300‑MW‑Batterie am Netz: Wie virtuelle Kraftwerke Strompreise beeinflussen

Wenn die Stromrechnung steigt, spürst du das sofort im Alltag. Ein Teil dieser Kosten entsteht, weil Angebot und Nachfrage im Netz nicht immer zusammenpassen. Weht viel Wind oder scheint die Sonne stark, fällt der Preis an der Börse. Wird es windstill oder dunkel, steigt er oft deutlich. Genau an dieser Stelle setzen große Batteriespeicher an.

In Thurrock in Essex wurde 2025 ein Batteriespeicher mit 300 MW Leistung und 600 MWh Speicherkapazität in Betrieb genommen. Laut National Grid wurde dafür das Umspannwerk Tilbury verstärkt und mit neuer Schutz- und Leittechnik ausgestattet. Der Speicher ist damit direkt ins Übertragungsnetz eingebunden. Gesteuert wird er so, dass er flexibel auf Preissignale und Netzanforderungen reagiert. Das geschieht über ein virtuelles Kraftwerk.

Der Standort Thurrock, auch als “Thurrock Storage” bezeichnet, verfügt über 300 MW Leistung. Das bedeutet, der Speicher kann Strom mit einer maximalen Leistung von 300 Megawatt ins Netz einspeisen oder aufnehmen. Die Kapazität liegt bei 600 MWh. Rechnerisch reicht das für zwei Stunden Volllastbetrieb.

National Grid spricht von der bislang größten angeschlossenen Batterieanlage dieser Art im Vereinigten Königreich. Für die Anbindung wurde das Umspannwerk Tilbury verstärkt. Neue Schutz- und Kontrollsysteme sorgen dafür, dass zusätzliche Lastflüsse sicher beherrscht werden. Solche Maßnahmen sind nötig, weil ein Speicher dieser Größe das lokale Netz spürbar beeinflusst.

National Grid bestätigte, dass das Umspannwerk verstärkt und neue Schutz- und Kontrollsysteme installiert wurden, um die zusätzliche Leistung sicher zu integrieren.

Technisch handelt es sich um einen Lithium-Ionen-Speicher mit einer typischen Auslegungsdauer von zwei Stunden. Er kann schnell auf Frequenzabweichungen reagieren und Leistung in Sekunden hoch- oder herunterfahren. Genau diese Geschwindigkeit unterscheidet Batteriespeicher von klassischen Kraftwerken.

Ein virtuelles Kraftwerk ist kein einzelnes Gebäude. Es ist eine digitale Plattform, die viele Anlagen bündelt und steuert. Dazu gehören Windparks, Solaranlagen, Blockheizkraftwerke und zunehmend große Batteriespeicher. Über Software werden diese Anlagen so koordiniert, als wären sie ein einziges Kraftwerk.

Im Fall des Batteriespeichers in Thurrock bedeutet das, dass er auf Marktsignale und Netzanforderungen reagiert. Sinkt der Strompreis, weil viel erneuerbare Energie eingespeist wird, kann der Speicher laden. Steigt der Preis oder droht ein Engpass, speist er Strom ein. Zusätzlich kann er sogenannte Systemdienstleistungen erbringen. Dazu zählt etwa die schnelle Bereitstellung von Regelenergie, um die Netzfrequenz stabil bei 50 Hertz zu halten.

Für Netzbetreiber ist diese Flexibilität wertvoll. Sie müssen jederzeit das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch sichern. Ein virtuelles Kraftwerk hilft, viele kleine und große Flexibilitäten gebündelt einzusetzen. Für Betreiber entsteht ein Geschäftsmodell, weil sie an verschiedenen Märkten teilnehmen können, etwa am Stromgroßhandel oder an Ausschreibungen für Regelenergie.

Strompreise an der Börse schwanken teils stark. In Stunden mit hoher Nachfrage und wenig erneuerbarer Erzeugung steigen sie. Genau dann kann ein 300-MW-Speicher einspringen. Er erhöht kurzfristig das Angebot. Mehr Angebot bei gleicher Nachfrage dämpft Preisspitzen.

Umgekehrt nimmt der Speicher bei sehr niedrigen Preisen Strom auf. Das reduziert negative Preise, die auftreten können, wenn zu viel Strom im Netz ist. Laut Berichten aus der Branche sind solche Flexibilitäten in einem System mit wachsendem Anteil von Wind- und Solarstrom besonders gefragt. Der Speicher in Thurrock ist auf zwei Stunden ausgelegt. Das reicht, um typische Abendspitzen abzufedern oder kurzfristige Engpässe zu überbrücken.

Für Haushalte wirkt sich das nicht eins zu eins auf die Rechnung aus. Endkundenpreise bestehen aus mehreren Bestandteilen wie Netzentgelten, Abgaben und Steuern. Doch wenn Preisspitzen am Großhandelsmarkt seltener oder weniger extrem ausfallen, sinkt der Druck auf das Gesamtsystem. Davon profitieren Energieversorger, Industriekunden mit direktem Marktzugang und langfristig auch private Haushalte.

Das Projekt in Thurrock steht in einem größeren Zusammenhang. In Großbritannien und anderen europäischen Ländern wächst der Anteil erneuerbarer Energien seit Jahren. Damit steigt der Bedarf an Flexibilität. Batterien sind eine Möglichkeit, diese Lücke zu schließen, weil sie schnell reagieren und vergleichsweise nah am Netz gebaut werden können.

Branchenmedien berichten, dass Anlagen in der Größenordnung von 300 MW inzwischen keine Ausnahme mehr sind. Entscheidend ist, wie gut sie in digitale Steuerungssysteme eingebunden sind. Je besser das Zusammenspiel im virtuellen Kraftwerk, desto gezielter kann auf Preissignale reagiert werden.

Für Kontinentaleuropa bedeutet das: Mit zunehmendem Ausbau von Wind- und Solarparks dürfte auch der Markt für große Batteriespeicher wachsen. Ob sich einzelne Projekte rechnen, hängt von Marktregeln, Netzentgelten und Erlösmöglichkeiten im jeweiligen Land ab. Das Modell aus Thurrock zeigt, dass Übertragungsnetzbetreiber bereit sind, große Speicher systematisch einzubinden.

Der Batteriespeicher 300 MW in Thurrock bringt keine neue Energiequelle ins Spiel. Er verschiebt Energie zeitlich und reagiert schneller als klassische Kraftwerke. In Kombination mit einem virtuellen Kraftwerk kann er Preisspitzen glätten, negative Preise abmildern und die Netzfrequenz stabilisieren. Für Netzbetreiber erhöht das die Betriebssicherheit. Für Industrie und Versorger eröffnet es zusätzliche Flexibilität. Ob und wie stark private Haushalte davon profitieren, hängt von Marktstruktur und Regulierung ab. Klar ist: Mit wachsendem Anteil erneuerbarer Energien werden solche Speicher zu einem festen Bestandteil des Stromsystems.