Nachgefasst (3): Sechs Wochen bis zur Meldepflicht. Und die Normen fehlen weiterhin

Das hier ist der dritte Teil der Sommerreihe. Ich nehme ältere Beiträge aus diesem Blog, prüfe die damalige These und liefere den heutigen Stand.

Hier ist der Ursprungsbeitrag: „VDE-AR-N 4105 im Detail: Hier sind zwei interessante Artikel, die dir zeigen, wie technische Normen die Energiewende vorantreiben: „2. September 2025“ und „17. März 2026“. Der zweite Artikel heißt „VDE-AR-N 4105: Was Distributoren über Grid-Code-Compliance wissen müssen“.

Die Eröffnung war echt unbequem.

Im September 2025 habe ich die VDE-AR-N 4105 als Rückgrat der dezentralen Energiewende beschrieben und die Anforderungen der Fassung 2018-11 durchgearbeitet. Was ich damals nicht geschrieben habe: Die Neufassung war schon verabschiedet, der Entwurf wurde seit Herbst 2024 öffentlich konsultiert.

Ich habe also einen Stand beschrieben, der schon abgelöst war. Das ist genau die Sorte Fehler, die eine Nachfass-Serie sichtbar machen soll.

Seit Anfang März 2026 gilt die VDE-AR-N 4105:2026-03. Sie heißt jetzt „Anschluss und Betrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz (TAR EZA NS)“. Sie ersetzt die Fassung 2018-11 samt Berichtigung 1 von 2020-10. Kurz darauf folgte die VDE-AR-N 4100:2026-04 für Kundenanlagen. Wenn du eine PV-Anlage mit Speicher hast, gelten beide Sachen gleichzeitig.

# Exkurs: Was genau ist eigentlich die PAV-E-Überwachung?

Weil dieser Begriff im Folgenden eine Rolle spielt und in kaum einem Beitrag erklärt wird, hier die Einordnung.

PAV,E ist die vereinbarte Anschlusswirkleistung für die Einspeisung. Das ist die maximale Wirkleistung, die am Netzverknüpfungspunkt ins Netz des Netzbetreibers eingespeist werden darf. Die wird zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber vereinbart. Normalerweise entspricht sie der Summe der maximalen Einspeiseleistung der Anlage, also zum Beispiel der Summe der Wechselrichterleistungen.

Es wird interessant, wenn wir einen niedrigeren Wert vereinbaren. Nehmen wir mal an, wir haben 50 kWp installiert, aber nur 30 kW dürfen ins Netz. Dann muss technisch sichergestellt sein, dass die Grenze eingehalten wird. Hier haben wir also die PAV-E-Überwachung, die technische Einrichtung. Sie misst am Zählerplatz, wie viel Strom wirklich da ist. Wenn der Wert zu hoch ist, muss die Leistung von der Erzeugungsanlage und dem Speicher runter. Alle Außenleiter müssen überwacht werden und die Messung erfolgt nicht am zentralen Zählerplatz.

Der Grund dafür ist physikalisch: Wenn die Last abfällt oder die Wolken ziehen, kann sich die Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt plötzlich ändern. Wenn wir da nicht aufpassen, geht in solchen Momenten kurzzeitig die gesamte installierte Wirkleistung ins Netz.

Wenn’s um Wirtschaftlichkeit geht, ist das ein ganz entscheidender Punkt und gehört in jedes Vertriebsgespräch. Wenn die PAV,E reduziert wird, kann man manchmal einen vorhandenen Netzanschluss weiter nutzen oder einen günstigeren wählen. Dann muss man das vorgelagerte Netz nicht erst ausbauen. Die Anlage darf größer sein als der Anschluss hergibt, solange die Einspeisung begrenzt bleibt.

Was sich 2026-03 ändern wird, ist Folgendes: Die Anwendungsregel entwickelt die PAV,E-Überwachung weiter, führt einen PAV,E-Schutz ein und erweitert das Konzept bis zur Nulleinspeisung. Das ist die eigentliche Neuerung. In der alten Fassung waren Anlagen, die überhaupt nicht ins Netz einspeisen, nicht sauber abgebildet. Einzelne Netzbetreiber hatten dafür eigene Sonderlösungen entwickelt. Jetzt ist der Fall in der Anwendungsregel selbst geregelt und kann nicht mehr ohne Weiteres abgelehnt werden.

Für Speicherbetreiber ist das eine der praktisch wichtigsten Änderungen der ganzen Neufassung.

Was hat sich sonst noch geändert?

