AleaSoft Energy Forecasting, 4 mars 2024. Interview de Ramón Roca, directeur de El Periódico de la Energía, à Antonio Delgado Rigal, Docteur en Intelligence Artificielle, fondateur et CEO de AleaSoft Energy Forecasting.
L’année a commencé avec une impression qu’il allait y avoir pas mal d’incertitude, mais le gouvernement a approuvé le décret royal qui a introduit une modification des jalons du processus, en leur accordant plus de temps pour développer les projets et être à l’heure. Comment avez-vous vu cela depuis AleaSoft ?
Eh bien, c’était le décret-loi royal 8/2023 qui a été approuvé en janvier et c’était très positif. Augmenter les délais était fondamental. Sinon, nous aurions perdu de nombreux projets, dont certains sont bons et n’auraient pas été livrés à temps. Donc, toute cette énergie, disons-le ainsi, reste vivante et a beaucoup plus de temps pour arriver à temps, obtenir un financement et se mettre en œuvre.
Les marchés électriques se rétablissent peu à peu, ce mois de février clôturant en dessous des 45 €/MWh, ce qui implique un retour à 21% de TVA sur la facture d’électricité. À quoi doit-on cette baisse des prix ?
Oui, en février, comme tu le mentionnes, les prix ont diminué. La première semaine, nous étions à 70 €/MWh, puis à 50 €/MWh la deuxième semaine, et nous avons fini à 30 €/MWh avec tout le vent que nous avons eu. Et cela est principalement dû à la baisse du prix du gaz que nous avons observée surtout depuis fin octobre. Le gaz était au-dessus de 50 €/MWh et à la fin de février, nous voyons que nous sommes à 23 €/MWh. Autrement dit, nous avons franchi la barrière plancher des 25 euros le mégawatt-heure, ce qui est un niveau où nous étions avant le COVID dans le gaz historiquement. Il oscillait entre 15 €/MWh et 25 €/MWh, et maintenant nous sommes revenus à cette tendance, ce qui est positif. Depuis octobre, il a baissé de 50%, non seulement le TTF, mais aussi aux États-Unis, et c’est la cause de cette baisse si brutale que nous avons eue en février, tant sur le Spot que sur les marchés à terme. Ainsi, nous commençons à retrouver la situation pré-Covid, pour ainsi dire.
La baisse des prix des droits d’émission de CO2 et la chute de la demande en Europe ont-elles également influencé ?
Le prix du CO2 était en octobre à environ 85 euros par tonne. Nous sommes maintenant à 50 €/t. La tonne a baissé de 35 euros en quatre mois. Cela, évidemment, est un facteur qui a également influencé. La demande a été relativement basse cet hiver. C’était un hiver relativement doux par rapport à ceux que nous avions eu auparavant, et cela influence aussi la consommation électrique et de gaz. Nous avions, disons, beaucoup de gaz stocké depuis l’automne. Nous avons stocké tout au long de 2023, ce qui fait que nous ne nous sommes pas retrouvés dans la situation de 2021 où nous étions à court de gaz. Et maintenant, l’hiver, qui a été relativement doux, a été bien géré. Les marchés à terme sont très influencés par les baisses brusques du Spot. Toutes ces causes font que nous atteignons des prix pré-Covid d’une certaine manière.
Cette baisse des prix affecte-t-elle d’une manière ou d’une autre les contrats d’achat d’énergie renouvelable à long terme ou PPA ?
En ce qui concerne les PPA, cela n’est pas bon pour les développeurs, pour les sponsors c’est un désastre. Nous sommes actuellement dans une situation que nous pouvons qualifier de critique, parce que les offtakers, qui sont ceux qui achètent les PPA, voient des prix de marché très, très attractifs, bas. Et ils disent, pourquoi m’engagerais-je dans un PPA de 10 ans avec un prix qui peut-être n’est pas aussi bas que je le souhaite, quand j’ai déjà des prix bas avec lesquels je peux aller sur le marché ? Cela fait que de nombreux contrats qui étaient bien avancés sont en quelque sorte mis en pause.
Et cela peut aussi affecter le développement futur des énergies renouvelables dans le pays.
