Irland und Nordirland teilen sich den Single Electricity Market (SEM), eines der windabhängigsten Netze Europas. Die irische Regierung strebt bis 2030 einen Anteil von 80 % erneuerbarer Energien an, was 9 GW Onshore-Windkraft, 5 GW Offshore-Windkraft und 8 GW Solarenergie auf einem gesamtirischen System erfordert, das derzeit Spitzenwerte von etwa 6 GW erreicht und bei dem die Nachfrage bis Anfang der 2030er Jahre voraussichtlich über 7 GW steigen wird.

Dieses Missverhältnis zwischen schwankendem Angebot und begrenzter Nachfrage führt zu extremer Preisvolatilität und einem strukturellen Bedarf an Flexibilität. Die Spitzenlast auf der ganzen Insel beträgt etwa ein Achtel der von Großbritannien, und die Interkonnektivitätskapazität beläuft sich auf insgesamt 1,5 GW über drei Verbindungen: Moyle (Nordirland–Schottland), EWIC (Dublin–Deeside) und Greenlink (Wexford–Pembroke).

Das entspricht über 20 % der Spitzenlast in Irland – ein höheres Verhältnis von Interkonnektivität zu Nachfrage als in Großbritannien. Im SEM wurden knapp 1 GW Batteriespeicher gebaut (ohne Pumpspeicher), mit über 10 GW an Projekten in der Anschluss-Pipeline.

Bis Entwickler jedoch modellieren können, was nach DS3 – dem Festvergütungsprogramm, das bisher die Haupteinnahmequelle für Batteriespeicher in Irland war – kommt, ist die Pipeline eingefroren.

Strommarkt Irland: Wichtige Erkenntnisse

• DS3 hat die Batteriespeicherflotte in Irland aufgebaut. Es wird durch wettbewerbliche Future Arrangement for System Services (FASS)-Auktionen ersetzt, die für Mai 2027 geplant sind, sowie durch einen strukturellen Wandel zum Großhandel.
• Day-Ahead-Spreads liegen im Durchschnitt bei etwa 103 €/MWh und bleiben stabil, egal ob Wind 25 % oder 70 % der Erzeugung liefert, da Irlands Merit-Order direkt von Erneuerbaren zu Gas springt.
• Batterien können die Kosten für Netzengpässe (567 Mio. € in 2024/25, Prognose: 700 Mio. € in 2025/26) senken, indem sie die System Non-Synchronous Penetration verringern. Das SNSP-Limit von EirGrid soll von derzeit 75 % bis 2030 auf 95 % steigen.

DS3 hat die erste Flotte aufgebaut. Jetzt kommt der Großhandel.

DS3-Systemdienstleistungen zahlen feste Tarife für Frequenzhaltung. Die kurzfristigen Tarife waren großzügig, weshalb fast jede operative Batterie in Irland eine oder zwei Stunden Laufzeit hat.

DS3 läuft aus. Die effektiven Vergütungssätze sind seit 2022 um mehr als 40 % gesunken – durch Basistarifkürzungen und reduzierte Multiplikatoren.

Das Programm sollte ursprünglich im Dezember 2026 enden. Die Regulierungsbehörden haben es bis zum Start von FASS im Mai 2027 verlängert, mit einem Enddatum im September 2027. In diesem Zeitraum können die Tarife weiterhin gesenkt werden.

Großbritannien hat denselben Übergang durchlaufen. Als die alten FFR-Verträge durch die Enduring Auction Capability ersetzt wurden, brachen die Einnahmen aus der Frequenzhaltung ein. Irland steuert auf dasselbe Szenario zu.

Reform des Großhandelsmarktes ermöglicht Energiemarktteilnahme

Batterien in Irland sind technisch seit Einführung des I-SEM für Day-Ahead-, Intraday- und Ausgleichsmärkte zugelassen, aber der operative Zugang erfolgte schrittweise. Vor 2023 hat der TSO Batterien selten abgerufen und Importe am Großhandelsmarkt blockiert.

