Aura Power vê travada em Portugal a ligação à rede de um parque de baterias de 275 MW

Projeto de armazenamento da Aura Power em Santiago do Cacém

Para a britânica Aura Power, Portugal apresentava-se como uma aposta com potencial. Esse interesse levou a empresa, em 2019, a entrar no leilão do Governo para novas centrais fotovoltaicas, onde acabou por assegurar dois dos lotes a concurso. Os projetos foram desenvolvidos e, mais tarde, vendidos, mas a empresa manteve o foco em novos investimentos - e, em particular, em avançar com um novo segmento: parques de baterias de grande escala.

Com essa estratégia em vista, a Aura Power contratou terrenos em Santiago do Cacém para instalar um parque de baterias com capacidade até 275 megawatts (MW), um dos maiores projetos deste tipo em Portugal. A instalação estava prevista para um terreno de dois hectares e, caso a totalidade da potência fosse aprovada, implicaria um investimento na ordem dos €165 milhões.

Em março último, a empresa pediu à Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) autorização para avançar com um pedido de ligação à rede elétrica operada pela REN. O processo, porém, não avançou: está suspensa a atribuição de títulos para novas ligações à rede.

Segundo uma fonte da Aura Power, não foi solicitado ao Governo qualquer tipo de subsídio. A mesma fonte indicou ao Expresso que o projeto poderia ser rentável através de arbitragem de preços no mercado ibérico - carregando as baterias nas horas de preço mais baixo e injetando eletricidade na rede nas horas de preço mais alto - complementada pela prestação de serviços técnicos ao sistema elétrico, um negócio que ganhou tração nos últimos anos e que se tornou ainda mais crítico após o apagão ibérico de 28 de abril de 2025.

A Aura Power afirma ter, em Portugal, uma carteira total de projetos de baterias superior a 2 gigawatts.

Pedido de TRC “com restrições” e resposta da DGEG

Para este projeto, a empresa solicitou à DGEG um título de reserva de capacidade (TRC) com restrições. Esta modalidade de ligação à rede foi introduzida no Decreto-Lei 15/2022 - que revê as leis de bases do sistema elétrico - com o intuito de permitir uma gestão mais eficiente da rede.

A lógica das ligações “com restrições” passa por viabilizar novos projetos energéticos desde que os promotores aceitem não injetar eletricidade na rede em determinadas horas do dia, nomeadamente quando a infraestrutura se encontra mais congestionada.

Ainda assim, a DGEG comunicou à Aura Power que o pedido de ligação não seria deferido. A entidade justificou que, para obter um título “com restrições”, o promotor teria de dispor previamente de um TRC “normal”. Ora, a emissão destes títulos está suspensa, por despacho, desde 2020 - apesar de o Decreto-Lei que cria a figura “com restrições” ser posterior a essa decisão.

Outros pedidos de armazenamento autónomo sem luz verde

A Aura Power não foi caso único a receber uma recusa da DGEG. Outro promotor, que pediu anonimato ao Expresso, relata que tenta há três anos fazer avançar projetos de armazenamento autónomo - isto é, parques de baterias ligados diretamente à rede, sem estarem acoplados a centrais solares ou parques eólicos.

Em 2023, esse promotor requereu à REN e à E-Redes títulos de reserva de capacidade para mais de 1 GW. A resposta transmitida pela DGEG foi a de que não existia “enquadramento para a aceitação de pedidos de armazenamento autónomo”.

Já em 2025, após a DGEG divulgar informação relativa às capacidades de injeção na rede elétrica, o mesmo promotor tentou novamente. Voltou a receber um “não”: os novos licenciamentos para venda de energia à rede continuam suspensos e a instalação de parques de baterias só seria possível se estivesse associada a centrais de produção já existentes.

Baterias serão peça crítica para a estabilidade da rede elétrica

Nos últimos anos, Portugal registou uma expansão expressiva da capacidade fotovoltaica, impulsionada pelo custo reduzido desta tecnologia. Este avanço, em conjunto com a evolução em Espanha, afetou de forma relevante a formação de preços no mercado ibérico de eletricidade: multiplicaram-se as horas com preço zero (e, por vezes, com preços negativos) durante os períodos de maior produção solar. Em sentido inverso, os preços tendem a subir durante a noite, quando a ausência de sol abre espaço para a influência das centrais hidroelétricas e das centrais a gás natural na definição do preço.

Além de contribuírem para a estabilidade da rede - ao responderem às solicitações dos operadores em milissegundos, mais depressa do que as centrais convencionais - as baterias poderão também ajudar a suavizar o perfil de preços no mercado grossista, reduzindo a incidência de preços negativos durante o dia e evitando custos noturnos tão elevados como os atuais.

