Portugal: Aura Power scheitert mit Batteriespeicher an blockierten Netzanschlüssen

Aura Power plant Batteriespeicher mit 275 MW in Santiago do Cacém

Für das britische Unternehmen Aura Power galt Portugal als vielversprechender Markt. So vielversprechend, dass sich das Unternehmen 2019 an der staatlichen Auktion für neue Photovoltaikanlagen beteiligte und zwei der ausgeschriebenen Lose gewann. Aura Power entwickelte die Vorhaben weiter und veräußerte sie später, hielt jedoch an seinem Interesse fest, in weitere Anlagen zu investieren und ein neues Geschäft mit Batteriespeichern im großen Maßstab aufzubauen. Für dieses neue Vorhaben sicherte sich das Unternehmen Flächen in Santiago do Cacém, auf denen ein Batteriespeicher mit bis zu 275 Megawatt (MW) entstehen soll – eines der größten Projekte dieser Art in Portugal. Im vergangenen März beantragte das Unternehmen bei der Generaldirektion Energie und Geologie (DGEG) die Genehmigung, einen Antrag auf Anschluss an das von REN betriebene Stromnetz zu stellen. Das Vorhaben wurde jedoch ausgebremst: Die Vergabe von Titeln für neue Netzanschlüsse ist ausgesetzt.

Der auf einem zwei Hektar großen Grundstück geplante Batteriespeicher von Aura Power würde Investitionen von rund 165 Millionen Euro erfordern, falls die gesamte Leistung genehmigt wird. Das Unternehmen hat keine staatlichen Subventionen beantragt. Eine Quelle bei Aura Power versicherte Expresso, dass der Batteriespeicher durch Preisarbitrage auf dem iberischen Markt wirtschaftlich tragfähig wäre: Die Batterien würden in Stunden mit niedrigen Preisen geladen und bei höheren Preisen Strom ins Netz einspeisen. Ergänzt würde dies durch technische Dienstleistungen für das Netz – ein Geschäftsfeld, das in den vergangenen Jahren gewachsen ist und nach dem iberischen Stromausfall vom 28. April 2025 noch wichtiger wurde.

Aura Power, dessen gesamte Projektpipeline für Batteriespeicher in Portugal mehr als 2 Gigawatt umfasst, beantragte bei der DGEG einen Titel zur Reservierung von Kapazität (TRC) mit Einschränkungen. Diese Anschlussform wurde mit dem Gesetzesdekret 15/2022 eingeführt, das die Grundregeln des Stromsystems überarbeitete, um eine effizientere Netzsteuerung zu ermöglichen. Anschlüsse „mit Einschränkungen“ sollen neue Energieprojekte ermöglichen, deren Eigentümer akzeptieren, zu bestimmten Tageszeiten keinen Strom ins Netz einspeisen zu dürfen, wenn dieses besonders stark ausgelastet ist.

Die DGEG teilte Aura Power mit, dass der Antrag auf Netzanschluss nicht bewilligt werde. Zur Begründung führte sie an, dass ein Entwickler für einen Titel „mit Einschränkungen“ bereits über einen „normalen“ TRC verfügen müsse. Die Vergabe dieser Genehmigungen ist allerdings seit 2020 durch einen Erlass ausgesetzt – obwohl das Gesetzesdekret zur Schaffung der Variante „mit Einschränkungen“ erst nach diesem Erlass verabschiedet wurde.

Auch autonome Batteriespeicher erhalten keine Netzanschlüsse

Aura Power ist nicht das einzige Unternehmen, das von der DGEG einen ablehnenden Bescheid erhalten hat. Ein weiterer Entwickler, der gegenüber Expresso anonym bleiben wollte, versucht seit drei Jahren, Projekte für autonome Speicher umzusetzen. Dabei handelt es sich um Batteriespeicher, die unmittelbar an das Stromnetz angeschlossen und nicht mit einer Solaranlage oder einem Windpark gekoppelt sind. 2023 beantragte das Unternehmen bei REN und E-Redes Titel zur Reservierung von Kapazität für mehr als 1 GW. Die DGEG antwortete schließlich, es gebe keinen „Rahmen für die Annahme von Anträgen für autonome Speicher“.

