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, ce qui nécessite 9 GW d’éolien terrestre, 5 GW d’éolien en mer et 8 GW de solaire sur l’ensemble de l’île, dont le pic de consommation actuel est d’environ 6 GW, avec une demande prévue dépassant 7 GW au début des années 2030.

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

Cela représente plus de 20 % du pic de demande en Irlande, soit un ratio interconnexion/demande supérieur à celui de la Grande-Bretagne. Un peu moins d’1 GW de stockage d’énergie par batteries a été installé sur le SEM (hors stations de pompage), avec plus de 10 GW de projets en file d’attente de raccordement.

Cependant, tant que les développeurs ne peuvent pas modéliser l’après-DS3, le programme de tarifs fixes ayant constitué la principale source de revenus pour les batteries en Irlande, la file de projets reste gelée.

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

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

DS3 a construit la première flotte. Le trading de gros prend le relais.

Les services système DS3 rémunèrent des tarifs fixes pour la réponse en fréquence. Les tarifs de courte durée étaient attractifs, ce qui explique pourquoi presque toutes les batteries opérationnelles en Irlande ont une capacité d’une à deux heures.

DS3 arrive à son terme. Les niveaux de paiement effectifs ont chuté de plus de 40 % depuis 2022, en raison de la baisse des tarifs de base et de la réduction des multiplicateurs.

Le programme devait s’achever en décembre 2026. Les régulateurs l’ont prolongé jusqu’au lancement de FASS en mai 2027, avec une échéance ultime en septembre 2027. Les tarifs peuvent encore être réduits pendant cette période.

La Grande-Bretagne a connu la même transition. Lorsque les anciens contrats FFR ont laissé place à 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 permet le passage au trading énergétique

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

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

Un marché de capacité solide, mais les facteurs de dépréciation se font sentir

Le mécanisme de rémunération de capacité en Irlande (CRM) 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 affectent désormais le stockage. Les systèmes d’une à deux heures ont vu leur facteur de dépréciation quasiment divisé par deux. Les revenus garantis issus de DS3 et du marché de capacité diminuent. Le trading de gros va devenir la principale source de revenus.

La file de projets reflète ce changement. Le parc opérationnel est presque entièrement constitué de batteries d’une à deux heures conçues pour DS3. Le pipeline de développement — environ 10 GW et 50 GWh sur 155 projets — est dominé par des systèmes de quatre heures, taillés pour l’arbitrage sur le marché de gros.

Mais à quoi ressemble concrètement l’opportunité de trading de gros en Irlande ?

Pourquoi les spreads 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 un faible volume de fioul. Moneypoint, la dernière centrale à charbon d’Irlande, a cessé de brûler du charbon en juin 2025 (la centrale restera une réserve de fioul hors marché jusqu’en 2029).

En Grande-Bretagne, de larges blocs de CCGT d’équilibre se situent entre les renouvelables et les centrales de pointe coûteuses. Lorsque la production renouvelable est élevée, la demande peut être satisfaite sans atteindre les prix de pointe des OCGT, ce qui comprime les spreads.

L’Irlande ne dispose pas de cette marge. La demande se situe presque toujours à cheval sur 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 crée de la valeur pour les batteries

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

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

Lorsque le système approche de ce plafond, l’opérateur limite l’éolien et oblige les centrales à gaz à fonctionner pour assurer la stabilité. Ce coût a atteint 567 millions € en 2024/25. La prévision pour 2025/26 est de 700 millions €. À titre de comparaison, les coûts d’équilibrage britanniques étaient de 2,7 milliards £ 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 le plafond. La limite SNSP est passée de 50 % en 2015 à 75 % aujourd’hui, avec un objectif de 95 % d’ici 2030. Les batteries y contribuent directement : lorsqu’une batterie se charge pendant une période de SNSP élevé, elle augmente la charge, fait baisser le ratio et réduit les limitations de production.

Le SNSP détermine aussi les paiements DS3. Les heures à SNSP élevé bénéficient des multiplicateurs de tarifs les plus élevés. Ainsi, à mesure que la capacité éolienne augmente et que ces heures deviennent plus fréquentes, les batteries assurant la réponse en fréquence sont mieux rémunérées.

Quatre inconnues réglementaires à surveiller en Irlande

1. Conception du FASS. FASS remplace DS3 par des enchères concurrentielles dès mai 2027 (échéance ultime septembre 2027). La conception est encore en cours. Les revenus annexes devraient chuter fortement après le début des enchères, comme observé sur d’autres marchés.
2. Participation au mécanisme d’équilibrage. Aujourd’hui, le gestionnaire de réseau n’active les batteries que pour la gestion des contraintes, pas pour les actions énergétiques en mérite. Une participation pleine n’est pas attendue avant 2030 — loin du modèle britannique, où le Balancing Mechanism devient la principale source de revenus pour le BESS.
3. Appels d’offres pour stockage longue durée. L’Irlande développe un cadre d’appels d’offres pour le stockage d’énergie longue durée, ce qui pourrait ouvrir une voie de revenus contractuels distincte pour les systèmes de plus de quatre heures.
4. Suppression des DUoS. La CRU (le régulateur irlandais) a publié en avril 2026 une décision de principe pour supprimer les frais d’utilisation du réseau de distribution pour le BESS — un signal positif pour la rentabilité des projets.

Tant que la conception du FASS et le calendrier de participation au BM ne sont pas clarifiés, les développeurs ne peuvent pas finaliser le financement.

Deux évolutions structurelles à venir

Davantage d’interconnexions arrivent. L’interconnexion celtique (700 MW vers la France) est attendue pour le printemps 2028 — la première liaison directe de l’île vers l’Europe continentale, portant la capacité totale à 2,2 GW. Cela devrait rapprocher les prix irlandais des niveaux continentaux et réduire les spreads, tout en augmentant la pression SNSP lors des périodes d’importation élevée.

Les onduleurs grid-forming constituent l’autre levier. La feuille de route d’EirGrid cible 95 % de SNSP d’ici 2030. Atteindre ce niveau nécessite des condensateurs synchrones, des onduleurs grid-forming et une gestion renforcée de la fréquence. Les batteries grid-forming peuvent fournir une inertie synthétique et un soutien de tension. Si EirGrid les considère équivalentes aux générateurs synchrones, cela réduirait le nombre minimal de centrales conventionnelles devant fonctionner, 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 gestionnaire de réseau, enchères de capacité T-4. De près, l’Irlande paie plus en capacité, bénéficie de spreads de gros plus larges, et limite l’éolien à un coût par MWh deux fois supérieur.

La file de projets attend le FASS et la participation au Balancing Mechanism. Une fois le cadre fixé, les développeurs disposeront d’une structure de revenus combinant certains des spreads de gros les plus élevés d’Europe, un marché de capacité solide et un plafond SNSP croissant qui crée de nouveaux marchés de services pour les batteries grid-forming.