L’Irlande et l’Irlande du Nord partagent le Marché Unique de l’Électricité (SEM), l’un des réseaux les plus dépendants de l’éolien en Europe. Le gouvernement irlandais vise 80 % d’énergies renouvelables d’ici 2030, nécessitant 9 GW d’éolien terrestre, 5 GW d’éolien en mer et 8 GW de solaire sur un système couvrant toute l’île, dont la pointe actuelle atteint environ 6 GW, avec une demande prévue supérieure à 7 GW au début des années 2030.

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Ce déséquilibre entre une production variable et une demande limitée crée une forte volatilité des prix et un besoin structurel de flexibilité. La pointe de demande sur toute l’île représente environ un huitième de celle de la Grande-Bretagne, et la capacité d’interconnexion totale est de 1,5 GW via trois liaisons : Moyle (Irlande du Nord–Écosse), EWIC (Dublin–Deeside) et Greenlink (Wexford–Pembroke).

Cela représente plus de 20 % de la demande de pointe en Irlande, un ratio interconnexion/demande supérieur à celui de la Grande-Bretagne. Un peu moins de 1 GW de stockage par batteries a été installé sur le SEM (hors STEP), avec plus de 10 GW de projets en cours de raccordement.

Cependant, tant que les développeurs ne pourront pas modéliser ce qui succédera au programme DS3, qui a constitué la principale source de revenus pour les batteries en Irlande, le pipeline reste gelé.

Marché de l’électricité en Irlande : Points clés à retenir

• DS3 a permis le développement du parc de batteries en Irlande. Il est remplacé par les enchères concurrentielles FASS (Future Arrangement for System Services), prévues pour mai 2027, et par une mutation structurelle vers le trading sur le marché de gros.
• Les écarts day-ahead s’établissent en moyenne à environ 103 €/MWh et restent stables, que l’éolien fournisse 25 % ou 70 % de la production, car l’ordre de mérite en Irlande passe directement des renouvelables au gaz.
• Les batteries peuvent réduire les coûts de contrainte (567 millions d’euros en 2024/25, prévus à 700 millions en 2025/26) en abaissant la pénétration non-synchrone du système (SNSP). Le plafond SNSP d’EirGrid doit passer de 75 % aujourd’hui à 95 % d’ici 2030.

DS3 a bâti la première flotte. Le marché de gros prend le relais.

Les services système DS3 rémunèrent des tarifs fixes pour la réponse en fréquence. Ces tarifs, de courte durée, étaient attractifs, ce qui explique pourquoi presque toutes les batteries opérationnelles en Irlande sont conçues pour une ou deux heures.

DS3 est en phase de retrait. Les taux effectifs de paiement ont chuté de plus de 40 % depuis 2022, en raison de la baisse des tarifs de base et des multiplicateurs réduits.

Le programme devait initialement se terminer en décembre 2026. Les régulateurs l’ont prolongé jusqu’à l’entrée en vigueur de FASS en mai 2027, avec une date limite en septembre 2027. Les tarifs peuvent encore être réduits durant cette période.

La Grande-Bretagne a connu la même transition. Lorsque les anciens contrats FFR ont été remplacés par l’Enduring Auction Capability, les revenus liés à la réponse en fréquence se sont effondrés. L’Irlande suit la même trajectoire.

La réforme du marché de gros facilite le passage au trading énergétique

Les batteries en Irlande sont techniquement éligibles aux marchés day-ahead, intraday et d’équilibrage depuis le lancement d’I-SEM, mais l’accès opérationnel s’est fait par étapes. Avant 2023, le gestionnaire de réseau (TSO) mobilisait rarement les batteries et bloquait les importations sur le marché de gros.

Depuis novembre 2025, la règle SDP-02 a supprimé la limite d’importation, et le TSO peut désormais dispatcher les batteries à l’import comme à l’export.

Un marché de capacité solide, mais les facteurs de dépréciation se renforcent

Le mécanisme de rémunération de capacité (CRM) en Irlande reste attractif. L’enchère T-4 de décembre 2024 s’est conclue à environ 150 000 €/MW pour l’année de livraison 2028/29, soit plus du double de l’équivalent britannique.

Mais comme en Grande-Bretagne, en Pologne et sur d’autres marchés européens, les facteurs de dépréciation commencent à affecter le stockage. Les systèmes d’une et deux heures ont vu leur facteur de dépréciation pratiquement divisé par deux. Les revenus garantis issus de DS3 et du marché de capacité diminuent. Le trading sur le marché de gros va devenir la principale source de revenus.

Le pipeline reflète ce basculement. Le parc opérationnel est presque entièrement constitué de batteries d’une ou deux heures construites pour DS3. Le pipeline de développement — environ 10 GW et 50 GWh sur 155 projets — est dominé par des systèmes de quatre heures conçus pour l’arbitrage sur le marché de gros.

À quoi ressemble concrètement l’opportunité sur le marché de gros en Irlande ?

Pourquoi les écarts de prix restent élevés en Irlande

Le parc de production irlandais est simple. L’éolien et le solaire ont un coût marginal nul. Au-dessus, on trouve le gaz : environ 4 GW de CCGT, moins d’1 GW d’OCGT, puis une petite part de fioul. Moneypoint, la dernière centrale à charbon d’Irlande, a cessé de brûler du charbon en juin 2025 (la centrale reste en réserve hors marché au fioul jusqu’en 2029).

