PV-Erdung und Potentialausgleich: was am Modulgestell wirklich gefordert ist

Auf dem Dach liegen die Module, im Keller hängt der Wechselrichter, und irgendwo dazwischen verläuft ein grün-gelbes Kabel, über das sich zwei Handwerker streiten. Der eine sagt, das Gestell müsse geerdet werden. Der andere sagt, das sei Unsinn, hier gehe es um Potentialausgleich, und das sei etwas völlig anderes.

Beide haben recht — und genau das ist das Problem. Erdung und Potentialausgleich sind zwei verschiedene Schutzfunktionen, die über dieselbe Leitung laufen können, aber aus unterschiedlichen Gründen gefordert werden. Wer sie verwechselt, baut entweder zu viel oder zu wenig. Dieser Artikel trennt die beiden Begriffe, benennt, was tatsächlich verbindlich ist, und zeigt, wo selbst die Fachwelt sich uneinig ist.

Erdung und Potentialausgleich: zwei Aufgaben, ein Kabel

Der Potentialausgleich verbindet alle berührbaren Metallteile miteinander, damit zwischen ihnen keine gefährliche Spannungsdifferenz entstehen kann. Die Erdung verbindet diese Teile zusätzlich mit dem Erdreich, damit ein Fehlerstrom abfließen und eine Sicherung auslösen kann. Das erste schützt vor Berührungsspannung, das zweite ermöglicht die Abschaltung.

Wie scharf diese Trennung ist, zeigt ein Einspruch aus dem Normungsverfahren zur Anschlussnorm VDE-AR-N 4100. In der Stellungnahmetabelle zum Entwurf E VDE-AR-N 4100:2024-10, die der VDE mit Stand vom 3. Februar 2025 veröffentlicht hat, schreibt ein Stellungnehmender zum Abschnitt 5.2.2 wörtlich, der Schutzpotentialausgleich über die Hauptpotentialausgleichsschiene benötige keine Erdungsanlage, und zwar in allen Systemen nach Art der Erdverbindung, also im TN-, TT- und IT-System gleichermaßen. Erst die automatische Abschaltung im Fehlerfall macht im TT- und IT-System eine Erdungsanlage zwingend.

Was Gesetz ist und was nur vermutet wird

Viele Angebote begründen Erdungsarbeiten mit „VDE-Vorschrift". Das ist ungenau. § 49 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes verlangt, dass Energieanlagen so errichtet und betrieben werden, dass die technische Sicherheit gewährleistet ist, und dabei die allgemein anerkannten Regeln der Technik zu beachten sind. Absatz 2 fügt hinzu: Die Einhaltung dieser Regeln wird vermutet, wenn die technischen Regeln des VDE eingehalten worden sind.

Der Unterschied ist praktisch bedeutsam. Eine VDE-Norm ist kein Gesetz, sondern eine widerlegliche Vermutung. Wer anders baut, ist nicht automatisch im Unrecht — er trägt aber die Beweislast dafür, dass sein Weg dasselbe Schutzziel erreicht. Und er zahlt im Streitfall das Gutachten.

Wer haftet, wenn die Erdung fehlt

§ 13 Absatz 1 der Niederspannungsanschlussverordnung ist an dieser Stelle unangenehm eindeutig: Für die ordnungsgemäße Errichtung, Erweiterung, Änderung und Instandhaltung der elektrischen Anlage hinter der Hausanschlusssicherung ist der Anschlussnehmer gegenüber dem Netzbetreiber verantwortlich. Und weiter: Hat der Anschlussnehmer die Anlage ganz oder teilweise vermietet oder sonst zur Benutzung überlassen, bleibt er verantwortlich.

Absatz 2 schließt den Kreis. Die Anlage darf nur nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik errichtet werden, und dafür gilt die VDE-Vermutung des § 49 Absatz 2 Nummer 1 EnWG entsprechend. Ausführen dürfen die Arbeiten außer dem Netzbetreiber nur Installationsunternehmen, die in ein Installateurverzeichnis eines Netzbetreibers eingetragen sind.

Für dich heißt das: Der eingetragene Betrieb schuldet dir die fachgerechte Ausführung, aber gegenüber dem Netzbetreiber stehst du gerade. Deshalb gehört die Erdungsfrage in das Abnahmeprotokoll, nicht in ein Telefonat.

