VDE-AR-N 4105 è la regola tecnica di connessione VDE FNN per impianti di generazione e sistemi di accumulo collegati alla rete tedesca di bassa tensione. Stabilisce i requisiti tecnici minimi per la loro connessione e per il funzionamento in parallelo con la rete del gestore della rete di distribuzione (gestore di rete): il processo di connessione, la progettazione della connessione, il comportamento dell'impianto, la protezione di rete e di impianto (Netz- und Anlagenschutz, protezione NA), la misura di fatturazione, l'esercizio e la prova delle caratteristiche elettriche. La versione in vigore è la VDE-AR-N 4105:2026-03, pubblicata il 27 febbraio 2026.
VDE-AR-N 4105 in sintesi
| Tema | VDE-AR-N 4105:2026-03 |
|---|---|
| Edizione in vigore | VDE-AR-N 4105:2026-03, pubblicata da VDE FNN il 27 febbraio 2026. Sostituisce la VDE-AR-N 4105:2018-11 e la Berichtigung 1:2020-10 |
| Si applica a | Tutti gli impianti di generazione e sistemi di accumulo che funzionano in parallelo con la rete di bassa tensione del gestore, compresi i sistemi che non esportano, e gli ampliamenti o le modifiche di impianti esistenti |
| Processo di connessione semplificato (sezione 4.4) | Potenza apparente totale degli inverter S_Amax non superiore a 800 VA, comprese le unità di generazione e di accumulo accoppiate in DC. Oltre 800 VA, la procedura di registrazione della sezione 4.2 |
| Impianti fotovoltaici plug-in (Steckersolargeräte) | Fino a 2 kWp possono essere messi in servizio senza elettricista (DIN VDE V 0126-95). Tutti gli altri impianti e sistemi di accumulo richiedono un'impresa elettrica installatrice |
| Protezione NA centralizzata (sezione 6.1) | Richiesta quando la potenza apparente totale degli inverter ∑S_Amax supera 30 kVA |
| Potenza reattiva | Q(U) è il metodo standard alla consegna. Il gestore di rete può prescrivere invece una caratteristica cos φ(P) o un cos φ fisso |
| Limite fotovoltaico del 60% dell'articolo 9 dell'EEG | Fino al 1° marzo 2028, con protezione P_AV,E certificata secondo l'edizione 2026, monitoraggio P_AV,E certificato secondo l'edizione 2018 o una riduzione permanente della potenza attiva sull'inverter (sezione 5.7.1) |
| Connessione in media tensione | Il modulo di messa in servizio F.9 copre gli impianti sulla rete di media tensione del gestore con ∑P_Amax da 135 kW a 500 kW e P_AV,E fino a 270 kW, impostati con un set di parametri per la media tensione |
| Moduli | Allegato F: da F.1 domanda a F.11 procedura di autorizzazione all'esercizio, pubblicati gratuitamente da VDE FNN |
Fonti: pagina pubblica e FAQ di VDE FNN sulla VDE-AR-N 4105:2026-03, sintesi dell'ambito di applicazione di VDE Verlag e moduli dell'Allegato F. La norma completa è venduta da VDE Verlag e con essa si applicano le TAB del gestore di rete competente.
Tarature della protezione NA
Il modulo F.6, con i requisiti per il rapporto di prova della protezione NA, elenca i valori di taratura ai quali la protezione deve essere provata:
| Funzione di protezione | Inverter, celle a combustibile e generatori fino a 50 kW | Generatori sincroni e asincroni direttamente accoppiati oltre 50 kW |
|---|---|---|
| Massima tensione U>> | 1,15 × Un | 1,25 × Un |
| Massima tensione U>, media mobile su 10 minuti | 1,10 × Un | 1,10 × Un |
| Minima tensione U< | 0,8 × Un | 0,8 × Un |
| Minima tensione U<< | Non usata | 0,45 × Un |
| Minima frequenza f< | 47,5 Hz | 47,5 Hz |
| Massima frequenza f> | 51,5 Hz | 51,5 Hz |
| Massima frequenza f>> | 52,6 Hz | 52,6 Hz |
Il tempo di intervento va dall'istante in cui viene superato il limite di tensione o di frequenza al segnale di apertura all'interruttore di accoppiamento. Il tempo di disconnessione, cioè il tempo di intervento più il tempo proprio dell'interruttore di accoppiamento, non deve superare 200 ms per U>> e f>>. I tempi di intervento di ciascuna funzione sono riportati nella norma e sul certificato della protezione. Un sistema di monitoraggio che registra la stessa tensione non prova né sostituisce questa protezione.
Novità rispetto all'edizione 2018
La sintesi di VDE Verlag elenca dodici modifiche rispetto alla VDE-AR-N 4105:2018-11. Le principali:
- Un processo di connessione semplificato e requisiti minimi semplificati per impianti e sistemi di accumulo fino a 800 VA.
