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 oltre i 7 GW nei primi anni 2030.

Questo squilibrio tra produzione variabile e domanda limitata genera una forte volatilità dei prezzi e una necessità strutturale di flessibilità. Il picco di domanda sull’intera isola è circa un ottavo rispetto alla 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% del picco di domanda 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 (escludendo il pompaggio), con oltre 10 GW di progetti nella pipeline di connessione.

Tuttavia, finché gli sviluppatori non potranno modellare cosa accadrà 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 FASS competitive, previste per maggio 2027, e da un passaggio strutturale al trading all’ingrosso.
• Gli spread day-ahead sono in media intorno a 103 €/MWh e restano stabili sia che il vento copra il 25% sia il 70% della generazione, perché l’ordine di merito irlandese passa direttamente dalle rinnovabili al gas.
• Le batterie possono ridurre i costi di vincolo (567 milioni di euro nel 2024/25, previsti 700 milioni nel 2025/26) abbassando la System Non-Synchronous Penetration. Il tetto SNSP di EirGrid passerà dal 75% attuale al 95% entro il 2030.

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

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

Il DS3 sta per terminare. 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 terminare a dicembre 2026. I regolatori l’hanno esteso fino all’entrata in vigore del FASS a maggio 2027, con una scadenza massima a settembre 2027. In quel periodo le tariffe possono comunque essere ridotte.

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

La riforma del trading all’ingrosso abilita la transizione verso il 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, operativo da novembre 2025, ha rimosso il limite alle importazioni 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

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

La pipeline riflette questo cambiamento. La flotta operativa è quasi interamente composta da batterie di 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 quindi, come si presenta davvero l’opportunità all’ingrosso in Irlanda?

Perché gli spread all’ingrosso restano alti in Irlanda

Il parco 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 in Irlanda, ha smesso di bruciare carbone a giugno 2025 (continuerà come riserva a olio fuori mercato fino al 2029).

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

In Irlanda questo cuscinetto non esiste. La domanda si colloca quasi sempre tra due tipi di combustibile con un ampio divario di costo. Che il vento copra il 25% o il 70% della generazione, lo spread medio giornaliero day-ahead è di circa 103 €/MWh.

La crescita delle rinnovabili è dove le batterie trovano nuovo valore

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

EirGrid e SONI (i gestori di rete di trasmissione nella Repubblica d’Irlanda e in Irlanda del Nord) monitorano la penetrazione tramite la System Non-Synchronous Penetration (SNSP), ossia la quota di generazione da eolico, solare e import via interconnessione. L’SNSP è attualmente limitata al 75% su tutto il sistema insulare.

Quando il sistema si avvicina a quel limite, l’operatore limita l’eolico e costringe le centrali a gas a rimanere 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. 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. Il tetto SNSP è salito 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 il rapporto e riducendo la limitazione dell’eolico.

L’SNSP determina anche i pagamenti DS3. Le ore ad alto SNSP ricevono i moltiplicatori tariffari più alti, quindi man mano che cresce la capacità eolica e queste ore diventano più frequenti, le batterie che forniscono risposta in frequenza guadagnano di più.

Quattro incognite regolatorie che gli sviluppatori stanno monitorando in Irlanda

1. Progettazione FASS. Il FASS sostituisce il DS3 con aste competitive a maggio 2027 (scadenza massima a settembre 2027). Il design è ancora in fase di definizione. I ricavi ancillari dovrebbero diminuire bruscamente con l’avvio delle aste, come accaduto in altri mercati.
2. Partecipazione al Balancing Mechanism. Oggi il TSO muove 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 è ormai la principale fonte di ricavi per i BESS.
3. Procurement di lunga durata. L’Irlanda sta sviluppando un quadro per il procurement di sistemi di accumulo a lunga durata, che potrebbe aprire una via separata a ricavi contrattualizzati per sistemi da quattro ore o più.
4. Rimozione DUoS. La CRU (l’ente regolatore irlandese) ha pubblicato una decisione preliminare nell’aprile 2026 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 i tempi di partecipazione al BM, gli sviluppatori non potranno chiudere i finanziamenti.

Due cambiamenti strutturali in arrivo

Sono in arrivo nuove interconnessioni. Il Celtic Interconnector (700 MW verso la Francia) è previsto in funzione 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 ciò avvicinerà i prezzi irlandesi a quelli continentali e ridurrà gli spread, aumentando però la pressione SNSP durante i periodi di forte importazione.

Gli inverter grid-forming sono l’altro strumento chiave. La roadmap operativa di EirGrid punta al 95% di SNSP entro il 2030. Raggiungere questo livello richiede condensatori sincroni, inverter grid-forming e una gestione della frequenza potenziata. 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 da mantenere in servizio, alzando ulteriormente il tetto SNSP — e aprendo nuovi mercati di servizi per i BESS.

Solide basi, ma incertezza elevata

L’Irlanda, da lontano, assomiglia alla GB: settlement ogni 30 minuti, mercati di bilanciamento gestiti dal TSO, aste di capacità T-4. Da vicino, l’Irlanda paga di più per la capacità, ottiene 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. Una volta definiti questi elementi, gli sviluppatori potranno contare su una combinazione di alcuni degli spread all’ingrosso più alti d’Europa, un capacity market forte e un tetto SNSP in crescita che apre nuovi mercati di servizi per le batterie grid-forming.