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

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Diese Diskrepanz zwischen schwankendem Angebot und begrenzter Nachfrage führt zu extremen Preisschwankungen und einem strukturellen Bedarf an Flexibilität. Die Spitzenlast im gesamten irischen Stromsystem entspricht etwa einem Achtel der von Großbritannien. Die gesamte Interkonnektivitätskapazität beträgt 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 ein Gigawatt Batteriespeicher installiert (ohne Pumpspeicher), während sich über 10 GW an Projekten in der Anschluss-Pipeline befinden.

Bis Entwickler jedoch modellieren können, was nach DS3 kommt – dem Programm mit festen Tarifen, das bisher die Haupteinnahmequelle für Batterien in Irland war – ist die Pipeline eingefroren.

Strommarkt Irland: Die wichtigsten Erkenntnisse

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

DS3 hat die frühe Flotte aufgebaut. Der Großhandel ersetzt es.

DS3-Systemdienstleistungen vergüten feste Tarife für Frequenzregelung. Die kurzfristigen Tarife waren großzügig, weshalb fast alle in Betrieb befindlichen Batterien in Irland über eine oder zwei Stunden Laufzeit verfügen.

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 endgültigen Stichtag im September 2027. Die Tarife können in diesem Zeitraum weiterhin gekürzt werden.

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

Großhandelsreform ermöglicht den Wechsel zum Energiehandel

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

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

Starker Kapazitätsmarkt, aber Abschläge werden spürbar

Der Kapazitätsmechanismus in Irland (CRM) zahlt ebenfalls gut. Die T-4-Auktion im Dezember 2024 wurde mit etwa 150.000 €/MW für das Lieferjahr 2028/29 abgeschlossen – mehr als doppelt so viel wie das britische Pendant.

Aber wie in Großbritannien, Polen und anderen europäischen Märkten werden Abschläge für Speicher zunehmend relevant. Systeme mit ein oder zwei Stunden Laufzeit haben etwa die Hälfte ihres Abschlags eingebüßt. Garantierte Einnahmen aus DS3 und Kapazitätsmarkt gehen zurück. Der Großhandel wird zur Haupteinnahmequelle.

Das spiegelt sich in der Pipeline wider. Die aktuell betriebene Flotte besteht fast ausschließlich aus ein- und zweistündigen Batterien, die für DS3 gebaut wurden. Die Entwicklungspipeline – rund 10 GW und 50 GWh über 155 Projekte – wird von vierstündigen Systemen für den Großhandelsarbitrage dominiert.

Wie sieht also die Großhandelsmöglichkeit in Irland konkret aus?

Warum die Großhandelsspannen in Irland hoch bleiben

Der Kraftwerkspark Irlands ist einfach strukturiert: Wind und Solar produzieren zu Grenzkosten von null. Darüber steht Gas: etwa 4 GW CCGTs, weniger als 1 GW OCGTs, dann ein kleiner Anteil Öl. Moneypoint, das letzte Kohlekraftwerk Irlands, hat im Juni 2025 die Kohleverbrennung eingestellt (das Kraftwerk bleibt bis 2029 als Öl-Reserve außerhalb des Marktes verfügbar).

In Großbritannien liegen große Blöcke von CCGTs mittlerer Merit zwischen erneuerbaren Energien und teuren Spitzenlastkraftwerken. Bei hoher Erzeugung aus erneuerbaren Quellen kann die Nachfrage gedeckt werden, ohne in OCGT-Spitzenpreise zu rutschen – die Spreads bleiben eng.

Irland hat dieses Polster nicht. Die Nachfrage liegt fast immer zwischen zwei Brennstoffarten mit großem Kostenunterschied. Egal ob Wind 25 % oder 70 % der Erzeugung liefert – der durchschnittliche tägliche Day-Ahead-Spread liegt bei etwa 103 €/MWh.

Steigende Erneuerbaren-Quote – hier finden Batterien neue Wertschöpfung

Die Spreads erklären die durchschnittliche Chance. Die Durchdringung erneuerbarer Energien zeigt, wo Systemdruck entsteht und wo Batterien über Arbitrage hinaus verdienen können.

EirGrid und SONI (die Übertragungsnetzbetreiber in der Republik Irland und Nordirland) verfolgen die Durchdringung mit einer Kennzahl namens System Non-Synchronous Penetration (SNSP) – dem Anteil der Erzeugung aus Wind, Solar und Interkonnektorimporten. Der SNSP ist derzeit auf 75 % im gesamten irischen System begrenzt.

Wenn das System an diese Grenze stößt, drosselt der Betreiber Windkraft und zwingt Gaskraftwerke zur Stabilisierung am Netz zu bleiben. Diese Kosten beliefen sich 2024/25 auf 567 Millionen €. Die Prognose für 2025/26 liegt bei 700 Millionen €. Zum Vergleich: Großbritanniens Ausgleichskosten betrugen im selben Zeitraum 2,7 Milliarden £ – bei einem fast zehnmal größeren System. Effektive Ausgleichskosten pro MWh sind daher in Irland doppelt so hoch.

EirGrid hebt die Grenze an. Das SNSP-Limit ist von 50 % im Jahr 2015 auf heute 75 % gestiegen, Ziel ist 95 % bis 2030. Batterien helfen direkt: Wenn eine Batterie während einer Hoch-SNSP-Periode 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 zunehmender Häufigkeit dieser Stunden verdienen Batterien, die Frequenzregelung bereitstellen, mehr.

Vier regulatorische Unbekannte, auf die Entwickler in Irland achten

1. FASS-Design. FASS ersetzt DS3 durch wettbewerbliche Auktionen im Mai 2027 (endgültig September 2027). Das Design wird noch finalisiert. Es wird erwartet, dass die Erlöse aus Systemdienstleistungen nach Beginn der Auktionen stark zurückgehen – wie in anderen Märkten.
2. Teilnahme am Ausgleichsmechanismus. Der TSO bewegt Batterien derzeit nur zum Engpassmanagement, nicht für marktgerechte Energieeinsätze. 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 einen Rahmen für die Beschaffung langdauernder Energiespeicher, der für Systeme mit vier Stunden und mehr einen separaten, vertragsbasierten Einnahmepfad eröffnen könnte.
4. Abschaffung der DUoS-Gebühren. Die CRU (irische Regulierungsbehörde für Versorgungsunternehmen) 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 Finanzierung abschließen.

Zwei strukturelle Veränderungen stehen bevor

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

Grid-formende Wechselrichter sind der andere Hebel. Der operative Fahrplan von EirGrid sieht bis 2030 ein SNSP-Ziel von 95 % vor. Dafür sind Synchrongeneratoren, grid-formende Wechselrichter und ein verbessertes Frequenzmanagement erforderlich. Grid-formende Batterien können synthetische Trägheit und Spannungshaltung bieten. Akzeptiert EirGrid diese als gleichwertig zu Synchrongeneratoren, könnte die Mindestanzahl konventioneller Kraftwerke sinken – das SNSP-Limit würde weiter steigen und neue Dienstleistungsmärkte für BESS entstehen.

Starke Fundamentaldaten, aber geringe Planungssicherheit

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

Die Pipeline wartet auf FASS und die Teilnahme am Ausgleichsmechanismus. Sobald das Design steht, erwartet Entwickler eine Einnahmenstruktur aus einigen der höchsten Großhandelsspannen Europas, einem starken Kapazitätsmarkt und einem steigenden SNSP-Limit, das neue Service-Märkte für grid-formende Batterien eröffnet.