Demanda, generación y saldo, actualizados cada minuto.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
Consumo nacional
5295MW
▼ −198 MW vs. hace un día
Producción nacional
4264MW
1031 MW por debajo del consumo. El saldo real en las fronteras se mide por separado.
▼ −132 MW vs. hace un día
Importando ahora
1043MW
Medido en las interconexiones, el 19,7 % del consumo. La diferencia de 1031 MW respecto a «consumo menos producción» es esperable: la generación por fuente tal como se publica no cubre todo lo que se genera.
sin cambios vs. hace un día
Producción solar
4MW
▲ +3 MW vs. hace un día
Precio diario
536,3EUR/MWh
Intensidad de CO₂
290gCO2/kWh
publicada por EirGrid · 1512 tCO₂/h
Precio de desvío
177,4EUR/MWh
mercado de balance (SEMO) · 15:55–16:00
Frecuencia de red
49,98Hz
49,98–49,98 Hz en el último minuto · EirGrid
SNSP All-Island
23,9%
Cuota no síncrona de toda la isla, Irlanda e Irlanda del Norte juntas · EirGrid
Flujos físicos transfronterizos
Electricidad medida al cruzar cada frontera en octubre de 2026, valorada al precio del mercado diario de esta zona.
98,7 % de las horas del mes medidas
Exportaciones físicas23.450 MWhvalor de mercado estimado 3.544.425 €, a 151,15 €/MWh
Importaciones físicas383.455 MWhvalor de mercado estimado 90.345.020 €, a 235,61 €/MWh
Valor de mercado estimado−86.800.595 €media del mes: 202,79 €/MWh
Frontera con
Salida, MWh
a €/MWh
Entrada, MWh
a €/MWh
Diferencia €
Reino Unido
23.450
151,15
383.455
235,61
−86.800.595
86.800.595 € por 360.005 MWh que se quedaron en el país salen a 241,11 € por megavatio hora, en un mes con una media de 202,79.
Energía que se quedó, al precio medio del mes73.006.77484,1%
Lo que entró llegó por encima de esa media12.582.78214,5%
Lo que salió se fue por debajo de ella1.211.0391,4%
La primera línea es energía que el país necesitó y obtuvo. Las otras dos — 13.793.821 € en conjunto — no vienen de cuánto se movió, sino de cuándo: horas baratas para vender, horas caras para comprar. Es el precio de un desajuste temporal, no una pérdida.
Validación oficialA LA ESPERA DE LOS DATOS OFICIALES DE LA ANRE
Los flujos físicos transfronterizos y los intercambios comerciales de electricidad miden fenómenos distintos. Los datos oficiales (ANRE) se muestran como referencia independiente y no deben interpretarse como una conciliación exacta.
No es una factura. La electricidad transfronteriza no se vende de país a país: los mercados están acoplados y el flujo físico es el resultado de una subasta común. Estas cifras valoran el flujo medido al precio del mercado diario de esta misma zona, para que ambos sentidos puedan compararse en la misma escala.
Los flujos se miden cuarto de hora a cuarto de hora; las fronteras con datos horarios se reparten entre los cuatro cuartos de hora que cubren, de modo que cada megavatio hora se encuentra con el precio realmente vigente. La energía que entra en el país no es lo mismo que la energía consumida aquí: parte de ella pasa de largo.
A quién vendimos energía
A quién vendimos energía cuando la necesitaban — últimos 30 días
datos de los últimos 30 días · 30 días cubiertos
Reino Unido21,79 GWh
144 MW de media · 100,0 %
Lo que enviamos a nuestros vecinos, por frontera. Energía sumada a partir de medias cuartohorarias sobre los días realmente cubiertos por el archivo. La potencia media se calcula sobre las horas en que la energía fluyó en este sentido, no sobre todas las horas. Un país puede aparecer en ambas listas: con el mismo vecino importamos en unas horas y exportamos en otras.
A quién compramos energía
Quién nos vendió energía cuando la necesitábamos — últimos 30 días
datos de los últimos 30 días · 30 días cubiertos
Reino Unido384,65 GWh
707 MW de media · 100,0 %
Lo que nos enviaron nuestros vecinos, por frontera. Energía sumada a partir de medias cuartohorarias sobre los días realmente cubiertos por el archivo. La potencia media se calcula sobre las horas en que la energía fluyó en este sentido, no sobre todas las horas. Un país puede aparecer en ambas listas: con el mismo vecino importamos en unas horas y exportamos en otras.
