RfG 2.0: Speicher, V2G und Grid Forming im EU-Entwurf richtig einordnen

Der Network Code Requirements for Generators wird auf europäischer Ebene grundlegend überarbeitet. Der Entwurf Ares(2026)6819642 erweitert den Blick auf Technologien, die im bisherigen RfG nur begrenzt oder gar nicht erfasst sind, darunter Stromspeicher und Vehicle-to-Grid. Zugleich enthält er neue Strukturen für netzbildende Eigenschaften und nationale Umsetzungsentscheidungen. Am 04.10.2026 ist jedoch der Rechtsstatus entscheidend: EUR-Lex führt Ares(2026)6819642 weiterhin als "Draft delegated regulation" und weist ausdrücklich darauf hin, dass der Entwurf nicht die endgültige Position des Organs darstellt.

Der bestehende RfG gilt weiter

Die geltende europäische Grundlage ist weiterhin die Verordnung (EU) 2016/631 vom 14.04.2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger. EUR-Lex führt diesen Rechtsakt am 04.10.2026 als "In force" ohne Enddatum. Der neue Text ist als delegierte Verordnung konzipiert, die die Verordnung (EU) 2016/631 aufheben und ersetzen soll. Dieser Schritt ist am Stichtag nicht abgeschlossen.

Die EU-Kommission hat den Entwurf am 08.07.2026 für eine vierwöchige Rückmeldung veröffentlicht. EUR-Lex nennt für die Initiative einen geplanten Annahmezeitraum vom 01.10.2026 bis 31.12.2026. Ein geplanter Zeitraum ist weder eine Annahme noch eine Verkündung. VDE FNN berichtet zusätzlich, die Kommission plane eine finale Veröffentlichung spätestens Anfang 2027. Auch diese Angabe ist eine wiedergegebene Planung und kein garantiertes Inkrafttretensdatum.

Für Projekte und Produktentwicklung folgt daraus eine klare Grenze. Der Entwurf kann für eine Impact-Analyse genutzt werden. Er darf aber nicht als bereits geltende Anschlussanforderung in Nachweise, Abnahmen oder Vertragsbedingungen übernommen werden, sofern keine andere geltende Grundlage dieselbe Anforderung bereits verlangt.

Warum Speicher den bisherigen Rahmen erweitern

Der geltende RfG 2016/631 ist auf Stromerzeugungsmodule zugeschnitten. Speichereinrichtungen sind dort grundsätzlich ausgenommen, abgesehen von Pumpspeicher-Stromerzeugungsmodulen. Der neue Entwurf reagiert auf die wachsende Systemrolle elektrischer Speicher.

In den Erwägungsgründen beschreibt die Kommission die wachsende Systemrolle elektrischer Speicher. Der Entwurf definiert ein "electricity storage module" als Stromerzeugungsmodul, das hinter einem gemeinsamen Anschlusspunkt Wirkleistung in das Netz einspeisen und aus dem Netz aufnehmen kann. Artikel 6 des Entwurfs sieht vor, dass solche Speichermodule die Anforderungen des neuen Codes sowohl beim Einspeisen als auch beim Aufnehmen von Wirkleistung erfüllen sollen. Das ist eine deutlich breitere Einbeziehung von Speichern als im geltenden RfG 2016/631.

Diese Systematik ist für Planer wichtiger als die bloße Aufnahme des Wortes Speicher. Sie verschiebt die Anschlussbewertung von einer rein funktionalen Kategorie "Erzeuger" hin zu einer Technologie, die zwischen Bezug und Einspeisung wechseln kann. Dadurch werden Anschlussanforderungen, Produktnachweise und Betriebsgrenzen enger miteinander verknüpft.