C’est grave parce que si le signal de prix que voient les offtakers, qui sont les acheteurs, est bas, c’est un moment où le PPA qui peut leur être offert n’est pas rentable du point de vue du financement, ce qui peut compliquer les choses.
Nous avons beaucoup parlé de l’importance du stockage pour le système électrique national. Nous voyons que la grande production d’énergies renouvelables sur le marché conduit à des prix très bas qui font que les propres centrales se cannibalisent et ne peuvent même pas couvrir leurs coûts. Donc, il apparaît clairement qu’il y a un besoin d’attirer et d’injecter du stockage. Mais est-ce que cela prend du temps ? Comment le voyez-vous depuis AleaSoft ? Quand ce boom du stockage par batteries va-t-il se produire ?
Les batteries sont le salut du marché et des énergies renouvelables et donc de la transition. C’est un aspect critique. Autant il est important de construire des parcs photovoltaïques et éoliens, autant il est crucial de construire des installations de stockage. Nous parlons d’énergies qui ne sont pas contrôlables et la seule manière de le faire est avec la batterie, avec le stockage. Alors, cette année, nous espérons que les paiements pour capacité puissent être mis en œuvre et dès 2025 nous verrons les premières enchères. C’est ce que le secteur attend. Il est fondamental que ce vecteur, celui du stockage, soit renforcé.
Dans vos prévisions de prix pour quand le stockage sera en place, comment pourrait se présenter la courbe des prix en Espagne ?
Le revenu fondamental du stockage est l’arbitrage entre le jour et la nuit. Ainsi, quand il commence à y avoir plus de photovoltaïque, alors les batteries commencent à stocker et le prix ne baisse pas tant que ça. Et de même pour la nuit, la batterie commence à injecter de l’énergie pendant la nuit et le prix ne monte pas tant que ça, il y a un équilibre qui compense ces oscillations.
Les développeurs de batteries vous appellent-ils pour savoir à peu près combien ils pourront facturer pour leurs batteries ?
Nous avons créé une division dans l’entreprise pour tout ce qui concerne le stockage, afin de développer une série d’outils pour aider à la gestion des batteries à court terme, pour voir le revenu que la batterie va générer et pour concevoir la batterie, comment l’utiliser, si ce sont des batteries de quatre heures, de deux heures, une heure. Il y a aussi des batteries autonomes et des batteries comme partie de l’hybridation d’un parc. Nous avons développé une série d’outils pour faire ces calculs. C’est-à-dire, quelle est la meilleure batterie à installer ? Ou la capacité de la batterie à installer pour qu’elle soit la plus rentable possible.
Après le développement des énergies renouvelables et du stockage, quels autres vecteurs voyez-vous depuis AleaSoft pour que cette transition énergétique continue de progresser ?
L’autre vecteur que nous avons sont les réseaux, il faut développer les réseaux, le réseau de transport, le réseau de distribution et les échanges internationaux. C’est fondamental. Par exemple, nous avons parlé aujourd’hui avec certains de nos clients qui commentent qu’à Madrid, on peut installer des centres de données, mais qu’il n’y a pas suffisamment de capacité. Le réseau n’est pas préparé pour tant d’énergie renouvelable. Les investissements à réaliser dans les réseaux sont colossaux, mais nous ne voyons pas le dynamisme qui devrait exister.
L’autre vecteur également fondamental est la demande renouvelable. La demande renouvelable est basique. C’est-à-dire, si nous n’avons pas de consommateur d’énergie renouvelable, la génération nous dépasse. Ici, il est fondamental, par exemple, de développer la demande renouvelable tant dans le transport que dans l’industrie. C’est-à-dire, éliminer tous les combustibles fossiles qui sont encore consommés, qui représentent environ 60% de ce qui est consommé. Et c’est pourquoi nous pouvons dire qu’il y a beaucoup de perspectives pour le photovoltaïque et l’éolien, parce qu’il y a beaucoup de demande renouvelable, c’est-à-dire beaucoup de demande qui n’est actuellement pas renouvelable, qui peut être couverte par ces productions d’énergie propre.
Vouliez-vous aussi savoir comment vous voyez chez AleaSoft tout le sujet de l’hydrogène ? Voyez-vous cela progresser ?
