Irland und Nordirland teilen sich den Single Electricity Market (SEM), eines der windabhängigsten Stromnetze Europas. Die irische Regierung strebt bis 2030 einen Anteil von 80 % erneuerbarer Energien an. Dafür sind 9 GW Onshore-Wind, 5 GW Offshore-Wind und 8 GW Solar auf einem gesamten Inselnetz erforderlich, das derzeit bei etwa 6 GW Spitzenlast liegt. Für Anfang der 2030er Jahre wird ein Bedarf von über 7 GW prognostiziert.

Dieses Missverhältnis zwischen schwankendem Angebot und begrenzter Nachfrage führt zu extremer Preisvolatilität und einem strukturellen Bedarf an Flexibilität. Die Spitzenlast der gesamten Insel entspricht etwa einem Achtel der Großbritanniens, und die Interkonnektivitätskapazität beträgt 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 Verbindungskapazität zu Nachfrage als in Großbritannien. Im SEM wurden knapp ein GW Batteriespeicher gebaut (ohne Pumpspeicher), mit über 10 GW an Projekten in der Anschluss-Pipeline.

Bis Entwickler jedoch modellieren können, was nach DS3 – dem Festtarifprogramm, das bislang die Haupteinnahmequelle für Batterien in Irland war – kommt, ist die Pipeline eingefroren.

Irlands Strommarkt: Zentrale Erkenntnisse

• DS3 hat den Batteriespeicher-Bestand in Irland aufgebaut. Nun wird es durch wettbewerbliche FASS-Auktionen (geplant für Mai 2027) und einen strukturellen Wechsel zum Großhandel abgelöst.
• Day-Ahead-Spreads liegen im Schnitt bei etwa 103 €/MWh und bleiben stabil, egal ob Wind 25 % oder 70 % der Erzeugung liefert – denn Irlands Merit-Order springt direkt von Erneuerbaren zu Gas.
• 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 bis 2030 von aktuell 75 % auf 95 % steigen.

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

DS3-Systemdienstleistungen zahlten Festtarife für Frequenzregelung. Die kurzfristigen Tarife waren großzügig, daher sind fast alle in Irland betriebenen Batterien auf ein bis zwei Stunden ausgelegt.

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

Das Programm sollte ursprünglich im Dezember 2026 enden. Die Regulierungsbehörden haben es bis zum FASS-Start im Mai 2027 verlängert, mit einer finalen Frist im September 2027. Auch in diesem Zeitraum können die Tarife noch gesenkt werden.

Großbritannien hat denselben Wandel durchlaufen. Als die alten FFR-Verträge durch das Enduring Auction Capability ersetzt wurden, brachen die Einnahmen aus der Frequenzregelung ein. In Irland zeichnet sich das gleiche Bild ab.

Großhandelsreform ermöglicht Übergang zum Energiehandel

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

SDP-02, seit November 2025 aktiv, hat das Importlimit aufgehoben. Der TSO setzt Batterien nun sowohl für Im- als auch Export ein.

Starker Kapazitätsmarkt, aber Abschläge wirken sich aus

Das Capacity Remuneration Mechanism (CRM) in Irland zahlt ebenfalls gut. Die T-4-Auktion im Dezember 2024 lag bei rund 150.000 €/MW für das Lieferjahr 2028/29 – mehr als doppelt so viel wie in Großbritannien.

Wie in Großbritannien, Polen und anderen europäischen Märkten, schlagen sich nun Abschläge (Derating Factors) auf Speicher nieder. Ein- und Zwei-Stunden-Systeme haben ihren Abschlag etwa halbiert. Die garantierten Erlöse aus DS3 und Kapazitätsmarkt gehen zurück. Der Großhandel wird zur wichtigsten Einnahmequelle.

Die Projektpipeline spiegelt diesen Wandel wider. Der aktuelle Bestand besteht fast ausschließlich aus Ein- und Zwei-Stunden-Batterien für DS3. Die Entwicklungspipeline – etwa 10 GW und 50 GWh über 155 Projekte – wird von Vier-Stunden-Systemen für Großhandels-Arbitrage dominiert.

Wie sieht also die Großhandels-Chance in Irland tatsächlich aus?

Warum die Großhandelsspannen in Irland hoch bleiben

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

In Großbritannien gibt es große Blöcke von CCGTs mittlerer Merit-Order zwischen erneuerbaren Energien und teuren Spitzenlastkraftwerken. Bei hoher erneuerbarer Erzeugung kann die Nachfrage gedeckt werden, ohne in OCGT-Preisspitzen vorzudringen – das hält die Spreads niedrig.

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 – der durchschnittliche tägliche Day-Ahead-Spread bleibt bei etwa 103 €/MWh.

