Die dezentrale DC-gekoppelte Speicherarchitektur ermöglicht es Photovoltaik-Freiflächenanlagen, trotz begrenzter Netzanschlusspunkte höhere Überbauungsraten zu realisieren, Wandlungsverluste zu reduzieren und massive Bodenversiegelungen zu vermeiden. Das Pilotprojekt im Solarpark Pfaffenklinge in Weissach im Tal demonstriert, wie diese Technologie in der Praxis umgesetzt wird und welche ökonomischen sowie ökologischen Vorteile sich daraus ergeben.
Anlagendimensionierung und Überbauung am Netzanschlusspunkt
Der Solarpark Pfaffenklinge kombiniert 11,6 MWp installierte PV-Modul-Nennleistung mit einer Netzanschlusskapazität von lediglich 8,8 MVA. Durch die native Gleichstromkopplung wird überschüssige Erzeugungsspitze direkt in die dezentralen Batteriespeicher geleitet, sodass ein Clipping-Verlust vermieden wird.
- PV-Generatorleistung: 11,6 MWp (2026)
- Netzanschlusskapazität: 8,8 MVA (2026)
- Batteriekapazität: 20 MWh verteilt auf 1 660 Module à 12 kWh (2026)
Die DC-Kopplung leitet die überschüssige Energie ohne vorherige Wechselrichtung direkt in die Speicher, wodurch die Netzanschlusspunkte wirtschaftlich überbrückt werden.
Technische Kennzahlen im Überblick
| Kennzahl | Wert | Einheit | Jahr |
|---|---|---|---|
| PV-Spitzenleistung Pfaffenklinge | 11,6 | MWp | 2026 |
| Installierte Speicherkapazität | 20 | MWh | 2026 |
| Anzahl Batteriemodule | 1 660 | Stück (à 12 kWh) | 2026 |
| Netzeinspeisepunkt-Begrenzung | 8,8 | MVA | 2026 |
| Dezentrale Hybrid-Inverter | 80 | Geräte (à 100 kW) | 2026 |
Montagetechnische Integration und Flächeneffizienz
Die modularen Speichertürme, genannt „SigenStack“, werden direkt auf die PV-Unterkonstruktion montiert und über Rammfundamente gegründet. Dadurch entfallen schwere Autokräne, lange DC-Sammeltrassen und großflächige Betonfundamente, die bei herkömmlichen BESS-Containern nötig wären.
- Systemwechselrichter: 80 dezentrale Hybrid-Wechselrichter à 100 kW AC-Leistung (2026)
- Trafo-Kompaktstationen: 2 Mittelspannungstransformatoren für direkte Netzeinspeisung (2026)
Der Ansatz reduziert nicht nur die Bauzeit, sondern schont auch die landwirtschaftliche Nutzfläche und erfüllt naturschutzfachliche Vorgaben.
Dezentrale Hybridwechselrichter und Speichertürme
Jeder Hybrid-Wechselrichter wandelt den von den Modulen erzeugten Gleichstrom in Wechselstrom für das Netz, während gleichzeitig ein Teil des Gleichstroms unverändert in die darunter integrierten Batteriemodule fließt. Die Speichertürme sind stapelbar und können flexibel an die vorhandene Unterkonstruktion angepasst werden.
Wirkungsgradvorteil durch native DC-Ladezyklen
Im Vergleich zu klassischen AC-gekoppelten Großspeichern spart die DC-Kopplung die doppelte Wandlung (DC-AC-DC) ein. Der direkte Gleichstrompfad von den Strängen in die Batteriemodule reduziert die Bereitstellungsverluste um etwa 3-5 Prozentpunkte.
- Wandlungsvorteil (DC vs. AC): ca. 4 % geschätzter Mehrertrag bzw. Reduktion zyklischer Wandlungsverluste (2026)
Dieser Effizienzgewinn stärkt die Wirtschaftlichkeit des Projekts im Rahmen der Innovationsausschreibung der Bundesnetzagentur.