Fuentes de energía
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
No atribuida
4141MW
97,1%
97,1 % del total
Eólica terrestre
119MW
2,8%
2,8 % del total
Solar
4MW
0,1%
0,1 % del total
Mix de combustibles hoy
Energía desde medianoche tal como la publica EirGrid, en MWh — no potencia instantánea.
94.271 MWh desde medianoche · a 6/11/26, 16:45:00
Gas
61.711MWh
65,5%
65,5 % del total
Renovables
12.761MWh
13,5%
13,5 % del total
Importación neta
11.184MWh
11,9%
11,9 % del total
Otros fósiles
8615MWh
9,1%
9,1 % del total
Carbón
0MWh
0,0%
0,0 % del total
Cuotas por fuente
Cada fuente, con su cuota y el factor de emisión usado en la estimación de carbono.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
No atribuida97%4141MW
Renovable
no — el operador publica la generación total y solo algunas fuentes; esto es el resto, no una fuente
Factor de emisión
490 g CO₂eq/kWh · factor poco fiable, la cifra es frágil
Aporta a la media nacional
475,9 g/kWh
Eólica terrestre3%119MW
Renovable
sí
Factor de emisión
11 g CO₂eq/kWh
Aporta a la media nacional
0,3 g/kWh
Solar0%4MW
Renovable
sí
Factor de emisión
45 g CO₂eq/kWh
Aporta a la media nacional
0,0 g/kWh
Energía renovable
Cuota de las fuentes limpias en la producción total.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
Eólica terrestre119 MW
Solar4 MW
Radar energético
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
Las flechas y las cifras son mediciones, a 6 de noviembre a las 17:00. No se muestra la red de transporte: todavía no tenemos sus trazados para este país.
El intervalo en curso, datos en directo de este momento, en cada zona de oferta de la que tenemos precio.
datos en directo · a 6/11/26, 17:00:00
Irlanda: puesto 1 de 46, contando desde la zona más cara. Media entre zonas: 321 EUR/MWh.
EUR/MWh
1Irlanda536EUR/MWh
2Polonia421EUR/MWh
3Albania400EUR/MWh
3Kosovo400EUR/MWh
5Montenegro395EUR/MWh
6Eslovaquia392EUR/MWh
7Rumanía387EUR/MWh
7Bulgaria387EUR/MWh
7Grecia387EUR/MWh
10Hungría386EUR/MWh
11Dinamarca (DK2)382EUR/MWh
12Croacia381EUR/MWh
13Eslovenia379EUR/MWh
14Suecia (SE4)378EUR/MWh
14Chequia378EUR/MWh
16Suiza377EUR/MWh
17Macedonia del Norte375EUR/MWh
18Serbia373EUR/MWh
19Austria371EUR/MWh
20Francia362EUR/MWh
20Italia (CALABRIA)362EUR/MWh
20Italia (CENTRE_NORTH)362EUR/MWh
20Italia (CENTRE_SOUTH)362EUR/MWh
20Italia (NORTH)362EUR/MWh
20Italia (SARDINIA)362EUR/MWh
20Italia (SICILY)362EUR/MWh
20Italia (SOUTH)362EUR/MWh
28Dinamarca (DK1)361EUR/MWh
28Bélgica361EUR/MWh
30Países Bajos360EUR/MWh
31Alemania y Luxemburgo358EUR/MWh
32Estonia356EUR/MWh
32Lituania356EUR/MWh
32Letonia356EUR/MWh
35Suecia (SE3)297EUR/MWh
36España287EUR/MWh
36Portugal287EUR/MWh
38Noruega (NO2)227EUR/MWh
39Noruega (NO5)210EUR/MWh
40Noruega (NO1)206EUR/MWh
41Finlandia189EUR/MWh
42Noruega (NO3)77EUR/MWh
43Turquía64EUR/MWh
44Suecia (SE1)25EUR/MWh
45Noruega (NO4)17EUR/MWh
46Suecia (SE2)15EUR/MWh
Precios mayoristas del intervalo que cubre este momento, zona de oferta por zona de oferta: los países con varias zonas aparecen una vez por zona, con su código entre paréntesis. La media es aritmética entre zonas, no ponderada por la demanda: una zona pequeña cuenta tanto como una grande. Las cifras no incluyen tarifas de red, impuestos especiales ni IVA.