L’hydrogène vert, nous pourrions dire que c’est un vecteur fondamental de la demande renouvelable tant pour le transport que pour l’industrie. Maintenant, avec tout ce développement que nous envisageons, l’hydrogène vert va prendre de plus en plus d’importance. Également pour produire de l’ammoniac, pour produire du méthanol, d’autres types de carburants. C’est un vecteur fondamental pour le grand transport, pour les camions, les bateaux ou les avions et bien sûr, toute l’industrie, c’est-à-dire, toute la demande qui n’est pas électrifiée.
Comment voyez-vous depuis AleaSoft le fait que l’Espagne soit l’un des rares pays à vouloir abandonner l’énergie nucléaire après la crise énergétique que nous avons vécue ?
Depuis AleaSoft, le message que nous transmettons est que les centrales doivent être sûres avant tout et doivent être rentables. C’est le principal et c’est le marché qui décide. Ce qui ne peut pas se produire, c’est que nous ayons des centrales qui nécessitent, par exemple, 50 €/MWh alors que le prix est à 40 €/MWh. Parce que cette centrale nucléaire devient une ONG de génération. Si le nucléaire n’est pas rentable, il ferme, et s’il n’est pas sûr également. Ce n’est pas une question réglementaire de plus ou moins de temps, mais tant qu’elles sont rentables et que les propriétaires veulent les maintenir et qu’elles sont sûres, elles peuvent rester 50 ou 60 ans.
Revenons un peu en arrière sur le sujet des PPA car je sais que vous avez un Marketplace de PPA et un autre pour les actifs et projets renouvelables, de quoi s’agit-il ?
Nous avons 25 ans d’histoire, comme vous le savez, et nous avons travaillé, ou travaillons avec les grandes entreprises, les moyennes, avec tout le secteur, tant ceux qui produisent que ceux qui consomment. Et organiquement, nous avons mis d’accord les uns avec les autres, car tous utilisent nos prévisions, qui sont une référence au niveau espagnol. Tous les utilisent. Et donc, c’est déjà un premier pas pour s’accorder sur un PPA, qui est un contrat à long terme. Si les deux voient le même prix pour les 10 ou 15 prochaines années, alors l’accord est plus facile. Peu à peu, nous avons mis d’accord les offtakers avec les sponsors.
Mais à partir de la fin de l’année dernière, nous avons dit, faisons-le de manière plus massive, pas seulement avec nos clients, mais ouvrons-le à d’autres acteurs du marché. Et cela connaît un succès. Nous avons maintenant de nombreux contrats d’abonnement et cela nous a aussi permis de voir le marché de l’intérieur. Avant, nous voyions le PPA de l’extérieur comme vous le voyez, un prix plus ou moins, mais maintenant nous voyons comment se forme le prix, quelle est la variation des prix, quel prix offre chacun tant pour acheter que pour vendre. Et cela, bien sûr, nous donne une vision profonde du sujet.
Vous êtes l’une des rares sociétés de conseil à vous consacrer aux prévisions de prix et à avoir utilisé l’Intelligence Artificielle depuis de nombreuses années. Je voulais savoir si cela a vraiment été une réussite et si l’utilisation de l’IA a fonctionné.
L’Intelligence Artificielle est maintenant à la mode. Je pense que l’année 2023 a été un point d’inflexion en ce qui concerne l’Intelligence Artificielle, ses usages, ses applications et, surtout, le fait que les gens la connaissent, mais l’Intelligence Artificielle existe depuis plus de 50 ans. Maintenant, avec toute la puissance de calcul disponible, plus la capacité de stockage de données infinies qui peuvent être analysées, l’Intelligence Artificielle fait un bond qualitatif.
Dès le début, nous avons utilisé une méthodologie basée sur l’Intelligence Artificielle qui a fonctionné sur tous les marchés et à tous les horizons. Oui, cela a fonctionné, cela a été un grand succès car nous avons réussi, au cours de ces 25 ans, à obtenir des prévisions bonnes, robustes et stables tout au long du temps.
En quoi vos services se différencient-ils de la concurrence ? Qu’est-ce que vous mettriez en avant dans vos modèles de prévision ?