Die Änderungen gegenüber 2018-11 findest du in der Anwendungsregel selbst. Hier sind die Punkte, die für Gerätehersteller wichtig sind:

Der Anwendungsbereich wurde erweitert. Es werden Netzanschlüsse bis zu einer Leistung von 500 kW oder einer Einspeiseleistung PAV,E von bis zu 270 kW erfasst. Und das unabhängig von der Spannungsebene des Netzanschlusspunktes. Für viele Gewerbeanlagen gelten damit die strengeren Regeln der VDE-AR-N 4110 nicht mehr, also auch nicht mehr die Pflicht, ein Anlagenzertifikat B und eine Konformitätserklärung für diesen Bereich zu haben.

Vereinfachung bis 800 VA

Für Erzeugungsanlagen und Speicher bis 800 VA gelten vereinfachte technische Mindestanforderungen mit einem schlanken Anzeigeverfahren. Die Registrierung im Marktstammdatenregister bleibt davon unberührt und ist weiterhin Pflicht.

Q(U) ist jetzt der Standard für den Auslieferungszustand. Die spannungsabhängige Blindleistungsbereitstellung ist nicht mehr eine von mehreren Optionen, sondern der Werkszustand. Das ist eine Anforderung an die Firmware-Standardeinstellungen, nicht an die Inbetriebnahme.

Erweiterte systemstützende Eigenschaften

Konkret sind das RoCoF, der P(f)-Wert und die geänderten Einstellwerte des NA-Schutzes gemeint. Die zulässigen Frequenzbereiche wurden deutlich erweitert, damit Anlagen in kritischen Netzsituationen länger am Netz bleiben können. Deshalb mussten wir auch die NA-Schutzeinstellungen anpassen.

Es gibt neue NA-Schutz-Varianten, die Anlagenkosten senken und Systeme vereinfachen sollen.

Rückspeisefähige Ladeeinrichtungen

Es gibt jetzt zum ersten Mal Anforderungen und Vorgaben, wie man Geräte bidirektional laden kann. Das ist die späte Antwort auf einen alten Beitrag aus diesem Blog: Der Artikel über Vehicle-to-Grid liegt weit unten im Archiv und behauptet, V2G wird 2025 Realität. Ich schreibe den Text neu, anstatt ihn nachzufassen.

#Die Falle in der Übergangsfrist

Bis zum 1. März 2027 gilt eine Übergangsfrist, in der beide Fassungen angewendet werden dürfen.

Das klingt entspannt, ist es aber nicht. Netzbetreiber dürfen während dieser Zeit übrigens nach den alten Verfahren arbeiten. Und sie machen das auf verschiedene Arten. Wenn du bundesweit auslieferst, hast du es gerade mit einem Flickenteppich zu tun. Ein Anschlussbegehren läuft in einem Netzgebiet nach 2026-03 und in einem anderen nach 2018-11.

Für die Hersteller heißt das: Die Geräte müssen beide Welten bedienen können, solange die Frist läuft.

Die Prüfnorm ist sozusagen der Engpass.

Hier wird es unangenehm, und dieser Punkt geht in der Berichterstattung fast überall unter.

Die Anwendungsregel sagt, was ein Gerät können muss. Wie das nachgewiesen wird, steht in der DIN VDE V 0124-100. Deren Überarbeitung läuft und ist noch nicht abgeschlossen. Solange wir sie nicht haben, können wir das Einheitenzertifikat nach der neuen Anwendungsregel nicht vollständig prüfen.

Für Einheitenzertifikate gilt eine eigene, längere Frist. Die Frist läuft zwölf Monate nach Erscheinen der überarbeiteten DIN VDE V 0124-100. Sie läuft aber spätestens 24 Monate nach Inkraftsetzung der Anwendungsregel. Und zwar am 1. März 2028. Bis dahin sind Zertifikate nach VDE-AR-N 4105:2018-11 ausreichend.

Das erinnert stark an Folge 1 dieser Serie. Beim Cyber Resilience Act gibt es zwar eine Pflicht, aber die harmonisierten Normen fehlen. Hier gilt eine neue Anwendungsregel, während die zugehörige Prüfnorm noch entsteht. Schon wieder dasselbe Muster: Die Anforderung kommt schneller, als man sie nachweisen kann.

Das hat natürlich Auswirkungen auf die Zertifizierungsplanung.

Aus dieser Lage lassen sich drei Konsequenzen ableiten. Und die gelten für alle, die derzeit ein Gerät durch die Zertifizierung bringen.

Erstmal sollten wir den Prüfumfang breiter anlegen als formal nötig. Ein Einheitenzertifikat nach 2018-11 ist bis 2028 verwendbar, aber es hat ein Ablaufdatum. Wenn du heute prüfen lässt und den Prüfumfang exakt auf die alte Fassung zuschneidest, zahlst du die Prüfkampagne ein zweites Mal, sobald die überarbeitete Prüfnorm erscheint. Es ist sinnvoller, die Anforderungen der 2026er Fassung mitzuprüfen, auch wenn formal noch nach der alten zertifiziert wird.