Der Normalfall: Haus ohne äußeren Blitzschutz

Die große Mehrheit der Einfamilienhäuser in Deutschland hat keine Blitzschutzanlage auf dem Dach. Dann geht es beim Modulgestell nicht um Blitzstrom, sondern um den Potentialausgleich der Metallteile: Modulrahmen, Unterkonstruktion, Wechselrichtergehäuse. Sie werden mit der Haupterdungsschiene im Hausanschlussraum verbunden.

Dass diese Verbindung eine Funktion hat und nicht bloß Gewohnheit ist, zeigt sich am Gegenprobe-Fall: Ein Modulrahmen, der mit nichts verbunden ist, kann bei einem Isolationsfehler im String Spannung annehmen, ohne dass ein Fehlerstrom groß genug wird, um irgendetwas auszulösen. Wie so ein Fehler entsteht und woran man ihn erkennt, steht im Artikel zum Isolationsfehler am Wechselrichter.

Mit Blitzschutzanlage: Trennungsabstand oder Einbindung

Hat das Gebäude eine äußere Blitzschutzanlage, ändert sich die Lage grundlegend. Dann muss die PV-Anlage entweder weit genug von der Blitzschutzanlage entfernt bleiben oder mit ihr verbunden werden — ein Dazwischen gibt es nicht.

Der Hersteller OBO Bettermann beschreibt in seiner Anwendungsdarstellung zum Potentialausgleich bei Photovoltaikanlagen, dass der Trennungsabstand s nach DIN EN 62305 einzuhalten ist und in der Regel ein Sicherheitsabstand von 0,5 m bis 1 m ausreicht. Kann dieser Abstand aus baulichen Gründen nicht eingehalten werden, muss die PV-Anlage nach derselben Darstellung über geprüfte Bauteile blitzstromtragfähig mit 16 mm² Kupfer oder 25 mm² Aluminium in die Blitzschutzanlage eingebunden werden.

Das ist eine Herstellerangabe, keine Normwiedergabe — aber sie benennt die Größenordnung, um die es geht, und sie ist nachlesbar. Für den inneren Schutz nennt dieselbe Quelle Überspannungsschutzgeräte vom Typ 1 oder Kombiableiter Typ 1+2 für die ins Gebäude führenden Leitungen, auf Dachniveau wie auf Erdniveau. Die Details dazu stehen im Artikel über Blitz- und Überspannungsschutz.

Der Querschnitt-Streit: 10 oder 16 mm²

Wer glaubt, wenigstens beim Kabelquerschnitt herrsche Einigkeit, findet in der Einspruchstabelle des VDE das Gegenteil. Zum Abschnitt 13.3 des Entwurfs E VDE-AR-N 4100:2024-10 fragt der Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechnischen Handwerke wörtlich: „Warum 16 qmm? Die mechanische Belastbarkeit ist auch bei anderen (kleineren) Querschnitten gegeben" — und schlägt vor, den Satz zu streichen. An anderer Stelle desselben Abschnitts fordert derselbe Verband, auf 10 mm² zu ändern, weil das ausreichend sein könne.

Zum Abschnitt 13.4 argumentiert er weiter, ein separater Erdungsleiter in jeder Unterverteilung im TN-System sei aus technischer Sicht unnötig. Das sind Einsprüche gegen einen Entwurf, keine geltenden Regeln. Aber sie zeigen: Wenn der Fachverband der Elektrohandwerke die geforderten Querschnitte für überzogen hält, ist eine abweichende Ausführung auf deinem Dach keine Pfuscharbeit, sondern eine begründungspflichtige Entscheidung.

Braucht dein Bestandshaus überhaupt eine Erdungsanlage?

Die Forderung nach einem Fundamenterder richtet sich an neu zu errichtende Gebäude. Wer eine PV-Anlage auf ein Haus von 1974 setzt, errichtet kein neues Gebäude. Häufigster Fehler an dieser Stelle: Beides wird in der Praxis durcheinandergebracht, weil der Netzbetreiber bei der Anmeldung ein Formular schickt, in dem die Erdungsanlage abgefragt wird.

Hier hilft eine Unterscheidung, die aus dem oben zitierten Einspruch folgt: Für den Potentialausgleich brauchst du keinen Erder. Für die automatische Abschaltung im TT-System brauchst du einen. Welches Netzsystem bei dir vorliegt, weiß dein Elektriker — und es steht in den Anschlussunterlagen, die auch beim Zählerschranktausch gebraucht werden.

