Ogni impianto fotovoltaico, batteria domestica o batteria aziendale collegato alla rete di distribuzione belga deve rispettare la C10/11, la prescrizione tecnica di Synergrid. Synergrid propone ora una modifica con il nome di Grid Update. Lo spunto è il grande blackout in Spagna e Portogallo dell'aprile 2025: Synergrid vuole rendere la rete più robusta in tempi più rapidi, senza aspettare il nuovo codice di rete europeo RfG 2.0, per il quale è prevista una revisione completa della C10/11.
Ancora una proposta
Si tratta di una proposta di testo in consultazione pubblica fino al 1° dicembre 2026. I valori riportati qui sotto possono ancora cambiare, e non è ancora stabilito da quando si applicheranno le nuove regole né cosa succederà alle installazioni esistenti.
1. Gli inverter potranno disconnettersi meno rapidamente
In caso di un breve calo o picco di tensione o di frequenza, fotovoltaico e batterie dovranno restare in funzione più a lungo. Nella proposta il sistema di separazione automatico interviene solo dopo un ritardo, di norma di 3 secondi, ad esempio al 115% o all'80% della tensione nominale, oppure a 51,5 Hz o 47,5 Hz.
Il motivo è semplice. Se migliaia di inverter si disconnettono contemporaneamente per un piccolo disturbo, dalla rete sparisce all'improvviso molta produzione e il disturbo diventa ancora più grande. Questo effetto ha avuto un ruolo in Spagna e Portogallo.
Cambia anche il rilevamento dell'isola. In un nuovo relè di disconnessione esterno devono essere presenti il ROCOF (la velocità con cui varia la frequenza) e una finestra di frequenza più stretta. Il metodo più vecchio del salto vettoriale deve essere disattivato e resta ammesso solo per le installazioni esistenti. Inoltre, nessun elemento dell'installazione può scollegare sistematicamente la produzione finché tensione e frequenza restano entro i limiti normali.
2. Gli inverter aiutano a mantenere bassa la tensione
Nei quartieri con molto fotovoltaico, nelle giornate di sole la tensione sale. Se diventa troppo alta, gli inverter si disconnettono e il proprietario perde produzione. Per questo la proposta rende la Q(U) standard e obbligatoria in bassa tensione.
Funziona così. Dal 105% della tensione nominale (circa 241 V) l'inverter assorbe automaticamente un po' di potenza reattiva. Questo abbassa la tensione, senza ridurre l'energia solare fornita. Più la tensione sale, più potenza reattiva assorbe, fino a raggiungere al 108% (circa 248 V) il massimo del 33% della potenza dell'inverter. Il contrario, cioè alzare la tensione con potenza reattiva, non è consentito.
Solo se questo non basta, l'inverter può ridurre la sua potenza attiva (P(U)). Questa funzione resta facoltativa ed è raccomandata, ma può intervenire solo a partire dal 108%, in modo che la Q(U) agisca sempre per prima.
3. Regole chiare per il funzionamento in isola e in back-up
Sempre più batterie sono in grado di continuare ad alimentare una casa o un'azienda quando la rete viene a mancare. La proposta chiarisce cosa è cosa:
- Off-grid: la produzione non può mai funzionare in parallelo con la rete, nemmeno per un istante. In quel caso le regole della C10/11 non si applicano a quella parte dell'installazione. Attenzione: una separazione con semiconduttori conta come collegamento, quindi non è off-grid.
- Back-up e funzionamento in isola: in alcuni momenti l'installazione è collegata alla rete. In quel caso le regole si applicano integralmente e l'inverter deve essere omologato.
Durante la commutazione l'installazione deve prima staccarsi dalla rete e solo poi fornire energia in proprio (break-before-make), con un interblocco che escluda il collegamento simultaneo, ad esempio tramite un commutatore automatico (ATS). Al ritorno sulla rete deve sincronizzarsi correttamente. Se questo avviene più di una volta al giorno, tensione e corrente attorno a ogni sincronizzazione devono essere registrate e conservate per il gestore di rete.