Nachdem die DGEG 2025 Informationen zu den Einspeisekapazitäten im Stromnetz veröffentlicht hatte, unternahm derselbe Projektentwickler einen neuen Versuch. Auch diesmal fiel die Antwort der DGEG negativ aus: Neue Genehmigungen für den Verkauf von Strom an das Netz seien ausgesetzt, und Batteriespeicher dürften nur errichtet werden, wenn sie mit bereits bestehenden Stromerzeugungsanlagen verbunden seien.

Batterien werden für die Stabilität des Stromnetzes entscheidend sein

Portugal hat seine Photovoltaikkapazität in den vergangenen Jahren stark ausgebaut, begünstigt durch die niedrigen Kosten dieser Technologie. Dieses Wachstum hatte zusammen mit der Entwicklung in Spanien erhebliche Auswirkungen auf die Preisbildung am iberischen Strommarkt. In Zeiten hoher Solarstromerzeugung gibt es zunehmend Stunden mit Preisen von null oder sogar negativen Preisen. Dem stehen höhere Preise in der Nacht gegenüber, wenn ohne Sonneneinstrahlung Wasserkraftwerke und Erdgaskraftwerke den Marktpreis „bestimmen“.

Neben ihrem Beitrag zur Stabilität des Stromnetzes – denn sie können auf Anforderungen der Netzbetreiber innerhalb von Millisekunden und damit schneller als konventionelle Kraftwerke reagieren – könnten Batterien auch das Preisprofil auf dem Stromgroßhandelsmarkt glätten. So ließen sich negative Preise am Tag ebenso vermeiden wie die derzeit hohen Kosten in der Nacht.

Auch die Regierung selbst stuft Batteriespeicher als Priorität ein. In ihrem Programm für die laufende Legislaturperiode versprach die Exekutive, „die Nationale Strategie für die Energiespeicherung auszuarbeiten, mit besonderem Schwerpunkt auf dem Ausbau der Pumpspeicherung und Batterien“ sowie „Lösungen für die Speicherung elektrischer Energie umzusetzen“.

Bereits im vergangenen Jahr hatte die Regierung nach dem Stromausfall eine Ausschreibung angekündigt, über die Batteriespeicherprojekte für die Erbringung von Systemdienstleistungen für das Netz vergeben werden sollten. Die Ausschreibung sollte eine Leistung von 750 MW umfassen und für Januar erfolgen, ist aber weiterhin nicht durchgeführt worden. Auch der vor wenigen Tagen vorgestellte PTRR bekräftigte das Engagement für Batterien: Er verspricht, „Investitionen in die Speicherung elektrischer Energie zu fördern“, und nennt Investitionen von 500 Millionen Euro mittelfristig, zwischen 2027 und 2029. Diese sollen Pumpspeicherlösungen und Batteriespeicher umfassen, „mit einer stärker auf schnelle Reaktion und die Erbringung von Systemdienstleistungen ausgerichteten Rolle“.

Bislang wurden im Bereich Batteriespeicher lediglich die Aufrufe des Umweltfonds gestartet, über die aus dem PRR finanzierte Batterieprojekte unterstützt werden. Die Förderung gilt jedoch ausschließlich für Speicherinvestitionen, die mit konkreten Projekten zur Erzeugung erneuerbaren Stroms verbunden sind; autonome Batteriespeicher sind damit ausgeschlossen. Im jüngsten Aufruf wurden rund 60 Millionen Euro an Zuschüssen vergeben, die bis zu 20% der Investition jedes Projekts finanzieren. Zuvor hatte bereits 2024 ein weiterer Aufruf 100 Millionen Euro für vergleichbare Projekte bereitgestellt.