Vehicle-to-Grid wird als eigene Anschlusskonstellation sichtbar

Ähnlich grundsätzlich ist die Erweiterung um Vehicle-to-Grid, kurz V2G. Der Entwurf sieht Regeln für V2G-fähige Elektrofahrzeuge und die zugehörige Ladeeinrichtung vor. In den Erwägungsgründen wird begründet, dass die wachsende Zahl elektrischer Fahrzeuge und ihre Wirkung auf das Stromsystem ein vorhersehbares Verhalten erfordern. Die Anforderungen sollen dabei möglichst harmonisiert sein, damit die Freizügigkeit von Fahrzeugen innerhalb der Union nicht unnötig behindert wird.

Bemerkenswert ist die Systemgrenze. Der Entwurf definiert V2G-Fahrzeug und zugehörige V2G-Ladeeinrichtung als eigene technische Kategorien und ordnet ihr Netzverhalten ausdrücklich ein. Damit wird nicht einfach jedes Elektrofahrzeug nachträglich zu einer Erzeugungsanlage erklärt. Relevant ist die bidirektionale V2G-Konstellation, für die der Entwurf besondere technische und spätere Übergangsregeln vorsieht.

Der Entwurf führt zudem eigene Kategorien für V2G-Fahrzeuge und zugehörige Ladeeinrichtungen ein. Für die journalistische Einordnung ist weniger die einzelne Schwelle als die Grundentscheidung entscheidend: Elektromobilität wird im künftigen Anschlusscode nicht nur als Last, sondern bei bidirektionalem Betrieb als aktiv netzwirksame Technologie behandelt.

Grid Forming wird als gestufte Systemaufgabe angelegt

Ein weiterer Schwerpunkt sind netzbildende Eigenschaften, international als Grid Forming bezeichnet. Konverterbasierte Erzeugung und Speicherung koppeln sich anders an das Netz als klassische Synchronmaschinen. Der Entwurf reagiert darauf mit einem eigenen Artikel zu grid forming capability für power park modules.

Wichtig ist, dass der Entwurf keine einzige, für alle Kategorien identische Startlogik vorsieht. Artikel 29 verlangt für Grid Forming bei Power Park Modules eine nationale Roadmap, die der Übertragungsnetzbetreiber in Abstimmung mit den Verteilnetzbetreibern innerhalb von zwei Jahren nach einem künftigen Inkrafttreten vorlegen soll. Sie soll unter anderem künftige Bedarfe für Frequenz- und Spannungsstabilität sowie Auswirkungen einer hohen Durchdringung netzbildender Anlagen auf Verteilnetze untersuchen. Genannt werden Risiken lokaler Inselbildung, Auswirkungen auf Schutzsysteme und mögliche Gegenmaßnahmen.

Für Typ A und einen Teil der Typ-B-Power-Park-Modules soll die Regulierungsbehörde auf Grundlage dieser Roadmap bestimmen, ab wann die in Artikel 29 beschriebenen Grid-Forming-Anforderungen verpflichtend werden. Der Entwurf enthält daneben aber auch unmittelbar formulierte Grid-Forming-Pfade: Bestimmte Typ-B-Power-Park-Modules, etwa bei Anschluss auf 110 kV oder höher beziehungsweise unter weiteren im Entwurf genannten Netz- und Leistungskriterien, sollen die Anforderungen nach Artikel 29 erfüllen; für Typ C und D verweist der Entwurf ebenfalls auf diese Anforderungen. Die Roadmap ist daher kein allgemeines vorgeschaltetes Freigabeverfahren für jede Kategorie.

Für Hersteller und Netzbetreiber ist das eine wichtige Planungsinformation, aber noch keine heute anzuwendende Abnahmevorgabe. Zudem greifen die technischen Anforderungen nach dem Entwurf teilweise erst nach relativen Übergangszeiten. Erst die finale Verordnung, ihre Veröffentlichung im Amtsblatt, ihr Inkrafttreten und die darin vorgesehenen nachgelagerten Entscheidungen können verbindliche Pflichten erzeugen.

Wesentliche Modernisierung wird genauer gefasst

Der Entwurf behandelt auch die Frage, wann eine Modernisierung bestehender Stromerzeugungsmodule regulatorisch relevant wird. Artikel 4 sieht vor, dass die Regulierungsbehörde auf Vorschlag des Übertragungsnetzbetreibers eine Definition der "significant modernisation" festlegt. Der Entwurf nennt dafür Kriterien wie Erhöhungen der maximalen Leistung, Änderungen der Blindleistungsfähigkeit, Änderungen von Frequenzstabilitäts- und Wirkleistungsregelungsfähigkeiten sowie bei Typ C und D den Austausch von Komponenten außerhalb bloßer Instandhaltung.

Diese Regelung ist für Bestandsprojekte bedeutsam, weil sie die Grenze zwischen unverändertem Bestand und einer technisch so weitgehenden Änderung adressiert, dass neue Anforderungen relevant werden können. Auch hier gilt: Die Kriterien stammen aus einem Entwurf. Sie sind nicht als heutige Schwellenwerte für deutsche Anschlussentscheidungen zu verwenden.

Für Projektierer entsteht dennoch ein sinnvoller Prüfpunkt. Bei größeren Repowering-, Speicher- oder Hybridumbauten sollte bereits in der Planungsphase dokumentiert werden, welche technischen Eigenschaften verändert werden. Das erleichtert später die Bewertung, falls die endgültige Regelung eine entsprechende Modernisierungslogik übernimmt.

Hybridanlagen stellen die klassische Typisierung infrage

VDE FNN hebt in seiner Stellungnahme hervor, dass der Entwurf neue Technologien wie Speicher, Hybridanlagen und Elektromobilität stärker integriert. Der EU-Entwurf enthält dazu unter anderem Regeln für Stromerzeugungseinheiten unterschiedlicher Technologie an einem gemeinsamen Anschlusspunkt.

Für die technische Praxis ist das folgerichtig. Eine Anlage kann Photovoltaik, Batterie, konventionelle Erzeugung oder weitere Komponenten hinter einem Netzverknüpfungspunkt kombinieren. Die Netzreaktion ergibt sich dann nicht allein aus dem Typ eines Einzelgeräts. Anschlussbewertung, Kategorisierung und Konformitätsnachweise müssen die Gesamtstruktur berücksichtigen.

Gerade hier ist eine frühe Impact-Analyse nützlich. Sie sollte aber nicht versuchen, den Entwurf bereits in eine deutsche TAR zu übersetzen. Europäischer Network Code, nationale technische Anschlussregeln, Zertifizierungsverfahren und konkrete Netzbetreiberanforderungen liegen auf unterschiedlichen Ebenen und müssen nach einer finalen EU-Regel konsistent aufeinander abgestimmt werden.

Die "designated entity" verändert die Governance

Der Entwurf führt an mehreren Stellen eine "designated entity", also eine beauftragte Stelle, als Genehmigungs- oder Entscheidungsebene ein. Artikel 7 setzt dafür einen Ausgangspunkt: Die "designated entity" soll die Regulierungsbehörde sein, sofern der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt. Die nationale Zuordnung ist damit nicht völlig offen, kann aber nach dem Entwurf durch den Mitgliedstaat abweichend geregelt werden.

Governance ist hier keine Nebensache. Technische Anschlussregeln enthalten zahlreiche Parameter, die europaweit harmonisiert werden sollen, zugleich aber nationale Systembedingungen berücksichtigen müssen. Eine klar bestimmte Stelle kann verhindern, dass dieselbe europäische Anforderung in verschiedenen Netzgebieten ohne nachvollziehbare Koordination unterschiedlich ausgestaltet wird.

Am Stichtag ist auch diese Governance-Struktur nur Entwurfsrecht. Aus dem heutigen Text lässt sich deshalb weder eine bereits wirksame deutsche Zuständigkeitsänderung noch ein endgültiger nationaler Prozess ableiten.

