Irlanda e Irlanda del Nord condividono il Single Electricity Market (SEM), una delle reti europee più dipendenti dall’energia eolica. Il governo irlandese punta all’80% di rinnovabili entro il 2030, obiettivo che richiede 9 GW di eolico onshore, 5 GW di eolico offshore e 8 GW di solare su un sistema insulare che attualmente raggiunge un picco di circa 6 GW, con una domanda prevista superiore a 7 GW nei primi anni 2030.

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Questo squilibrio tra produzione variabile e domanda limitata genera una forte volatilità dei prezzi e una necessità strutturale di flessibilità. Il picco di domanda su tutta l’isola è circa un ottavo di quello della Gran Bretagna, e la capacità di interconnessione totale è di 1,5 GW su tre collegamenti: Moyle (Irlanda del Nord–Scozia), EWIC (Dublino–Deeside) e Greenlink (Wexford–Pembroke).

Si tratta di oltre il 20% della domanda di picco in Irlanda, un rapporto interconnessione/domanda superiore a quello britannico. Nel SEM sono stati installati poco meno di 1 GW di batterie (escludendo il pompaggio), con oltre 10 GW di progetti in fase di connessione.

Tuttavia, finché gli sviluppatori non potranno modellare cosa succederà dopo il DS3, il programma di tariffe fisse che è stata la principale fonte di reddito per le batterie in Irlanda, la pipeline resta bloccata.

Mercato elettrico irlandese: punti chiave

• Il DS3 ha costruito la flotta di batterie in Irlanda. Verrà sostituito dalle aste competitive Future Arrangement for System Services (FASS), previste per maggio 2027, e da un cambiamento strutturale verso il trading all’ingrosso.
• Gli spread day-ahead si attestano in media intorno a €103/MWh e rimangono costanti sia che il vento copra il 25% che il 70% della generazione, perché l’ordine di merito irlandese passa direttamente dalle rinnovabili al gas.
• Le batterie possono ridurre i costi dei vincoli (€567 milioni nel 2024/25, previsti €700 milioni nel 2025/26) abbassando la System Non-Synchronous Penetration. Il tetto SNSP di EirGrid aumenterà dal 75% attuale al 95% entro il 2030.

Il DS3 ha costruito la flotta iniziale. Ora lo sostituisce il trading all’ingrosso.

I servizi di sistema DS3 pagano tariffe fisse per la risposta in frequenza. Le tariffe di breve durata erano generose, motivo per cui quasi tutte le batterie operative in Irlanda hanno una durata di uno o due ore.

Il DS3 sta per concludersi. I tassi di pagamento effettivi sono diminuiti di oltre il 40% dal 2022, a causa di tagli alle tariffe base e riduzione dei moltiplicatori.

Il programma doveva concludersi a dicembre 2026. I regolatori lo hanno esteso fino all’avvio del FASS a maggio 2027, con termine ultimo a settembre 2027. Le tariffe potranno comunque essere ridotte in questo periodo.

La Gran Bretagna ha attraversato la stessa transizione. Quando i contratti FFR sono stati sostituiti dall’Enduring Auction Capability, i ricavi dalla risposta in frequenza sono crollati. L’Irlanda sta seguendo la stessa strada.

La riforma del trading all’ingrosso abilita il passaggio al trading energetico

Le batterie in Irlanda sono tecnicamente idonee ai mercati day-ahead, intraday e di bilanciamento fin dal lancio di I-SEM, ma l’accesso operativo è arrivato gradualmente. Prima del 2023, il TSO raramente dispacciava le batterie e bloccava le importazioni sul mercato all’ingrosso.

SDP-02, in vigore da novembre 2025, ha rimosso il limite alle importazioni e ora il TSO dispaccia le batterie sia in importazione che in esportazione.

Un Capacity Market forte, ma i fattori di derating iniziano a pesare

Il Capacity Remuneration Mechanism irlandese (CRM) paga bene. L’asta T-4 di dicembre 2024 si è chiusa a circa €150.000/MW per l’anno di consegna 2028/29, più del doppio rispetto all’equivalente britannico.

Ma come in GB, Polonia e altri mercati europei, i fattori di derating iniziano a colpire lo storage. I sistemi da una e due ore hanno visto dimezzarsi il proprio derating. I ricavi garantiti da DS3 e Capacity Market stanno diminuendo. Il trading all’ingrosso diventerà la principale fonte di reddito.

La pipeline riflette questo cambiamento. La flotta operativa è quasi interamente composta da batterie da una o due ore costruite per il DS3. La pipeline di sviluppo — circa 10 GW e 50 GWh su 155 progetti — è dominata da sistemi a quattro ore pensati per l’arbitraggio all’ingrosso.

Ma come si presenta realmente l’opportunità all’ingrosso in Irlanda?

Perché gli spread all’ingrosso restano elevati in Irlanda

Il parco di generazione irlandese è semplice. Eolico e solare hanno costo marginale zero. Sopra c’è il gas: circa 4 GW di CCGT, meno di 1 GW di OCGT, poi una piccola quota di olio. Moneypoint, l’ultima centrale a carbone in Irlanda, ha smesso di bruciare carbone a giugno 2025 (la centrale resta come riserva fuori mercato a olio fino al 2029).

