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, exigindo 9 GW de eólica onshore, 5 GW de eólica offshore e 8 GW de solar em um sistema de toda a ilha que atualmente atinge um pico de cerca de 6 GW, com previsão de demanda superior a 7 GW no início da década de 2030.

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Esse descompasso entre oferta variável e demanda limitada gera uma volatilidade extrema de preços e uma necessidade estrutural de flexibilidade. O pico de demanda na ilha toda é cerca de um oitavo do do Reino Unido, 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 relação entre interconexão e demanda maior do que na Grã-Bretanha. Pouco 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, o pipeline permanece congelado.

Mercado de energia irlandês: 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 por uma mudança estrutural para o comércio no mercado atacadista.
• Os spreads do mercado do dia anterior giram em torno de €103/MWh e permanecem consistentes, quer a energia eólica forneça 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-Síncrona do Sistema (SNSP). O teto do SNSP da EirGrid deve subir de 75% hoje para 95% até 2030.

O DS3 construiu a frota inicial. O comércio atacadista está substituindo-o.

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 têm duração de uma ou duas horas.

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

O programa estava previsto para terminar em dezembro de 2026. Os reguladores o estenderam até a entrada em vigor 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 trading de energia

As baterias na Irlanda são tecnicamente elegíveis para os mercados do dia anterior, intradiários e de balanço desde o lançamento do I-SEM, mas o acesso operacional foi liberado em etapas. Antes de 2023, o ONS raramente despachava baterias e bloqueava importações no mercado atacadista.

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

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

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

Mas, como no Reino Unido, Polônia e outros mercados europeus, fatores de desvalorização começam a afetar o armazenamento. Sistemas de uma e duas horas tiveram seu fator de desvalorização praticamente reduzido pela metade. A receita garantida pelo DS3 e pelos mercados de capacidade está diminuindo. O comércio atacadista passará a ser 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 mercado atacadista.

Então, como realmente é 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).

Na Grã-Bretanha, grandes blocos de CCGTs de média ordem de mérito 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 abrange dois tipos de combustível com grande diferença de custo entre eles. Seja o vento fornecendo 25% ou 70% da geração, o spread médio diário do dia anterior permanece em torno de €103/MWh.

A crescente 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 vento, solar e importações via interconector. O SNSP está atualmente limitado a 75% em todo o sistema da ilha.

Quando o sistema se aproxima desse limite, o operador reduz a geração eólica e obriga usinas a gás a continuar funcionando para garantir a estabilidade. Esse custo atingiu €567 milhões em 2024/25. A previsão para 2025/26 é de €700 milhões. Para 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 de balanço por MWh são duas vezes mais altos na Irlanda.

A EirGrid está aumentando o limite. O teto do SNSP subiu de 50% em 2015 para 75% hoje, 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 a restrição.

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 (prazo final em setembro de 2027). O design ainda está sendo finalizado. Espera-se que as receitas auxiliares caiam fortemente quando os leilões começarem, seguindo o padrão de outros mercados.
2. Participação no mecanismo de balanço. Hoje, o ONS só movimenta baterias para gestão de restrições, não para ações de energia em ordem 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 de BESS.
3. Contratação de longa duração. A Irlanda está desenvolvendo um modelo de contratação de armazenamento de energia de longa duração, o que pode abrir uma rota separada de receita contratada para sistemas de quatro horas ou mais.
4. Remoção do DUoS. A CRU (agência reguladora de energia da Irlanda) publicou uma decisão preliminar em abril de 2026 para remover as tarifas de Uso do Sistema de Distribuição (DUoS) para BESS — um sinal positivo para a viabilidade econômica dos projetos.

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

Duas mudanças estruturais a caminho

Mais interconexão está chegando. O Celtic Interconnector (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 da ilha para 2,2 GW. Com o tempo, isso deve 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.

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

Fundamentos sólidos, baixa certeza

A Irlanda se parece com o Reino Unido à distância: liquidação a cada 30 minutos, mercados de balanço operados pelo ONS, leilões de capacidade T-4. De perto, a Irlanda paga mais em capacidade, obtém spreads atacadistas mais amplos e restringe o vento ao dobro do custo 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 spreads atacadistas mais altos da Europa, um mercado de capacidade forte e um teto de SNSP crescente, criando novos mercados de serviços para baterias formadoras de rede.