Demanda, generación y saldo, actualizados cada minuto.
datos en directo · a 4/11/26, 13:00:00
Consumo nacional
4750MW
▼ −134 MW vs. hace un día
Producción nacional
3954MW
796 MW por debajo del consumo. El saldo real en las fronteras se mide por separado.
▼ −400 MW vs. hace un día
Importando ahora
1043MW
Medido en las interconexiones, el 22,0 % del consumo. La diferencia de 796 MW respecto a «consumo menos producción» es esperable: la generación por fuente tal como se publica no cubre todo lo que se genera.
▲ +530 MW vs. hace un día
Producción solar
242MW
6,1 % de la producción actual.
▲ +112 MW vs. hace un día
Precio diario
308,7EUR/MWh
Intensidad de CO₂
217gCO2/kWh
publicada por EirGrid · 1031 tCO₂/h
Precio de desvío
206,2EUR/MWh
mercado de balance (SEMO) · 12:20–12:25
Frecuencia de red
49,94Hz
49,94–49,94 Hz en el último minuto · EirGrid
SNSP All-Island
44,8%
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 físicas11.561 MWhvalor de mercado estimado 1.750.619 €, a 151,43 €/MWh
Importaciones físicas191.770 MWhvalor de mercado estimado 45.054.654 €, a 234,94 €/MWh
Valor de mercado estimado−43.304.034 €media del mes: 202,50 €/MWh
Frontera con
Salida, MWh
a €/MWh
Entrada, MWh
a €/MWh
Diferencia €
Reino Unido
11.561
151,43
191.770
234,94
−43.304.034
43.304.034 € por 180.210 MWh que se quedaron en el país salen a 240,30 € por megavatio hora, en un mes con una media de 202,50.
Energía que se quedó, al precio medio del mes36.492.29884,3%
Lo que entró llegó por encima de esa media6.221.36214,4%
Lo que salió se fue por debajo de ella590.3741,4%
La primera línea es energía que el país necesitó y obtuvo. Las otras dos — 6.811.736 € 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 Unido22,11 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 Unido378,23 GWh
699 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 4/11/26, 13:00:00
No atribuida
2887MW
73,0%
73,0 % del total
Eólica terrestre
825MW
20,9%
20,9 % del total
Solar
242MW
6,1%
6,1 % del total
Mix de combustibles hoy
Energía desde medianoche tal como la publica EirGrid, en MWh — no potencia instantánea.
94.949 MWh desde medianoche · a 4/11/26, 13:00:00
Gas
65.247MWh
68,7%
68,7 % del total
Renovables
21.793MWh
23,0%
23,0 % del total
Importación neta
5350MWh
5,6%
5,6 % del total
Otros fósiles
2559MWh
2,7%
2,7 % 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 4/11/26, 13:00:00
No atribuida73%2887MW
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
357,8 g/kWh
Eólica terrestre21%825MW
Renovable
sí
Factor de emisión
11 g CO₂eq/kWh
Aporta a la media nacional
2,3 g/kWh
Solar6%242MW
Renovable
sí
Factor de emisión
45 g CO₂eq/kWh
Aporta a la media nacional
2,8 g/kWh
Energía renovable
Cuota de las fuentes limpias en la producción total.
datos en directo · a 4/11/26, 13:00:00
Eólica terrestre825 MW
Solar242 MW
Radar energético
datos en directo · a 4/11/26, 13:00:00
Las flechas y las cifras son mediciones, a 4 de noviembre a las 13:00. 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 4/11/26, 13:00:00
Irlanda: puesto 5 de 46, contando desde la zona más cara. Media entre zonas: 227 EUR/MWh.
EUR/MWh
1Albania344EUR/MWh
1Kosovo344EUR/MWh
3Macedonia del Norte338EUR/MWh
4Montenegro324EUR/MWh
5Irlanda309EUR/MWh
6Serbia308EUR/MWh
7Estonia303EUR/MWh
7Lituania303EUR/MWh
7Letonia303EUR/MWh
10Austria282EUR/MWh
11Suiza275EUR/MWh
12Italia (CALABRIA)265EUR/MWh
12Italia (CENTRE_NORTH)265EUR/MWh
12Italia (CENTRE_SOUTH)265EUR/MWh
12Italia (NORTH)265EUR/MWh
12Italia (SARDINIA)265EUR/MWh
12Italia (SICILY)265EUR/MWh
12Italia (SOUTH)265EUR/MWh
12Eslovenia265EUR/MWh
12Hungría265EUR/MWh
21Croacia264EUR/MWh
21Rumanía264EUR/MWh
21Bulgaria264EUR/MWh
24Suecia (SE4)259EUR/MWh
25Eslovaquia258EUR/MWh
26Chequia251EUR/MWh
27Dinamarca (DK2)250EUR/MWh
28Polonia248EUR/MWh
29Dinamarca (DK1)235EUR/MWh
30Alemania y Luxemburgo232EUR/MWh
31Noruega (NO2)218EUR/MWh
32Francia214EUR/MWh
33Grecia205EUR/MWh
34España197EUR/MWh
35Bélgica195EUR/MWh
35Países Bajos195EUR/MWh
37Portugal182EUR/MWh
38Noruega (NO1)177EUR/MWh
39Noruega (NO5)175EUR/MWh
40Suecia (SE3)168EUR/MWh
41Noruega (NO3)86EUR/MWh
42Turquía64EUR/MWh
43Noruega (NO4)12EUR/MWh
44Suecia (SE1)10EUR/MWh
44Finlandia10EUR/MWh
46Suecia (SE2)3EUR/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 4/11/26, 12:25:00
Coste del balanceDesvío del sistema
Se pagaron 4.241.153 EUR por 8774,9 MWh de energía de balance, es decir, 483 EUR/MWh de media. El intervalo más caro: 16:50, 57.377 EUR.
