VDE-AR-N 4105 für PV-Anlagen: Anforderungen und Pflichten

• Was ist die VDE-AR-N 4105? Die VDE-AR-N 4105 definiert die technischen Mindestanforderungen für den Anschluss und Betrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. Ziel der Regel ist es, die Netzstabilität zu sichern und eine sichere Einspeisung von Solarstrom aus dezentralen Anlagen zu ermöglichen. Sie betrifft die Planung, Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Solaranlagen, die parallel zum öffentlichen Netz laufen. Ohne Einhaltung dieser Norm verweigert der Netzbetreiber den Anschluss der Anlage.
• Wann gilt die VDE-AR-N 4105? Die Regel gilt für alle neu angeschlossenen Erzeugungsanlagen und Speicher sowie bei wesentlichen Erweiterungen bestehender Systeme. Sie umfasst Anlagen mit einer Summenwirkleistung bis 135 kW. Liegt die Leistung darüber oder erfolgt der Anschluss direkt an das Mittelspannungsnetz, greift die VDE-AR-N 4110. Für unveränderte Bestandsanlagen gibt es keinen pauschalen Nachrüstzwang, es sei denn, die Betriebssicherheit ist gefährdet.
• Welche Änderungen bringt die VDE-AR-N 4105:2026-03? Mit der Fassung von März 2026 wurde die VDE-AR-N 4105 an das Solarpaket I angepasst und Vereinfachungen für Privatanwender eingeführt. Im Zuge der neuen VDE-AR-N 4105:2026-03 wurde die maximale Wechselrichterleistung für das vereinfachte Anmeldeverfahren auf 800 VA angehoben. AC-gekoppelte Batteriespeicher bis 800 VA können nun ebenfalls vereinfacht angemeldet werden. Die Registrierung im Marktstammdatenregister muss innerhalb eines Monats nach Inbetriebnahme erfolgen.
• Wie funktioniert die stufenlose Leistungsregelung? Um das „50,2-Hz-Problem“ zu vermeiden, dürfen sich Anlagen bei Netzüberlastung nicht mehr schlagartig abschalten. Die VDE-AR-N 4105 schreibt eine Wirkleistungsreduzierung bei Überfrequenz vor. Steigt die Netzfrequenz über 50,2 Hz, drosseln moderne Wechselrichter ihre Leistung stufenweise (linear). Erst bei extremen Werten außerhalb des Bereichs von 47,5 bis 51,5 Hz trennt sich die Anlage zum Selbstschutz vollständig vom Netz.
• Welche Schieflast-Grenzen müssen Wechselrichter beachten? Zur Vermeidung von Netzunsymmetrien gilt eine Schieflastgrenze von 4,6 kVA pro Phase. Das bedeutet, dass die Differenz zwischen den Leistungen der einzelnen Außenleiter diesen Wert nicht überschreiten darf. Größere Anlagen müssen daher entweder über einen dreiphasigen Wechselrichter einspeisen oder über mehrere einphasige Geräte, die kommunikativ gekoppelt sind, um die Last gleichmäßig zu verteilen.
• Was bedeutet NA-Schutz und wann ist er vorgeschrieben? Der Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz) ist die „Sicherung“ zwischen Anlage und öffentlichem Netz. Bis 30 kVA genügt der im Wechselrichter integrierte NA-Schutz (ENS). Über 30 kVA ist ein zentraler (externer) NA-Schutz am Zählerplatz vorgeschrieben. Dieser besteht aus einem zertifizierten Schutzrelais und zwei in Reihe geschalteten Kuppelschaltern (Schützen), die die Anlage bei Spannungs- oder Frequenzfehlern physisch vom Netz trennen.
• Welche Rolle spielt die Blindleistung? Blindleistung wird genutzt, um die Netzspannung lokal zu steuern. Die aktuelle Norm fordert verstärkt die spannungsabhängige Q(U)-Regelung. Dabei reagiert der Wechselrichter aktiv auf die lokale Netzspannung: Ist die Spannung zu hoch, nimmt der Wechselrichter „induktive Blindleistung“ auf, um die Spannung zu senken. Dies erlaubt es, mehr Solaranlagen in bestehende Netze zu integrieren, ohne dass Leitungen sofort physisch ausgebaut werden müssen.
• Wie wird die PV-Anlage normgerecht gesteuert und abgeregelt? Die Norm schreibt eine digitale Schnittstelle zur Wirkleistungsbegrenzung via Smart-Meter-Gateway vor. Der Wechselrichter regelt die Einspeisung dynamisch am Netzanschlusspunkt. Bei Ersatzstrombetrieb ist eine allpolige Netztrennung (L1, L2, L3, N) zwingend erforderlich, um Monteure im öffentlichen Stromnetz vor gefährlichen Rückspeisungen zu schützen.