Fundamenterder, Ringerder, Tiefenerder — der Netzbetreiber kennt oft nur einen

Der wichtigste Befund dieses Artikels stammt nicht aus einer Norm, sondern von der Aufsichtsbehörde. Die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat in ihrem Positionspapier zu Erdungsanlagen in Gebäuden festgehalten, dass sie vermehrt Anfragen erreichen, ob abweichend von den Technischen Anschlussbedingungen eine alternative Erdungsanlage wie ein Ring- oder Vertikalerder errichtet werden darf.

Die Antwort der Beschlusskammer fällt zweigeteilt aus. Netzbetreiber verhalten sich nach ihrer Auffassung nicht grundsätzlich missbräuchlich, wenn sie in ihren Anschlussbedingungen allgemein die Errichtung einer Erdungsanlage in neu zu errichtenden Gebäuden fordern. Aber: „Die Verpflichtung zur ausschließlichen Errichtung eines Fundamenterders kann die Beschlusskammer indes nicht erkennen." Und weiter: Ein sachlicher Grund für die Beschränkung auf den Fundamenterder als einzig zulässige Erdungsanlagenform sei nicht ersichtlich und ergebe sich auch nicht aus den Technischen Anschlussregeln oder den Musterbedingungen des BDEW selbst.

Konkreter wird die Behörde in ihren veröffentlichten Antworten zur VDE-AR-N 4100 mit Stand vom 14. April 2021. Auf die Frage nach einer alternativen Erdungsanlage heißt es dort: Grundsätzlich seien Fundamenterder nach DIN 18014 zu errichten, von dieser Anforderung könne aber in begründeten Einzelfällen abgewichen werden, wenn dies zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer vereinbart wird, etwa unter Verweis auf DIN 18015-1:2020-05 Abschnitt 7. Die abweichende Lösung müsse gleichwertig und zur Erreichung des Schutzziels geeignet sein.

Gleichwertig heißt dabei nicht „irgendwie ähnlich". Die Behördenantwort nennt vier Kriterien, an denen sich die Alternative messen lassen muss: Erdfühligkeit, Korrosionsbeständigkeit, thermische Beanspruchung und mechanische Festigkeit. Der Normentwurf E DIN 18014:2021-01 beschreibt nach derselben Antwort Ringerder, Vertikalerder, Fundamenterder oder Kombinationen dieser Erder als gleichwertige Ausführungen.

Wann der Boden nicht mitspielt

Ob ein Erder wirkt, hängt am Untergrund. Der Hersteller DEHN beschreibt in seiner Anwendungshilfe zur DIN 18014 mit Stand März 2025 die Schwelle: Weisen die Bodenschichten einen spezifischen Bodenwiderstand von höchstens 1.000 Ohmmeter auf, kann der Erder in dieser Schicht verlegt werden. Lässt sich der Wert im Viersonden-Verfahren nach Wenner nicht bestimmen oder liegt er über 1.000 Ohmmeter, bleiben zwei Wege: den Erder unterhalb der schlecht leitenden Schicht verlegen oder Stab- beziehungsweise Tiefenerder einsetzen.

Dieselbe Anwendungshilfe nennt weitere Maße, die im Angebot deines Betriebs auftauchen können: Tiefenerder mit 5 m Länge, eine Erdungsleitung von mindestens 10 mm Durchmesser in verzinktem Stahl oder 16 mm² Kupfer bei geschützter Verlegung im Gebäude, eine Mindestverlegetiefe für Ring- und Strahlenerder von 50 cm bis 1 m je nach Frostfreiheit am Standort, und bei nicht leitfähig bewehrten Bodenplatten wie Faserbeton einen Ringerder unter der Bodenplatte mit einer Maschenweite von höchstens 10 m mal 10 m.

Ein Nachteil der Tiefenerder-Lösung wird in derselben Anwendungshilfe offen benannt: Bei felsigem Untergrund oder bei Versorgungsleitungen und Kampfmitteln im Boden kann das Einbringen an Grenzen stoßen. Vorsicht bei Angeboten, die eine Bauform anbieten, ohne den Untergrund gesehen zu haben.