288 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 4/11/26, 10:00:00
La base, sin parar
6659MW
81,5 % de la media semanal · el suelo de la noche del domingo: frigoríficos, servidores, instalaciones que nunca se detienen
El ritmo laboral
388MW
4,8 % de la media semanal · cuánto más soporta una noche laborable que una noche de domingo: los turnos
El día
1120MW
13,7 % 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 8168 MW de media y osciló entre 3537 y 10.886 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 (7047 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 4/11/26, 13:00:00 · EirGrid
Previsión del operadorConsumo medido, media horaria
Punta de hoy
5500MW
a las 17:30
Mínimo de hoy
3750MW
a las 02:00
Próxima hora
4881MW
a las 13:30
Punta de mañana
5020MW
a las 09:30 · publicada hasta las 13:00
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 4/11/26, 13:01:00 · EirGrid
Media del minutoBanda mín.–máx.
Ahora
49,940Hz
a las 13:00
Mínimo de la hora
49,890Hz
a las 12:30 · -110 mHz
Máximo de la hora
49,980Hz
a las 12:17 · +-20 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 · 4/11/26, 12:20:00 · SEMO
Potencia disponible de las unidadesDemanda
Disponible ahora
8894MW
a las 12:20
Demanda
4787MW
a las 12:15
Margen
4107MW
85,8 % por encima de la demanda
Reserva a corto plazo
4820MW
a las 12:20
Requisito de reserva operativa
504MW
a las 12:20
Precio de respaldo del mercado
307,36EUR/MWh
a las 12:20
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 · 4/11/26, 12:45:00 · EirGrid
Ahora
217g/kWh
a las 12:45
Mínimo del día
207g/kWh
a las 08:15
Máximo del día
260g/kWh
a las 00:00
Media del día
232g/kWh
media de los puntos publicados hoy
Emitido desde medianoche
12.801t
ahora 1031 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 · 4/11/26, 13:00:00 · EirGrid
Ahora
44,8%
a las 13:00
Máximo del día
46,8%
a las 10:30
Mínimo del día
38,2%
a las 00:00
Media del día
43,8%
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 4/11/26, 13:00:00 · EirGrid
RealPrevisión de EirGrid
Real ahora
825MW
a las 13:00
Previsión para el mismo momento
1123MW
real frente a previsión: −298 MW
Punta prevista hoy
1870MW
a las 23:00
Punta real hasta ahora
1151MW
a las 08:30
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 4/11/26, 13:00:00 · ENTSO-E
RealPrevisión de EirGrid
Real ahora
242MW
a las 13:00
Previsión para el mismo momento
470MW
real frente a previsión: −228 MW
Punta prevista hoy
470MW
a las 13:00
Punta real hasta ahora
405MW
a las 11:45
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 3 de noviembre de 2026 · SEMOpx
Mercado diarioIDA1IDA2IDA3
Mercado diario
489,58EUR/MWh
media de 47 intervalos
IDA1
493,27EUR/MWh
46 intervalos · +1,28 EUR/MWh frente al mercado diario
IDA2
494,62EUR/MWh
24 intervalos · −13,60 EUR/MWh frente al mercado diario
IDA3
474,11EUR/MWh
12 intervalos · −13,14 EUR/MWh frente al mercado diario
El intervalo más caro de cada subasta: IDA1: 613,07 EUR/MWh a las 08:30 · IDA2: 636,60 EUR/MWh a las 17:30 · IDA3: 546,00 EUR/MWh a las 20:00
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 · 4/11/26, 13:00:00 · EirGrid
DemandaGeneración propia
Demanda ahora
1045MW
a las 13:00
Generación propia
617MW
a las 13:00
Recibe de fuera
428MW
demanda menos generación propia, en el mismo momento
Eólica
96MW
a las 13:00
Solar
50MW
a las 13:00
Cable Moyle
245MW
entrando desde Escocia · a las 13:00
Intensidad de CO₂
141g/kWh
a las 12:45
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.
Σ(fuentes renovables, solo valores positivos) / Σ(todas las fuentes, solo positivos).
Numerador: Eólica terrestre, Solar.
Denominador: 3954 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.
95 puntos, resolución PT5M. 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.
Ponga estos datos en su sitio
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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
Albania
344EUR/MWh
Kosovo
344EUR/MWh
Macedonia del Norte
338EUR/MWh
Montenegro
324EUR/MWh
Serbia
308EUR/MWh
Estonia
303EUR/MWh
Lituania
303EUR/MWh
Letonia
303EUR/MWh
Austria
282EUR/MWh
Suiza
275EUR/MWh
Italia (CALABRIA)
265EUR/MWh
Eslovenia
265EUR/MWh
Hungría
265EUR/MWh
Croacia
264EUR/MWh
Rumanía
264EUR/MWh
Bulgaria
264EUR/MWh
Suecia (SE4)
259EUR/MWh
Eslovaquia
258EUR/MWh
Chequia
251EUR/MWh
Dinamarca (DK2)
250EUR/MWh
Polonia
248EUR/MWh
Alemania y Luxemburgo
232EUR/MWh
Noruega (NO2)
218EUR/MWh
Francia
214EUR/MWh
Grecia
205EUR/MWh
España
197EUR/MWh
Bélgica
195EUR/MWh
Países Bajos
195EUR/MWh
Portugal
182EUR/MWh
Turquía
64EUR/MWh
Finlandia
10EUR/MWh
