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 fontes renováveis até 2030, o que exige 9 GW de eólica onshore, 5 GW de eólica offshore e 8 GW de solar em um sistema que atualmente atinge picos de cerca de 6 GW, 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 representa cerca de um oitavo do da Grã-Bretanha, e a capacidade de interconexão totaliza 1,5 GW em três ligações: Moyle (Irlanda do Norte–Escócia), EWIC (Dublin–Deeside) e Greenlink (Wexford–Pembroke).

Isso representa mais de 20% do pico de demanda na Irlanda, uma proporção de interconexão para demanda maior do que a da Grã-Bretanha. Menos de 1 GW de armazenamento de energia em baterias foi construído no SEM (excluindo armazenamento por bombeamento), com mais de 10 GW de projetos na fila 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, a fila de projetos permanece congelada.

Mercado de energia da Irlanda: Principais destaques

• O DS3 construiu a frota de baterias na Irlanda. Ele está sendo substituído por leilões competitivos do FASS, previstos para maio de 2027, e por uma mudança estrutural para o comércio no mercado atacadista.
• Os spreads do mercado para o dia seguinte giram em torno de €103/MWh e permanecem consistentes, seja o vento 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, previsão de €700 milhões em 2025/26) ao diminuir a Penetração Não Sincronizada do Sistema (SNSP). O teto de SNSP da EirGrid deve subir de 75% hoje para 95% até 2030.

O DS3 construiu a frota inicial. O mercado atacadista está assumindo.

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 possuem um ou dois horas de duração.

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

O programa estava previsto para terminar em dezembro de 2026. Os reguladores o estenderam até o início do FASS em maio de 2027, com prazo final em setembro de 2027. As tarifas ainda podem ser reduzidas nesse período.

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

A reforma do mercado atacadista viabiliza a mudança para o comércio de energia

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

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

Um mercado de capacidade forte, mas fatores de derating 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 no Reino Unido, Polônia e outros mercados europeus, os fatores de derating começam a afetar o armazenamento. Sistemas de uma e duas horas tiveram seus fatores de derating praticamente reduzidos pela metade. A receita garantida do DS3 e dos mercados de capacidade está desaparecendo. O comércio atacadista passará a ser a principal fonte de receita.

A fila de projetos reflete essa mudança. A frota operacional é composta quase inteiramente 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 mercado atacadista.

Então, como é realmente a oportunidade no mercado atacadista na Irlanda?

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 um pequeno volume 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).

No Reino Unido, grandes blocos de CCGTs de mérito intermediário ficam entre as renováveis e as usinas de pico caras. Quando a geração renovável é alta, a demanda pode ser atendida sem atingir os preços de pico dos OCGTs, mantendo os spreads comprimidos.

A Irlanda não tem esse amortecedor. A demanda quase sempre atravessa dois tipos de combustível com uma grande diferença de custo entre eles. Seja o vento responsável por 25% ou 70% da geração, o spread médio diário para o dia seguinte fica 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 podem ganhar além da arbitragem.

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

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

A EirGrid está elevando esse teto. O limite de SNSP subiu de 50% em 2015 para 75% atualmente, com meta de 95% até 2030. As baterias ajudam diretamente: ao carregar durante períodos de alto SNSP, elas aumentam a carga, diminuem a proporção e reduzem o corte de geração renovável.

O SNSP também determina os pagamentos do DS3. Horas com SNSP elevado 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 substituirá o DS3 com leilões competitivos em maio de 2027 (prazo final em setembro de 2027). O design ainda está sendo finalizado. A expectativa é de que as receitas auxiliares caiam acentuadamente após o início dos leilões, seguindo o padrão observado em outros mercados.
2. Participação no mecanismo de balanceamento. Hoje, o TSO só movimenta baterias para gestão de restrições, não para ações de energia de mérito. A participação total não é esperada antes de 2030 — bem diferente do Reino Unido, onde o Balancing Mechanism está se tornando a principal fonte de receita para BESS.
3. Aquisição de longa duração. A Irlanda está desenvolvendo uma estrutura de contratação para armazenamento de energia de longa duração, o que pode abrir uma via separada de receita contratada para sistemas acima de quatro horas.
4. Remoção do DUoS. A CRU (agência reguladora de energia da Irlanda) publicou, em abril de 2026, uma decisão preliminar para remover a cobrança 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 BM fiquem claros, os desenvolvedores não conseguem fechar o financiamento.

Duas mudanças estruturais a caminho

Mais interconexão está chegando. O Interconector Céltico (700 MW para a França) deve entrar em operação até a primavera de 2028 — o primeiro elo direto da ilha com a Europa continental, elevando a capacidade de interconexão para 2,2 GW. Com o tempo, isso puxará os preços irlandeses para níveis continentais e comprimirá os spreads, ao mesmo tempo em que aumentará a pressão do SNSP durante períodos de alta importação.

Os inversores formadores de rede são outro fator importante. O roteiro operacional da EirGrid prevê SNSP de 95% até 2030. Para atingir esse nível, são necessários condensadores síncronos, inversores formadores de rede e gestão aprimorada de frequência. Baterias formadoras de rede podem fornecer inércia sintética e suporte de tensão. Se a EirGrid aceitá-las como equivalentes a geradores síncronos, isso reduziria o número mínimo de usinas convencionais em operação, elevando ainda mais o teto do SNSP — e abrindo novos mercados de serviços para BESS.

Fundamentos sólidos, pouca certeza

A Irlanda se parece com o Reino Unido à distância: liquidação a cada 30 minutos, mercados de balanceamento operados pelo TSO, leilões de capacidade T-4. De perto, a Irlanda paga mais em capacidade, obtém spreads atacadistas mais amplos e restringe o vento a um custo por MWh duas vezes maior.

A fila de projetos aguarda o FASS e a participação no Balancing Mechanism. Quando esse desenho estiver definido, os desenvolvedores terão uma combinação de receitas que inclui alguns dos spreads atacadistas mais altos da Europa, um mercado de capacidade forte e um teto de SNSP crescente que cria novos mercados de serviços para baterias formadoras de rede.