- L'evoluzione del monitoraggio P_AV,E in una funzione di protezione P_AV,E e regole per l'esportazione zero.
- Q(U) come metodo standard di potenza reattiva alla consegna.
- Requisiti più severi di supporto al sistema, come RoCoF, P(f) e le tarature della protezione NA, e nuove varianti di protezione NA.
- Requisiti e verifiche per le apparecchiature di ricarica bidirezionale.
- Un processo di connessione e verifica per impianti fino a determinati limiti di potenza che si collegano a un livello di tensione superiore.
- Un certificato dell'impianto oltre determinate soglie di potenza, moduli di connessione rivisti con meno campi dati, i contenuti delle FAQ inseriti nella norma ed esempi aggiornati di quadri contatori.
Per una parte esistente e non modificata di un'installazione, la sintesi non prevede alcun obbligo di adeguamento, purché sia garantita una fornitura sicura e senza disturbi.
Transizione dall'edizione 2018
VDE FNN indica la VDE-AR-N 4105:2026-03 come in vigore. Il materiale pubblico del VDE non prevede una regola transitoria generale che copra tutti gli impianti già pianificati, ordinati, messi in servizio o modificati secondo la VDE-AR-N 4105:2018-11. Non se ne deve dedurre che ogni impianto esistente vada ricostruito subito, né che ogni progetto non ancora concluso possa proseguire con la vecchia edizione. Registrare la data di progettazione, la data della domanda di connessione, i certificati delle apparecchiature, l'offerta di connessione e la data prevista di messa in servizio, quindi chiedere al gestore di rete competente di confermare l'edizione applicabile e il regime transitorio.
Le FAQ sul limite del 60% dei moduli fotovoltaici previsto dal Solarspitzengesetz consentono le tre soluzioni indicate in tabella fino al 1° marzo 2028. Si tratta di una disposizione relativa a tale funzione, non di un periodo transitorio generale per l'intera norma.
Il monitoraggio non è la prova della connessione
Una dashboard di un impianto solare, di una batteria o di un generatore può mostrare esattamente cosa succede dietro una connessione tedesca a bassa tensione. Non mostra quale regola tecnica abbia accettato il gestore di rete, se lo schema di protezione sia certificato o se il funzionamento in parallelo sia stato messo in servizio. Un progetto di monitoraggio deve quindi partire dal concetto di connessione approvato. Un contatore locale può spiegare il comportamento dell'impianto, ma non definisce quale edizione si applica, non approva un inverter, non dimostra il funzionamento della protezione e non autorizza il funzionamento in parallelo.
Distinguere la norma, la legge e le condizioni del gestore di rete
La VDE-AR-N 4105 è una regola applicativa, non una legge. L'articolo 19 dell'EnWG obbliga i gestori delle reti elettriche a pubblicare condizioni tecniche di connessione. Fornisce inoltre il quadro per i requisiti tecnici minimi generali a livello nazionale e per le integrazioni o le scelte specifiche dei singoli gestori, che devono essere chiaramente identificate.
L'articolo 49 dell'EnWG prescrive che gli impianti energetici siano realizzati ed eserciti garantendo la sicurezza tecnica e presume il rispetto della regola dell'arte quando sono osservate le regole tecniche del VDE per l'elettricità. Per la produzione da fonti rinnovabili, l'articolo 10 dell'EEG richiede inoltre che i dispositivi di connessione e di sicurezza soddisfino i requisiti tecnici necessari del gestore di rete e l'articolo 49 dell'EnWG.
Per un progetto reale, leggere insieme:
- l'edizione in vigore della VDE-AR-N 4105;
- la VDE-AR-N 4100 per l'impianto utente in bassa tensione;
- le Technische Anschlussbedingungen (TAB) pubblicate dal gestore di rete competente e le tarature indicate;
- l'offerta di connessione e la corrispondenza specifica del progetto; e
- gli obblighi di legge applicabili in materia di registrazione, connessione e misura.
Una specifica di monitoraggio generica non può prevalere su nessuno di questi documenti.
Verificare che l'impianto rientri davvero nell'ambito di applicazione
La sintesi pubblica dell'ambito di applicazione di VDE Verlag afferma che la regola del 2026 si applica a tutti gli impianti di generazione e sistemi di accumulo che funzionano in parallelo con la rete del gestore. Sono compresi i sistemi che non esportano e gli ampliamenti o le modifiche di impianti esistenti. Un'impostazione di esportazione zero, quindi, non trasforma di per sé un inverter connesso in parallelo alla rete in un sistema in isola e non elimina il processo di connessione.
