Irlanda e Irlanda del Norte comparten el Mercado Único de Electricidad (SEM), una de las redes más dependientes de la energía eólica en Europa. El gobierno irlandés tiene como objetivo alcanzar un 80% de energías renovables para 2030, lo que requiere 9 GW de eólica terrestre, 5 GW de eólica marina y 8 GW de solar en un sistema insular que actualmente alcanza picos de alrededor de 6 GW, con una demanda prevista que superará los 7 GW a principios de la década de 2030.

Esa descompensación entre una oferta variable y una demanda limitada genera una gran volatilidad de precios y una necesidad estructural de flexibilidad. La demanda máxima en toda la isla es aproximadamente una octava parte de la de Gran Bretaña, y la capacidad de interconexión suma 1,5 GW a través de tres enlaces: Moyle (Irlanda del Norte-Escocia), EWIC (Dublín–Deeside) y Greenlink (Wexford–Pembroke).

Esto representa más del 20% de la demanda máxima en Irlanda, una proporción interconexión/demanda mayor que la de Gran Bretaña. En el SEM se han construido poco menos de 1 GW de almacenamiento en baterías (sin incluir bombeo hidráulico), con más de 10 GW de proyectos en trámite de conexión.

Sin embargo, hasta que los desarrolladores puedan modelar qué vendrá después del DS3, el programa de tarifas fijas que ha sido la principal fuente de ingresos para las baterías en Irlanda, la cartera de proyectos está paralizada.

Mercado eléctrico irlandés: Puntos clave

• DS3 impulsó la flota de baterías en Irlanda. Está siendo reemplazado por subastas competitivas de Future Arrangement for System Services (FASS), previstas para mayo de 2027, y un cambio estructural hacia la negociación mayorista.
• Los diferenciales en el mercado diario promedian alrededor de 103 €/MWh y se mantienen constantes, tanto si la generación eólica aporta el 25% como el 70%, porque el orden de mérito en Irlanda pasa directamente de renovables a gas.
• Las baterías pueden reducir los costes de restricciones (567 millones de euros en 2024/25, previstos en 700 millones en 2025/26) al disminuir la Penetración No Sincrónica del Sistema (SNSP). El límite de SNSP de EirGrid está previsto que suba del 75% actual al 95% en 2030.

DS3 construyó la flota inicial. El trading mayorista lo está reemplazando.

Los servicios del sistema DS3 pagan tarifas fijas por la respuesta de frecuencia. Las tarifas de corta duración eran generosas, por lo que casi todas las baterías operativas en Irlanda son de una o dos horas.

DS3 está llegando a su fin. Las tasas de pago efectivas han caído más del 40% desde 2022, debido a recortes en las tarifas base y reducción de los multiplicadores.

El programa debía finalizar en diciembre de 2026. Los reguladores lo han extendido hasta la entrada en vigor de FASS en mayo de 2027, con un plazo máximo en septiembre de 2027. Las tarifas aún pueden reducirse en ese periodo.

Gran Bretaña atravesó la misma transición. Cuando los contratos FFR heredados dieron paso a la Enduring Auction Capability, los ingresos por respuesta de frecuencia se desplomaron. Irlanda va por el mismo camino.

La reforma del mercado mayorista permite el cambio hacia el trading energético

Las baterías en Irlanda son técnicamente elegibles para los mercados diario, intradiario y de balance desde el lanzamiento del I-SEM, pero el acceso operativo llegó de forma gradual. Antes de 2023, el operador del sistema rara vez despachaba baterías y bloqueaba las importaciones en el mercado mayorista.

SDP-02, en vigor desde noviembre de 2025, eliminó el límite de importación, y ahora el operador despacha baterías tanto para importar como para exportar.

Un mercado de capacidad sólido, pero los factores de reducción empiezan a notarse

El Mecanismo de Remuneración de Capacidad en Irlanda (CRM) también paga bien. La subasta T-4 de diciembre de 2024 se cerró en aproximadamente 150.000 €/MW para el año de entrega 2028/29, más del doble que el equivalente en Gran Bretaña.

Pero, como en GB, Polonia y otros mercados europeos, los factores de reducción empiezan a afectar al almacenamiento. Los sistemas de una y dos horas han visto cómo su reducción se ha casi duplicado. Los ingresos garantizados por DS3 y los mercados de capacidad están desapareciendo. El trading mayorista será la fuente principal de ingresos.

La cartera de proyectos refleja este cambio. La flota operativa está compuesta casi en su totalidad por baterías de una y dos horas construidas para el DS3. La cartera de desarrollo —unos 10 GW y 50 GWh en 155 proyectos— está dominada por sistemas de cuatro horas diseñados para arbitraje mayorista.

¿Cómo es realmente la oportunidad mayorista en Irlanda?

Por qué los diferenciales mayoristas se mantienen altos en Irlanda

La flota de generación irlandesa es sencilla. El viento y la solar tienen coste marginal cero. Por encima de ellas está el gas: unos 4 GW de CCGT, menos de 1 GW de OCGT y una pequeña franja de petróleo. Moneypoint, la última planta de carbón de Irlanda, dejó de quemar carbón en junio de 2025 (la central sigue como reserva de petróleo fuera de mercado hasta 2029).

