Der PV-Speicher liegt im Rems-Murr-Kreis und gehört der Deutschen Gesellschaft für Sachwertanlagen (DGS). Arausol realisierte das Projekt mit Sigenergy und Unterstützung des Distributors Memodo. Die Inbetriebnahme erfolgte Anfang August 2026. Über das damals noch im Bau befindliche Solar-Speicher-Projekt berichtete Solarserver bereits im April 2026. Nach Angaben von Arausol dauerte die Projektentwicklung rund fünf Monate.

Für das Projekt erhielt DGS-Projektleiter Julian A. Crestani beim Sigenergy Day Europe 2026 in Stuttgart die Auszeichnung „Iconic Project of the Year“. Sigenergy würdigte damit nach eigenen Angaben die Ingenieursleistung, die Betriebsabläufe und die kurze Umsetzungszeit. An dem Sigenergy Day Europe nahmen nach Angaben des Veranstalters rund 400 Investoren, EPC-Unternehmen und Vertriebspartner teil. Thematisch ging es um Großspeicher, DC- und AC-Kopplung, Systemsicherheit, virtuelle Kraftwerke und die Vermarktung gespeicherter Energie.

PV-Speicher Weissach im Tal arbeitet mit DC-Kopplung

Der Batteriespeicher besteht aus 1.660 Modulen mit jeweils 12 kWh Kapazität. Die Module sind in dezentralen, stapelbaren SigenStacks zusammengefasst. Hinzu kommen 80 Sigen-C&I-PV-Wechselrichter mit jeweils 100 kW sowie zwei Mittelspannungs-Trafostationen mit vorinstallierten Niederspannungsanschlüssen.

Für das Projekt steht nach Angaben der Projektpartner ein Netzanschlusspunkt mit 8,8 MVA zur Verfügung. Die Photovoltaikanlage verfügt über eine installierte Leistung von 11,6 MWp. Die DC-Kopplung soll es ermöglichen, Solarstrom, der nicht unmittelbar eingespeist wird, zunächst im 20-MWh-Batteriespeicher aufzunehmen und zeitversetzt ins Netz abzugeben.

Sigenergy setzt bei dem Projekt auf die dezentrale Speicherarchitektur SigenStack. Die Batteriemodule sind direkt unter den Montagesystemen der Photovoltaikanlage installiert und an die PV-Strings angebunden. Arausol montierte sie auf einer Unterkonstruktion, die mit PV-Modultischen vergleichbar ist. Nach Angaben der Projektpartner waren dafür keine Kräne erforderlich. Dadurch entfallen laut Unternehmen separate Batterietransformatoren. Auch der Aufwand für Verkabelung und Fundamente soll sich reduzieren.

Die Arausol-Geschäftsführer Björn Lamprecht und Henning Wicht beziffern den zusätzlichen Energieertrag durch die DC-Kopplung auf 3 bis 4 Prozent. Sie führen dies darauf zurück, dass der Solarstrom ohne weitere Umwandlung direkt in die Batterie fließt. Die Umwandlung des gespeicherten Gleichstroms in Wechselstrom erfolgt demnach erst bei der Netzeinspeisung. Eine unabhängige Berechnung dieses Mehrertrags liegt der Pressemitteilung nicht bei.

SigenStack soll Thermal Runaway binnen Sekunden erkennen

Bernhard Rill, Mitglied des Kuratoriums beim Bundesverband Energiespeicher Systeme (BVES), verwies bei der Veranstaltung auf die Bedeutung von Kopplungsmethode und Systemsicherheit für moderne Speicherprojekte. Die nach Herstellerangaben sechsstufige Sicherheitsarchitektur des SigenStack-Systems soll einen Thermal Runaway innerhalb weniger Sekunden erkennen und unterdrücken. Sigenergy verweist zudem auf eine technische Begutachtung seines Utility-PV-Wechselrichters durch den Prüf- und Beratungsdienstleister DNV. Dieser habe dazu den „Sigen Utility Solar Inverter Technology Review Report“ ausgestellt.

Installation dauerte laut Sigenergy 20 Tage

Für die Installation des Batteriesystems benötigten die Projektpartner laut Sigenergy 20 Tage. Die anschließende Inbetriebnahme habe zwei Stunden gedauert. Ob eine DC- oder AC-Kopplung wirtschaftlicher ist, hängt nach Einschätzung von Benjamin Ohlhaeuser, Mitgründer von Team Edda, von der vorhandenen Infrastruktur des jeweiligen Solarparks ab. Eine universell überlegene Topologie gebe es nicht. Das Projekt in Weissach zeigt, wie eine dezentrale DC-Architektur den Flächenbedarf und Installationsaufwand eines kombinierten Solar-Speicher-Projekts verringern soll.

Quelle: Sigenergy Smartek GmbH | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH