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グリッド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％を目標としており、島全体で陸上風力9GW、洋上風力5GW、太陽光8GWの導入が必要です。現在の最大需要は約6GWで、2030年代初頭には7GWを超えると予測されています。

変動する供給と限られた需要のミスマッチは、極端な価格変動と柔軟性への構造的なニーズを生み出しています。島全体のピーク需要はグレートブリテンの約8分の1で、インターコネクション容量は3つの連系線（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］）で合計1.5GWです。

これはアイルランドのピーク需要の20％以上に相当し、グレートブリテンよりも高い連系容量比です。SEM全体で約1GWのバッテリーエネルギー貯蔵（揚水発電を除く）が導入されており、さらに10GW超のプロジェクトが接続待ちとなっています。

しかし、DS3（アイルランドのバッテリー収益の主な源泉となってきた固定価格制度）終了後の収益モデルが明確になるまで、開発パイプラインは停滞しています。

アイルランド電力市場：主なポイント

• DS3が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2027年5月開始予定の競争入札FASSや、ホールセール取引への構造転換が進みます。
• デイアヘッド価格差は平均約€103/MWhで、風力発電比率が25％でも70％でも一貫しています。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年で€5.67億、2025/26年予測で€7億）を削減できます。EirGridのSNSP上限は現行75％から2030年までに95％へ引き上げられる予定です。

DS3が初期フリートを構築。今後はホールセール取引へ

DS3システムサービスは周波数応答に対して固定価格を支払います。短時間型のタリフが好条件だったため、アイルランドで稼働中のバッテリーはほぼすべて1～2時間型です。

DS3は段階的に縮小中です。2022年以降、基本タリフの削減や乗数の縮小により実質支払い率は40％以上下がりました。

この制度は2026年12月に終了予定でしたが、FASSが2027年5月に開始されるまで延長されました（最長2027年9月まで）。この間にもタリフの引き下げは可能です。

グレートブリテンも同様の移行を経験しました。FFR契約からEnduring Auction Capabilityに移行した際、周波数応答収益は大きく減少しました。アイルランドも同じ道をたどっています。

ホールセール取引改革がエネルギー取引への移行を促進

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、実運用でのアクセスは段階的に拡大されました。2023年以前はTSOがバッテリーをほとんど指令せず、ホールセール市場での輸入も制限されていました。

2025年11月からSDP-02が稼働し、輸入制限が撤廃。現在はTSOがバッテリーの輸入・輸出両方を指令しています。

強い容量市場、しかしディレーティングが影響し始めている

アイルランドの容量報酬メカニズム（CRM）は高い報酬水準を維持しています。2024年12月のT-4オークションでは2028/29年度向けに約€150,000/MWで落札され、これはGBの2倍以上です。

しかしGBやポーランドなど他の欧州市場同様、ディレーティング要素が蓄電池にも影響し始めています。1～2時間型システムのディレーティングはほぼ半減。DS3や容量市場による収益保証は減少し、今後はホールセール取引が主な収益源となります。

この転換は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向けの1～2時間型ですが、開発中パイプライン（約10GW・50GWh、155プロジェクト）はホールセール裁定取引を想定した4時間型が主流です。

では、アイルランドのホールセール市場の実際の機会はどのようなものでしょうか？

アイルランドでホールセールスプレッドが高止まりする理由

アイルランドの発電フリートはシンプルです。風力・太陽光は限界費用ゼロ。その上にガス（CCGT：約4GW、OCGT：1GW未満）、さらに少量の石油が続きます。最後の石炭火力であるモニーポイントは2025年6月に石炭燃焼を終了（2029年まで市場外の石油予備力として稼働）しました。

グレートブリテンでは、再エネと高コストのピーカーの間に中間帯のCCGTが多く存在します。そのため再エネ比率が高い場合、OCGTのピーク価格に達せず、スプレッドが抑えられます。

アイルランドにはその緩衝材がありません。需要は常に2つの燃料タイプをまたぎ、その間のコスト差が大きいのです。風力比率が25％でも70％でも、デイアヘッド平均スプレッドは約€103/MWhで推移します。

再エネ比率上昇でバッテリーの価値が高まる

スプレッドは平均的な機会を示しますが、再エネ比率の上昇は系統の圧力が高まる局面と、バッテリーが裁定取引以上の収益を得られる場面を示します。

EirGridおよび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、System Non-Synchronous Penetration（SNSP：風力・太陽光・連系線輸入による発電比率）という指標で監視しています。SNSPは現在、島全体で75％に制限されています。

この上限に近づくと、系統運用者は風力を抑制し、安定性確保のためガス発電を稼働させます。そのコストは2024/25年で€5.67億、2025/26年予測では€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£27億ですが、系統規模はアイルランドの約10倍。MWhあたりの実質バランシング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制限は2015年の50％から現行75％へ、2030年までに95％を目標としています。バッテリーは高SNSP時に充電することで負荷を増やし、比率を下げて風力抑制を減らす効果があります。

SNSPはDS3の支払いにも影響します。高SNSP時間帯はタリフ乗数が最大となるため、風力容量が増えその時間帯が増えるほど、周波数応答を提供するバッテリーの収益も増加します。

アイルランドで開発者が注視する4つの規制課題

1. FASS設計。 FASSはDS3に代わり2027年5月に競争入札を開始予定（最長9月まで）。設計はまだ最終決定されていません。他市場と同様、入札開始後は補助収益が大幅に減少すると見込まれます。
2. バランシングメカニズムへの参加。 現状、TSOは制約管理のためだけにバッテリーを動かしており、エネルギーアクションでは指令していません。完全参加は2030年以降と見込まれ、GBとは大きく異なります。
3. 長時間型調達。 アイルランドは長時間型蓄電の調達枠組みを検討中。4時間超のシステムに新たな収益ルートが開かれる可能性があります。
4. DUoS撤廃。 CRU（アイルランドの規制当局）は2026年4月にBESSの配電系統利用料（DUoS）撤廃の方針を公表。プロジェクト経済性に好影響です。

FASSやBM参加のスケジュールが明確になるまで、開発者は資金調達を進められません。

今後の2つの構造変化

さらなる連系線整備が進みます。ケルト連系線（フランス向け700MW）は2028年春に稼働予定で、アイルランド初のヨーロッパ大陸直結となり、島全体の連系容量は2.2GWに拡大します。これによりアイルランドの価格は大陸水準に近づきスプレッドは縮小する一方、高輸入時のSNSP圧力は増大します。

もう一つの鍵はグリッドフォーミングインバータです。EirGridは2030年までにSNSP95％を目標としていますが、同期調相機やグリッドフォーミングインバータ、周波数管理強化が必要です。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。もしEirGridが同期発電機と同等と認めれば、必要な従来型発電所の台数が減り、SNSP上限がさらに引き上げられ、BESS向け新サービス市場が開かれます。

強固な基盤、低い確実性

アイルランドは一見GBに似ています（30分決済、TSO運営のバランシング市場、T-4容量オークション）。しかし実態は、容量報酬が高く、ホールセールスプレッドが広く、風力制約コストはMWhあたり2倍です。

パイプラインはFASSやバランシングメカニズム参加の確定待ちです。その設計が固まれば、欧州随一のホールセールスプレッド、強い容量市場、SNSP上限引き上げによる新サービス市場が収益スタックとして組み合わさる見通しです。