Steigende Erneuerbaren-Anteile schaffen neue Wertschöpfung für Batterien

Die Spreads zeigen das durchschnittliche Marktpotenzial. Die Durchdringung erneuerbarer Energien zeigt, wo sich Systemdruck aufbaut und Batterien über Arbitrage hinaus verdienen können.

EirGrid und SONI (die Übertragungsnetzbetreiber in der Republik Irland und Nordirland) messen die Durchdringung mit dem Wert System Non-Synchronous Penetration (SNSP) – dem Anteil der Stromerzeugung aus Wind, Solar und Importen über Interkonnektoren. Das SNSP-Limit liegt aktuell bei 75 % für das gesamte Inselnetz.

Erreicht das System diese Obergrenze, drosselt der Betreiber Windstrom und zwingt Gaskraftwerke aus Stabilitätsgründen zum Weiterbetrieb. Diese Kosten erreichten 2024/25 rund 567 Mio. €. Für 2025/26 werden 700 Mio. € prognostiziert. Zum Vergleich: Großbritanniens Ausgleichskosten lagen im selben Zeitraum bei 2,7 Mrd. £ – auf einem System, das fast zehnmal so groß ist. Die effektiven Ausgleichskosten pro MWh sind in Irland also doppelt so hoch.

EirGrid hebt die Obergrenze an. Das SNSP-Limit ist von 50 % im Jahr 2015 auf heute 75 % gestiegen, mit dem Ziel von 95 % bis 2030. Batterien helfen direkt: Wenn sie bei hohem SNSP laden, erhöhen sie die Last, senken das Verhältnis und reduzieren die Abregelung.

Das SNSP bestimmt auch die DS3-Zahlungen. Stunden mit hohem SNSP erhalten die größten Tarifmultiplikatoren. Je mehr Windkapazität installiert wird und je häufiger solche Stunden auftreten, desto mehr verdienen Batterien mit Frequenzregelung.

Vier regulatorische Unsicherheiten, die Entwickler in Irland beobachten

1. FASS-Design. FASS ersetzt DS3 durch wettbewerbliche Auktionen im Mai 2027 (spätestens September 2027). Das Design wird noch finalisiert. Die Nebeneinnahmen werden nach Auktionsstart voraussichtlich stark sinken – wie in anderen Märkten.
2. Teilnahme am Balancing Mechanism. Der TSO setzt Batterien derzeit nur zur Engpassbewältigung ein, nicht für marktbasierte Energieaktionen. Volle Teilnahme wird vor 2030 nicht erwartet – ganz anders als in Großbritannien, wo der Balancing Mechanism zur wichtigsten Einnahmequelle für BESS wird.
3. Beschaffung von Langzeitspeichern. Irland entwickelt ein Beschaffungsmodell für Langzeitspeicher, das eine separate Einnahmequelle für Systeme mit mehr als vier Stunden eröffnen könnte.
4. Abschaffung der DUoS-Gebühren. Die CRU (irische Regulierungsbehörde) hat im April 2026 die Absicht veröffentlicht, die Distribution Use of System-Gebühren für BESS abzuschaffen – ein positives Signal für die Wirtschaftlichkeit.

Bis FASS und der Zeitplan für die Teilnahme am Balancing Mechanism 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 Direktverbindung der Insel zum europäischen Festland. Damit steigt die gesamte Verbindungskapazität auf 2,2 GW. Mittelfristig wird dies die irischen Preise an das Kontinentniveau heranführen und die Spreads verringern, während bei hohen Importen der SNSP-Druck steigt.

Grid-formende Wechselrichter sind der zweite Hebel. Der operative Fahrplan von EirGrid sieht 95 % SNSP bis 2030 vor. Dafür sind Synchrongeneratoren, grid-formende Wechselrichter und eine verbesserte Frequenzregelung erforderlich. Grid-formende Batterien können synthetische Trägheit und Spannungshaltung bereitstellen. Wenn EirGrid sie als gleichwertig zu Synchrongeneratoren anerkennt, würde das die Mindestanzahl konventioneller Kraftwerke senken und das SNSP-Limit weiter anheben – und neue Servicemärkte für BESS eröffnen.

Starke Fundamentaldaten, geringe Planungssicherheit

Irland ähnelt Großbritannien auf den ersten Blick: 30-Minuten-Abrechnung, vom TSO betriebene Ausgleichsmärkte, T-4-Kapazitätsauktionen. Im Detail zahlt Irland aber mehr für Kapazität, erzielt höhere Großhandelsspannen und muss Wind zu doppelt so hohen Kosten pro MWh abregeln.

Die Pipeline wartet auf FASS und Balancing Mechanism. Sobald das Design steht, können Entwickler auf einen Einnahmestapel bauen, der einige der höchsten Großhandelsspannen Europas, einen starken Kapazitätsmarkt und ein steigendes SNSP-Limit umfasst – was neue Servicemärkte für grid-formende Batterien schafft.