Toute installation solaire, batterie domestique ou batterie d'entreprise raccordée au réseau de distribution belge doit être conforme à la C10/11, la prescription technique de Synergrid. Synergrid propose aujourd'hui une modification sous le nom de Grid Update. Le point de départ est la grande panne d'électricité en Espagne et au Portugal en avril 2025 : Synergrid veut rendre le réseau plus robuste plus rapidement, sans attendre le nouveau code de réseau européen RfG 2.0, pour lequel une révision complète de la C10/11 est prévue.
Encore une proposition
Il s'agit d'une proposition de texte en consultation publique jusqu'au 1er décembre 2026. Les chiffres ci-dessous peuvent encore changer, et on ne sait pas encore à partir de quand les nouvelles règles s'appliqueront ni ce qu'il adviendra des installations existantes.
1. Les onduleurs se déconnectent moins vite
Lors d'un bref creux ou pic de tension ou de fréquence, les panneaux solaires et les batteries doivent rester en fonctionnement plus longtemps. Dans la proposition, le système de découplage automatique ne déclenche qu'après une temporisation de généralement 3 secondes, par exemple à 115 % ou 80 % de la tension normale, ou à 51,5 Hz ou 47,5 Hz.
La raison est simple. Si des milliers d'onduleurs se déconnectent en même temps lors d'une petite perturbation, une grande partie de la production disparaît soudainement du réseau et la perturbation s'aggrave. Cet effet a joué un rôle en Espagne et au Portugal.
La détection d'îlotage change elle aussi. Un nouveau relais de découplage externe doit intégrer le ROCOF (la vitesse à laquelle la fréquence varie) et une fenêtre de fréquence plus étroite. L'ancienne méthode du saut de vecteur doit y être désactivée et reste uniquement autorisée pour les installations existantes. Par ailleurs, aucun élément de l'installation ne peut déconnecter systématiquement la production tant que la tension et la fréquence restent dans les limites normales.
2. Les onduleurs aident à maintenir la tension basse
Dans les quartiers comptant beaucoup de panneaux solaires, la tension monte par journée ensoleillée. Si elle devient trop élevée, les onduleurs se déconnectent et le propriétaire perd du rendement. La proposition rend donc le Q(U) standard et obligatoire en basse tension.
Voici comment cela fonctionne. À partir de 105 % de la tension normale (environ 241 V), l'onduleur absorbe automatiquement un peu de puissance réactive. Cela fait baisser la tension, sans réduire la quantité d'électricité solaire fournie. Plus la tension est élevée, plus l'absorption augmente, jusqu'à atteindre à 108 % (environ 248 V) le maximum de 33 % de la puissance de l'onduleur. L'inverse, faire monter la tension au moyen de puissance réactive, n'est pas autorisé.
Ce n'est que si cela ne suffit pas que l'onduleur peut réduire sa puissance active (P(U)). Cette fonction reste optionnelle et est recommandée, mais elle ne peut commencer qu'à partir de 108 %, de sorte que le Q(U) agisse toujours en premier.
3. Des règles claires pour le fonctionnement en îlot et en back-up
De plus en plus de batteries peuvent continuer à alimenter une maison ou une entreprise en cas de panne du réseau. La proposition précise ce qui relève de quoi :
- Off-grid : la production ne peut jamais, même brièvement, fonctionner en parallèle avec le réseau. Les règles de la C10/11 ne s'appliquent alors pas à cette partie de l'installation. Attention : une séparation par semi-conducteurs compte comme une liaison, ce n'est donc pas de l'off-grid.
- Back-up et fonctionnement en îlot : l'installation est à certains moments bien raccordée au réseau. Les règles s'appliquent alors pleinement et l'onduleur doit être homologué.
Lors de la commutation, l'installation doit d'abord se séparer du réseau avant de fournir elle-même de l'électricité (break-before-make), avec un verrouillage qui exclut tout couplage simultané, par exemple au moyen d'un commutateur automatique (ATS). Lors du retour au réseau, elle doit se synchroniser correctement. Si cela se produit plus d'une fois par jour, la tension et le courant autour de chaque synchronisation doivent être enregistrés et conservés pour le gestionnaire de réseau de distribution (GRD).