En Gran Bretaña, grandes bloques de CCGT de mérito medio se sitúan entre las renovables y los picos caros. Cuando la generación renovable es alta, la demanda puede cubrirse sin llegar a los precios máximos de OCGT, manteniendo los diferenciales comprimidos.

Irlanda no tiene ese colchón. La demanda casi siempre se reparte entre dos tipos de combustible con una diferencia de costes importante. Tanto si el viento aporta el 25% como el 70% de la generación, el diferencial medio diario en el mercado diario se sitúa en torno a 103 €/MWh.

El aumento de renovables es donde las baterías encuentran nuevo valor

Los diferenciales explican la oportunidad media. La penetración renovable explica dónde se acumula la presión en el sistema y dónde las baterías ganan más allá del arbitraje.

EirGrid y SONI (los operadores de sistema de transmisión en la República de Irlanda e Irlanda del Norte) miden la penetración mediante un indicador llamado Penetración No Sincrónica del Sistema (SNSP), es decir, la proporción de generación procedente de viento, solar e importaciones vía interconectores. Actualmente, la SNSP está limitada al 75% en todo el sistema insular.

Cuando el sistema se acerca a ese techo, el operador limita la eólica y obliga a las plantas de gas a seguir funcionando para mantener la estabilidad. Ese coste alcanzó los 567 millones de euros en 2024/25. La previsión para 2025/26 es de 700 millones. Para comparar, los costes de balance en Gran Bretaña fueron de 2.700 millones de libras en el mismo periodo, en un sistema casi diez veces mayor. Por tanto, los costes efectivos de balance por MWh son el doble en Irlanda.

EirGrid está elevando ese límite. El techo de SNSP ha subido del 50% en 2015 al 75% actual, con un objetivo del 95% para 2030. Las baterías ayudan directamente: cuando una batería se carga durante un periodo de alta SNSP, añade demanda, reduciendo la proporción y disminuyendo el recorte de renovables.

SNSP también determina los pagos DS3. Las horas de alta SNSP reciben los multiplicadores de tarifas más altos, por lo que, a medida que crece la capacidad eólica y esas horas se vuelven más frecuentes, las baterías que prestan servicios de frecuencia ganan más.

Cuatro incertidumbres regulatorias que observan los desarrolladores en Irlanda

1. Diseño de FASS. FASS reemplaza el DS3 con subastas competitivas en mayo de 2027 (plazo máximo en septiembre de 2027). El diseño aún está en fase de definición. Se espera que los ingresos auxiliares caigan bruscamente cuando comiencen las subastas, siguiendo el patrón de otros mercados.
2. Participación en el mecanismo de balance. Actualmente, el operador solo mueve baterías para gestión de restricciones, no para acciones energéticas en mérito. No se espera una participación total antes de 2030, muy diferente a GB, donde el mecanismo de balance se está convirtiendo en la principal fuente de ingresos para BESS.
3. Contratación de larga duración. Irlanda está desarrollando un marco de contratación de almacenamiento energético de larga duración, que podría abrir una vía separada de ingresos contratados para sistemas de más de cuatro horas.
4. Eliminación del DUoS. La CRU (el regulador de servicios públicos de Irlanda) publicó en abril de 2026 una decisión preliminar para eliminar los cargos de Uso de la Distribución (DUoS) para BESS, una señal positiva para la rentabilidad de los proyectos.

Hasta que se aclare el diseño de FASS y el calendario de participación en el mecanismo de balance, los desarrolladores no pueden cerrar la financiación.

Dos cambios estructurales por delante

Se avecina más interconexión. El Interconector Céltico (700 MW a Francia) se espera para la primavera de 2028: será el primer enlace directo de la isla con Europa continental, elevando la capacidad de interconexión a 2,2 GW. Con el tiempo, esto acercará los precios irlandeses a los continentales y comprimirá los diferenciales, al tiempo que aumentará la presión SNSP durante los periodos de alta importación.

Los inversores grid-forming son la otra palanca. La hoja de ruta operativa de EirGrid apunta a un SNSP del 95% para 2030. Alcanzar ese nivel requiere condensadores síncronos, inversores grid-forming y una gestión mejorada de la frecuencia. Las baterías grid-forming pueden aportar inercia sintética y soporte de voltaje. Si EirGrid las acepta como equivalentes a los generadores síncronos, se reduciría el número mínimo de plantas convencionales que deben operar, elevando aún más el techo de SNSP y abriendo nuevos mercados de servicios para BESS.

Fundamentos sólidos, poca certidumbre

Irlanda se parece a GB desde lejos: liquidación a 30 minutos, mercados de balance operados por el TSO, subastas de capacidad T-4. De cerca, Irlanda paga más por capacidad, obtiene diferenciales mayoristas más amplios y restringe la eólica al doble de coste por MWh.

La cartera de proyectos espera la definición de FASS y la participación en el mecanismo de balance. Cuando ese diseño esté claro, los desarrolladores tendrán una combinación de ingresos que incluye algunos de los diferenciales mayoristas más altos de Europa, un mercado de capacidad sólido y un techo SNSP creciente que crea nuevos mercados de servicios para baterías grid-forming.