AleaSoft Energy Forecasting, 31 août 2026. Entretien de Ramón Roca, directeur d’El Periódico de la Energía, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et CEO d’AleaSoft Energy Forecasting.
Les prix du gaz en Europe ont de nouveau fortement augmenté cet été, et les futures de l’électricité pour les prochains mois se sont également renchéris. S’agit-il d’un épisode lié aux tensions géopolitiques et aux niveaux de stockage, ou y a-t-il des raisons de penser que les prix pourraient rester élevés tout au long de l’hiver ?
Il y a une combinaison de facteurs conjoncturels et structurels. Le déclencheur le plus immédiat est géopolitique, en particulier la situation au Moyen-Orient et l’incertitude sur les flux de GNL à travers le détroit d’Ormuz. Mais l’Europe aborde aussi cet épisode avec des réserves de gaz inférieures aux niveaux habituels pour cette période de l’année, et avec une forte concurrence de l’Asie pour le GNL.
Les futures du gaz TTF pour le Front‑Month se situaient autour de 68 €/MWh la dernière semaine d’août, tandis que les réserves de gaz européennes sont autour de 63%‑64%, contre des niveaux proches de 80% qui étaient habituels pour cette période de l’année. Cela explique pourquoi le marché intègre une prime de risque significative à l’approche de l’hiver.
Source : Futures du gaz TTF pour le Front‑Month sur le marché ICE, disponibles dans l'Alea Energy Database.L’électricité réagit très clairement. Le future espagnol du quatrième trimestre sur le marché OMIP a atteint 121,77 €/MWh le 24 août et a clôturé autour de 120 €/MWh le 25 août. C’est un signal très différent de celui que le marché donnait il y a seulement quelques mois.
Cela ne signifie pas nécessairement que les prix resteront aussi élevés tout au long de l’hiver. Si la tension géopolitique s’apaise, si les flux de GNL augmentent ou si l’hiver est doux, la prime de risque pourrait baisser rapidement. Mais l’épisode démontre une nouvelle fois quelque chose d’important : l’Europe reste très sensible au prix international du gaz, et cette exposition se répercute rapidement sur le marché de l’électricité.
Les futures intègrent déjà une partie de ce risque. Dans quelle mesure reflètent-ils ce qui est susceptible de se produire, et dans quelle mesure incluent-ils une prime de risque ? Pour une industrie qui doit décider aujourd’hui de se couvrir ou non, quelle information la courbe des futures apporte-t-elle, et qu’est-ce qu’une prévision de marché peut ajouter ?
Ce sont deux informations différentes, et toutes deux sont nécessaires.
La courbe des futures nous indique à quel prix une entreprise peut se couvrir aujourd’hui. C’est le prix que le marché attribue actuellement au risque. Une prévision cherche à répondre à une question différente : quelle est l’évolution la plus probable des fondamentaux qui déterminent les prix.
Lorsqu’une crise géopolitique survient, les futures peuvent rapidement intégrer une prime de risque. Cela ne signifie pas que le marché se trompe : cela signifie que celui qui vend une couverture assume un risque et fait payer un prix pour cela.
C’est pourquoi une stratégie d’achat ne devrait pas consister à décider si nous « croyons » davantage aux futures ou à une prévision. Une prévision aide à mettre la courbe des futures en contexte et à analyser des scénarios. Et les futures permettent d’exécuter une couverture.
Chez AleaSoft Energy Forecasting, nous travaillons précisément avec cette combinaison d’horizons. Pour un grand consommateur, savoir ce qui se passera demain ne suffit pas. Il doit comprendre ce qui pourrait se passer au cours des prochains mois pour décider de ses couvertures, mais aussi quel pourrait être le prix de l’électricité dans cinq, dix ou vingt ans s’il envisage un PPA, un investissement industriel ou une nouvelle usine.
En quelques mois seulement, nous avons vu des mouvements très importants des prix des futures de l’électricité. Quelle est l’erreur la plus fréquente que vous observez dans les stratégies d’achat et de couverture des grands consommateurs ?
L’erreur principale est d’essayer de deviner le point bas.
Une politique de couverture ne devrait pas reposer sur l’attente du moment parfait pour acheter. Ce moment n’est connu qu’a posteriori. Lorsqu’une entreprise attend parce qu’elle pense que le prix pourrait encore baisser, elle prend une position de marché, même si elle n’en est pas consciente.