Nous avons un modèle scientifique de grande qualité et cohérent, ce qui est le plus important. Nos prévisions ne sont ni optimistes ni pessimistes. Souvent, nous mentionnons un graphique, nous présentons un graphique avec une prévision que nous avons faite en octobre 2010 et que nous voyons encore fonctionner. Vous voyez qu’elle a fonctionné et qu’actuellement elle présente peu de variabilité. Et pourtant, en 2010, quand nous l’avons faite, ce que nous avions, c’était du charbon, il y avait encore du fioul, moins d’éolien qu’aujourd’hui et le développement du photovoltaïque était encore très naissant en Espagne.
Previsión de precios de largo plazo del mercado ibérico de electricidad MIBEL realizada a finales de octubre de 2010 por AleaSoft.Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
Cependant, la prévision est bonne. Et pourquoi ? Parce que c’est un modèle basé sur l’équilibre du marché et cet équilibre, c’est combien est prêt à payer celui qui achète et à combien est prêt à vendre celui qui produit. Cet équilibre est fondamental. Offre et demande, c’est basique, et il y a aussi l’équilibre entre ce qui sont des technologies rentables et des technologies non rentables.
Le fioul n’a pas disparu par décret. Le fioul est sorti parce qu’il devenait de plus en plus cher et une autre technologie, le gaz, a commencé à le remplacer. Le gaz a également remplacé le charbon. L’éolien a aussi commencé à remplacer le gaz. Alors, une technologie remplace l’autre, mais l’équilibre du marché se maintient. C’est pourquoi cette prévision que nous avons faite il y a 13 ans reste valable. Et c’est l’une des choses qui nous différencie de la concurrence. Nous regardons vers l’avenir et les variables futures, mais aussi ce qui s’est passé dans le passé et ce qui se passe dans le présent, c’est la différence fondamentale, c’est pourquoi notre qualité et notre cohérence.
Comme vous l’avez mentionné, en 2024, vous célébrez presque 25 ans, ayant vécu en couple avec le marché électrique, presque comme une sorte de mariage. Comment avez-vous vécu ces 25 ans ou comment le marché électrique a-t-il changé pendant ces 25 ans ? Qu’est-ce qui vous a le plus marqué pendant tout ce temps et qu’est-ce que vous pensez qui a marqué le secteur pour l’avenir ?
Ces 25 années ont été des années de changement. Lorsque nous avons commencé en 1999, soit au siècle dernier, dans le millénaire dernier, seule la demande était la plus importante car il n’y avait pas de renouvelables. Il fallait faire des prévisions de demande de grande qualité. Et nous avons commencé par faire des prévisions de demande, puis des prévisions de prix et peu à peu les acteurs sont arrivés. C’est-à-dire que nous avons vécu le marché depuis sa naissance. Nous avons vu comment l’éolien a commencé à fleurir et nous avons dû commencer à faire des prévisions éoliennes à court, moyen et long terme. Avant l’éolien sont venus les cycles combinés, qui ont été une révolution. Ils ont été nos clients au fur et à mesure qu’ils apparaissaient. Ensuite est venue l’éolienne et les principales entreprises qui ont développé l’éolien sont nos clients. Ensuite le photovoltaïque. Avec les renouvelables, les prévisions à long terme prennent beaucoup plus d’importance.
De plus, le marché s’est beaucoup diversifié. Lorsque nous avons commencé il y a 25 ans, il y avait très peu d’acteurs et maintenant je pense qu’il y a peut-être 500 acteurs sur le marché vendant et achetant de l’électricité.
Je voulais savoir si l’entrée des renouvelables sur le marché a été le plus grand défi auquel le secteur a été confronté, c’est-à-dire passer d’un mix purement thermique plus l’hydroélectrique, basé sur des combustibles fossiles et avec une capacité de génération assez élevée à un mix contrôlé ou marqué par les énergies renouvelables, qui sont plus intermittentes et qu’il faut savoir gérer mieux. Cela a-t-il été le grand défi que le secteur a vécu ?