Lo que costó el balance en las últimas 24 horas
La generación y el consumo nunca coinciden exactamente. El operador cubre la diferencia a través del mercado de balance, y esa energía tiene un precio propio. Las barras muestran el coste del balance en cada intervalo de 5 minutos.
datos de las últimas 24 h · hasta 6/11/26, 15:50:00
Coste del balanceDesvío del sistema
Se pagaron 773.476 EUR por 2974,0 MWh de energía de balance, es decir, 260 EUR/MWh de media. El intervalo más caro: 15:10, 24.089 EUR.
287 de 288 intervalos tienen precio publicado. Los precios son los que SEMO publica cada cinco minutos (Imbalance Price Report, BM-025); el precio de liquidación de treinta minutos puede diferir.
Desvío positivo = al sistema le sobraba energía (excedente); negativo = le faltaba (déficit). El coste es el precio de desvío multiplicado por el volumen; en excedente el dinero fluye en sentido contrario, así que la barra es negativa. Un precio negativo es real: en ese caso, quien tenía energía de sobra pagó por deshacerse de ella.
Fuente: SEMO, Imbalance Price Report (Imbalance Pricing Period) — el precio de desvío y el volumen neto de desvío de cada intervalo de cinco minutos.
Quién consume: la base, el ritmo laboral, el día
Una estimación a partir de la forma de la curva de consumo, no una medición por categoría de cliente: eso no se publica en tiempo real. Tres partes: lo que nunca se detiene, lo que funciona por turnos en los días laborables y lo que se enciende durante el día.
archivo hasta 6/11/26, 14:00:00
La base, sin parar
6659MW
80,0 % de la media semanal · el suelo de la noche del domingo: frigoríficos, servidores, instalaciones que nunca se detienen
El ritmo laboral
411MW
4,9 % de la media semanal · cuánto más soporta una noche laborable que una noche de domingo: los turnos
El día
1258MW
15,1 % de la media semanal · lo que supera el suelo de la noche laborable, de media: oficinas, tiendas, hogares despiertos
En los últimos siete días el consumo fue de 8328 MW de media y osciló entre 3537 y 10.982 MW.
Cómo se midió: la mediana de las horas 02–05 en 8 madrugadas de domingo (6659 MW) y en 32 madrugadas laborables, de martes a viernes (7070 MW), a lo largo de las últimas 8 semanas; la media, sobre los últimos siete días. Las partes se recortan una de otra en orden y suman exactamente la media.
Las partes son formas de la curva, no categorías de clientes: la base contiene tanto el frigorífico de cada hogar como una planta que nunca se detiene; el día contiene también las fábricas de un solo turno. «Industrial» y «doméstico» serían palabras que estos datos no pueden sostener.
La previsión de consumo del operador
Cuánto se espera que consuma el país, hora a hora, según la previsión que publica el gestor de la red de transporte para hoy y mañana. La línea es la previsión; las barras, el consumo medido hasta ahora.
previsión emitida el 6/11/26, 17:00:00 · EirGrid
Previsión del operadorConsumo medido, media horaria
Punta de hoy
5420MW
a las 18:00
Mínimo de hoy
3750MW
a las 05:00
Próxima hora
5413MW
a las 17:30
Punta de mañana
4639MW
a las 16:30 · publicada hasta las 17:00
La previsión es del gestor de la red de transporte, publicada en su propia plataforma, no un modelo nuestro. Se revisa a lo largo del día; para cada hora se muestra la última emisión. La hora en curso, en las barras, solo muestra lo acumulado hasta ahora.
Irlanda, en detalle
Lo que EirGrid y SEMO publican y ningún otro país muestra: la frecuencia de la red minuto a minuto, las cifras de carbono del propio operador, la cuota de generación no síncrona y la previsión eólica y solar junto a lo que realmente se produjo.