4. Più spazio per le piccole installazioni
Oggi le famiglie combinano fotovoltaico, una batteria domestica, una pompa di calore e una wallbox (bidirezionale) da 11 kVA, superando rapidamente il vecchio limite di 10 kVA. La proposta alza questo limite:
- Trifase: fino a 11 kVA senza limite di immissione, oppure fino a 33 kVA se in rete vengono immessi al massimo 11 kW.
- Monofase: fino a 5 kVA senza limite di immissione, oppure fino a 18 kVA con al massimo 5 kW di immissione.
Non si fa più distinzione tra fotovoltaico, batteria o un'altra fonte. Queste installazioni seguono la procedura semplificata con una notifica invece di uno studio di rete. Chi usa un limite di immissione ha bisogno di un sistema di gestione della potenza che misuri tramite la porta P1 del contatore digitale o tramite un sensore EnFluRi. Lo squilibrio tra le fasi resta limitato a 5 kVA, con nuovi modi per sorvegliarlo, come un limite di immissione per fase.
5. Meno spesso un relè di disconnessione esterno
Un relè di disconnessione esterno diventa obbligatorio solo a partire da 56 kVA invece che da 30 kVA, la stessa soglia che separa il contatore digitale dal contatore AMR. Al di sotto basta la protezione integrata nell'inverter omologato. Questo fa risparmiare costi e cablaggi nelle installazioni di media taglia.
Extra: registri presso il produttore
In caso di incidenti, il gestore di rete può richiedere direttamente al produttore dell'inverter i registri, i parametri di protezione impostati e i dati di misura (potenza, tensione, corrente, frequenza). Il produttore deve fornirli in formato digitale entro un mese. Se un'installazione risulta non conforme, il proprietario sostiene i costi del controllo e l'installazione può perdere la propria autorizzazione o i propri ricavi.
Cosa significa per gli installatori?
- Una volta in vigore il nuovo testo, configura i nuovi inverter secondo i nuovi parametri di disconnessione e lascia attiva la Q(U).
- Verifica che i sistemi di gestione dell'energia e le app delle tue installazioni non sovrascrivano le impostazioni reattive dell'inverter.
- Progetta il back-up e il funzionamento in isola con una commutazione chiara, e sappi se la tua installazione è davvero off-grid oppure no.
- Riesamina i progetti residenziali che superavano di poco i 10 kVA: con un limite di immissione potrebbero rientrare nella procedura semplificata.
Come lo gestisce il Voltmasters EMS
Il Voltmasters EMS gestisce la potenza reattiva secondo le linee guida del gestore di rete. Quando lo studio di rete impone un punto di lavoro reattivo, l'EMS lo mantiene al punto di connessione e lo adegua quando la tensione di rete sale, come prevede la linea guida. Quando il gestore di rete invia un comando di potenza reattiva tramite telecontrole, l'EMS lo esegue.
Per i microgrid, l'EMS segue procedure rigorose nel passaggio al funzionamento in isola e nel ritorno alla rete. Il sito torna sulla rete solo quando la rete è tornata stabile. In una riconnessione tramite bus non alimentato, l'EMS scollega dal bus tutte le sorgenti prima che l'interruttore di rete si chiuda: break-before-make. In una riconnessione sincrona, l'EMS allinea l'isola alla rete e un relè di controllo del sincronismo omologato (C10/24) decide quando l'interruttore di rete può chiudersi.
Si può rispondere fino al 1° dicembre
Synergrid tiene conto solo delle risposte inviate tramite il modulo web sulla pagina della consultazione. Il 29 ottobre 2026 Synergrid terrà un webinar sulla proposta, a cui ci si può iscrivere dalla stessa pagina. La proposta di testo completa è disponibile online.
Domande su cosa significa per i tuoi progetti? Contattaci, scopri di più sul Voltmasters EMS o sulla conformità di rete.
Fonte: Proposta di modifica della C10/11 edizione 2.4, Grid Update (Synergrid, in inglese, consultazione dal 1° ottobre al 1° dicembre 2026).