Anche il livello di tensione conta. La VDE-AR-N 4105 è la regola per la bassa tensione. Un progetto connesso in media tensione rientra di norma nella VDE-AR-N 4110, anche quando singoli inverter o contatori usano interfacce in bassa tensione. L'edizione 2026 aggiunge un processo 4105 per alcuni impianti più piccoli connessi a un livello di tensione superiore: il suo modulo di messa in servizio copre le connessioni in media tensione con ∑P_Amax da 135 kW a 500 kW e P_AV,E fino a 270 kW. Confermare il punto di connessione e la classificazione del gestore di rete prima di scegliere apparecchiature o evidenze.
Preservare le evidenze certificate della connessione
La modulistica dell'Allegato F, pubblicata liberamente, mostra le evidenze di connessione che il processo richiede. Il modulo di domanda chiede, ove applicabile, gli identificativi ZEREZ dei certificati delle unità, del certificato della protezione NA e dell'eventuale protezione di monitoraggio del flusso di potenza, oltre a uno schema unifilare. Altri moduli riguardano i dati dell'impianto e la messa in servizio.
Le FAQ pubbliche di VDE FNN precisano che la somma delle potenze apparenti massime di tutti gli inverter, ∑S_Amax, determina se è necessaria la protezione NA centralizzata: oltre 30 kVA è obbligatoria. L'esempio riportato è un generatore fotovoltaico da 25 kWp con 33 kVA di inverter, che ne richiede una. Le FAQ avvertono inoltre che una riduzione software permanente usata in questa valutazione deve essere dichiarata, protetta da annullamenti non autorizzati e restare efficace anche dopo gli aggiornamenti del software.
Trattare questi documenti come percorsi formali di evidenza. Conservare lo schema unifilare approvato, gli identificativi dei certificati, le tarature delle protezioni, il progetto del dispositivo di accoppiamento, i risultati delle prove, le dichiarazioni di messa in servizio e l'accettazione del gestore di rete. Uno screenshot della dashboard, la lettura di un registro Modbus o un allarme in cloud non li sostituiscono.
Progettare il monitoraggio del titolare come livello separato
Il monitoraggio del titolare resta comunque utile. Collocare le misure ai confini che rispondono a domande di esercizio:
| Confine | Domanda del titolare | Limite dell'evidenza |
|---|---|---|
| Punto di connessione alla rete | Il sito sta prelevando, esportando o avvicinandosi al limite concordato? | Non sostituisce il contatore del gestore di rete né quello di fatturazione |
| Linea di generazione | Quale potenza attiva e reattiva produce l'impianto? | Non dimostra il comportamento certificato dell'inverter |
| Linea di accumulo | La batteria si carica o si scarica secondo il piano di esercizio? | Non sostituisce la protezione della batteria né il controllo certificato |
| Principali carichi del sito | Il consumo locale causa un apparente errore della limitazione dell'esportazione? | Non modifica il concetto di connessione approvato |
Registrare timestamp, valori per fase, potenza attiva e reattiva, convenzione di segno, qualità dei dati, stato dei dispositivi e interruzioni di comunicazione. Lasciare mancanti i dati mancanti: una connessione persa non deve diventare una produzione pari a zero.
Quando un controllore di esportazione o una funzione P_AV,E fa parte dello schema approvato, utilizzare solo l'architettura e le tarature certificate accettate per quel progetto. Un contatore EpiSensor separato può fornire confronto e diagnostica, ma non deve diventare un secondo sistema con facoltà di scrittura in concorrenza per il setpoint dell'inverter, né attribuirsi la funzione di protezione.
Definire la messa in servizio e la gestione delle modifiche
Prima del funzionamento in parallelo, verificare la corrispondenza tra le apparecchiature installate e i documenti approvati. Registrare gli identificativi dei certificati, il firmware o il set di parametri dove richiesto, le tarature delle protezioni, i verbali di prova, l'identificazione dei contatori e i documenti di messa in servizio firmati. Conservare l'approvazione del gestore di rete e le eventuali limitazioni di esercizio nel fascicolo del sito.
Applicare lo stesso rigore alle modifiche successive. L'aggiunta di un sistema di accumulo, la sostituzione di un inverter, la modifica della potenza apparente massima o della limitazione dell'esportazione, oppure l'aggiornamento del firmware di controllo possono incidere sul progetto approvato. Prima di intervenire, chiedere all'installatore e al gestore di rete se servono una nuova domanda, l'aggiornamento delle evidenze o una nuova messa in servizio.
Il ruolo di EpiSensor
EpiSensor può fornire, lato titolare, misure a intervalli, stato delle apparecchiature, allarmi e integrazioni approvate per fotovoltaico, generatori e sistemi di accumulo. Un Gateway con Edge può conservare in sito i dati di esercizio con timestamp e inoltrare i record approvati alla piattaforma del titolare.
