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 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 tiene un pico de alrededor de 6 GW, con una demanda que se prevé supere los 7 GW a principios de la década de 2030.

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Esa diferencia entre la oferta variable y la demanda limitada genera una volatilidad extrema en los 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).

Eso supone más del 20% de la demanda máxima en Irlanda, una proporción de interconexión-demanda superior a la de Gran Bretaña. Se ha construido menos de 1 GW de almacenamiento de energía en baterías en todo el SEM (excluyendo almacenamiento por bombeo), con más de 10 GW de proyectos en proceso de conexión.

Sin embargo, hasta que los desarrolladores puedan modelar lo que vendrá después de 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 el comercio mayorista.
• Los diferenciales en el mercado diario promedian unos 103 €/MWh y se mantienen constantes tanto si la eólica aporta el 25% como el 70% de la generación, porque la orden de mérito irlandesa pasa directamente de renovables a gas.
• Las baterías pueden reducir los costes por restricciones (567 millones de euros en 2024/25, previstos 700 millones en 2025/26) al disminuir la Penetración No Sincrónica del Sistema. El límite SNSP de EirGrid subirá del 75% actual al 95% en 2030.

DS3 creó la flota inicial. El comercio mayorista lo está reemplazando.

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

DS3 se está eliminando. Las tasas de pago efectivas han caído más del 40% desde 2022, debido a recortes en las tarifas base y reducción de 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 una fecha límite en septiembre de 2027. Las tarifas aún pueden reducirse en ese periodo.

Gran Bretaña pasó por 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 en la misma dirección.

La reforma del comercio mayorista permite el cambio al trading energético

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

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

Un mercado de capacidad sólido, pero los factores de degradación empiezan a afectar

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

Pero, como en GB, Polonia y otros mercados europeos, los factores de degradación empiezan a afectar al almacenamiento. Los sistemas de una y dos horas han visto reducirse su factor de degradación a la mitad aproximadamente. Los ingresos garantizados por DS3 y los mercados de capacidad están desapareciendo. El comercio mayorista será la principal fuente 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 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 de Irlanda es sencilla. La eólica y la solar tienen coste marginal cero. Por encima está el gas: unos 4 GW de ciclos combinados (CCGT), menos de 1 GW de ciclos abiertos (OCGT) y una pequeña parte de fuelóleo. Moneypoint, la última central de carbón de Irlanda, dejó de quemar carbón en junio de 2025 (la planta sigue como reserva de fuelóleo 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 pico de OCGT, manteniendo los diferenciales comprimidos.

Irlanda no tiene ese colchón. La demanda casi siempre se sitúa entre dos tipos de combustible con una gran diferencia de costes. Tanto si la eólica aporta el 25% como el 70% de la generación, el diferencial diario medio en el mercado diario ronda los 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 presión en el sistema y dónde las baterías obtienen ingresos más allá del arbitraje.

EirGrid y SONI (los operadores de sistema de transmisión en la República de Irlanda e Irlanda del Norte) monitorizan la penetración mediante una métrica llamada Penetración No Sincrónica del Sistema (SNSP): la proporción de generación procedente de eólica, solar e importaciones por interconector. Actualmente, el SNSP está limitado al 75% en todo el sistema insular.

Cuando el sistema se acerca a ese techo, el operador limita la eólica y obliga a mantener en funcionamiento las centrales de gas para garantizar 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, el coste efectivo de balance por MWh es el doble en Irlanda.

EirGrid está elevando el techo. El límite 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 alto SNSP, añade carga, reduce el ratio y disminuye la limitación.

El SNSP también determina los pagos DS3. Las horas de alto SNSP atraen los multiplicadores de tarifa más altos, así que a medida que crece la capacidad eólica y esas horas se vuelven más frecuentes, las baterías que prestan respuesta de frecuencia ganan más.

Cuatro incógnitas regulatorias que observan los desarrolladores en Irlanda

1. Diseño de FASS. FASS reemplaza DS3 con subastas competitivas en mayo de 2027 (límite en septiembre de 2027). El diseño aún se está finalizando. Se espera que los ingresos auxiliares caigan drásticamente una vez comiencen las subastas, como ha ocurrido en otros mercados.
2. Participación en el mecanismo de balance. Actualmente el TSO solo mueve baterías para gestión de restricciones, no para acciones energéticas en mérito. No se espera una participación completa antes de 2030, muy diferente a GB, donde el mecanismo de balance es ya 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, lo que podría abrir una vía separada de ingresos contratados para sistemas de más de cuatro horas.
4. Eliminación de DUoS. La CRU (regulador de servicios públicos de Irlanda) publicó en abril de 2026 una decisión preliminar para eliminar los cargos de Uso del Sistema de Distribución para BESS, una señal positiva para la economía de los proyectos.

Hasta que el diseño de FASS y el calendario de participación en el BM sean claros, 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: el primer enlace directo de la isla con Europa continental, elevando la capacidad de interconexión a 2,2 GW. Con el tiempo, esto alineará los precios irlandeses con los continentales y comprimirá los diferenciales, mientras aumenta la presión SNSP en periodos de alta importación.

Los inversores de formación de red son la otra palanca. La hoja de ruta operativa de EirGrid apunta a un 95% de SNSP en 2030. Para lograrlo se necesitan condensadores síncronos, inversores de formación de red y una mejor gestión de la frecuencia. Las baterías con capacidad de formación de red pueden aportar inercia sintética y soporte de tensión. Si EirGrid las acepta como equivalentes a los generadores síncronos, se reduciría el número mínimo de centrales convencionales en funcionamiento, elevando aún más el techo SNSP y abriendo nuevos mercados de servicios para BESS.

Fundamentos sólidos, baja certidumbre

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

La cartera de proyectos está a la espera de FASS y la participación en el Mecanismo de Balance. Cuando ese diseño esté listo, los desarrolladores contarán con una combinación de ingresos que incluye algunos de los mayores diferenciales mayoristas de Europa, un sólido mercado de capacidad y un techo SNSP creciente que crea nuevos mercados de servicios para baterías con formación de red.