4. Plus de marge pour les petites installations
Aujourd'hui, les ménages combinent panneaux solaires, batterie domestique, pompe à chaleur et borne de recharge (bidirectionnelle) de 11 kVA, et dépassent ainsi rapidement l'ancienne limite de 10 kVA. La proposition relève cette limite :
- Triphasé : jusqu'à 11 kVA sans limite d'injection, ou jusqu'à 33 kVA si au maximum 11 kW sont injectés sur le réseau.
- Monophasé : jusqu'à 5 kVA sans limite d'injection, ou jusqu'à 18 kVA avec au maximum 5 kW d'injection.
On ne fait plus de distinction entre le solaire, la batterie ou une autre source. Ces installations suivent la procédure simplifiée avec une notification au lieu d'une étude de réseau. Quiconque utilise une limite d'injection a besoin d'un système de gestion de puissance qui mesure via le port P1 du compteur numérique ou via un capteur EnFluRi. Le déséquilibre entre les phases reste limité à 5 kVA, avec de nouvelles manières de le surveiller, comme une limite d'injection par phase.
5. Moins souvent un relais de découplage externe
Un relais de découplage externe n'est obligatoire qu'à partir de 56 kVA au lieu de 30 kVA, soit la même limite que celle entre le compteur numérique et le compteur AMR. En dessous, la protection intégrée à l'onduleur homologué suffit. Cela permet d'économiser des coûts et du câblage pour les installations de taille moyenne.
En plus : des journaux chez le fabricant
En cas d'incident, le gestionnaire de réseau peut demander directement au fabricant de l'onduleur les journaux, les paramètres de protection réglés et les données de mesure (puissance, tension, courant, fréquence). Celui-ci doit les fournir sous forme numérique dans un délai d'un mois. S'il s'avère qu'une installation n'est pas conforme, le propriétaire supporte les frais du contrôle et l'installation peut perdre son autorisation ou ses revenus.
Qu'est-ce que cela signifie pour les installateurs ?
- Dès que le nouveau texte sera en vigueur, réglez les nouveaux onduleurs selon les nouveaux paramètres de découplage et laissez le Q(U) activé.
- Vérifiez que les systèmes de gestion de l'énergie et les applications de vos installations n'écrasent pas les réglages réactifs de l'onduleur.
- Concevez le back-up et le fonctionnement en îlot avec une commutation claire, et sachez si votre installation est réellement off-grid ou non.
- Réexaminez les projets résidentiels qui dépassaient tout juste 10 kVA : avec une limite d'injection, ils peuvent éventuellement entrer dans la procédure simplifiée.
Comment le Voltmasters EMS gère cela
Le Voltmasters EMS pilote la puissance réactive selon les directives du gestionnaire de réseau. Lorsque l'étude de réseau impose un point de fonctionnement réactif, l'EMS le maintient au point de raccordement et l'adapte lorsque la tension du réseau monte, comme le prévoit la directive. Lorsque le gestionnaire de réseau envoie une consigne de puissance réactive via la télécommande, l'EMS l'exécute.
Pour les microgrids, l'EMS suit des procédures strictes lors du passage en îlotage et lors du retour sur le réseau. Le site ne revient sur le réseau qu'une fois celui-ci revenu de manière stable. Lors d'une reconnexion via un bus hors tension, l'EMS retire d'abord toutes les sources du bus avant que le disjoncteur réseau ne se ferme : break-before-make. Lors d'une reconnexion synchronisée, l'EMS aligne l'îlot sur le réseau, et un relais de synchrocheck homologué (C10/24) décide quand le disjoncteur réseau peut se fermer.
Réagir est possible jusqu'au 1er décembre
Synergrid ne prend en compte que les réactions envoyées via le formulaire web de la page de consultation. Le 29 octobre 2026, Synergrid organise un webinaire sur la proposition, l'inscription se fait via la même page. La proposition de texte complète est disponible en ligne.
Des questions sur ce que cela signifie pour vos projets ? Contactez-nous, lisez comment le microgrid se reconnecte au réseau ou découvrez-en plus sur la conformité réseau.
Source : Proposition d'amendement de la C10/11 édition 2.4, Grid Update (Synergrid, consultation du 1er octobre au 1er décembre 2026).