アイルランドと北アイルランドは、ヨーロッパで最も風力発電への依存度が高い電力網の一つである単一電力市場（SEM）を共有しています。アイルランド政府は2030年までに再生可能エネルギー比率80%を目標とし、全島で陸上風力9GW、洋上風力5GW、太陽光8GWの導入を計画しています。現在の最大需要は約6GWですが、2030年代初頭には7GWを超えると予測されています。

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変動する供給と限られた需要のミスマッチにより、価格変動が激しくなり、柔軟性の確保が構造的に必要となっています。全島のピーク需要はグレートブリテンの約8分の1で、連系容量はモイル（北アイルランド－スコットランド）、EWIC（ダブリン－ディーサイド）、グリーンリンク（ウェックスフォード－ペンブローク）の3本、合計1.5GWです。

これはアイルランドのピーク需要の20％超に相当し、連系容量と需要の比率はグレートブリテンより高くなっています。ポンプ式を除き、SEM全体で1GW弱のバッテリーエネルギー貯蔵が導入済みで、10GW超のプロジェクトが接続待ちとなっています。

しかし、開発者がDS3後のモデルを構築できるようになるまで、アイルランドのバッテリー主要収入源であった固定料金制度は凍結状態が続いています。

アイルランド電力市場：主なポイント

• DS3はアイルランドのバッテリーフリートを構築しました。今後はFASS（競争入札によるシステムサービス調達、2027年5月予定）と卸市場取引への構造転換が進みます。
• デイアヘッドスプレッドは平均約€103/MWhで、風力比率が25%でも70%でも安定しています。これはアイルランドのメリットオーダーが再エネからガスへ直接移行するためです。
• バッテリーは制約コスト（2024/25年は€5.67億、2025/26年予測は€7億）を削減できます。EirGridのSNSP上限は現在の75%から2030年までに95%へ引き上げ予定です。

DS3が初期フリートを築いたが、卸取引へ移行中

DS3システムサービスは周波数応答に対して固定料金を支払っていました。短時間型の料金が高額だったため、アイルランドの稼働中バッテリーはほぼ全て1～2時間タイプです。

DS3は段階的に終了中で、2022年以降、基本料金の削減や乗数減少により実質支払率は40%以上下落しています。

この制度は2026年12月で終了予定でしたが、規制当局はFASS開始（2027年5月、最長2027年9月）まで延長しました。その間も料金引き下げの可能性があります。

グレートブリテンも同様の移行を経験しました。旧FFR契約がEACへ切り替わると、周波数応答収益が急減しました。アイルランドも同じ道を進んでいます。

卸取引改革がエネルギー取引への転換を促進

アイルランドのバッテリーはI-SEM開始時からデイアヘッド、イントラデイ、バランシング市場への参加資格がありましたが、実際の運用参加は段階的でした。2023年以前はTSOがバッテリーをほとんど指令せず、卸市場での輸入も制限されていました。

2025年11月から稼働しているSDP-02により輸入制限が撤廃され、TSOは現在、バッテリーの輸出入両方を指令しています。

強力な容量市場、だがディレーティングが影響し始める

アイルランドの容量報酬メカニズム（CRM）も高水準です。2024年12月のT-4オークションでは2028/29年度の供給で約€150,000/MWと、GBの2倍以上で落札されました。

しかしGBやポーランドなど他の欧州市場同様、ディレーティング係数が蓄電池に影響し始めています。1～2時間システムのディレーティングはほぼ半減し、DS3や容量市場からの確実な収入は減少。卸取引が主な収益源となるでしょう。

この変化は開発パイプラインにも反映されています。稼働中のフリートはほぼ全てDS3向け1～2時間バッテリーですが、開発中パイプライン（約10GW/50GWh、155プロジェクト）は卸取引向け4時間システムが主流です。

では、アイルランドの卸市場での実際の機会はどのようなものでしょうか？

アイルランドで卸スプレッドが高止まりする理由

アイルランドの発電構成はシンプルです。風力・太陽光は限界費用ゼロ。その上にガス（CCGT約4GW、OCGT1GW未満）、さらに一部石油が続きます。最後の石炭火力モニーポイントは2025年6月に石炭使用を停止（2029年まで市場外の石油リザーブとして継続）。

