Irlanda e Irlanda do Norte compartilham o Mercado Único de Eletricidade (SEM), uma das redes mais dependentes de energia eólica da Europa. O governo irlandês tem como meta atingir 80% de renováveis até 2030, exigindo 9 GW de eólica onshore, 5 GW de eólica offshore e 8 GW de solar em um sistema que atualmente atinge cerca de 6 GW de pico, com previsão de demanda superando 7 GW no início da década de 2030.

Esse descompasso entre oferta variável e demanda limitada cria uma volatilidade extrema de preços e uma necessidade estrutural de flexibilidade. O pico de demanda em toda a ilha é cerca de um oitavo do da Grã-Bretanha, e a capacidade de interconexão soma 1,5 GW em três ligações: Moyle (Irlanda do Norte–Escócia), EWIC (Dublin–Deeside) e Greenlink (Wexford–Pembroke).

Isso representa mais de 20% da demanda de pico na Irlanda, uma relação interconexão/demanda maior do que a da Grã-Bretanha. Menos de 1 GW de armazenamento de energia em baterias já foi instalado no SEM (excluindo armazenamento por bombeamento), com mais de 10 GW de projetos no pipeline de conexão.

No entanto, até que os desenvolvedores possam modelar o que virá após o DS3, o programa de tarifas fixas que tem sido a principal fonte de receita para baterias na Irlanda, o pipeline está congelado.

Mercado de energia na Irlanda: Principais destaques

• O DS3 construiu a frota de baterias na Irlanda. Ele está sendo substituído por leilões competitivos do Future Arrangement for System Services (FASS), previstos para maio de 2027, e uma mudança estrutural para o comércio no mercado atacadista.
• Os spreads do mercado day-ahead giram em torno de €103/MWh e permanecem consistentes, seja a energia eólica responsável por 25% ou 70% da geração, pois a ordem de mérito da Irlanda salta diretamente das renováveis para o gás.
• As baterias podem reduzir os custos de restrição (€567 milhões em 2024/25, com previsão de €700 milhões em 2025/26) ao diminuir a Penetração Não-Síncrona do Sistema. O teto de SNSP da EirGrid deve subir de 75% hoje para 95% até 2030.

DS3 construiu a frota inicial. O comércio atacadista está assumindo seu lugar.

Os serviços do sistema DS3 pagam tarifas fixas por resposta de frequência. As tarifas de curta duração eram generosas, por isso quase todas as baterias em operação na Irlanda são de uma ou duas horas.

O DS3 está sendo encerrado. As taxas efetivas de pagamento caíram mais de 40% desde 2022, devido a cortes nas tarifas-base e multiplicadores reduzidos.

O programa estava previsto para terminar em dezembro de 2026. Os reguladores o estenderam até a entrada em operação do FASS em maio de 2027, com limite máximo em setembro de 2027. As tarifas ainda podem ser reduzidas nesse período.

A Grã-Bretanha passou pela mesma transição. Quando os contratos FFR legados deram lugar ao Enduring Auction Capability, as receitas de resposta de frequência despencaram. A Irlanda segue pelo mesmo caminho.

Reforma do mercado atacadista permite a transição para o trading de energia

As baterias na Irlanda são tecnicamente elegíveis para os mercados day-ahead, intradiário e de balanço desde o lançamento do I-SEM, mas o acesso operacional aconteceu em etapas. Antes de 2023, o TSO raramente despachava baterias e bloqueava importações no mercado atacadista.

O SDP-02, em operação desde novembro de 2025, removeu o limite de importação, e agora o TSO despacha baterias tanto para importação quanto para exportação.

Um forte Mercado de Capacidade, mas fatores de desvalorização começam a pesar

O Mecanismo de Remuneração de Capacidade na Irlanda (CRM) também está pagando bem. O leilão T-4 de dezembro de 2024 foi liquidado em cerca de €150.000/MW para o ano de entrega 2028/29, mais do que o dobro do equivalente britânico.

Mas, assim como na Grã-Bretanha, Polônia e outros mercados europeus, fatores de desvalorização começam a impactar o armazenamento. Sistemas de uma e duas horas tiveram sua desvalorização praticamente reduzida pela metade. A receita garantida do DS3 e dos mercados de capacidade está diminuindo. O trading atacadista será a principal fonte de receita.

O pipeline reflete essa mudança. A frota operacional é quase totalmente composta por baterias de uma e duas horas construídas para o DS3. O pipeline de desenvolvimento — cerca de 10 GW e 50 GWh em 155 projetos — é dominado por sistemas de quatro horas projetados para arbitragem no atacado.

Então, como é de fato a oportunidade no mercado atacadista irlandês?

Por que os spreads atacadistas permanecem altos na Irlanda

A frota de geração da Irlanda é simples. Eólica e solar têm custo marginal zero. Acima delas está o gás: cerca de 4 GW de CCGTs, menos de 1 GW de OCGTs e uma pequena fração de óleo. Moneypoint, a última usina a carvão da Irlanda, parou de queimar carvão em junho de 2025 (a estação segue como reserva de óleo fora do mercado até 2029).

Na Grã-Bretanha, grandes blocos de CCGTs de mérito intermediário ficam entre as renováveis e as usinas caras de pico. Quando a geração renovável é alta, a demanda pode ser atendida sem atingir os preços de pico das OCGTs, mantendo os spreads comprimidos.

A Irlanda não tem esse amortecedor. A demanda quase sempre transita entre dois tipos de combustível com grande diferença de custo. Seja a energia eólica responsável por 25% ou 70% da geração, o spread médio diário no mercado day-ahead gira em torno de €103/MWh.

O aumento da penetração renovável é onde as baterias encontram novo valor

Os spreads explicam a oportunidade média. A penetração renovável explica onde a pressão do sistema se acumula e onde as baterias ganham além da arbitragem.

EirGrid e SONI (os operadores de sistema de transmissão na República da Irlanda e Irlanda do Norte) acompanham a penetração por meio de uma métrica chamada Penetração Não-Síncrona do Sistema (SNSP) — a parcela da geração proveniente de eólica, solar e importações por interconexão. O SNSP está atualmente limitado a 75% em todo o sistema da ilha.

Quando o sistema se aproxima desse teto, o operador reduz a geração eólica e força as usinas a gás a permanecerem em operação para garantir estabilidade. Esse custo atingiu €567 milhões em 2024/25. A previsão para 2025/26 é de €700 milhões. Para efeito de comparação, os custos de balanço da Grã-Bretanha foram de £2,7 bilhões no mesmo período, em um sistema quase dez vezes maior. Portanto, os custos efetivos por MWh são o dobro na Irlanda.

A EirGrid está aumentando o teto. O limite de SNSP subiu de 50% em 2015 para 75% atualmente, com meta de 95% até 2030. As baterias ajudam diretamente: quando uma bateria carrega durante um período de alto SNSP, ela adiciona carga, reduzindo a razão e diminuindo o corte de geração eólica.

O SNSP também determina os pagamentos do DS3. Horas de alto SNSP atraem os maiores multiplicadores de tarifa, então, à medida que a capacidade eólica cresce e essas horas se tornam mais frequentes, baterias que fornecem resposta de frequência ganham mais.

Quatro incertezas regulatórias que os desenvolvedores acompanham na Irlanda

1. Design do FASS. O FASS substitui o DS3 por leilões competitivos em maio de 2027 (limite máximo em setembro de 2027). O design ainda está sendo finalizado. Espera-se que as receitas auxiliares caiam drasticamente quando os leilões começarem, seguindo o padrão de outros mercados.
2. Participação no mecanismo de balanço. Hoje, o TSO só movimenta baterias para gestão de restrições, não para ações de energia em mérito. A participação plena não é esperada antes de 2030 — bem diferente da Grã-Bretanha, onde o Balancing Mechanism está se tornando a principal fonte de receita para BESS.
3. Aquisição de longa duração. A Irlanda está desenvolvendo um quadro para aquisição de armazenamento de energia de longa duração, o que pode abrir uma rota contratual separada para sistemas de quatro horas ou mais.
4. Remoção do DUoS. A CRU (agência reguladora de serviços públicos da Irlanda) publicou uma decisão preliminar em abril de 2026 para remover as tarifas de Uso do Sistema de Distribuição para BESS — um sinal positivo para a viabilidade econômica dos projetos.

Até que o FASS e o cronograma de participação no mecanismo de balanço fiquem claros, os desenvolvedores não conseguem fechar o financiamento.

Duas mudanças estruturais à frente

Mais interconexões estão a caminho. O Interconector Céltico (700 MW para a França) deve entrar em operação na primavera de 2028 — o primeiro elo direto da ilha com a Europa continental, levando a capacidade total de interconexão para 2,2 GW. Com o tempo, isso vai aproximar os preços irlandeses dos níveis continentais e comprimir os spreads, ao mesmo tempo em que aumenta a pressão do SNSP durante períodos de alta importação.

Inversores grid-forming são outro fator-chave. O roteiro operacional da EirGrid tem como meta 95% de SNSP até 2030. Para atingir esse nível, são necessários condensadores síncronos, inversores grid-forming e gerenciamento de frequência aprimorado. Baterias grid-forming podem fornecer inércia sintética e suporte de tensão. Se a EirGrid aceitá-las como equivalentes aos geradores síncronos, isso reduziria o número mínimo de usinas convencionais em operação, elevando ainda mais o teto de SNSP — e abrindo novos mercados de serviços para BESS.

Fundamentos sólidos, baixa certeza

A Irlanda se parece com a Grã-Bretanha à distância: liquidação em 30 minutos, mercados de balanço operados pelo TSO, leilões de capacidade T-4. De perto, a Irlanda paga mais em capacidade, obtém spreads atacadistas mais amplos e restringe a energia eólica a um custo duas vezes maior por MWh.

O pipeline aguarda o FASS e a participação no Balancing Mechanism. Quando esse desenho for definido, os desenvolvedores terão uma pilha de receitas que combina alguns dos maiores spreads atacadistas da Europa, um mercado de capacidade forte e um teto de SNSP crescente que cria novos mercados de serviços para baterias grid-forming.