Qualquer instalação solar, bateria doméstica ou bateria empresarial ligada à rede de distribuição belga tem de cumprir a C10/11, a prescrição técnica da Synergrid. A Synergrid propõe agora uma alteração com o nome Grid Update. O motivo é o grande apagão em Espanha e Portugal em abril de 2025: a Synergrid quer tornar a rede mais robusta mais depressa, sem esperar pelo novo código de rede europeu RfG 2.0, para o qual está prevista uma revisão completa da C10/11.
Ainda é uma proposta
Trata-se de uma proposta de texto em consulta pública até 1 de dezembro de 2026. Os números abaixo ainda podem mudar, e ainda não está definido a partir de quando as novas regras se aplicam nem o que acontece às instalações existentes.
1. Os inversores podem desligar-se menos depressa
Perante uma breve queda ou pico de tensão ou de frequência, os painéis solares e as baterias têm de continuar a funcionar durante mais tempo. Na proposta, o sistema de desligação automática só atua após um atraso, geralmente de 3 segundos, por exemplo a 115 % ou 80 % da tensão normal, ou a 51,5 Hz ou 47,5 Hz.
A razão é simples. Se milhares de inversores se desligarem ao mesmo tempo perante uma pequena perturbação, desaparece de repente muita produção da rede e essa perturbação torna-se ainda maior. Esse efeito teve um papel em Espanha e Portugal.
A deteção de ilhamento também muda. Num novo relé de desligação externo, o ROCOF (a velocidade a que a frequência varia) e uma janela de frequência mais estreita têm de estar presentes. O método mais antigo de salto de vetor tem de estar desativado e só continua a ser permitido em instalações existentes. Além disso, nada na instalação pode desligar sistematicamente a produção enquanto a tensão e a frequência se mantiverem dentro dos limites normais.
2. Os inversores ajudam a manter a tensão baixa
Em bairros com muitos painéis solares, a tensão sobe nos dias de sol. Se ficar demasiado alta, os inversores desligam-se e o proprietário perde produção. Por isso, a proposta torna o Q(U) padrão e obrigatório em baixa tensão.
Funciona assim. A partir de 105 % da tensão normal (cerca de 241 V), o inversor absorve automaticamente um pouco de potência reativa. Isso baixa a tensão, sem reduzir a energia solar fornecida. Quanto mais alta a tensão, mais potência reativa, até atingir a 108 % (cerca de 248 V) o máximo de 33 % da potência do inversor. O inverso, subir a tensão com potência reativa, não é permitido.
Só quando isso não basta é que o inversor pode reduzir a sua potência ativa (P(U)). Esta função continua opcional e é recomendada, mas só pode começar a partir de 108 %, para que o Q(U) atue sempre primeiro.
3. Regras claras para o funcionamento em ilha e em backup
Cada vez mais baterias conseguem continuar a alimentar uma casa ou empresa quando a rede falha. A proposta deixa claro o que é cada coisa:
- Off-grid: a produção nunca pode funcionar em paralelo com a rede, nem por um instante. Nesse caso, as regras da C10/11 não se aplicam a essa parte da instalação. Atenção: uma separação com semicondutores conta como ligação, por isso não é off-grid.
- Backup e funcionamento em ilha: a instalação está, em certos momentos, ligada à rede. Nesse caso, as regras aplicam-se na íntegra e o inversor tem de estar homologado.
Na comutação, a instalação tem de se separar primeiro da rede antes de fornecer energia por si própria (break-before-make), com um encravamento que exclua a ligação simultânea, por exemplo através de um comutador automático (ATS). No regresso à rede, tem de sincronizar corretamente. Se isso acontecer mais de uma vez por dia, a tensão e a corrente em torno de cada sincronização têm de ser registadas e guardadas para o gestor de rede.
4. Mais margem para pequenas instalações
Hoje, as famílias combinam painéis solares, uma bateria doméstica, uma bomba de calor e um carregador (bidirecional) de 11 kVA, e ultrapassam assim rapidamente o antigo limite de 10 kVA. A proposta sobe esse limite:
- Trifásico: até 11 kVA sem limite de injeção, ou até 33 kVA se forem injetados no máximo 11 kW na rede.
- Monofásico: até 5 kVA sem limite de injeção, ou até 18 kVA com no máximo 5 kW de injeção.
Deixa de haver distinção entre solar, bateria ou outra fonte. Estas instalações seguem o procedimento simplificado, com uma notificação em vez de um estudo de rede. Quem usa um limite de injeção precisa de um sistema de gestão de potência que meça através da porta P1 do contador digital ou através de um sensor EnFluRi. O desequilíbrio entre fases continua limitado a 5 kVA, com novas formas de o controlar, como um limite de injeção por fase.
5. Menos casos com relé de desligação externo
Um relé de desligação externo só passa a ser obrigatório a partir de 56 kVA em vez de 30 kVA, o mesmo limite que separa o contador digital do contador AMR. Abaixo disso, basta a proteção integrada no inversor homologado. Isso poupa custos e cablagem em instalações de média dimensão.
Extra: registos junto do fabricante
Em caso de incidente, o gestor de rede pode pedir diretamente ao fabricante do inversor os registos, os parâmetros de proteção configurados e os dados de medição (potência, tensão, corrente, frequência). O fabricante tem de os entregar em formato digital no prazo de um mês. Se uma instalação não estiver conforme, o proprietário suporta os custos da verificação e a instalação pode perder a sua autorização ou as suas receitas.
O que significa isto para os instaladores?
- Configure os novos inversores de acordo com os novos parâmetros de desligação e deixe o Q(U) ativo, assim que o novo texto entrar em vigor.
- Verifique se os sistemas de gestão de energia e as apps nas suas instalações não sobrepõem as definições reativas do inversor.
- Projete o backup e o funcionamento em ilha com uma comutação clara, e saiba se a sua instalação é realmente off-grid ou não.
- Reveja os projetos residenciais que ficaram ligeiramente acima de 10 kVA: com um limite de injeção, podem eventualmente caber no procedimento simplificado.
Como o Voltmasters EMS lida com isto
O Voltmasters EMS controla a potência reativa de acordo com as diretrizes do gestor de rede. Quando o estudo de rede impõe um ponto de funcionamento reativo, o EMS mantém-no no ponto de ligação e ajusta-o quando a tensão da rede sobe, tal como a diretriz prevê. Quando o gestor de rede envia uma instrução de potência reativa por telecontrolo, o EMS executa-a.
Nas microrredes, o EMS segue procedimentos rigorosos na passagem ao funcionamento em ilha e no regresso à rede. O local só volta à rede depois de esta ter regressado de forma estável. Numa religação através de um barramento sem tensão, o EMS retira primeiro todas as fontes do barramento antes de o disjuntor de rede fechar: break-before-make. Numa religação síncrona, o EMS acerta a ilha com a rede, e um relé de verificação de sincronismo homologado (C10/24) decide quando o disjuntor de rede pode fechar.
É possível reagir até 1 de dezembro
A Synergrid só tem em conta as reações que chegarem através do formulário web na página da consulta. A 29 de outubro de 2026, a Synergrid realiza um webinar sobre a proposta, com inscrição na mesma página. A proposta de texto completa está disponível online.
Tem perguntas sobre o que isto significa para os seus projetos? Entre em contacto, saiba mais sobre o Voltmasters EMS ou sobre a conformidade de rede.
Fonte: Proposta de alteração à C10/11, edição 2.4, Grid Update (Synergrid, em inglês, consulta de 1 de outubro a 1 de dezembro de 2026).