Die VDE-AR-N 4105 ist die zentrale technische Anwendungsregel für den Anschluss und Betrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. Die Überarbeitung durch das Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) löste am 1. August 2011 die alte VDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ ab und ist seit dem 1. Januar 2012 für alle Neuanlagen verbindlich.

Ein entscheidendes Merkmal der VDE-AR-N 4105 ist ihre Technologieoffenheit: Sie gilt nicht nur für Photovoltaik-Anlagen, sondern für alle Erzeugungseinheiten, die parallel zum Niederspannungsnetz betrieben werden. Dazu gehören unter anderem:

• Blockheizkraftwerke (BHKW / KWK-Anlagen)
• Kleinwindkraftanlagen
• Wasserkraftanlagen
• Stationäre Batteriespeicher (die als Erzeugungsanlagen im Sinne der Netzeinspeisung behandelt werden)

Seit dem 1. März 2026 ist die Neufassung VDE-AR-N 4105:2026-03 maßgeblich. Diese aktualisierte Anwendungsregel setzt die technischen Erleichterungen des Solarpakets I konsequent um und passt die Anforderungen an die massiv gestiegene Anzahl dezentraler Systeme an. Sie bildet das technische Fundament dafür, dass die volatile Einspeisung aus Millionen kleiner Quellen die Netzstabilität nicht gefährdet, sondern durch intelligente Funktionen aktiv stützt.

Die Anwendungsregel VDE-AR-N 4105:2018-11 legt in enger Verbindung mit der VDE-AR-N 4100:2019-04 (Technische Anschlussregeln Niederspannung) die detaillierten Anforderungen für Erzeugungsanlagen und Energiespeicher fest. Da diese Fassung weitreichende Neuerungen gegenüber der Vorversion einführte, ist ihre korrekte Anwendung für die Sicherheit und Konformität der Anlage entscheidend.

Da Photovoltaik-Anlagen in privaten Haushalten den größten Anteil der Erzeuger im Niederspannungsnetz ausmachen, stehen sie im Fokus der Regelung. Die Anforderungen werden dabei wie folgt unterteilt:

• Grundlegende Anforderungen: Diese müssen von jeder PV-Anlage erfüllt werden (z. B. technische Mindestfunktionen des Wechselrichters)
• Leistungsspezifische Anforderungen: Zusätzliche Vorgaben, die erst ab Erreichen bestimmter Leistungsklassen greifen (z. B. Anforderungen an den zentralen NA-Schutz oder die Blindleistungsregelung).

Die VDE-AR-N 4105 ist zwingend anzuwenden bei:

• Neuanschlüssen von Erzeugungsanlagen und Speichern an das Niederspannungsnetz
• Erweiterungen oder wesentlichen Änderungen an bestehenden Systemen

Die Regelung gilt für Anlagen mit einer Summenwirkleistung (Σ P_Amax) bis 135 kW. Für Anlagen oder Speicherverbünde mit einer Wirkleistung zwischen 135 kW und 950 kW müssen stattdessen die Anforderungen der VDE-AR-N 4110 nachgewiesen werden – dies gilt unabhängig davon, ob der Anschluss direkt an die Mittelspannung oder weiterhin an das Niederspannungsnetz erfolgt.

Wichtige Hinweise

• Bestandsschutz: Für bestehende, unveränderte Anlagenteile besteht keine generelle Nachrüstpflicht, sofern der Betrieb sicher und störungsfrei bleibt.
• Parallelbetrieb: Die Norm gilt für alle Anlagen, die parallel zum Niederspannungsnetz betrieben werden. Dies schließt ausdrücklich auch Anlagen ein, die technisch so konfiguriert sind, dass sie keine Energie in das Netz einspeisen (Nulleinspeise-Systeme).