Der Sonderfall Bahnstrecke

Liegt dein Grundstück nahe an einer Gleisanlage, kommt eine Anforderung hinzu, die mit Photovoltaik nichts zu tun hat und trotzdem die Erdung bestimmt. In der VDE-Einspruchstabelle wird dazu auf DIN EN 50122-1 (VDE 0115-3):2017-10 verwiesen: Innerhalb eines Beeinflussungsbereichs von 10 m Entfernung zur Bahnerde, senkrecht zur Gleisachse gemessen, ist auf eine elektrische Trennung der Erdungsanlagen zu achten — um Rückwirkungen durch Betriebs-, Ableit- oder Streuströme von Bahnanlagen auf das Niederspannungsnetz zu vermeiden. Was sonst noch gilt, wenn die PV-Anlage neben der Schiene steht, behandelt der Artikel zur PV-Anlage an der Bahnstrecke.

Was im Streit mit dem Netzbetreiber zählt

§ 17 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes verpflichtet Netzbetreiber, Letztverbraucher und Erzeugungsanlagen zu technischen und wirtschaftlichen Bedingungen anzuschließen, die angemessen, diskriminierungsfrei, transparent und nicht ungünstiger sind, als sie in vergleichbaren Fällen im eigenen Unternehmen oder gegenüber verbundenen Unternehmen angewendet werden.

Das ist der Maßstab, an dem sich eine Anschlussbedingung messen lassen muss. Auf genau diesen Maßstab stützt sich auch einer der Einsprüche im VDE-Verfahren zum Abschnitt 11.1: Der Anschlussnehmer könne nicht erkennen, welchem Zweck die geforderte Erdungsanlage dienen solle, und nicht notwendige, überdimensionierte Erdungsanlagen seien nach § 17 EnWG als unangemessen zu betrachten. Auch das ist ein Einspruch und keine Entscheidung — aber er zeigt, mit welchem Argument gestritten wird.

Was du selbst prüfen kannst

Ohne Messgerät und ohne Elektrofachkraft lässt sich keine Erdung beurteilen. Sichtbar ist trotzdem mehr, als die meisten annehmen. Achte auf die folgenden sechs Punkte, bevor du beim Betrieb nachfragst.

Was dieser Artikel nicht belegen kann

Drei Lücken bleiben offen, und sie werden hier benannt statt gefüllt.

Erstens: Ein allgemeingültiger Grenzwert für den Erdungswiderstand einer Photovoltaikanlage in Ohm existiert in frei zugänglicher Form nicht. Belegbar ist nur der spezifische Bodenwiderstand als Verlegekriterium mit der Schwelle von 1.000 Ohmmeter. Wer dir eine Zahl wie „unter 10 Ohm" nennt, sollte sagen, woher sie stammt.

Zweitens: Der verbindliche Mindestquerschnitt für den Funktionspotentialausgleich am Modulgestell steht im kostenpflichtigen Normtext. Frei nachlesbar ist nur, dass er umstritten ist — der ZVEH hält im Entwurfsverfahren 10 mm² für ausreichend, wo 16 mm² gefordert werden.

Drittens: Ob DIN 18014 überhaupt eine allgemein anerkannte Regel der Technik im europäischen Sinne ist, wird im Normungsverfahren bestritten. Ein Stellungnehmender argumentiert zum Abschnitt 11.1, die Norm sei in keiner Europäischen Norm direkt referenziert, und das Harmonisierungsdokument HD 60364-5-54 lasse einfachere Erdungsanlagen zu. Das ist eine Einzelmeinung im Einspruchsverfahren, keine gerichtliche Feststellung — aber sie steht im veröffentlichten Dokument.

Quellen

• § 49 EnWG — Anforderungen an Energieanlagen (gesetze-im-internet.de, abgerufen am 11.09.2026)
• § 17 EnWG — Netzanschluss (gesetze-im-internet.de, abgerufen am 11.09.2026)
• § 13 NAV — Elektrische Anlage (gesetze-im-internet.de, abgerufen am 11.09.2026)
• Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 6: Positionspapier zu Erdungsanlagen in Gebäuden (abgerufen am 11.09.2026)
• Bundesnetzagentur, BK6-20-216: Auslegungshinweise zur VDE-AR-N 4100, Abschnitt 11.1 (Stand 14.04.2021)
• VDE FNN: Stellungnahmen zum Entwurf E VDE-AR-N 4100:2024-10 (PDF, Stand 03.02.2025)
• OBO Bettermann: Potentialausgleich für Photovoltaikanlagen (Herstellerdokument, abgerufen am 11.09.2026)
• DEHN: Anwendungshilfe DIN 18014 (PDF, Herstellerdokument, Stand 03/2025)