SDP-02, seit November 2025 in Kraft, hat das Importlimit aufgehoben und der TSO setzt Batterien nun sowohl für Import als auch Export ein.

Starker Kapazitätsmarkt – aber Derating-Faktoren wirken sich aus

Der Capacity Remuneration Mechanism (CRM) in Irland zahlt ebenfalls gut. Die T-4-Auktion im Dezember 2024 räumte etwa 150.000 €/MW für das Lieferjahr 2028/29 ab – mehr als das Doppelte des britischen Werts.

Aber wie in Großbritannien, Polen und anderen europäischen Märkten beginnen Derating-Faktoren, sich auf Speicher auszuwirken. Systeme mit ein oder zwei Stunden haben ihren Derating-Faktor etwa halbiert. Garantierte Einnahmen aus DS3 und dem Kapazitätsmarkt sinken. Der Großhandel wird zur primären Einnahmequelle.

Die Pipeline spiegelt diesen Wandel wider. Der operative Bestand besteht fast ausschließlich aus ein- und zweistündigen Batterien, die für DS3 gebaut wurden. Die Entwicklungspipeline – etwa 10 GW und 50 GWh über 155 Projekte – wird von vierstündigen Systemen für Großhandelsarbitrage dominiert.

Wie sieht die Großhandelsmöglichkeit in Irland nun tatsächlich aus?

Warum Großhandelsspannen in Irland hoch bleiben

Irlands Kraftwerkspark ist einfach aufgebaut. Wind und Solar haben keine Grenzkosten. Darüber steht Gas: etwa 4 GW CCGTs, weniger als 1 GW OCGTs und ein kleiner Anteil Öl. Moneypoint, das letzte Kohlekraftwerk Irlands, hat im Juni 2025 die Kohleverbrennung eingestellt (das Kraftwerk bleibt bis 2029 als Ölreserve außerhalb des Marktes erhalten).

In Großbritannien liegen große Blöcke von Mid-Merit-CCGTs zwischen Erneuerbaren und teuren Spitzenlastkraftwerken. Wenn die Erzeugung aus Erneuerbaren hoch ist, kann der Bedarf gedeckt werden, ohne in die teuren OCGT-Preise zu geraten, was die Spreads komprimiert.

Irland hat diesen Puffer nicht. Die Nachfrage liegt fast immer zwischen zwei Brennstoffarten mit großem Kostenunterschied. Ob Wind nun 25 % oder 70 % der Erzeugung liefert, die durchschnittliche Day-Ahead-Spanne liegt bei etwa 103 €/MWh.

Mit wachsendem Erneuerbaren-Anteil gewinnen Batterien an Wert

Die Spreads erklären die durchschnittlichen Chancen. Der Anteil der Erneuerbaren zeigt, wo sich Systemdruck aufbaut und Batterien über die Arbitrage hinaus verdienen können.

EirGrid und SONI (die Übertragungsnetzbetreiber in der Republik Irland und Nordirland) messen den Anteil über eine Kennzahl namens System Non-Synchronous Penetration (SNSP) – den Anteil der Erzeugung aus Wind, Solar und Interkonnektorimporten. Der SNSP ist derzeit auf 75 % im gesamten Inselnetz begrenzt.

Wenn das System diese Obergrenze erreicht, drosselt der Betreiber Windstrom und zwingt Gaskraftwerke zur Stabilisierung weiterzulaufen. Diese Kosten erreichten 567 Mio. € in 2024/25. Die Prognose für 2025/26 liegt bei 700 Mio. €. Zum Vergleich: Großbritanniens Ausgleichskosten betrugen im gleichen Zeitraum 2,7 Mrd. £ – in einem System, das fast zehnmal größer ist. Die effektiven Ausgleichskosten pro MWh sind in Irland also doppelt so hoch.

EirGrid erhöht die Obergrenze. Das SNSP-Limit ist von 50 % im Jahr 2015 auf heute 75 % gestiegen und soll bis 2030 auf 95 % wachsen. Batterien helfen direkt: Wenn eine Batterie in einer Hoch-SNSP-Phase lädt, erhöht sie die Last, senkt das Verhältnis und reduziert die Abregelung.

