AleaSoft Energy Forecasting, 25 septembre 2026. Entretien de Javier Monforte, de Revista Energética, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et CEO d’AleaSoft Energy Forecasting.
Quels seront les principaux facteurs qui détermineront le comportement des marchés de l’électricité en Espagne et en Europe jusqu’à la fin de 2026 ?
Nous continuerons à observer de la volatilité d’ici à la fin de l’année. Les prix du gaz et du CO2, la situation géopolitique, les températures et la production d’énergie éolienne et hydroélectrique resteront des facteurs importants. La récente hausse des prix du gaz a de nouveau fait monter les prix des marchés électriques européens et le gaz restera une source d’incertitude.
En Espagne, le volume important de production photovoltaïque pendant les heures centrales de la journée pèse également beaucoup. Il ne suffit plus de regarder la quantité de capacité renouvelable en cours d’installation. La demande, le stockage et le réseau doivent également croître pour l’absorber. C’est pourquoi nous verrons davantage d’heures à prix très bas ou négatifs et d’autres heures, en particulier lorsque la production solaire disparaît, à prix plus élevés. Le profil horaire devient de plus en plus important.
Dans quelle mesure la croissance de la demande sera-t-elle déterminante pour l’équilibre du système et pour les prix à moyen terme ?
Énormément. Pendant longtemps, le débat s’est concentré sur l’installation de davantage de production renouvelable. Nous avons maintenant aussi besoin que la consommation d’électricité augmente, portée par l’électrification des transports et de l’industrie, les pompes à chaleur et les centres de données.
Ce qui compte, c’est de combien elle augmente, mais aussi quand et où. Une demande flexible qui consomme pendant les heures de forte production solaire ou éolienne peut apporter beaucoup au système. Si elle se concentre dans certaines zones et à certaines heures, elle peut créer de nouveaux goulets d’étranglement. Les prix négatifs ne signifient pas qu’il y a un excédent de renouvelables. Ils indiquent souvent un manque de demande flexible pour en tirer parti.
Quelle est la situation actuelle du stockage d’énergie en Espagne et à quels défis est-il confronté, en aval et en amont du compteur ?
Le stockage d’énergie entre dans une phase décisive. En Espagne, il existe un large portefeuille de projets de batteries dont les permis sont accordés ou en cours d’instruction, bien que la capacité installée reste faible, autour de 252 MW. Le Plan national intégré énergie-climat (PNIEC) de l’Espagne fixe un objectif de 22,5 GW de stockage d’ici 2030, en incluant les différentes technologies. Le défi consiste maintenant à rendre ces projets finançables et à les faire construire.
Le problème des batteries n’est plus technologique. Le grand défi est de savoir d’où proviendront leurs revenus au cours des quinze ou vingt prochaines années. Elles peuvent les obtenir de l’arbitrage, des marchés intrajournaliers, des services d’équilibrage, du service de réponse active de la demande (SRAD) et, dans un avenir proche, espérons-le, du marché de capacité. Mais ces revenus évolueront à mesure que des milliers de mégawatts supplémentaires entreront en service, de sorte que la prévision des revenus et la bancabilité sont essentielles.
Il existe également un fort potentiel en aval du compteur, en particulier avec l’autoconsommation industrielle et commerciale. Il faut simplifier les procédures et faciliter sa participation aux marchés et aux services de flexibilité.
Existe-t-il une solution à la congestion des réseaux et aux difficultés de raccordement de la nouvelle production et de la nouvelle demande ?
Oui, mais elle exige des investissements et une meilleure utilisation du réseau. Il faudra investir dans le transport et, surtout, dans la distribution, mais nous avons aussi besoin de numérisation, d’accès flexible, de stockage et de gestion active de la demande.
De plus, la production et la demande ont été planifiées séparément pendant trop longtemps. Il y a des projets renouvelables qui ne parviennent pas à se raccorder et, en même temps, des industries ou des centres de données sans capacité disponible. L’Espagne peut transformer son avantage renouvelable en avantage industriel, mais pour cela elle a besoin du réseau.
Le système électrique peut-il se permettre le calendrier prévu de fermeture du nucléaire ?
Je pense que la prolongation d’Almaraz jusqu’en 2030 a été une décision logique, et elle nous oblige à reconsidérer le reste du calendrier. Il ne s’agit pas d’un débat entre nucléaire et renouvelables. L’Espagne a besoin de beaucoup plus d’énergie renouvelable, mais elle a aussi besoin de capacité ferme pendant qu’elle développe le stockage, la flexibilité et l’interconnexion.
Si nous fermons des centrales nucléaires sûres avant de disposer d’alternatives suffisantes, une partie de cette production devra être remplacée et, à certaines heures, cela peut signifier davantage de production à partir de gaz, des prix plus élevés et davantage d’émissions. Le nucléaire n’a pas à continuer indéfiniment, mais l’ordre compte : la transition doit remplacer une technologie une fois que les alternatives existent déjà.
Si le calendrier nucléaire était révisé, quels changements réglementaires ou de marché seraient nécessaires ?
La première étape serait de revoir la fiscalité. Si une centrale nucléaire sûre apporte de la valeur au système parce qu’elle produit de l’électricité en continu et sans émissions directes de CO2, il n’aurait aucun sens de rendre son exploitation économiquement non viable par une pression fiscale excessive.