Neben den allgemeinen Anschlussbedingungen führte die Version 2018-11 zwei entscheidende Konzepte ein, die heute Standard sind:

• Blindleistungsbereitstellung (Q(U)-Regelung): Eine der wichtigsten Funktionen zur Netzstützung. Während früher oft feste Kennlinien (z. B. ein fixer cos φ) genutzt wurden, rückte mit der 2018er-Fassung die spannungsabhängige Q(U)-Regelung in den Fokus, um die lokale Netzspannung stabil zu halten.
• Einheitenzertifikat: Das Nachweisverfahren für die Netzkonformität wurde professionalisiert. Hersteller müssen für ihre Erzeugungseinheiten (Wechselrichter) und Speicher ein sogenanntes Einheitenzertifikat vorlegen, welches die Einhaltung der Norm bestätigt.

Die Neufassung der VDE-AR-N 4105:2026-03 (gültig ab März 2026) bringt erhebliche Vereinfachungen für Privatanwender, stellt aber auch neue Anforderungen an die Netzstabilität und spiegelt die gesetzlichen Erleichterungen des Solarpakets I wider.

Wichtiger Sicherheitshinweis: Auch wenn die VDE-AR-N 4105:2026-03 den Anschluss vereinfacht, entbindet sie den Betreiber nicht von der Pflicht, die elektrische Sicherheit (z. B. Prüfung der Leitungsschutzschalter und der Leitungsdimensionierung durch eine Fachkraft) sicherzustellen.

Balkonkraftwerke (Steckersolargeräte)

• Vereinfachte Anmeldung: Die separate Anmeldung beim Netzbetreiber entfällt für Steckersolargeräte bis 800 VA. Es ist nur noch die Registrierung im Marktstammdatenregister (MaStR) erforderlich, welche spätestens einen Monat nach Inbetriebnahme erfolgen muss.
• Leistungsgrenzen: Die zulässige Wechselrichterleistung wurde offiziell auf 800 VA angehoben. Eine Obergrenze für die Modulleistung (DC) wird in der VDE-AR-N 4105 nicht mehr definiert, wobei das Gesetz (EEG) hier ergänzend ein Limit von 2000 Wp für das vereinfachte Verfahren vorsieht.
• Wechselrichter-Konformität: Maßgeblich ist die Leistung laut Typenschild des Wechselrichters. Nachträglich per Software gedrosselte Geräte werden für das vereinfachte Verfahren nur anerkannt, wenn die Drosselung dauerhaft und nicht durch den Nutzer manipulierbar ist (Herstellerbestätigung).

Speicher und Kleinsterzeuger

• Speicher-Integration: Auch AC-gekoppelte Batteriespeicher bis 800 VA können nun über den vereinfachten Prozess (MaStR-Registrierung) erfasst werden, unabhängig von ihrer Speicherkapazität.
• Technologieoffenheit: Die 800-VA-Regel gilt nun explizit auch für kleine Windkraft- oder Wasserkraftanlagen am Niederspannungsnetz.
• Einspeisevergütung: Für vereinfacht angemeldete Anlagen ist der Bezug einer Einspeisevergütung nun administrativ einfacher möglich, sofern beim MaStR nicht explizit darauf verzichtet wird.

Netzstabilität und Technik

• Intelligente Stabilisierung: Anlagen müssen präziser auf Spannungsschwankungen reagieren (Q(U)-Regelung), um das Ortsnetz zu stützen, ohne die Wirkleistung vorzeitig zu reduzieren.
• Bidirektionales Laden: Die Norm enthält erstmals spezifische Vorgaben für das Rückspeisen von Strom aus Elektrofahrzeugen (V2H/V2G) in das Haus- oder Stromnetz.
• Steuerbarkeit: Es erfolgt eine engere Verzahnung mit dem Smart-Meter-Gateway (SMGW). Gemäß § 14e EnWG wird die technische Grundlage für eine netzdienliche Fernsteuerung (Dimmen statt Abschalten) durch den Netzbetreiber gefestigt.