Praxisbeispiel Solarpark Pfaffenklinge – Projektumsetzung und Ergebnisse
Die technischen Kenndaten des Solarparks Pfaffenklinge verdeutlichen den Systemansatz: Bei einer installierten Photovoltaik-Nennleistung von 11,6 MWp steht dem Kraftwerk lediglich ein Netzanschlusspunkt mit 8,8 MVA Kapazität zur Verfügung (Sigenergy, 2026). In klassischen Freiflächenanlagen würde dieses Missverhältnis während der sommerlichen Erzeugungsspitzen zu spürbaren Abregelungsverlusten führen. Durch die native Gleichstromkopplung wird die übersteigende Energie jedoch unmittelbar in die 1 660 dezentral installierten Batteriemodule mit einer Gesamtkapazität von 20 MWh geleitet, ohne zuvor verlustbehaftet in Wechselstrom umgewandelt zu werden.
Statt schwerer, zentraler Batteriecontainer setzt das von Arausol und Sigenergy umgesetzte Konzept auf 80 dezentrale 100-kW-Hybridwechselrichter und stapelbare Speichereinheiten, die unmittelbar unter den Modultischen auf Rammpfosten montiert sind (Enkhardt, 2026). Dieses Vorgehen eliminiert nicht nur die Notwendigkeit schwerer Autokräne bei der Montage, sondern verhindert auch die weitflächige Bodenversiegelung durch Fundamentplatten. Das Projekt, das einen Zuschlag in der Innovationsausschreibung der Bundesnetzagentur erhielt, demonstriert damit eine flächenschonende Bauweise zur Netzintegration von Großspeichern.
Häufig gestellte Fragen (FAQ)
Warum wird die Anlage bei 11,6 MWp Modulleistung auf 8,8 MVA Netzkapazität begrenzt?Netzanschlusspunkte sind im Verteilnetz oft kapazitätsbeschränkt. Übersteigt die PV-Erzeugung zur Mittagsspitze 8,8 MW, fließt der Überschuss direkt gleichstromseitig in die 20 MWh Batterie, statt wie bei reinen PV-Parks abgeregelt zu werden.Welche Vorteile hat die dezentrale Montage gegenüber Großbatterie-Containern?Es werden weder schwere Autokräne noch massive Betonfundamente benötigt; die Einheiten werden direkt auf Rammpfosten der Unterkonstruktion montiert, was Bodeneingriffe minimiert und die Bauzeit verkürzt.In welchem regulatorischen Rahmen wurde das Projekt realisiert?Das Projekt der DGS GmbH sicherte sich den Zuschlag in einer Innovationsausschreibung der Bundesnetzagentur, die feste Marktprämien für kombinierte Anlagen aus Erneuerbaren Energien und Speichern vorsieht.
Risiken und Gegenmaßnahmen
- Erhöhter Wartungs- und Prüfaufwand im Feld: 1 660 dezentral über den Park verteilte Batteriemodule und 80 Wechselrichter erfordern bei Revisionen, Modultausch oder Thermografie deutlich mehr Laufwege und dezentrale Sicherheitsprotokolle als eine zentrale Containerstation.
- Thermische Belastung unter Solartischen: Die Batteriestacks sind im Freiflächengelände direkten Umgebungstemperaturschwankungen und Witterungseinflüssen ausgesetzt, was hohe Anforderungen an das integrierte HVAC- und Schutzkonzept (IP66) stellt.
Fazit
Die dezentrale DC-gekoppelte Großspeicher-Architektur im Solarpark Pfaffenklinge beweist, dass hohe PV-Überbauungsraten trotz begrenzter Netzanschlusspunkte realisierbar sind, wenn die Energie direkt im Gleichstrombereich gespeichert wird. Der Verzicht auf schwere Container, die Minimierung von Bodenversiegelungen und der messbare Wirkungsgradvorteil von rund vier Prozent Punkten stärken die Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit von Utility-Scale-Photovoltaik-Projekten. Gleichzeitig erfordern die verteilten Komponenten ein erhöhtes Wartungsmanagement und ein robustes Temperatur-schutzkonzept – Aspekte, die in zukünftigen Projekten gezielt adressiert werden sollten.