Frecuencia de la red, última hora
La frecuencia del sistema síncrono de la isla (Irlanda e Irlanda del Norte), minuto a minuto: la media del minuto y la banda entre su mínimo y su máximo. El objetivo es 50 Hz.
última hora publicada · hasta 6/11/26, 16:46:00 · EirGrid
Media del minutoBanda mín.–máx.
Ahora
49,980Hz
a las 16:45
Mínimo de la hora
49,870Hz
a las 16:02 · -130 mHz
Máximo de la hora
50,050Hz
a las 16:27 · +50 mHz
EirGrid publica muestras cada cinco segundos; las reducimos a minutos, con su media, su mínimo y su máximo. La desviación se expresa en milihercios respecto a 50 Hz.
Margen del sistema, hoy
Cuánto hay disponible en las centrales frente a cuánto se consume, cada cinco minutos, según el informe del mercado de balance de SEMO. El margen es la diferencia; las reservas y el precio de respaldo proceden del mismo informe.
día de la última publicación · 6/11/26, 15:55:00 · SEMO
Potencia disponible de las unidadesDemanda
Disponible ahora
8346MW
a las 15:55
Demanda
5078MW
a las 15:45
Margen
3268MW
64,3 % por encima de la demanda
Reserva a corto plazo
2727MW
a las 15:55
Requisito de reserva operativa
504MW
a las 15:55
Precio de respaldo del mercado
568,66EUR/MWh
a las 15:55
Fuente: SEMO, Imbalance Price Report (BM-025), cada cinco minutos — «TotalUnitAvailability», «ShortTermReserveQuantity», «OperatingReserveRequirement», «MarketBackupPrice». La disponibilidad es la potencia que las unidades declaran disponible, no la generación; la demanda es la cifra cuartohoraria de EirGrid, tomada en el momento más cercano anterior a la última disponibilidad.
Intensidad de CO₂ hoy, tal como la publica el operador
Cuántos gramos de CO₂ por kilovatio hora generado en Irlanda, cuarto de hora a cuarto de hora, tal como los publica EirGrid, no nuestra estimación a partir del mix.
día de la última publicación · 6/11/26, 16:30:00 · EirGrid
Ahora
290g/kWh
a las 16:30
Mínimo del día
267g/kWh
a las 06:15
Máximo del día
302g/kWh
a las 14:45
Media del día
284g/kWh
media de los puntos publicados hoy
Emitido desde medianoche
21.651t
ahora 1512 t/h
EirGrid calcula la intensidad a partir de la generación por combustible y de las emisiones de cada central. Nuestra estimación basada en el mix, en otras partes del sitio, usa factores medios; aquí la cifra es la del operador.
SNSP hoy — generación no síncrona, All-Island
La cuota de generación no síncrona (eólica, solar, importaciones por cables de corriente continua) en lo que consume toda la isla, cada media hora. EirGrid la publica solo para el conjunto de la isla (All-Island).
día de la última publicación · 6/11/26, 16:30:00 · EirGrid
Ahora
23,9%
a las 16:30
Máximo del día
37,5%
a las 02:30
Mínimo del día
23,9%
a las 16:30
Media del día
31,6%
media de los puntos publicados hoy
La generación no síncrona no aporta inercia al sistema; el operador la limita en tiempo real, y el porcentaje indica qué parte de la isla funcionaba, en ese momento, con viento, sol y cables.
Eólica: previsión y real
La línea continua es lo que se produjo; la discontinua, lo que EirGrid previó para hoy, última emisión.
previsión emitida el 6/11/26, 17:00:00 · ENTSO-E
RealPrevisión de EirGrid
Real ahora
119MW
a las 16:45
Previsión para el mismo momento
59MW
real frente a previsión: +60 MW
Punta prevista hoy
612MW
a las 00:00
Punta real hasta ahora
622MW
a las 00:00
La previsión es del operador y se revisa a lo largo del día; para cada cuarto de hora se muestra la última emisión. La diferencia no es una calificación de la previsión: el viento cambia, y precisamente por eso el operador la revisa.