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Moderne Photovoltaikanlagen sind längst keine passiven Stromlieferanten mehr, sondern agieren als ‚intelligente Kraftwerke‘ im Verbund. Die VDE-AR-N 4105 definiert hierzu ein umfassendes Instrumentarium: Von der automatischen Stabilisierung von Frequenz und Spannung über die digitale Fernsteuerbarkeit bis hin zur sicheren Netztrennung im Ersatzstromfall.

Ein zentrales Ziel der VDE-AR-N 4105 ist die Aufrechterhaltung der Netzstabilität bei Frequenzschwankungen. Hierzu müssen Photovoltaik-Anlagen bei steigender Netzfrequenz in ihrer Wirkleistung stufenlos regelbar sein.

Nach früheren Anschlussregeln mussten sich PV-Anlagen bei Erreichen einer Netzfrequenz von 50,2 Hz schlagartig und vollständig vom Netz trennen. Bei der heute enorm hohen installierten Solarleistung hätte eine gleichzeitige Abschaltung von Millionen Anlagen das europäische Verbundnetz massiv destabilisiert und im schlimmsten Fall zu einem Blackout geführt.

Die VDE-AR-N 4105 definiert heute einen erweiterten Betriebsbereich von 47,5 Hz bis 51,5 Hz. Statt einer harten Abschaltung greift ab einem Schwellenwert von 50,2 Hz eine stufenlose Leistungsreduzierung:

• Wirkleistungsgradient: Steigt die Frequenz über 50,2 Hz, reduziert der Wechselrichter seine Leistung linear (gemäß einer definierten Kennlinie, meist 5 % der Momentanleistung pro 0,1 Hz).
• Netztrennung: Erst wenn die Frequenz die äußeren Grenzwerte von 47,5 Hz oder 51,5 Hz unter- bzw. überschreitet, muss sich die Anlage zum Eigenschutz und zur Netzkonformität sofort vom Netz trennen.
• Wiederhochfahren: Sinkt die Frequenz wieder unter die Abregelungsgrenze, darf der Wechselrichter die Leistung nicht sofort wieder auf 100 % springen lassen. Er muss die Wirkleistung mit einem definierten, rampenförmigen Anstieg (maximal 10 % der Nennleistung pro Minute) wieder auf den maximal möglichen Wert steigern.

Früher stellten Photovoltaikanlagen Blindleistung meist über eine feste Kennlinie bereit, die an die aktuelle Wirkleistung gekoppelt war (cos Φ). Das Problem dabei: Die Anlage speiste Blindleistung ein, sobald sie viel Strom produzierte - völlig unabhängig davon, ob das Netz an dieser Stelle gerade eine Spannungsstützung benötigte oder nicht.

Gemäß der VDE-AR-N 4105:2018-11 wird die Blindleistungsabgabe nun intelligenter geregelt: über die Q(U)-Regelung. Hierbei reagiert der Wechselrichter direkt auf die lokale Netzspannung am Einspeisepunkt:

• Spannung zu hoch: Der Wechselrichter nimmt (induktive) Blindleistung auf, um die Spannung lokal abzusenken.
• Spannung zu niedrig: Er speist (kapazitive) Blindleistung ein, um die Spannung anzuheben.

Durch den Einsatz dieser blindleistungsfähigen Wechselrichter kann die vorhandene Infrastruktur des Niederspannungsnetzes wesentlich effizienter genutzt werden. Teure und langwierige Netzausbaumaßnahmen (wie das Verlegen neuer Kabel) oder der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren (rONT) können oft vermieden werden.

Laut der Studie „Statische Spannungshaltung“ ermöglicht die Q(U)-Regelung eine deutlich höhere Netzkapazität:

• Vorstadtnetze: Bis zu 60 % mehr Photovoltaikanlagen können in bestehende Netzstränge integriert werden.
• Ländliche Netze: Hier liegt der Zuwachs immer noch bei beachtlichen 40 bis 50 %.