La stratégie doit commencer bien plus tôt, en définissant quel pourcentage de la consommation elle souhaite couvrir, sur quel horizon et quel niveau de risque l’entreprise peut assumer. À partir de là, le marché spot, les futures, les contrats bilatéraux et les PPA peuvent être combinés.
Il est également important de travailler avec des scénarios. Connaître le scénario central ne suffit pas. Un CFO devrait savoir ce qu’il advient de son budget si une situation extrême sur le gaz se reproduit, si nous avons une année de faible production renouvelable, ou à l’inverse, si le photovoltaïque continue de croître rapidement et que de nombreuses heures à bas prix apparaissent.
La couverture est fondamentalement de la gestion des risques, pas de la spéculation. Et la prévision doit aider à quantifier ce risque.
L’Espagne veut attirer des centres de données et de l’industrie électro-intensive en s’appuyant, entre autres facteurs, sur sa forte production renouvelable. Pourtant, nous continuons de voir des épisodes de prix élevés et de forte volatilité. L’Espagne est-elle toujours compétitive pour ce type d’investissement à dix ou vingt ans ? Que doit savoir une multinationale avant de décider où implanter un grand site de consommation d’électricité ?
L’Espagne conserve un avantage structurel très important : elle dispose de l’une des meilleures ressources solaires d’Europe, d’une bonne ressource éolienne et d’un énorme portefeuille de projets renouvelables. Cela devrait se traduire par une électricité compétitive à long terme.
Mais une multinationale ne décide pas où investir dans une usine ou un centre de données en regardant le prix moyen du marché de l’année écoulée. Elle prend une décision pour vingt ou trente ans.
Elle doit connaître le coût attendu de l’énergie, sa volatilité, les possibilités de conclure un PPA ou de mettre en place une stratégie de couverture, la disponibilité réelle du raccordement au réseau et les perspectives de croissance du système électrique.
Et il y a ici un aspect qui est parfois sous-estimé : avoir beaucoup de production renouvelable ne suffit pas. Il faut aussi du réseau, du stockage d’énergie, des interconnexions et une nouvelle demande capable de consommer cette électricité.
La Commission européenne a d’ailleurs souligné que l’Espagne doit continuer à augmenter le stockage et les interconnexions et à renforcer ses réseaux.
Si nous réussissons ces investissements, la combinaison des renouvelables, du stockage et de la nouvelle demande industrielle peut devenir un avantage compétitif extraordinaire pour l’Espagne.
La croissance des renouvelables, du stockage et des nouvelles consommations à grande échelle change radicalement la manière dont le système électrique est utilisé. Faut-il réviser à nouveau les péages et les tarifs du réseau pour les adapter à cette réalité ? Cette réforme devrait-elle être différente pour les consommateurs résidentiels et pour l’industrie ?
Oui, mais je pense qu’il faut distinguer très clairement les consommateurs résidentiels des consommateurs industriels.
Pour un ménage, nous devrions viser la simplicité et la protection, tout en permettant à quiconque a la capacité de déplacer sa consommation, par exemple avec un véhicule électrique, une pompe à chaleur, un chauffe-eau électrique ou une batterie, d’en tirer profit. Il n’aurait pas beaucoup de sens de répercuter sur le consommateur résidentiel toute la complexité horaire du système électrique.
Pour l’industrie et les grands consommateurs, en revanche, il peut être judicieux d’envoyer des signaux économiques plus précis sur le moment et la manière dont ils utilisent le réseau. De nombreux processus industriels ont une certaine capacité d’adaptation, et une bonne structure de péages peut contribuer à réduire les congestions, à mieux utiliser les infrastructures existantes et à faciliter l’intégration de la nouvelle demande.
Il est également important de ne pas confondre le signal du marché avec le signal du réseau. Le prix horaire de l’électricité devrait refléter les moments d’abondance ou de rareté de l’énergie. Les péages, en revanche, devraient refléter fondamentalement le coût de disposer et d’utiliser les réseaux nécessaires pour transporter cette électricité.
De plus, l’Espagne veut attirer de nouvelles industries, des centres de données et d’autres grands consommateurs, tout en devant investir beaucoup plus dans les réseaux. Le défi est de trouver un équilibre : financer ces infrastructures sans imposer des coûts qui freinent l’électrification ou réduisent la compétitivité industrielle.
