L’Irlande et l’Irlande du Nord partagent le Marché Unique de l’Électricité (SEM), l’un des réseaux européens les plus dépendants de l’énergie éolienne. 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 avoisine les 6 GW, avec une demande prévue au-delà de 7 GW au début des années 2030.

Ce décalage entre une production variable et une demande limitée engendre une forte volatilité des prix et un besoin structurel de flexibilité. La pointe sur toute l’île représente environ un huitième de celle 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 % 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 stockage par pompage), avec plus de 10 GW de projets en cours de raccordement.

Cependant, tant que les développeurs ne peuvent pas modéliser l’après-DS3, le programme de tarifs fixes qui a constitué la principale source de revenus des batteries en Irlande, le pipeline reste gelé.

Marché de l’électricité irlandais : points clés à retenir

• DS3 a permis le développement du parc de batteries en Irlande. Il est remplacé par des enchères FASS compétitives prévues pour mai 2027, et un basculement structurel vers le trading 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 irlandais passe directement des renouvelables au gaz.
• Les batteries peuvent réduire les coûts de contraintes (567 millions d’euros en 2024/25, prévus à 700 millions en 2025/26) en diminuant la pénétration non synchronisée 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 les batteries par 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 ont une capacité d’une ou deux heures.

DS3 s’achève progressivement. Les taux effectifs de paiement ont chuté de plus de 40 % depuis 2022, à cause de la baisse du tarif de base et des multiplicateurs réduits.

Le programme devait initialement s’arrêter en décembre 2026. Les régulateurs l’ont prolongé jusqu’à la mise en service du FASS en mai 2027, avec une date limite en septembre 2027. Les tarifs peuvent encore être réduits dans cet intervalle.

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

La réforme du trading de gros permet le passage au trading énergétique

Les batteries en Irlande sont techniquement éligibles aux marchés day-ahead, intrajournaliers 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) activait rarement les batteries et bloquait les importations sur le marché de gros.

SDP-02, en vigueur depuis novembre 2025, a supprimé la limite d’importation, et le TSO active désormais les batteries à l’import comme à l’export.

Un marché de capacité solide, mais les facteurs de dépréciation commencent à peser

Le mécanisme de rémunération de la capacité en Irlande (CRM) est également 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 impacter le stockage. Les systèmes d’une et deux heures ont vu leur facteur de dépréciation quasiment divisé par deux. Les revenus garantis via DS3 et les marchés de capacité diminuent. Le trading de gros deviendra la principale source de revenus.

Le pipeline reflète ce changement. Le parc opérationnel est presque entièrement composé de batteries d’une ou 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 pensés pour l’arbitrage sur le marché de gros.

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

Pourquoi les spreads de gros 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 de 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 une réserve de fioul hors marché jusqu’en 2029).

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

L’Irlande ne bénéficie pas de cet amortisseur. 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 day-ahead quotidien moyen reste autour de 103 €/MWh.

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

Les spreads expliquent l’opportunité moyenne. La pénétration des renouvelables explique où la pression du système s’accumule et où les batteries gagnent 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 production issue de l’éolien, du solaire et des importations via les interconnexions. Le SNSP est actuellement plafonné à 75 % sur l’ensemble du système de l’île.

Lorsque le système approche ce plafond, l’opérateur réduit la production éolienne et oblige les centrales à gaz à rester en marche pour garantir 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 se sont élevés à 2,7 milliards de livres sterling 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 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 y contribuent directement : lorsqu’une batterie se charge lors d’une période à fort SNSP, elle ajoute de la demande, ce qui réduit le ratio et la limitation de la production renouvelable.

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

Quatre incertitudes réglementaires suivies de près en Irlande

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

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

Deux évolutions structurelles à venir

Davantage d’interconnexions arrivent. L’Interconnecteur Celtique (700 MW vers la France) doit être mis en service au printemps 2028 — le premier lien direct de l’île vers l’Europe continentale, portant la capacité totale d’interconnexion à 2,2 GW. À terme, cela alignera les prix irlandais sur ceux du continent et réduira 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 opérationnelle d’EirGrid vise 95 % de SNSP d’ici 2030. Atteindre ce niveau nécessitera des condensateurs synchrones, des onduleurs grid-forming et une gestion de la fréquence renforcée. Les batteries grid-forming peuvent fournir une inertie synthétique et un soutien de tension. Si EirGrid les considère comme équivalentes aux générateurs synchrones, cela réduirait le nombre minimal d’unités conventionnelles à maintenir en service, relevant ainsi encore le plafond SNSP — et ouvrant de nouveaux marchés de services pour les BESS.

Des fondamentaux solides, mais peu de certitudes

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

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