Irlanda e Irlanda del Nord condividono il Single Electricity Market (SEM), una delle reti più dipendenti dall’energia eolica in Europa. 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.

Questa discrepanza tra una produzione variabile e una domanda limitata genera un’estrema volatilità dei prezzi e la necessità strutturale di flessibilità. Il picco di domanda sull’intera isola corrisponde circa a un ottavo di quello della Gran Bretagna, mentre 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 della Gran Bretagna. Nel SEM sono stati realizzati poco meno di 1 GW di sistemi di accumulo a batteria (escluso il pompaggio idroelettrico), 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 stato 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 da 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 mediamente intorno a 103 €/MWh e restano costanti sia che l’eolico copra il 25% sia il 70% della produzione, perché l’ordine di merito in Irlanda passa direttamente dalle rinnovabili al gas.
• Le batterie possono ridurre i costi di congestione (567 milioni di euro nel 2024/25, previsti 700 milioni nel 2025/26) abbassando la System Non-Synchronous Penetration. Il limite SNSP di EirGrid passerà 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 sono da una o due ore.

Il DS3 è in fase di dismissione. I tassi di pagamento effettivi sono diminuiti di oltre il 40% dal 2022, a causa di tagli alle tariffe base e moltiplicatori ridotti.

Il programma doveva terminare a dicembre 2026. I regolatori lo hanno prorogato fino all’entrata in vigore del FASS a maggio 2027, con termine massimo a settembre 2027. Le tariffe potranno comunque essere ridotte in questo periodo.

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

La riforma del trading all’ingrosso abilita il passaggio all’energy trading

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

SDP-02, attivo da novembre 2025, ha rimosso il limite all’importazione e ora il TSO dispaccia le batterie sia per import che per export.

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

Il Capacity Remuneration Mechanism in Irlanda (CRM) offre remunerazioni elevate. 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 stanno iniziando a colpire lo storage. I sistemi da una e due ore hanno visto il loro derating praticamente dimezzarsi. I ricavi garantiti da DS3 e dal capacity market stanno diminuendo. Il trading all’ingrosso diventerà la fonte principale di reddito.

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

Ma come si presenta concretamente l’opportunità wholesale in Irlanda?

Perché gli spread wholesale restano elevati in Irlanda

La flotta di generazione irlandese è semplice. Eolico e solare hanno costo marginale zero. Sopra di loro c’è il gas: circa 4 GW di CCGT, meno di 1 GW di OCGT e una piccola quota di olio. Moneypoint, l’ultima centrale a carbone irlandese, ha smesso di bruciare carbone a giugno 2025 (l’impianto rimarrà una riserva a olio fino al 2029).

In Gran Bretagna, ampie fasce di CCGT mid-merit si collocano tra rinnovabili e impianti di picco costosi. Quando la produzione rinnovabile è alta, la domanda può essere soddisfatta senza raggiungere i prezzi di picco degli OCGT, mantenendo gli spread compressi.

In Irlanda questa “cuscinetto” non esiste. La domanda si trova quasi sempre a cavallo tra due tipologie di combustibile con un ampio divario di costo. Che il vento copra il 25% o il 70% della produzione, lo spread medio giornaliero day-ahead si aggira 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 indica dove si accumulano le pressioni di sistema e dove le batterie guadagnano oltre l’arbitraggio.

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

Quando il sistema si avvicina a questo limite, l’operatore limita l’eolico e costringe le centrali a gas a restare accese per garantire la stabilità. Questo costo ha raggiunto i 567 milioni di euro nel 2024/25. La previsione per il 2025/26 è di 700 milioni di euro. Per confronto, i costi di bilanciamento della Gran Bretagna 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. L’SNSP è passato dal 50% nel 2015 al 75% attuale, con un obiettivo del 95% entro il 2030. Le batterie aiutano direttamente: quando una batteria si carica durante un periodo ad alto SNSP, aggiunge carico, abbassando la percentuale e riducendo le limitazioni.

L’SNSP determina anche i pagamenti DS3. Le ore ad alto SNSP attraggono i moltiplicatori tariffari più elevati, quindi con la crescita dell’eolico e l’aumento di queste ore, le batterie che forniscono risposta in frequenza guadagneranno 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 massimo settembre 2027). Il design è ancora in definizione. Si prevede che i ricavi ancillari diminuiranno drasticamente con l’avvio delle aste, come già visto in altri mercati.
2. Partecipazione al Balancing Mechanism. Oggi il TSO muove le batterie solo per la gestione delle congestioni, non per azioni di energia in merit. La piena partecipazione non è attesa prima del 2030 — ben diverso 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 per l’approvvigionamento di sistemi di accumulo di lunga durata, che potrebbe aprire una via separata ai ricavi contrattualizzati per sistemi da quattro ore o più.
4. Rimozione DUoS. La CRU (l’autorità irlandese per l’energia) ha pubblicato ad aprile 2026 una decisione preliminare per rimuovere le tariffe Distribution Use of System per i BESS — un segnale positivo per l’economia dei progetti.

Finché non saranno chiari i dettagli su FASS e Balancing Mechanism, gli sviluppatori non potranno chiudere i finanziamenti.

Due cambiamenti strutturali in arrivo

Nuove interconnessioni stanno arrivando. Il Celtic Interconnector (700 MW verso la Francia) è previsto in servizio 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, mentre aumenterà la pressione SNSP durante i periodi di forte importazione.

Gli inverter grid-forming sono l’altro fattore chiave. 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 potrà ridurre il numero minimo di centrali convenzionali da mantenere in servizio, alzando ulteriormente il limite SNSP — e aprendo nuovi mercati di servizi per i BESS.

Fondamentali solidi, incertezza elevata

L’Irlanda sembra simile alla GB da lontano: settlement a 30 minuti, mercati di bilanciamento gestiti dal TSO, aste T-4 per la capacità. Guardando da vicino, l’Irlanda paga di più per la capacità, ottiene spread wholesale più ampi e limita l’eolico a un costo doppio per MWh.

La pipeline attende chiarezza su FASS e Balancing Mechanism. Quando il quadro sarà definito, gli sviluppatori avranno una combinazione di ricavi tra gli spread wholesale più elevati d’Europa, un capacity market forte e un limite SNSP in crescita che apre nuovi mercati di servizi per le batterie grid-forming.