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

Ese desajuste entre una oferta variable y una demanda limitada genera una volatilidad extrema en los precios y una necesidad estructural de flexibilidad. La demanda máxima de 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 representa más del 20% de la demanda máxima en Irlanda, una proporción de interconexión-demanda mayor que en Gran Bretaña. Se ha construido poco menos de 1 GW de almacenamiento en baterías en el SEM (sin contar almacenamiento por bombeo), con más de 10 GW de proyectos en trámite de conexión.

Sin embargo, hasta que los desarrolladores puedan modelar lo que ocurrirá después de DS3, el programa de tarifas fijas que ha sido la principal fuente de ingresos para las baterías en Irlanda, el desarrollo está paralizado.

Mercado eléctrico de Irlanda: Puntos clave

• DS3 impulsó la flota de baterías en Irlanda. Está siendo reemplazado por subastas competitivas FASS, previstas para mayo de 2027, y un cambio estructural hacia el comercio mayorista.
• Las diferencias de precios en el mercado diario promedian unos 103 €/MWh y se mantienen estables tanto si la eólica aporta el 25% como el 70% de la generación, ya que el orden de mérito en Irlanda pasa directamente de renovables a gas.
• Las baterías pueden reducir los costes por restricciones (567 millones de euros en 2024/25, con una previsión de 700 millones en 2025/26) al disminuir la Penetración No Sincrónica del Sistema. El límite SNSP de EirGrid aumentará del 75% actual al 95% en 2030.

DS3 construyó la primera flota. El comercio mayorista lo está reemplazando.

Los servicios del sistema DS3 pagan tarifas fijas por respuesta de frecuencia. Las tarifas para 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 de un 40% desde 2022, debido a recortes en la tarifa base y multiplicadores reducidos.

El programa debía finalizar en diciembre de 2026. Los reguladores lo han extendido hasta el inicio 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 antiguos dieron paso a la Enduring Auction Capability, los ingresos por respuesta de frecuencia se desplomaron. Irlanda va por el mismo camino.

La reforma del comercio mayorista facilita el giro hacia el 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 por etapas. Antes de 2023, el TSO 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 TSO despacha baterías tanto para importar como para exportar.

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

El Mecanismo de Remuneración de Capacidad en Irlanda (CRM) también está pagando 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 están empezando a impactar el almacenamiento. Los sistemas de una y dos horas han visto reducirse su factor de reducción a la mitad. Los ingresos garantizados por DS3 y los mercados de capacidad están desapareciendo. El trading mayorista será la principal fuente de ingresos.

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

¿Cómo es realmente la oportunidad mayorista en Irlanda?

Por qué los spreads 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 CCGT, menos de 1 GW de OCGT y una pequeña fracción de petróleo. Moneypoint, la última central de carbón de Irlanda, dejó de quemar carbón en junio de 2025 (la central sigue como reserva fuera de mercado a base de petróleo hasta 2029).

En Gran Bretaña, grandes bloques de CCGT de mérito medio se sitúan entre renovables y picos caros. Cuando la generación renovable es alta, la demanda puede cubrirse sin entrar en los precios pico de OCGT, manteniendo los spreads comprimidos.

Irlanda no cuenta con ese colchón. La demanda casi siempre se reparte entre dos tipos de combustible con una gran diferencia de coste. Tanto si la eólica aporta el 25% como el 70% de la generación, la diferencia media diaria en el mercado diario ronda los 103 €/MWh.

El aumento de renovables es donde las baterías encuentran nuevo valor

Los spreads 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 del sistema de transmisión en la República de Irlanda e Irlanda del Norte) monitorizan la penetración a través de una métrica llamada Penetración No Sincrónica del Sistema (SNSP), que es la proporción de generación proveniente de eólica, solar e importaciones por interconector. Actualmente, el SNSP está limitado al 75% en todo el sistema de la isla.

Cuando el sistema se acerca a ese límite, el operador reduce 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 de euros. Para ponerlo en contexto, 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 por MWh es el doble en Irlanda.

EirGrid está elevando el límite. El SNSP ha pasado 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 demanda, bajando la proporción y reduciendo la limitación.

El SNSP también determina los pagos DS3. Las horas con alto SNSP reciben los multiplicadores de tarifa más altos, por lo que a medida que crece la capacidad eólica y esas horas se hacen 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 (fecha límite septiembre de 2027). El diseño aún se está finalizando. Se espera que los ingresos auxiliares caigan drásticamente una vez que comiencen las subastas, siguiendo el patrón de 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 distinto a GB, donde el Balancing Mechanism se está convirtiendo en la principal fuente de ingresos para BESS.
3. Adquisición de almacenamiento de larga duración. Irlanda está desarrollando un marco para la 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 por Uso de Distribución del Sistema para BESS, una señal positiva para la viabilidad económica de los proyectos.

Hasta que se aclaren el FASS y el calendario de participación en el BM, 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, llevando la capacidad de interconexión a 2,2 GW. Con el tiempo, esto alineará los precios irlandeses con los continentales y comprimirá los spreads, aumentando al mismo tiempo la presión SNSP durante 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 de frecuencia mejorada. Las baterías grid-forming pueden aportar inercia sintética y soporte de voltaje. Si EirGrid las acepta como equivalentes a los generadores síncronos, reducirían el número mínimo de plantas convencionales que deben operar, 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. De cerca, Irlanda paga más por capacidad, obtiene spreads mayoristas más amplios y limita la eólica al doble del coste por MWh.

El pipeline está a la espera del diseño de FASS y la participación en el Mecanismo de Balance. Una vez definido, los desarrolladores tendrán una combinación de ingresos que incluye algunos de los spreads mayoristas más altos de Europa, un mercado de capacidad fuerte y un techo SNSP creciente que crea nuevos mercados de servicios para baterías grid-forming.