Irlande

La source EirGrid ne publie plus de consommation (dernière donnée : 01/11/2026 17:30:00). Les chiffres marqués « obsolète » datent de ce moment et restent sur la page jusqu’à son retour.

Frontière avec	Sortie, MWh	à €/MWh	Entrée, MWh	à €/MWh	Différence €
Royaume-Uni	11 561	151,43	191 770	234,94	−43 304 034

Tous les mois, toutes les frontières →

Ce n’est pas une facture. L’électricité transfrontalière ne se vend pas de pays à pays : les marchés sont couplés et le flux physique résulte d’une enchère commune. Ces chiffres valorisent le flux mesuré au prix journalier propre de cette zone, afin que les deux sens puissent être comparés sur la même échelle.

Les flux sont mesurés quart d’heure par quart d’heure ; les frontières horaires sont réparties sur les quatre quarts d’heure qu’elles couvrent, de sorte que chaque mégawattheure rencontre le prix réellement en vigueur. L’énergie qui entre dans le pays n’est pas la même que l’énergie consommée ici — une partie ne fait que transiter.

-1 461 810 EUR ont été payés pour 9 606,9 MWh d’énergie d’équilibrage, soit -152 EUR/MWh en moyenne. L’intervalle le plus cher : 06:45, 12 949 EUR.

288 intervalles sur 288 ont un prix publié. Les prix sont ceux publiés par SEMO toutes les cinq minutes (Imbalance Price Report, BM-025) ; le prix de règlement sur trente minutes peut différer.

Déséquilibre positif = le système avait de l’énergie en trop (excédent) ; négatif = il en manquait (déficit). Le coût est le prix du déséquilibre multiplié par le volume ; en excédent, l’argent circule dans l’autre sens, d’où une barre négative. Un prix négatif est réel : celui qui avait de l’énergie en trop a alors payé pour s’en débarrasser.

Source : SEMO, Imbalance Price Report (Imbalance Pricing Period) — le prix du déséquilibre et le volume net de déséquilibre pour chaque intervalle de cinq minutes.

Sur les sept derniers jours, la consommation a été en moyenne de 8 067 MW et a varié entre 3 537 et 10 570 MW.

Mode de mesure : la médiane de la tranche 02 h–05 h sur 8 dimanches matin (6 659 MW) et sur 32 matins de semaine, du mardi au vendredi (7 047 MW), au cours des 8 dernières semaines ; la moyenne sur les sept derniers jours. Les parts sont découpées l’une après l’autre et s’additionnent exactement pour donner la moyenne.

Les parts sont des formes de la courbe, pas des catégories de clients : la base contient le réfrigérateur de chaque ménage comme une usine qui ne s’arrête jamais ; la journée contient aussi les usines à une seule équipe. « Industriel » et « résidentiel » seraient des mots que ces données ne peuvent pas défendre.

La prévision est celle du gestionnaire de réseau de transport, publiée sur sa propre plateforme — pas un modèle à nous. Elle est révisée en cours de journée ; pour chaque heure, la dernière émission est affichée. L’heure en cours, dans les barres, ne montre que ce qui s’est accumulé jusqu’ici.

EirGrid publie des échantillons toutes les cinq secondes ; nous les réduisons en minutes, avec leur moyenne, leur minimum et leur maximum. L’écart est exprimé en millihertz par rapport à 50 Hz.

Source : SEMO, Imbalance Price Report (BM-025), toutes les cinq minutes — « TotalUnitAvailability », « ShortTermReserveQuantity », « OperatingReserveRequirement », « MarketBackupPrice ». La disponibilité est la puissance que les unités déclarent disponible, pas la production ; la demande est le chiffre quart-horaire d’EirGrid, pris au moment le plus proche avant la dernière disponibilité.

EirGrid calcule l’intensité à partir de la production par combustible et des émissions de chaque centrale. Notre estimation fondée sur le mix, ailleurs sur le site, utilise des facteurs moyens ; ici, le chiffre est celui de l’opérateur.

La production non synchrone n’apporte aucune inertie au système ; l’opérateur la plafonne en temps réel, et le pourcentage indique quelle part de l’île fonctionnait, à ce moment-là, grâce au vent, au soleil et aux câbles.

L’intervalle le plus cher de chaque enchère : IDA1: 395,42 EUR/MWh à 21:30 · IDA2: 336,14 EUR/MWh à 16:30 · IDA3: 369,65 EUR/MWh à 18:00

L’écart par rapport au journalier est calculé sur les heures COMMUNES, et non sur des moyennes entières : IDA3 ne couvre que la soirée, et sa moyenne à côté de celle de la journée aurait seulement dit que les soirées sont chères. Les résultats infrajournaliers sont publiés tardivement — vérifié : les enchères des 8 et 9 septembre 2026 ne sont apparues que dans la nuit du 10 — le jour affiché est donc un jour terminé. Les prix sont ceux du marché de la République (ROI) ; l’Irlande du Nord a ses propres prix dans le même document.

L’Irlande du Nord n’a pas de code pays propre (elle est GB-NIR) et partage la zone de prix SEM avec l’Irlande ; le prix est donc commun et n’est pas compté deux fois. L’écart entre la demande et la production propre est couvert par la République et via Moyle ; ce n’est pas l’« importation » d’un pays, mais le solde d’une moitié d’île. Le SNSP et la fréquence ne sont pas publiés séparément pour elle : le système est synchrone sur toute l’île.

« Consommation relevée aux compteurs » désigne ce qui passe par les compteurs, pas la production du système : l’énergie consommée sur place, derrière le compteur, n’est pas incluse. Le chiffre est trimestriel et paraît avec environ six mois de retard ; il ne se compare donc pas à la consommation en direct affichée ailleurs sur cette page.

Source : Data Centres Metered Electricity Consumption (MEC02), Central Statistics Office, Ireland, sous licence CC BY 4.0.