Par conséquent, plutôt qu’une réforme visant simplement à baisser les péages, je pense que nous avons besoin d’une structure tarifaire qui combine trois objectifs : l’utilisation efficace du réseau, la compétitivité et l’électrification.
L’Espagne a accumulé des dizaines de gigawatts de projets de batteries à différents stades de développement, mais la capacité réellement opérationnelle reste très faible. Qu’est-ce qui sépare un projet de BESS qui se construit aujourd’hui d’un projet qui reste sur le papier ?
Il devient de plus en plus clair qu’avoir un point de raccordement et un projet techniquement viable ne suffit pas.
Le grand saut consiste à démontrer qu’il existe un modèle de revenus suffisamment robuste pour obtenir un financement. Une batterie peut participer à l’arbitrage day-ahead et intraday, aux services d’équilibrage et, à l’avenir, au marché de capacité. Mais chacune de ces sources de revenus a un profil de risque différent.
De plus, nous ne pouvons pas prendre les spreads d’aujourd’hui et les multiplier par vingt ans. Lorsque de nombreux gigawatts de batteries entreront en service, les batteries elles-mêmes modifieront les spreads et se feront concurrence. Il en va de même pour les services d’équilibrage : ce sont des marchés relativement petits qui ne peuvent pas absorber une nouvelle capacité illimitée tout en maintenant les rendements actuels.
C’est pourquoi nous assistons à un changement d’étape. La première question était : « A-t-il un raccordement ? » La suivante était : « Combien peut-il gagner ? » Aujourd’hui, la question décisive devient : « Ces revenus sont-ils bancables ? »
Ce changement est fondamental. Les projets qui parviennent à démontrer des revenus solides dans différents scénarios, une stratégie d’exploitation cohérente et une structure financière résiliente seront ceux qui auront le plus de chances d’être construits.
Le marché de capacité devrait ajouter une nouvelle source de revenus pour le stockage. Dans quelle mesure peut-il changer le financement d’une batterie, ou faudra-t-il toujours assumer une exposition merchant importante ? Que devront voir les banques pour intégrer ces revenus dans leurs modèles ?
Le marché de capacité peut être une pièce très importante, mais il ne rend pas automatiquement une batterie bancable.
La Commission européenne a approuvé le mécanisme espagnol fin mai, avec un budget allant jusqu’à 9 milliards d’euros sur dix ans. Son objectif est de rémunérer la capacité disponible pour produire, stocker ou réduire la consommation lorsque le système en a besoin.
Pour une batterie, un revenu relativement stable lié à la disponibilité peut améliorer considérablement le profil financier, car il réduit la dépendance exclusive aux revenus merchant.
Mais nous devrons connaître le résultat réel des enchères, la rémunération, les facteurs de derating, la durée des contrats et les obligations associées. Qu’un mécanisme de capacité existe est une chose ; le montant de revenus bancables qui peut être attribué à un projet spécifique en est une autre.
Je pense que l’avenir du financement des BESS résidera précisément dans l’empilement des revenus : combiner plusieurs sources de revenus au lieu de dépendre d’une seule. Arbitrage, marchés d’équilibrage, capacité et, lorsque c’est possible, contrats à long terme.
Plus la part prévisible ou contractualisée de ces revenus sera importante, plus il sera facile d’augmenter le levier financier et de réduire le coût du capital.
Pour le financement d’une centrale photovoltaïque, il existe déjà une longue expérience des courbes de prix, des PPA et des différents scénarios financiers. Une batterie doit estimer les spreads, les cycles, les services d’équilibrage, la dégradation et d’autres sources de revenus sur de nombreuses années. Que demande aujourd’hui une banque pour considérer ces prévisions comme suffisamment robustes ? Et quelles hypothèses devraient susciter le plus de prudence ?
Une banque a besoin, avant tout, de comprendre d’où proviennent les revenus et de vérifier que le projet peut encore rembourser sa dette dans des scénarios moins favorables que le scénario central.
Dans une centrale photovoltaïque, le problème est relativement plus simple : nous estimons la production, les prix capturés et, s’il existe, le PPA. Dans une batterie, il y a une interaction beaucoup plus grande entre les prix horaires, la stratégie de charge et de décharge, l’efficacité, la dégradation, le nombre de cycles et les différents marchés.