グレートブリテンでは、中間メリットのCCGTが再エネと高価なピーカーの間に多く存在します。再エネ発電が多いと、OCGTピーク価格を超えずに需要を満たせるためスプレッドが圧縮されます。

アイルランドにはそのクッションがありません。需要はほぼ常に2つの燃料タイプをまたぎ、その間のコスト差が大きいです。風力比率が25%でも70%でも、デイアヘッドスプレッドの平均は約€103/MWhです。

再エネ比率上昇がバッテリーの新たな価値を生む

スプレッドは平均的な収益機会を示します。一方、再エネ比率は系統圧力の発生箇所やバッテリーが裁定取引以上の収益を得るポイントを示します。

EirGridとSONI（アイルランド共和国および北アイルランドの送電系統運用者）は、風力・太陽光・連系輸入の発電割合を「系統非同期発電比率（SNSP）」という指標で追跡しています。SNSPは現在、全島で75%に上限設定されています。

系統がその上限に近づくと、運用者は風力発電を抑制し、安定のためガス火力を稼働させ続けます。このコストは2024/25年に€5.67億、2025/26年予測で€7億に達します。参考までに、グレートブリテンのバランシングコストは同期間で£27億、規模はアイルランドの約10倍ですが、MWhあたりのコストはアイルランドが2倍です。

EirGridはこの上限を引き上げています。SNSP上限は2015年の50%から現在75%、2030年には95%を目指しています。バッテリーは高SNSP時に充電することで負荷を増やし、比率を下げて抑制を減らす役割を果たします。

SNSPはDS3支払いにも影響します。高SNSP時間は最も高い料金乗数が適用されるため、風力発電が増えて高SNSP時間が増えるほど、周波数応答を提供するバッテリーの収益も増えます。

アイルランドで開発者が注視する4つの規制不確定要素

1. FASS設計。 FASSは2027年5月（最長9月）にDS3を競争入札へ置き換えますが、設計はまだ最終決定されていません。他市場同様、入札開始後は補助収入が大幅減少すると予想されています。
2. バランシングメカニズム参加。 現在TSOは制約管理目的でのみバッテリーを指令しており、エネルギー需給調整には使っていません。完全参加は2030年以降の見込みで、GBとは大きく異なります。
3. 長時間蓄電調達。 アイルランドは4時間以上の長時間蓄電向け調達枠組みを検討中で、これが実現すれば別途契約収入の道が開けます。
4. DUoS撤廃。 CRU（アイルランド公益事業規制当局）は2026年4月にBESSの配電系統利用料（DUoS）撤廃方針を公表し、プロジェクト経済性に追い風となっています。

FASSとBM参加時期が明確になるまで、開発者は資金調達を完了できません。

今後控える2つの構造的変化

新たな連系線が導入されます。ケルティック・インターコネクター（700MW、フランス接続）は2028年春稼働予定で、アイルランド初の大陸直結線となり、全島連系容量は2.2GWに拡大します。これによりアイルランドの価格は徐々に欧州大陸水準に近づき、スプレッドは縮小、一方で高輸入時のSNSP圧力は高まります。

もう一つのカギはグリッドフォーミングインバーターです。EirGridの運用ロードマップは2030年までにSNSP95%達成を目標としています。その実現には同期調相機、グリッドフォーミングインバーター、高度な周波数管理が必要です。グリッドフォーミング型バッテリーは疑似慣性や電圧サポートを提供できます。EirGridがこれを同期発電機と同等と認めれば、必要な従来型発電所数が減り、SNSP上限がさらに上がり、BESS向け新サービス市場も開かれます。

強固な基盤、しかし不透明な見通し

アイルランドは一見GBに似ています：30分単位の決済、TSO運営のバランシング市場、T-4容量オークション。ただし、容量報酬は高く、卸スプレッドも広く、風力制約コストはMWhあたり2倍です。

パイプラインはFASSとバランシングメカニズム参加の確定待ちです。設計が固まれば、欧州でも最大級の卸スプレッド、強力な容量市場、SNSP上限の上昇によるグリッドフォーミングバッテリー向け新サービス市場が開かれ、収益の多様化が期待されます。