Cela ne signifie pas garantir artificiellement sa rentabilité. L’approche raisonnable consisterait à combiner une fiscalité compatible avec la poursuite de son exploitation et des mécanismes de marché qui valorisent la capacité ferme, la disponibilité et la sécurité d’approvisionnement. Le futur marché de capacité peut faire partie de la solution. La question devrait être de savoir quelle option est la plus efficiente pour l’ensemble du système.
Quel impact aurait une plus grande interconnexion avec la France ?
Il serait clairement positif. Lorsque l’Espagne dispose d’excédents renouvelables, nous pourrions exporter davantage, en réduisant les écrêtements et les prix extrêmement bas, tandis que, lorsque la production renouvelable est faible, nous pourrions importer davantage. Cela contribuerait à réduire la volatilité et à rapprocher les prix du marché espagnol des niveaux européens.
L’interconnexion du golfe de Gascogne, qui portera la capacité d’échange à environ 5 GW, sera un pas en avant important. De plus, une plus grande interconnexion permettrait d’utiliser les excellentes ressources solaires et éoliennes de l’Espagne également comme capacité d’exportation.
Quelles conséquences les prix nuls ou négatifs peuvent-ils avoir pour l’investissement et pour le futur mix énergétique espagnol ?
Ces épisodes montrent à quel point le marché est en train de changer. Avoir quelques heures à prix nuls ou négatifs n’est pas nécessairement mauvais : cela indique qu’il y a beaucoup d’électricité disponible. Le problème apparaît lorsque ces heures sont fréquentes et réduisent sensiblement les revenus des renouvelables.
Il ne suffit plus de demander combien de MWh produit une centrale. La question est de savoir combien ils valent au moment où ils sont produits. C’est pourquoi la valeur des batteries, de l’hybridation, de la gestion de la demande et des consommateurs flexibles augmente. Les PPA devront aussi accorder plus de poids au profil horaire. Pendant ces heures, nous n’avons pas besoin de produire plus d’électricité. Nous avons besoin de la stocker, de la consommer, de la transformer ou de l’exporter.
Quel impact auront les centres de données, la numérisation et l’intelligence artificielle sur le système électrique espagnol ?
Ils pourraient devenir l’un des principaux moteurs de la croissance de la demande d’électricité. Les centres de données ont besoin de grandes quantités d’électricité pendant de nombreuses heures, ce qui peut bien s’accorder avec un système à la production renouvelable croissante.
L’Espagne dispose d’avantages pour attirer ces investissements, mais le principal problème est le réseau. Si nous résolvons la question de l’accès et du raccordement, les centres de données, l’électrification industrielle et les autres grands consommateurs peuvent constituer une opportunité extraordinaire d’exploiter notre avantage énergétique et d’attirer des investissements industriels et technologiques.
Quelles mesures devraient être prioritaires dans la nouvelle réglementation sur l’autoconsommation et le stockage distribué ?
La première chose est de simplifier. L’Espagne a beaucoup progressé en matière d’autoconsommation, mais certaines procédures restent trop complexes, en particulier pour l’autoconsommation collective. Il est également important de faciliter le stockage associé aux consommateurs.
Mais nous devons regarder au-delà de l’autoconsommation traditionnelle. Une batterie dans une usine, un commerce ou un logement peut aussi fournir des services au système. À l’avenir, nous aurons des millions de ressources distribuées et flexibles. Si nous parvenons à les agréger et à faciliter leur participation aux marchés, nous disposerons d’une énorme capacité de flexibilité distribuée.
AleaSoft a plus de deux décennies d’expérience dans le développement de modèles de prévision pour les marchés de l’énergie. Comment l’application de l’IA dans vos services a-t-elle évolué, quels nouveaux besoins vos clients expriment-ils, et quelles tendances technologiques façonneront l’avenir de l’analyse énergétique ?
Nous avons commencé à utiliser l’intelligence artificielle pour la prévision énergétique en 1999. Dès le début, nous avons développé une méthodologie hybride qui combine des réseaux de neurones, des modèles statistiques de séries temporelles et de la régression. Depuis lors, la puissance de calcul, la quantité de données disponibles et la vitesse à laquelle les modèles peuvent être développés et validés ont toutes augmenté.
Mais, surtout, les questions des clients ont changé. Auparavant, elles portaient sur le prix de l’électricité pour la semaine ou l’année suivante. Aujourd’hui, ils nous interrogent sur les revenus d’une batterie sur vingt ans, sur ce qui se passera lorsque de nombreux gigawatts de stockage entreront en service, ou sur la probabilité d’atteindre certains niveaux de revenus. L’intelligence artificielle va désormais au-delà de la prévision des prix et sert également à quantifier les risques et à étayer les décisions d’investissement.
Nous entrons maintenant dans l’ère de l’intelligence artificielle générative et des agents. Chez AleaAI Lab, notre laboratoire d’intelligence artificielle, nous développons des agents, des automatisations et de nouvelles solutions capables d’interagir avec des modèles, des bases de données et des outils d’analyse. L’avenir réside dans la combinaison de l’intelligence artificielle, des modèles statistiques, de la connaissance experte et de grandes quantités de données pour anticiper un système énergétique de plus en plus complexe.