid Update. El motivo es el gran apagón de España y Portugal de abril de 2025: Synergrid quiere hacer la red más robusta cuanto antes, sin esperar al nuevo código de red europeo RfG 2.0, para el que está prevista una revisión completa de la C10/11.
Todavía es una propuesta
Se trata de una propuesta de texto en consulta pública hasta el 1 de diciembre de 2026. Las cifras de abajo todavía pueden cambiar, y aún no está claro a partir de cuándo se aplicarán las nuevas reglas ni qué pasará con las instalaciones existentes.
1. Los inversores se desconectan con menos rapidez
Ante una breve caída o subida de tensión o de frecuencia, los paneles solares y las baterías deben seguir funcionando durante más tiempo. En la propuesta, el sistema de desconexión automática solo actúa tras un retardo que suele ser de 3 segundos, por ejemplo al 115 % o al 80 % de la tensión normal, o a 51,5 Hz o 47,5 Hz.
La razón es sencilla. Si miles de inversores se desconectan a la vez ante una pequeña perturbación, de repente desaparece mucha producción de la red y la perturbación se agrava. Ese efecto influyó en lo ocurrido en España y Portugal.
También cambia la detección de isla. Un nuevo relé de desconexión externo debe incluir ROCOF (la velocidad a la que cambia la frecuencia) y una ventana de frecuencia más estrecha. El método antiguo de salto de vector debe estar desactivado y solo se sigue permitiendo en instalaciones existentes. Además, ningún elemento de la instalación puede desconectar la producción de forma sistemática mientras la tensión y la frecuencia se mantengan dentro de los límites normales.
2. Los inversores ayudan a mantener baja la tensión
En barrios con muchos paneles solares, la tensión sube en los días soleados. Si sube demasiado, los inversores se desconectan y el propietario pierde producción. Por eso la propuesta hace que Q(U) sea estándar y obligatorio en baja tensión.
Funciona así. A partir del 105 % de la tensión normal (unos 241 V), el inversor absorbe automáticamente un poco de potencia reactiva. Eso baja la tensión sin que se entregue menos energía solar. Cuanto más alta la tensión, más absorbe, hasta alcanzar al 108 % (unos 248 V) el máximo del 33 % de la potencia del inversor. Lo contrario, subir la tensión con potencia reactiva, no está permitido.
Solo si eso no basta, el inversor puede reducir su potencia activa (P(U)). Esto sigue siendo opcional y se recomienda, pero no puede empezar antes del 108 %, de modo que Q(U) siempre actúe primero.
3. Reglas claras para el funcionamiento en isla y de respaldo
Cada vez más baterías pueden seguir alimentando una vivienda o una empresa cuando cae la red. La propuesta deja claro qué es cada cosa:
- Off-grid: la producción nunca puede funcionar en paralelo con la red, ni siquiera un instante. En ese caso, las reglas de la C10/11 no se aplican a esa parte de la instalación. Atención: una separación con semiconductores cuenta como conexión, así que eso no es off-grid.
- Respaldo y funcionamiento en isla: la instalación sí está conectada a la red en algunos momentos. En ese caso, las reglas se aplican por completo y el inversor debe estar homologado.
Al conmutar, la instalación debe separarse primero de la red antes de suministrar energía por sí misma (break-before-make), con un enclavamiento que impida la conexión simultánea, por ejemplo mediante un conmutador de transferencia automática (ATS). Al volver a la red debe sincronizarse correctamente. Si eso ocurre más de una vez al día, la tensión y la corriente en torno a cada sincronización deben registrarse y conservarse para el operador de red.
4. Más margen para las instalaciones pequeñas
Hoy en día, las familias combinan paneles solares, una batería doméstica, una bomba de calor y un punto de recarga (bidireccional) de 11 kVA, y así superan enseguida el antiguo límite de 10 kVA. La propuesta sube ese límite:
- Trifásico: hasta 11 kVA sin límite de inyección, o hasta 33 kVA si se inyectan como máximo 11 kW a la red.
- Monofásico: hasta 5 kVA sin límite de inyección, o hasta 18 kVA con un máximo de 5 kW de inyección.
Ya no se distingue entre solar, batería u otra fuente. Estas instalaciones siguen el procedimiento simplificado, con una notificación en lugar de un estudio de red. Quien utilice un límite de inyección necesita un sistema de gestión de potencia que mida a través del puerto P1 del contador digital o mediante un sensor EnFluRi. El desequilibrio entre fases sigue limitado a 5 kVA, con nuevas formas de vigilarlo, como un límite de inyección por fase.
5. Menos casos con relé de desconexión externo
Un relé de desconexión externo solo es obligatorio a partir de 56 kVA en lugar de 30 kVA, el mismo límite que separa el contador digital del contador AMR. Por debajo basta con la protección integrada en el inversor homologado. Eso ahorra costes y cableado en las instalaciones medianas.
Extra: registros en manos del fabricante
En caso de incidente, el operador de red puede pedir directamente al fabricante del inversor los registros, los parámetros de protección configurados y los datos de medición (potencia, tensión, corriente, frecuencia). El fabricante debe entregarlos en formato digital en el plazo de un mes. Si una instalación resulta no ser conforme, el propietario asume los costes de la inspección y la instalación puede perder su autorización o sus ingresos.
¿Qué significa esto para los instaladores?
- Configura los inversores nuevos con los nuevos parámetros de desconexión y deja Q(U) activado en cuanto el nuevo texto entre en vigor.
- Comprueba que los sistemas de gestión energética y las apps de tus instalaciones no sobrescriban los ajustes reactivos del inversor.
- Diseña el respaldo y el funcionamiento en isla con una conmutación clara, y ten claro si tu instalación es realmente off-grid o no.
- Revisa los proyectos residenciales que quedaron justo por encima de 10 kVA: con un límite de inyección, es posible que encajen en el procedimiento simplificado.
Cómo lo gestiona el Voltmasters EMS
El Voltmasters EMS controla la potencia reactiva según las directrices del operador de red. Cuando el estudio de red impone un punto de funcionamiento reactivo, el EMS lo mantiene en el punto de conexión y lo ajusta cuando la tensión de red sube, tal como establece la directriz. Cuando el operador de red envía una consigna de potencia reactiva a través del telecontrole, el EMS la ejecuta.
En los microgrids, el EMS sigue procedimientos estrictos al pasar a funcionamiento en isla y al volver a la red. El emplazamiento solo vuelve a la red cuando esta ha regresado de forma estable. En una reconexión a través de un bus muerto, el EMS retira primero todas las fuentes del bus antes de que se cierre el interruptor de red: break-before-make. En una reconexión síncrona, el EMS iguala la isla con la red, y un relé de sincronismo homologado (C10/24) decide cuándo puede cerrarse el interruptor de red.
Se puede responder hasta el 1 de diciembre
Synergrid solo tiene en cuenta las respuestas que llegan a través del formulario web de la página de la consulta. El 29 de octubre de 2026, Synergrid organiza un webinar sobre la propuesta, con inscripción en la misma página. La propuesta de texto completa está disponible en línea.
¿Tienes preguntas sobre lo que esto significa para tus proyectos? Ponte en contacto con nosotros, descubre más sobre el Voltmasters EMS o sobre la conformidad de red.
Fuente: Propuesta de modificación de la C10/11 edición 2.4, Grid Update (Synergrid, en inglés; consulta del 1 de octubre al 1 de diciembre de 2026).