Solar: previsión y real
La línea continua es lo que se produjo; la discontinua, lo que EirGrid previó para hoy, última emisión.
previsión emitida el 6/11/26, 17:00:00 · ENTSO-E
RealPrevisión de EirGrid
Real ahora
4MW
a las 16:45
Previsión para el mismo momento
1MW
real frente a previsión: +3 MW
Punta prevista hoy
228MW
a las 11:45
Punta real hasta ahora
196MW
a las 13:00
La previsión es del operador y se revisa a lo largo del día; para cada cuarto de hora se muestra la última emisión. La diferencia no es una calificación de la previsión: el viento cambia, y precisamente por eso el operador la revisa.
Las subastas intradiarias, frente al precio del mercado diario
El mercado SEM celebra tres subastas intradiarias después de la del mercado diario: IDA1 la tarde anterior, IDA2 por la mañana e IDA3 a mediodía. Cada una vuelve a corregir el precio de las horas que quedan.
día de entrega 5 de noviembre de 2026 · SEMOpx
Mercado diarioIDA1IDA2IDA3
Mercado diario
356,70EUR/MWh
media de 47 intervalos
IDA1
317,00EUR/MWh
46 intervalos · −39,28 EUR/MWh frente al mercado diario
IDA2
371,14EUR/MWh
24 intervalos · −68,97 EUR/MWh frente al mercado diario
IDA3
399,14EUR/MWh
12 intervalos · −106,38 EUR/MWh frente al mercado diario
El intervalo más caro de cada subasta: IDA1: 480,00 EUR/MWh a las 19:00 · IDA2: 522,86 EUR/MWh a las 17:30 · IDA3: 525,00 EUR/MWh a las 18:00
La diferencia frente al mercado diario se calcula sobre las horas COMUNES, no sobre medias completas: IDA3 solo cubre la tarde, y su media junto a la del día solo habría dicho que las tardes son caras. Los resultados intradiarios se publican con retraso — comprobado: las subastas del 8 y el 9 de septiembre de 2026 aparecieron solo en la noche del 10 —, así que el día mostrado es uno ya terminado. Los precios son los del mercado de la República (ROI); Irlanda del Norte tiene sus propios precios en el mismo documento.
Irlanda del Norte, hoy
La otra mitad de la isla: su propia demanda y generación, hora a hora, más el cable Moyle a Escocia. El operador es SONI; el panel se comparte con EirGrid.
día de la última publicación · 6/11/26, 16:45:00 · EirGrid
DemandaGeneración propia
Demanda ahora
1158MW
a las 16:45
Generación propia
894MW
a las 16:45
Recibe de fuera
264MW
demanda menos generación propia, en el mismo momento
Eólica
46MW
a las 16:45
Solar
0MW
a las 16:45
Cable Moyle
245MW
entrando desde Escocia · a las 17:00
Intensidad de CO₂
294g/kWh
a las 16:30
Irlanda del Norte no tiene código de país propio (es GB-NIR) y comparte con Irlanda la zona de oferta SEM, así que el precio es común y no se cuenta dos veces. La diferencia entre la demanda y la generación propia se cubre desde la República y a través del Moyle; no es la «importación» de un país, sino el saldo de media isla. El SNSP y la frecuencia no se publican por separado para ella: el sistema es síncrono en toda la isla.
Lo que consumen los centros de datos
En Irlanda, los ordenadores de otros suponen una cuarta parte de la electricidad del país. Las estadísticas oficiales los cuentan por separado, trimestre a trimestre: la parte coloreada son los centros de datos; el resto, todos los demás.
publicado el 2026-07-07 · Central Statistics Office, Ireland
Centros de datosTodos los demás clientes
Cuota de los centros de datos
23,6%
en 2025Q4
Su consumo
1991GWh
de 8420 GWh medidos en el trimestre
Diez años antes
5,3%
en 2015Q4
Cuota máxima
25,3%
en 2025Q3
«Consumo medido» significa lo que pasa por los contadores, no la generación del sistema: la energía consumida in situ, detrás del contador, no está incluida. La cifra es trimestral y aparece con unos seis meses de retraso, así que no es comparable con el consumo en directo de otras partes de esta página.