In Gran Bretagna, ampi blocchi di CCGT di media merit order si trovano tra le rinnovabili e i picchiatori costosi. Quando la generazione rinnovabile è alta, la domanda può essere soddisfatta senza arrivare ai prezzi di picco OCGT, mantenendo gli spread compressi.

In Irlanda questa protezione non esiste. La domanda si colloca quasi sempre tra due fonti con un ampio gap di costo. Che il vento copra il 25% o il 70% della generazione, lo spread day-ahead medio resta intorno a €103/MWh.

L’aumento delle rinnovabili è dove le batterie trovano nuovo valore

Gli spread spiegano l’opportunità media. La penetrazione delle rinnovabili spiega dove si accumula pressione di sistema e dove le batterie guadagnano oltre l’arbitraggio.

EirGrid e SONI (i gestori di rete in Irlanda e Irlanda del Nord) monitorano la penetrazione tramite l’indice System Non-Synchronous Penetration (SNSP) — la quota di generazione da eolico, solare e importazioni tramite interconnettori. Il SNSP è attualmente limitato al 75% sull’intero sistema insulare.

Quando il sistema si avvicina a quel limite, l’operatore limita l’eolico e obbliga le centrali a gas a restare accese per garantire la stabilità. Questo costo ha raggiunto €567 milioni nel 2024/25. La previsione per il 2025/26 è di €700 milioni. Per confronto, i costi di bilanciamento britannici sono stati di 2,7 miliardi di sterline nello stesso periodo, su un sistema quasi dieci volte più grande. I costi di bilanciamento effettivi per MWh sono quindi il doppio in Irlanda.

EirGrid sta alzando il limite. Il tetto SNSP è passato dal 50% nel 2015 al 75% attuale, con obiettivo 95% entro il 2030. Le batterie aiutano direttamente: quando si caricano durante periodi di alto SNSP, aumentano il carico, abbassando il rapporto e riducendo i tagli all’eolico.

Il SNSP determina anche i pagamenti DS3. Le ore con SNSP elevato ottengono i moltiplicatori tariffari maggiori, quindi man mano che cresce la capacità eolica e quelle ore diventano più frequenti, le batterie che forniscono risposta in frequenza guadagnano di più.

Quattro incognite regolatorie che gli sviluppatori osservano in Irlanda

1. Progettazione FASS. Il FASS sostituirà il DS3 con aste competitive a maggio 2027 (termine ultimo settembre 2027). Il design è ancora in fase di definizione. Si prevede che i ricavi ancillari caleranno bruscamente una volta avviate le aste, seguendo quanto già visto in altri mercati.
2. Partecipazione al Balancing Mechanism. Oggi il TSO movimenta le batterie solo per la gestione dei vincoli, non per azioni di energia in-merit. La piena partecipazione non è prevista prima del 2030 — ben lontano dalla GB, dove il Balancing Mechanism sta diventando la principale fonte di ricavi per i BESS.
3. Procurement di lunga durata. L’Irlanda sta sviluppando un quadro di procurement per lo storage energetico di lunga durata, che potrebbe aprire una via separata a ricavi contrattualizzati per sistemi da quattro ore in su.
4. Rimozione DUoS. La CRU (regolatore delle utility irlandese) ha pubblicato ad aprile 2026 una decisione preliminare per rimuovere le tariffe di utilizzo della rete di distribuzione (DUoS) per i BESS — un segnale positivo per l’economia dei progetti.

Fino a quando non saranno chiari i dettagli su FASS e la tempistica di partecipazione al BM, gli sviluppatori non possono chiudere i finanziamenti.

Due cambiamenti strutturali in arrivo

Sono in arrivo nuove interconnessioni. Il Celtic Interconnector (700 MW verso la Francia) è atteso online entro la primavera 2028 — il primo collegamento diretto dell’isola con l’Europa continentale, che porterà la capacità totale di interconnessione a 2,2 GW. Nel tempo questo avvicinerà i prezzi irlandesi a quelli continentali e ridurrà gli spread, ma aumenterà la pressione SNSP durante i periodi di forte importazione.

Gli inverter grid-forming sono l’altra leva. La roadmap operativa di EirGrid punta al 95% di SNSP entro il 2030. Per raggiungere questo livello servono condensatori sincroni, inverter grid-forming e una gestione avanzata della frequenza. Le batterie grid-forming possono fornire inerzia sintetica e supporto di tensione. Se EirGrid le accetterà come equivalenti ai generatori sincroni, si ridurrà il numero minimo di impianti convenzionali necessari, alzando ulteriormente il limite SNSP — e aprendo nuovi mercati di servizi per i BESS.

Ottimi fondamentali, bassa certezza

L’Irlanda sembra simile alla GB: regolazione ogni 30 minuti, mercati di bilanciamento gestiti dal TSO, aste di capacità T-4. Ma a ben vedere, l’Irlanda paga di più per la capacità, guadagna spread all’ingrosso più ampi e limita l’eolico a un costo doppio per MWh.

La pipeline è in attesa di FASS e della partecipazione al Balancing Mechanism. Quando la nuova struttura sarà definita, gli sviluppatori avranno una combinazione di ricavi tra gli spread all’ingrosso più ampi d’Europa, un capacity market forte e un limite SNSP in crescita che apre nuovi mercati di servizi per le batterie grid-forming.