O Governo, por seu lado, tem vindo a sinalizar o armazenamento como prioridade. No programa para a atual legislatura, o Executivo comprometeu-se a “elaborar a Estratégia Nacional para o Armazenamento de Energia, com especial ênfase no reforço da bombagem hídrica e baterias” e a “implementar soluções de armazenamento de energia elétrica”.

Após o apagão, já no ano passado, o Governo também prometeu lançar um concurso para que projetos de baterias licitassem a prestação de serviços de sistema à rede. Esse concurso, destinado a uma potência de 750 MW, foi anunciado para janeiro, mas ainda não se concretizou. Entretanto, o PTRR, apresentado há dias, voltou a reforçar a intenção de apostar em baterias, ao prometer “incentivar investimentos de armazenamento de energia elétrica” e ao apontar para investimentos de €500 milhões no médio prazo (de 2027 a 2029), combinando bombagem hidroelétrica e parques de baterias “com um papel mais direcionado para a resposta rápida e a prestação de serviços de sistema”.

Até agora, as medidas efetivamente lançadas no campo das baterias resumem-se aos avisos do Fundo Ambiental para apoiar projetos financiados pelo PRR, mas apenas quando o armazenamento esteja associado a projetos específicos de produção de eletricidade renovável - ficando de fora os parques autónomos. O aviso mais recente atribuiu cerca de €60 milhões em subsídios, cobrindo até 20% do investimento de cada projeto. Antes disso, em 2024, um outro aviso já tinha alocado €100 milhões a apoios para iniciativas semelhantes.

Governo quer um processo ordenado de aprovação de projetos

Confrontado pelo Expresso com a razão pela qual a DGEG está a travar o licenciamento de projetos autónomos de baterias, apesar de o armazenamento ser assumido como prioridade política, o Ministério do Ambiente e Energia respondeu que "não existiu qualquer orientação do Ministério do Ambiente e da Energia para suspensão ou bloqueio do licenciamento de projetos de armazenamento nem de qualquer outro tipo de projetos".

De acordo com o Ministério, "O que sucede neste momento é que a DGEG se encontra a assegurar, de forma temporária e limitada no tempo, prioridade operacional à análise técnica das 85 candidaturas apresentadas no âmbito do segundo aviso do PRR para armazenamento e flexibilidade de rede", tendo em conta que estes projetos, financiados pelo PRR, têm de estar contratualizados até junho de 2026.

Os elementos fornecidos pelo Governo ao Expresso indicam que a DGEG “tem em tramitação” 113 processos ligados ao armazenamento. Estão já licenciados 680 MW, dos quais 27 MW correspondem a armazenamento autónomo - neste caso, um projeto-piloto. Segundo o Ministério do Ambiente, "Os restantes pedidos, correspondentes a cerca de 720 MW adicionais, encontram-se em diferentes fases do procedimento administrativo, designadamente em análise pela DGEG, em apreciação para emissão de parecer por parte dos operadores de rede ou do Gestor Global do Sistema, ou ainda a aguardar elementos adicionais por parte dos promotores".

Quanto ao facto de vários projetos de armazenamento autónomo continuarem sem autorização de ligação à rede, o Governo defende que "o desenvolvimento do armazenamento exige uma gestão equilibrada e responsável daquilo que é a concessão de novos direitos no acesso à rede elétrica". E acrescenta: "O acesso à rede constitui um recurso escasso, com elevado valor económico e que tem associado investimentos muito significativos suportados, em última instância, por todos os consumidores. Por essa razão, a atribuição de capacidade não pode ocorrer de forma desordenada ou especulativa", nota o Ministério do Ambiente e Energia.

O Executivo lembra ainda que, nos últimos anos, "foram atribuídos títulos de reserva de capacidade a projetos [de produção de eletricidade] que, em muitos casos, mantiveram e mantêm durante anos o acesso à rede sem nunca avançarem para execução efetiva“. Daí, acrescenta o Governo, ”importa assegurar que os mesmos problemas não se reproduzem agora no desenvolvimento do armazenamento".

Voltando a sublinhar que está a ser preparado um concurso para “atribuição de títulos de reserva de capacidade associados a cerca de 750 MW de armazenamento autónomo com capacidade firme de acesso à rede”, o Ministério do Ambiente e Energia garantiu ao Expresso que "será aprovado, ainda durante este mês, um novo enquadramento procedimental aplicável ao licenciamento de instalações de armazenamento, consolidando e clarificando os procedimentos administrativos aplicáveis às diferentes tipologias de projetos".

O Governo refere ainda que "a DGEG, os operadores de rede e a ERSE (regulador da energia) encontram-se igualmente a desenvolver um enquadramento técnico harmonizado para as condições de flexibilidade eventualmente aplicáveis à operação destas instalações".