Zweitens: Die Firmware-Defaults sind Teil der Konformität. Q(U) im Auslieferungszustand, die erweiterten Frequenzbereiche und die geänderten NA-Schutz-Einstellwerte betreffen nicht die Inbetriebnahme, sondern den Zustand, in dem das Gerät das Werk verlässt. Ein Parametersatz, der erst beim Installateur passend gemacht wird, erfüllt die Anforderung nicht.

Drittens: Bitte zwei Parametersätze parallel pflegen. Solange die Übergangsfrist läuft und Netzbetreiber unterschiedlich verfahren, muss das Gerät beide Einstellwelten beherrschen und im Feld nachweisbar unterscheiden können, in welcher es betrieben wird. Das ist Aufwand in der Konfigurationsverwaltung, den wir nicht einfach so umgehen können.

Die Entscheidung wird also schon viel früher getroffen, als die meisten denken: nämlich bei der Festlegung der Messarchitektur und der Regelungsstruktur, und das ist oft schon lange bevor es im Prüflabor losgeht.

Viele Hersteller unterschätzen den Teil, der Zerez genannt wird.

Seit dem 1. Februar 2025 müssen Hersteller ihre Einheiten- und Komponentenzertifikate im Zentralen Register für Einheiten- und Komponentenzertifikate hinterlegen. Die Rechtsgrundlage dafür ist die NELEV. Ohne gültige ZEREZ-ID geht eine Anlage nicht ans Netz, weil im Anschlussbegehren die ID übermittelt wird und der Netzbetreiber die Daten daraus abruft.

Zwei Entwicklungen aus diesem Jahr sind relevant. Seit April 2026 gibt es eine Programmierschnittstelle, mit der man auf die hinterlegten Daten zugreifen kann. Die Hersteller können dabei steuern, welche Daten nicht öffentlich sind. Seit Juni 2026 kann man im Register auch Zertifikate mit netzbildenden Eigenschaften hinterlegen. Das steht auch so im FNN-Hinweis zu netzbildenden Eigenschaften einschließlich Momentanreserve.

Der zweite Punkt ist die interessanteste Entwicklung dieses Jahres. Grid-forming war bis vor Kurzem eine Eigenschaft, für die es im deutschen Anschlussprozess keinen vorgesehenen Ort gab. Man konnte sie bauen, aber nirgends eintragen. Den Ort gibt’s jetzt. Wer über netzbildende Eigenschaften nur in Prospekten spricht, hat damit ein Register gegen sich, in dem sichtbar wird, wer den Nachweis geführt hat und wer nicht.

Das steht in Verbindung mit dem Beitrag „Wer gibt den Takt vor?“ vom 7. Juli. Dort ging es darum, wer in Zukunft das Sagen im Netz hat. Die Antwort darauf gibt’s gerade, und sie kommt in Form eines Registereintrags.

Hier ist die Bilanz:

Im September 2025 habe ich mal gesagt, dass technische Normen die Energiewende eher vorantreiben als bremsen. Ich halte die weiterhin für richtig, und die 2026er Fassung belegt sie eher als die alte: erweiterter Anwendungsbereich, Entlastung im Kleinstbereich, Nulleinspeisung geregelt, Q(U) ab Werk, erstmals Regeln für bidirektionales Laden.

Die Momentaufnahme war falsch. Ich habe eine Fassung beschrieben, die schon abgelöst war, ohne zu erwähnen, dass ich sie noch überarbeite.

Wenn du heute ein Gerät für den deutschen Niederspannungsanschluss entwickelst, hast du drei Termine im Kalender: den 1. März 2027 für das Ende der Übergangsfrist der Anwendungsregel, spätestens den 1. März 2028 für die Einheitenzertifikate, und dazwischen ein Datum, das noch niemand kennt, nämlich das Erscheinen der überarbeiteten DIN VDE V 0124-100. Der dritte Termin steuert die beiden anderen.

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Quellen:

VDE-AR-N 4105:2026-03 (TAR EZA NS), ersetzt VDE-AR-N 4105:2018-11 und Berichtigung 1:2020-10, Änderungsliste nach DKE-Dokumentendatenbank; VDE-AR-N 4100:2026-04; VDE FNN, zusammenfassende Bewertung der Stellungnahmen zum Entwurf E VDE-AR-N 4105:2024-10; DKE-Informationsseite zur DIN VDE V 0124-100; NELEV; ZEREZ; FNN-Hinweis zu netzbildenden Eigenschaften und Momentanreserve; FNN-Hinweis zur PAV,E-Überwachung.

Stand: 10. August 2026. Die Überarbeitung der DIN VDE V 0124-100 war bei Redaktionsschluss noch nicht abgeschlossen.