Der SNSP bestimmt auch die DS3-Vergütung. Stunden mit hohem SNSP erhalten die höchsten Tarifmultiplikatoren. Mit wachsender Windkapazität und häufigeren Hoch-SNSP-Stunden verdienen Batterien mit Frequenzhaltung mehr.

Vier regulatorische Unbekannte, die Entwickler in Irland beobachten

1. FASS-Design. FASS ersetzt DS3 durch wettbewerbliche Auktionen im Mai 2027 (Ende spätestens September 2027). Das Design wird noch finalisiert. Es wird erwartet, dass die Nebenleistungen-Einnahmen nach Beginn der Auktionen deutlich sinken – wie in anderen Märkten.
2. Teilnahme am Ausgleichsmechanismus. Derzeit setzt der TSO Batterien nur zur Engpassbewirtschaftung ein, nicht für marktgerechte Energieaktionen. Eine vollständige Teilnahme wird vor 2030 nicht erwartet – im Gegensatz zu Großbritannien, wo der Ausgleichsmechanismus zur wichtigsten Einnahmequelle für BESS wird.
3. Beschaffung von Langzeitspeichern. Irland entwickelt ein Rahmenwerk zur Beschaffung von Langzeitspeichern, das einen separaten Weg zu Vertragserlösen für Systeme mit mehr als vier Stunden eröffnen könnte.
4. Abschaffung der DUoS-Gebühren. Die CRU (irische Regulierungsbehörde) hat im April 2026 eine Grundsatzentscheidung zur Abschaffung der Distribution Use of System-Gebühren für BESS veröffentlicht – ein positives Signal für die Wirtschaftlichkeit von Projekten.

Solange FASS und der Zeitplan für die Teilnahme am Ausgleichsmechanismus nicht klar sind, können Entwickler keine Finanzierungen abschließen.

Zwei strukturelle Veränderungen stehen bevor

Mehr Interkonnektivität steht bevor. Der Celtic Interconnector (700 MW nach Frankreich) soll bis Frühjahr 2028 in Betrieb gehen – die erste direkte Verbindung der Insel nach Kontinentaleuropa und eine Erhöhung der gesamtirischen Interkonnektivitätskapazität auf 2,2 GW. Langfristig wird dies die irischen Preise an das kontinentale Niveau heranführen und die Spreads verringern, während bei hohen Importen der SNSP-Druck steigt.

Netzbildende Wechselrichter sind der zweite Hebel. EirGrids Fahrplan sieht 95 % SNSP bis 2030 vor. Dafür braucht es Synchrongeneratoren, netzbildende Wechselrichter und ein verbessertes Frequenzmanagement. Netzbildende Batterien können synthetische Trägheit und Spannungshaltung bieten. Akzeptiert EirGrid sie als gleichwertig zu Synchrongeneratoren, könnte die Mindestanzahl konventioneller Kraftwerke weiter sinken – und das SNSP-Limit weiter steigen. Das eröffnet neue Dienstleistungsmärkte für BESS.

Starke Grundlagen, geringe Planungssicherheit

Irland ähnelt auf den ersten Blick Großbritannien: 30-Minuten-Abrechnung, von der TSO betriebene Ausgleichsmärkte, T-4-Kapazitätsauktionen. Im Detail zahlt Irland aber mehr für Kapazität, erzielt größere Großhandelsspannen und muss Wind doppelt so teuer abregeln wie pro MWh in Großbritannien.

Die Pipeline wartet auf FASS und die Teilnahme am Ausgleichsmechanismus. Sobald das Design steht, können Entwickler mit einer Einnahmenstruktur rechnen, die einige der höchsten Großhandelsspannen Europas, einen starken Kapazitätsmarkt und ein wachsendes SNSP-Limit kombiniert – und so neue Dienstleistungsmärkte für netzbildende Batterien eröffnet.