El flujo medido ahora mismo en cada línea física de frontera, según el flujo de datos operativo.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
Reino Unidoimportando 1043 MW
EWIC (East–West)← 530 MW
Greenlink← 513 MW
Unidades fuera de servicio
Potencia indisponible, ahora y en las dos próximas semanas
Unidad
Pérdida
Periodo
KilrootHulla · Kilroot KGT4
42 MW
13 nov – 18 nov
anunciada
Cuánto producen ahora los prosumidores
La fuente de este país no publica este conjunto de datos. No se estima nada en su lugar.
La solar de hoy, hora a hora
Media horaria medida del día local en curso. La hora en curso solo muestra lo acumulado hasta ahora.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
La eólica de hoy, hora a hora
Media horaria medida del día local en curso. La hora en curso solo muestra lo acumulado hasta ahora.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
El almacenamiento de hoy, hora a hora
Deducido, no leído de una clave: la generación que el flujo de datos incluye en su total sin desglosarla — por su comportamiento, descarga de baterías. La barra es la media de la hora; la línea de puntos, la potencia máxima de la hora.
datos en directo · a 6/11/26, 16:45:00
El flujo de datos de Transelectrica no tiene clave de almacenamiento. La cifra es la diferencia entre el total publicado y las fuentes con nombre: constante de noche, cercana a cero de día — el comportamiento de una batería que se descarga. Es una deducción etiquetada como tal, no una medición.
Σ(fuentes renovables, solo valores positivos) / Σ(todas las fuentes, solo positivos).
Numerador: Eólica terrestre, Solar.
Denominador: 4264 MW.
La hidráulica de bombeo y los residuos no se cuentan como renovables — la primera contaría dos veces la energía; los segundos son en parte fósiles y su fracción biogénica no puede separarse honestamente.
61 puntos, resolución P1D. Los intervalos largos se sirven a partir de agregados precalculados — un gráfico de un año con datos por minuto enviaría cientos de miles de puntos al navegador para nada. Nuestro archivo empieza el 2015-01-01 00:00 UTC.
Por fuente
Cada fuente tiene su propia página, con historial y contexto:
Reciba una notificación del navegador cuando ocurra algo que le interese. Las reglas se evalúan localmente, sobre el flujo en directo: funcionan mientras haya una pestaña del sitio abierta. Las alertas por correo electrónico llegarán junto con las cuentas, en una fase posterior.
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<iframe src="https://euroenergy.live/widgets/country/ireland?lang=es" width="100%" height="380"
style="border:1px solid #dbe1ec;border-radius:16px;max-width:400px" loading="lazy"
title="Irlanda — Electricidad en tiempo real"></iframe>
Fuente: EirGrid Smart Grid Dashboard, SEMO, SEMOpx ·
las cuotas se calculan sobre valores positivos, porque los parques solares toman energía de la red por la noche ·
API JSON: /api/v1/countries/IE/latest
hora localUTC
GB
Reino Unido
Polonia
421EUR/MWh
Albania
400EUR/MWh
Kosovo
400EUR/MWh
Montenegro
395EUR/MWh
Eslovaquia
392EUR/MWh
Rumanía
387EUR/MWh
Bulgaria
387EUR/MWh
Grecia
387EUR/MWh
Hungría
386EUR/MWh
Dinamarca (DK2)
382EUR/MWh
Croacia
381EUR/MWh
Eslovenia
379EUR/MWh
Suecia (SE4)
378EUR/MWh
Chequia
378EUR/MWh
Suiza
377EUR/MWh
Macedonia del Norte
375EUR/MWh
Serbia
373EUR/MWh
Austria
371EUR/MWh
Francia
362EUR/MWh
Italia (CALABRIA)
362EUR/MWh
Bélgica
361EUR/MWh
Países Bajos
360EUR/MWh
Alemania y Luxemburgo
358EUR/MWh
Estonia
356EUR/MWh
Lituania
356EUR/MWh
Letonia
356EUR/MWh
España
287EUR/MWh
Portugal
287EUR/MWh
Noruega (NO2)
227EUR/MWh
Finlandia
189EUR/MWh
Turquía
64EUR/MWh
Eólica
Bord na Móna pide permiso para el parque eólico de Ballydermot: 46 turbinas y 322 MW en turberas de Offaly y Kildare
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