En Grande-Bretagne, de grands blocs de CCGT intermédiaires séparent les renouvelables des centrales de pointe coûteuses. Lorsque la production renouvelable est élevée, la demande peut être satisfaite sans atteindre les prix de pointe OCGT, ce qui compresse les écarts.

L’Irlande ne dispose pas de ce tampon. La demande chevauche presque toujours deux types de combustibles avec un écart de coût important. Que l’éolien fournisse 25 % ou 70 % de la production, l’écart moyen day-ahead reste autour de 103 €/MWh.

La montée des renouvelables : là où les batteries créent de la valeur

Les écarts de prix expliquent l’opportunité moyenne. La pénétration des renouvelables explique où la pression s’accumule sur le système et où les batteries génèrent des revenus au-delà de l’arbitrage.

EirGrid et SONI (gestionnaires de réseau de transport en République d’Irlande et en Irlande du Nord) suivent la pénétration via un indicateur appelé SNSP (System Non-Synchronous Penetration) — la part de production issue de l’éolien, du solaire et des importations via interconnexions. Le SNSP est actuellement plafonné à 75 % sur tout le système de l’île.

Lorsque le système s’approche de ce plafond, l’opérateur réduit la production éolienne et oblige les centrales à gaz à fonctionner pour assurer la stabilité. Ce coût a atteint 567 millions d’euros en 2024/25. La prévision pour 2025/26 est de 700 millions d’euros. À titre de comparaison, les coûts d’équilibrage en Grande-Bretagne ont été de 2,7 milliards de livres sur la même période, pour un système presque dix fois plus grand. Les coûts d’équilibrage effectifs par MWh sont donc deux fois plus élevés en Irlande.

EirGrid relève progressivement ce plafond. La limite SNSP est passée de 50 % en 2015 à 75 % aujourd’hui, avec un objectif de 95 % d’ici 2030. Les batteries aident directement : lorsqu’une batterie se charge lors d’une période à fort SNSP, elle augmente la charge, abaissant le ratio et réduisant la limitation de la production éolienne.

Le SNSP détermine aussi les paiements DS3. Les heures à fort SNSP bénéficient des multiplicateurs de tarifs les plus élevés. À mesure que la capacité éolienne augmente et que ces heures deviennent plus fréquentes, les batteries assurant la réponse en fréquence gagnent davantage.

Quatre incertitudes réglementaires surveillées par les développeurs en Irlande

1. Conception de FASS. FASS remplace DS3 par des enchères concurrentielles en mai 2027 (date limite septembre 2027). La conception est toujours en cours de finalisation. Les revenus annexes devraient fortement baisser une fois les enchères lancées, comme observé sur d’autres marchés.
2. Participation au mécanisme d’équilibrage. Aujourd’hui, le TSO mobilise les batteries uniquement pour la gestion des contraintes, pas pour les actions énergétiques en mérite. Une participation complète n’est pas attendue avant 2030 — bien loin de la Grande-Bretagne, où le mécanisme d’équilibrage devient la première source de revenus pour le BESS.
3. Appels d’offres pour stockage longue durée. L’Irlande développe un cadre pour l’approvisionnement en stockage longue durée, ce qui pourrait ouvrir une voie contractuelle distincte pour les systèmes de plus de quatre heures.
4. Suppression des DUoS. La CRU (régulateur irlandais) a publié en avril 2026 une décision de principe visant à supprimer les frais d’utilisation du réseau de distribution pour le BESS — un signal positif pour la rentabilité des projets.

Tant que la conception de FASS et le calendrier de participation au mécanisme d’équilibrage ne sont pas clarifiés, les développeurs ne peuvent pas finaliser leur financement.

Deux changements structurels à venir

Davantage d’interconnexions arrivent. L’interconnexion celtique (700 MW vers la France) est attendue au printemps 2028 — le premier lien direct de l’île avec l’Europe continentale, portant la capacité totale d’interconnexion à 2,2 GW. À terme, cela rapprochera les prix irlandais des niveaux continentaux et réduira les écarts, tout en accentuant la pression SNSP lors des périodes d’importation élevée.

Les onduleurs grid-forming constituent l’autre levier. La feuille de route d’EirGrid vise 95 % de SNSP d’ici 2030. Atteindre ce niveau nécessite des compensateurs synchrones, des onduleurs grid-forming et une gestion améliorée de la fréquence. Les batteries grid-forming peuvent fournir de l’inertie synthétique et un soutien de tension. Si EirGrid les considère comme équivalentes aux générateurs synchrones, elles permettront de réduire le nombre minimum de centrales conventionnelles en service, augmentant ainsi le plafond SNSP — et ouvrant de nouveaux marchés de services pour le BESS.

Des fondamentaux solides, mais peu de certitudes

L’Irlande ressemble à la Grande-Bretagne de loin : règlement sur 30 minutes, marchés d’équilibrage opérés par le TSO, enchères de capacité T-4. De près, l’Irlande paie davantage pour la capacité, bénéficie d’écarts de prix de gros plus larges et limite l’éolien à un coût par MWh deux fois plus élevé.

Le pipeline attend la clarification sur FASS et la participation au mécanisme d’équilibrage. Une fois la conception finalisée, les développeurs disposeront d’une combinaison de certains des écarts de prix de gros les plus élevés d’Europe, d’un marché de capacité solide et d’un plafond SNSP croissant qui ouvre de nouveaux marchés de services pour les batteries grid-forming.