Regierung strebt ein geordnetes Genehmigungsverfahren an

Auf die Frage von Expresso, weshalb die DGEG die Genehmigung autonomer Batteriespeicherprojekte hemme, obwohl Speicherung zu den Prioritäten der Regierung gehöre, erklärte das Ministerium für Umwelt und Energie, dass „keinerlei Weisung des Ministeriums für Umwelt und Energie zur Aussetzung oder Blockierung der Genehmigung von Speicherprojekten noch irgendeiner anderen Art von Projekten ergangen ist“.

„Was derzeit geschieht, ist, dass die DGEG vorübergehend und zeitlich begrenzt der technischen Prüfung der 85 Anträge, die im Rahmen des zweiten PRR-Aufrufs für Speicherung und Netzflexibilität eingereicht wurden, operative Priorität einräumt“, da diese aus dem PRR finanzierten Projekte bis Juni 2026 vertraglich gebunden sein müssen.

Die von der Regierung Expresso übermittelten Daten zeigen, dass die DGEG „113 Verfahren im Zusammenhang mit Speicherung in Bearbeitung“ hat. Bereits genehmigt sind 680 MW, darunter 27 MW autonome Speicherung, wobei es sich in diesem Fall um ein Pilotprojekt handelt. „Die übrigen Anträge, die rund 720 MW zusätzlich entsprechen, befinden sich in unterschiedlichen Phasen des Verwaltungsverfahrens, insbesondere in der Prüfung durch die DGEG, in der Bewertung zur Abgabe einer Stellungnahme durch die Netzbetreiber oder den Globalen Systemmanager oder warten noch auf zusätzliche Unterlagen der Projektentwickler“, erklärte das Umweltministerium.

Zu dem Umstand, dass mehrere Projekte für autonome Speicher bis heute keine Netzanschlussgenehmigung erhalten konnten, erklärte die Regierung, „die Entwicklung der Speicherung erfordert eine ausgewogene und verantwortungsvolle Verwaltung dessen, was die Vergabe neuer Rechte für den Zugang zum Stromnetz betrifft“. „Der Netzzugang ist eine knappe Ressource von hohem wirtschaftlichem Wert, mit der sehr erhebliche Investitionen verbunden sind, die letztlich von allen Verbrauchern getragen werden. Aus diesem Grund darf Kapazität nicht ungeordnet oder spekulativ vergeben werden“, betont das Ministerium für Umwelt und Energie.

Die Regierung verweist darauf, dass in den vergangenen Jahren „Titel zur Reservierung von Kapazität an Projekte [zur Stromerzeugung] vergeben wurden, die in vielen Fällen den Netzzugang über Jahre hinweg behielten und behalten, ohne jemals mit der tatsächlichen Umsetzung voranzukommen“. Deshalb müsse, so die Exekutive weiter, „sichergestellt werden, dass sich dieselben Probleme bei der Entwicklung der Speicherung nicht wiederholen“.

Das Ministerium für Umwelt und Energie bekräftigte gegenüber Expresso, dass es eine Ausschreibung zur „Vergabe von Titeln zur Reservierung von Kapazität in Verbindung mit rund 750 MW autonomer Speicherung mit gesicherter Netzzugangskapazität“ vorbereite. Zugleich versicherte es, dass „noch in diesem Monat ein neuer verfahrensrechtlicher Rahmen für die Genehmigung von Speicheranlagen verabschiedet wird, der die für die verschiedenen Projektarten geltenden Verwaltungsverfahren zusammenführt und präzisiert“.

Darüber hinaus erklärt die Regierung, dass „die DGEG, die Netzbetreiber und die ERSE (Energieregulierungsbehörde) ebenfalls einen harmonisierten technischen Rahmen für die Flexibilitätsbedingungen entwickeln, die gegebenenfalls für den Betrieb dieser Anlagen gelten“.