Um Schieflast zu vermeiden - also eine ungleichmäßige Belastung der drei Außenleiter (L1, L2, L3) unseres Stromnetzes – legt die VDE-AR-N 4105 eine strikte Grenze fest: Die maximale Leistungsdifferenz zwischen den Phasen darf 4,6 kVA (entspricht einer Stromstärke von 20 Ampere) nicht überschreiten.

Dies hat direkte Auswirkungen auf die Planung der Photovoltaikanlage:

• Einphasige Wechselrichter: Einzelne Geräte dürfen eine Leistung von maximal 4,6 kVA haben. Größere Geräte müssen zwingend dreiphasig einspeisen, um die Last gleichmäßig zu verteilen.
• Kombination mehrerer Geräte: Möchte man mehrere einphasige Wechselrichter kombinieren, müssen diese ab einer gewissen Anlagengröße kommunikativ gekoppelt sein. Diese Kopplung stellt sicher, dass beim Ausfall oder der Abschaltung eines einzelnen Geräts auch die anderen ihre Leistung anpassen, damit die Schieflastgrenze von 4,6 kVA im Netzanschluss nie überschritten wird.
• Dreiphasige Wechselrichter: Bei Anlagen ab ca. 5 kVA Leistung ist der Einsatz eines dreiphasigen Wechselrichters heute der Standard. Er verteilt die erzeugte Energie von vornherein symmetrisch auf alle drei Leitungen und erfüllt damit automatisch die Anforderungen der Norm.

Über die normale Spannungs- und Frequenzregelung hinaus muss eine PV-Anlage laut VDE-AR-N 4105 auch bei kurzen Spannungseinbrüchen am Netz bleiben. Ein wesentlicher Teil dieser Anforderung ist der Kurzschlussstrombeitrag:

Der Wechselrichter speist im Moment eines Netzfehlers kurzzeitig einen erhöhten Strom ein, damit die nachgelagerten Sicherungssysteme im Verteilnetz den Fehlerort sicher erkennen und abschalten können.

Der Netz- und Anlagenschutz (NA-Schutz) fungiert als Sicherheitsschnittstelle zwischen der Photovoltaikanlage und dem öffentlichen Stromnetz. Seine Aufgabe ist es, die Anlage bei unzulässigen Spannungs- oder Frequenzwerten sofort vom Netz zu trennen, um Personen- und Anlagenschäden (z. B. bei Arbeiten am Netz oder bei Netzfehlern) zu verhindern.

Zentraler vs. integrierter NA-Schutz:

• Anlagen bis 30 kVA: Hier genügt in der Regel der im Wechselrichter integrierte NA-Schutz (oft als ENS bezeichnet). Jede Erzeugungseinheit schaltet sich im Fehlerfall selbstständig ab.
• Anlagen über 30 kVA: Ab einer installierten Gesamtscheinleistung von mehr als 30 kVA schreibt die VDE-AR-N 4105 einen zentralen NA-Schutz am Zählerplatz vor.

Aufbau des zentralen NA-Schutzes:

Ein zentraler NA-Schutz besteht aus zwei Hauptkomponenten:

• Prüfbares Schutzrelais: Dieses überwacht permanent die Netzparameter (Spannung und Frequenz).
• Kuppelschalter: Das Relais steuert zwei in Reihe geschaltete, galvanisch trennende Schalteinheiten (z. B. Schütze oder Leistungsschalter) an. Dieser redundante Aufbau stellt sicher, dass die Trennung auch dann erfolgt, wenn ein Schalter mechanisch hängen bleiben sollte.

Ab einer Leistung von über 100 kVA können anstelle von Schützen auch motorgetriebene Leistungsschalter als Kuppelschalter eingesetzt werden, sofern sie die geforderten Abschaltzeiten einhalten.

Der §14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) verpflichtet neue steuerbare Verbraucher (wie Wärmepumpen oder Wallboxen) seit Januar 2024 zur Netzdienlichkeit.

Parallel dazu regelt die VDE-AR-N 4105 die technische Schnittstelle für die Erzeugungsseite: Sie stellt sicher, dass die PV-Anlage Befehle zur Wirkleistungsbegrenzung vom Netzbetreiber via Smart-Meter-Gateway (iMSys) sicher umsetzen kann.

Während früher oft ein einfacher Rundsteuerempfänger ausreichte, verlangt die aktuelle Norm eine moderne digitale Kommunikation. Der Wechselrichter muss in der Lage sein, die Einspeisung am Netzanschlusspunkt dynamisch zu drosseln.

Dies ist besonders bei PV-Anlagen mit Speichern essenziell: Das System muss Erzeugung, Hausverbrauch und Batterieladung in Echtzeit so verrechnen, dass das vorgegebene Limit am Zähler exakt eingehalten wird – selbst wenn die Werte im Millisekundenbereich schwanken.

Zusätzlich definiert die VDE-AR-N 4105 die Sicherheitsanforderungen für Ersatzstromsysteme. Bei einem Netzausfall muss die Trennung vom öffentlichen Netz allpolig (inklusive des Neutralleiters) erfolgen.

Diese physische Barriere garantiert, dass kein Strom unkontrolliert zurückfließt, und schützt so Monteure, die an den vermeintlich spannungsfreien Leitungen im Stromnetz arbeiten.

Gleichzeitig ermöglicht diese „Inselbildung“, dass die Photovoltaikanlage und der Stromspeicher die Ersatzstrom-Verbraucher im Haus unterbrechungsfrei weiterversorgen.

Für den Betrieb bidirektionaler Elektrofahrzeuge definiert die VDE-AR-N 4105:2026-03 zwei technologische Pfade, die sich in ihren Zertifizierungs- und Sicherheitsanforderungen grundlegend unterscheiden:

Wechselstrom-Kopplung: Hier fungiert der fahrzeuginterne On-Board-Charger als Umrichter. Da das Fahrzeug somit selbst die Netzanschlussbedingungen erfüllen muss, gelten verschärfte Regeln:

• Zertifizierung als Gesamtsystem: Fahrzeug, Ladekabel und Wallbox werden als funktionale Einheit betrachtet. Nur wenn für diese gesamte Wirkungskette ein Einheitenzertifikat vorliegt, ist der Betrieb zulässig.
• Kommunikations-Sicherheit: Da die Steuerung im Fahrzeug sitzt, muss die Kommunikation zur Wallbox (EVSE - Electric Vehicle Supply Equipment) redundant und manipulationssicher sein, um die allpolige Netztrennung jederzeit zu garantieren.
• Überwachung der Netztrennung: Die Wallbox muss im Millisekundenbereich sicherstellen, dass bei Netzausfall keine Rückspeisung ins öffentliche Netz erfolgt, bevor das Haus in den Inselbetrieb geht.

Gleichstrom-Kopplung: Bei DC-gekoppelten Systemen (wie z. B. beim BMW iX3 mit entsprechender Wallbox) ist die Umsetzung deutlich einfacher. Hier schreibt die DIN VDE-AR 4105:2026-03:

„Für DC-gekoppelte Fahrzeuge ist eine Zertifizierung der Ladeeinrichtung ausreichend, das Fahrzeug wird, analog zu den stationären Speichern, als Batterie gesehen, die nicht Bestandteil des Einheitenzertifikates ist.“

• Vereinfachte Zertifizierung: Das Fahrzeug wird analog zu einem stationären Batteriespeicher betrachtet und ist nicht Bestandteil des Einheitenzertifikats. Es reicht aus, wenn die DC-Ladestation (Wallbox) zertifiziert ist, da diese als Wechselrichter die Schnittstelle zum Netz bildet.
• Integrierter Schutz: Sicherheitsfunktionen wie die Überwachung der Netztrennung und die Einhaltung der Schieflastgrenzen sind hier integraler Bestandteil der DC-Wallbox, die in der Regel ohnehin dreiphasig mit 11 kW angeschlossen wird.

Praxis-Tipp zur Steuerbarkeit (§ 14a EnWG): Kommt eine DC-Bidirektional-Wallbox mit einer Leistung von lediglich 3,7 kW zum Einsatz, kann die Anbindung an eine Steuerbox entfallen. Da die Leistung in diesem Fall unter der Grenze von 4,2 kW liegt, greifen die steuerlichen Verpflichtungen zur Netzdienlichkeit nach § 14a EnWG für diesen Ladepunkt nicht.

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