Questo livello non certifica un inverter né una protezione NA, non esegue le prove dell'elettricista, non rilascia identificativi ZEREZ, non approva lo schema unifilare, non mette in servizio la connessione alla rete, non sostituisce il contatore di fatturazione e non funge da canale di comando prescritto dal gestore di rete. System Builder può aiutare a definire la misura operativa una volta fissati il punto di connessione, la norma applicabile, i requisiti del gestore di rete e il progetto della protezione certificata.
Domande frequenti
Quale versione di VDE-AR-N 4105 è attuale?
VDE FNN indica VDE-AR-N 4105:2026-03 come versione vigente, pubblicata il 27 febbraio 2026. La pagina pubblica non definisce una regola transitoria generale per ogni progetto già progettato, ordinato o collegato secondo l’edizione 2018. Chiedere al gestore di rete responsabile di confermare per iscritto l’edizione applicabile e l’eventuale regime transitorio.
Che cosa regola la VDE-AR-N 4105?
I requisiti tecnici minimi per la connessione di impianti di generazione e sistemi di accumulo alla rete tedesca di bassa tensione e per il loro funzionamento in parallelo con essa: il processo di connessione, la progettazione della connessione, il comportamento dell’impianto, come la potenza reattiva e la risposta in frequenza, la protezione di rete e di impianto (protezione NA), la misura di fatturazione, l’esercizio, la prova delle caratteristiche elettriche e gli impianti collegati temporaneamente.
Quando è richiesta una protezione NA centralizzata?
Quando la somma delle potenze apparenti massime di tutti gli inverter, ∑S_Amax, supera 30 kVA. Le FAQ di VDE FNN riportano l’esempio di un generatore fotovoltaico da 25 kWp con 33 kVA di inverter, che richiede una protezione NA centralizzata. Una riduzione software permanente di S_Emax può abbassare ∑S_Amax, se è documentata, protetta da modifiche e mantenuta attraverso gli aggiornamenti del software.
Che cos’è la regola degli 800 VA nella VDE-AR-N 4105?
La sezione 4.4 dell’edizione 2026 prevede un processo di connessione semplificato per impianti di generazione e accumulo molto piccoli, comprese le unità di generazione e di accumulo accoppiate in DC, con una potenza apparente totale degli inverter S_Amax non superiore a 800 VA. Si notificano con il modulo F.1.2. Oltre 800 VA si applica la procedura di registrazione standard della sezione 4.2. Gli impianti fotovoltaici plug-in (Steckersolargeräte) fino a 2 kWp possono essere messi in servizio senza elettricista secondo la DIN VDE V 0126-95; ogni altro impianto richiede un’impresa elettrica installatrice registrata.
Quali moduli richiede il gestore di rete secondo la VDE-AR-N 4105?
Sono nell’Allegato F: F.1 domanda, F.2 scheda dati, F.3 certificato dell’unità, F.5 certificato della protezione NA, F.7 certificato della protezione P_AV,E, F.8 certificato dell’impianto, F.9 verbale di messa in servizio, F.10 dichiarazione di conformità e F.11 procedura di autorizzazione all’esercizio. Per il fotovoltaico fino a 30 kWp e per i sistemi di accumulo si applicano, nel portale del gestore di rete, i campi dati della nota FNN sulla registrazione standardizzata. I moduli necessari a un progetto dipendono dalla sua taglia e dalla sua configurazione.
La VDE-AR-N 4105 è una legge tedesca?
Si tratta di una regola applicativa VDE che contiene requisiti tecnici minimi. Il quadro legislativo è distinto. L'articolo 19 dell'EnWG impone ai gestori delle reti elettriche di pubblicare condizioni tecniche di connessione, mentre l'articolo 49 richiede la sicurezza tecnica e presume il rispetto della regola dell'arte quando sono osservate le regole tecniche del VDE.
Il limite di esportazione zero esclude VDE-AR-N 4105?
No. La sintesi pubblica del VDE Verlag afferma che la regola del 2026 si applica agli impianti di generazione e accumulo che operano in parallelo con la rete del gestore, compresi quelli che non esportano. Restano validi il concetto di connessione approvato e i requisiti del gestore di rete.
Un monitor di energia può sostituire la protezione NA o le prove di messa in servizio?
No. La misura del titolare è un livello operativo separato. Misurare la stessa tensione o potenza non la trasforma in protezione certificata di rete e impianto, dispositivo di accoppiamento, certificato dell’unità, prova della protezione, dichiarazione di messa in servizio o accettazione del gestore di rete.
Che cosa può offrire EpiSensor?
EpiSensor può fornire misure a intervalli separate lato titolare, allarmi e l'integrazione di apparecchiature approvate. Non può certificare la conformità alla VDE-AR-N 4105, mettere in servizio la connessione alla rete, fungere da canale di comando prescritto dal gestore di rete né sostituire la misura di liquidazione e le protezioni approvate.