Il y a 25 ans, nous avions les nucléaires, qui sont la base, nous avions l’hydroélectrique qui est gérable, nous avions le charbon et ensuite les cycles combinés, qui sont également gérables, donc c’était un marché gérable. Ensuite vient l’éolien avec de plus en plus d’énergie sur le marché et là c’est un problème, car pour le gestionnaire du réseau c’est compliqué. Nous parlons de beaucoup plus de vent ou beaucoup moins de vent. Cela provoque des déséquilibres sur le marché, surtout dans le système électrique. Il faut entrer avec des marchés d’ajustement. Et oui, cela a été un grand défi, surtout à cause de la faible gestionabilité de ces technologies.
C’est pourquoi nous disions que nous avons besoin des batteries. Elles sont indispensables. Nous ne pouvons pas arrêter d’avoir du gaz, car actuellement le gaz est notre batterie. Nous avons du gaz dans un tuyau ou dans un réservoir et quand nous en avons besoin la nuit nous l’utilisons ou quand nous en avons besoin en hiver nous l’utilisons. D’ailleurs, ce sujet de l’hiver est une autre chose dont nous parlons toujours, le stockage saisonnier. Personne ne parlait de ça. Quand nous n’aurons pas de gaz, que ferons-nous en hiver, quand nous n’aurons ni vent ni soleil ? Il faut commencer à y penser. Il faut aussi voir l’hydrogène non seulement comme un vecteur fondamental pour l’industrie du transport, mais aussi comme un vecteur de stockage stratégique pour l’hiver. Il sera produit lorsque nous aurons des renouvelables, stocké et utilisé en hiver, si vraiment nous croyons à la décarbonisation et que nous n’aurons pas les cycles combinés disponibles quand nous n’aurons aucun combustible fossile.
Je ne voulais pas manquer de discuter avec toi du sujet de la réforme du marché. Penses-tu qu’il était nécessaire de créer autant d’agitation pour finalement ne pas avoir autant avancé que ce qu’ils ont voulu nous vendre ? On disait que le marché était cassé et tout le monde le critiquait. Comment avez-vous vu tout cela ? Le marché a-t-il besoin de plus de changements ou de certains changements pour l’avenir ?
Nous, comme tu le sais, publions dans ton journal deux fois par semaine et nous l’avons toujours dit, que le marché marginaliste est ce qui était, ce qui est et ce qui sera, parce qu’on n’a pas trouvé mieux. C’est-à-dire, il est beaucoup critiqué, mais il fonctionne. Quand le COVID est arrivé, il a fonctionné et maintenant, avec la crise en Ukraine, il a également fonctionné. Les gens disaient qu’il était mal conçu, et on a vu tout le contraire.
Il faut ajouter à cela que la spéculation était sur le gaz.
Tout était la manipulation de la Russie, qui savait en 2021 qu’elle allait envahir l’Ukraine et a commencé à couper l’approvisionnement parce qu’elle pensait qu’en mettant la pression sur l’Europe avec les prix de l’énergie, l’Europe n’aiderait pas suffisamment l’Ukraine et fermerait les yeux, ce qui n’a pas été le cas, évidemment, et les prix ont donc augmenté, mais le marché a fonctionné. Le marché marginaliste fonctionne, parce qu’il fonctionne non seulement sur le marché Spot, mais ce marché sert ensuite de référence pour les 20 prochaines années, tout l’avenir.
Et aussi dans ce que les gens ne voient pas, dans les marchés d’ajustement, qui sont tous marginalistes aussi. Donc tout est cohérent et tout fonctionne. De plus, c’est un marché intégré en Europe, le même marché. Alors, quand le prix montait, il y avait des gens qui parlaient de le réformer. Maintenant que le prix baisse, personne ne dit rien. C’est-à-dire, ces jours où nous avons eu des prix nuls pendant quelques heures, personne ne dit qu’il faut réformer le marché. Nous devons nous habituer à ce que parfois les prix soient élevés et d’autres fois bas en fonction du prix du gaz, du prix du CO2 et de la production des renouvelables.
Nous allons conclure cette interview avec Antonio Delgado Rigal d’AleaSoft en les félicitant pour leur vingt-cinquième anniversaire et ce qui m’intrigue, c’est de savoir comment vous allez le célébrer, avez-vous prévu de faire quelque chose ?
Nous parlons avec certaines personnes pour voir si elles peuvent nous aider à organiser une sorte d’activité de célébration en octobre, donc nous gérons cette affaire pour pouvoir le célébrer avec nos clients ou clients potentiels.