Die 9-Monats-Debatte ist eine Verbandsposition, keine geltende Frist

VDE FNN konzentriert seine Stellungnahme vom 25.08.2026 besonders auf die Umsetzungszeit. Der Verband kritisiert, dass der praktisch verfügbare Zeitraum für bestimmte nationale Festlegungen aus seiner Sicht von bisher 24 auf 9 Monate verkürzt werde. Im Entwurf findet sich in Artikel 7 Absatz 6 tatsächlich eine relative Frist: Netzbetreiber sollen neue oder aktualisierte Vorschläge zu Werten und Methoden grundsätzlich bis neun Monate nach dem künftigen Inkrafttreten zur Genehmigung bei der "designated entity" einreichen.

Zwei Dinge müssen auseinandergehalten werden. Erstens ist die Bewertung, der Zeitraum werde "praktisch von 24 auf 9 Monate" verkürzt, die Position von VDE FNN. Zweitens ist auch die Neun-Monats-Frist bislang nur Bestandteil des Entwurfs. Sie beginnt nicht am 08.07.2026, nicht am 25.08.2026 und auch nicht am 04.10.2026. Eine Frist, die an das Inkrafttreten einer künftigen Verordnung anknüpft, kann erst nach deren finaler Annahme, Veröffentlichung und Inkrafttreten kalendarisch bestimmt werden.

Der Entwurf enthält zusätzlich eigene relative Übergangszeiten für technische Anforderungen. Nach Artikel 62 soll die künftige Verordnung am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt in Kraft treten. Eine dort aufgezählte Gruppe technischer Artikel soll für Stromerzeugungsmodule gelten, die ab 24 Monaten nach diesem Inkrafttreten ans Netz angeschlossen werden. Für die V2G-Anforderungen der Artikel 19 und 21 nennt der Entwurf 48 Monate für neue V2G-Fahrzeuge und zugehörige Ladeeinrichtungen, die ab diesem Zeitpunkt in der Union in Verkehr gebracht werden; für neue V2G-Typen mit EU- oder nationaler Typgenehmigung sieht der Entwurf abweichend 36 Monate vor. Der technische V2G-Anhang III soll nach fünf Jahren außer Anwendung treten.

Diese Zeiträume sind am 04.10.2026 weder laufende Fristen noch feste Kalendertermine. Sie hängen vollständig von einer späteren Endfassung und deren Veröffentlichung ab. Hersteller, Zertifizierungsstellen, Netzbetreiber und Anlagenbetreiber können die relativen Zeitachsen für eine Impact-Analyse verwenden, dürfen daraus aber noch kein verbindliches deutsches Umstellungsdatum ableiten.

Vom Entwurf zur tatsächlichen Pflicht sind mehrere Schritte zu unterscheiden

Für die Fachpraxis lohnt eine saubere Statuskette. Am Anfang steht der konsultierte Entwurf. Danach folgt die formelle Annahme des delegierten Rechtsakts im dafür vorgesehenen EU-Verfahren. Erst ein endgültiger und im Amtsblatt veröffentlichter Rechtsakt kann nach seinen eigenen Bestimmungen in Kraft treten. Danach greifen die dort vorgesehenen unmittelbaren Pflichten und nationalen Konkretisierungsaufgaben.

Diese Differenzierung ist besonders wichtig, weil eine EU-Verordnung grundsätzlich unmittelbar gilt, der Entwurf aber zugleich zahlreiche nationale Entscheidungen, Schwellenwerte, Roadmaps und Genehmigungsprozesse vorsieht. "Direkt anwendbar" bedeutet daher nicht, dass alle technischen Parameter ohne nationale Folgearbeit feststehen.

Am 04.10.2026 ist RfG 2.0 deshalb vor allem ein belastbarer Planungsindikator. Speicher, V2G, Hybridanlagen, Grid Forming, Modernisierung und Governance zeigen, wohin sich der europäische Anschlussrahmen entwickeln soll. Für die konkrete Anschlussprüfung bleibt jedoch der heute geltende Rechts- und Regelwerksstand maßgeblich. Welche Anforderungen und Übergangsfristen künftig verbindlich werden, entscheidet sich an der späteren Endfassung, ihrem Inkrafttreten und den darin vorgesehenen nationalen Konkretisierungen.