L’une des erreurs qu’il faut le plus éviter est d’extrapoler les revenus extraordinaires d’une période récente à toute la durée de vie de l’actif.
Par exemple, des spreads élevés aujourd’hui sont une bonne nouvelle pour les batteries existantes, mais ils constituent aussi un signal économique pour l’entrée de nouvelles batteries. Cette nouvelle capacité finira par modifier le marché même que nous essayons de prévoir.
C’est pourquoi les simulations horaires à long terme et les analyses de sensibilité sont essentielles. Nous consacrons actuellement beaucoup d’efforts à ce domaine, non seulement à la prévision des prix, mais aussi à la transformation de ces prévisions en scénarios de revenus pour différentes configurations de batteries et hybridations.
C’est une étape naturelle, car la question n’est plus seulement de savoir combien une batterie peut gagner, mais quelle part de ces revenus une banque peut raisonnablement prendre en compte pour décider du montant à financer.
La poursuite de l’exploitation d’Almaraz jusqu’en 2030 change l’une des hypothèses importantes utilisées pour le marché électrique espagnol dans les prochaines années. Qu’est-ce qui pourrait changer dans les prévisions de prix, la production au gaz, les excédents renouvelables et les opportunités pour les batteries ? Cela pourrait-il aussi affecter des projets qui sont en train de boucler leur financement ou un PPA ?
Oui. Et c’est un très bon exemple de la raison pour laquelle les prévisions à long terme doivent être continuellement mises à jour lorsque les fondamentaux changent.
La prolongation approuvée permet à Almaraz de continuer à fonctionner jusqu’en juin 2030, alors que la fermeture de ses deux unités était auparavant prévue en 2027 et 2028.
Maintenir en fonctionnement plusieurs gigawatts de production nucléaire pendant ces années signifie ajouter au système davantage de production à faible coût variable. En termes généraux, cela exerce une pression à la baisse sur les prix du marché de l’électricité et réduit le besoin de production des cycles combinés à certains moments.
Mais il y a une deuxième conséquence. Si le photovoltaïque et l’éolien continuent de croître en même temps, maintenir en fonctionnement davantage de production inflexible peut accroître les situations d’excès d’offre et les heures à très bas prix.
Et c’est là qu’apparaît un paradoxe intéressant pour les batteries : un prix moyen un peu plus bas ne signifie pas nécessairement moins d’opportunités. Pour une batterie, la différence entre les heures à bas prix et les heures à prix plus élevés compte beaucoup plus que le prix moyen du marché.
Le système doit être simulé à nouveau. Pour quiconque finance une batterie ou une centrale renouvelable, ou conclut un PPA à long terme aujourd’hui, 2030 n’est pas loin. Changer plusieurs années de production nucléaire peut modifier les prix capturés, les spreads et les revenus attendus de l’actif.
Tout le secteur parle aujourd’hui d’intelligence artificielle. AleaSoft utilise des techniques d’intelligence artificielle et des modèles statistiques depuis ses premières années. Qu’y a-t-il de véritablement nouveau dans l’IA actuelle appliquée aux marchés de l’énergie, et quelle part relève simplement du marketing ?
L’intelligence artificielle n’a pas commencé avec ChatGPT. Chez AleaSoft Energy Forecasting, nous utilisons des réseaux de neurones et des modèles statistiques pour élaborer des prévisions depuis 1999.
Ce qui se passe aujourd’hui représente toutefois un saut très significatif. Jusqu’à il y a quelques années, nous utilisions l’IA principalement pour modéliser des relations complexes et élaborer des prévisions. L’IA générative permet d’ajouter une nouvelle couche : interpréter des informations non structurées, connecter de grandes quantités de connaissances et construire des agents capables d’utiliser différents modèles, données et outils.
Dans le secteur de l’énergie, cela ouvre d’énormes possibilités. Nous pouvons connecter une prévision de prix avec des modèles de revenus, des informations de marché, la réglementation et des modèles financiers, et rendre toute cette connaissance beaucoup plus accessible.
Mais il y a aussi beaucoup de marketing. Un modèle génératif peut rédiger une explication apparemment brillante et se tromper malgré tout. Dans l’énergie, où des centaines de millions d’euros d’investissement peuvent dépendre d’une seule prévision, nous ne pouvons pas remplacer les modèles quantitatifs, les données fiables et la validation statistique par une réponse convaincante d’un chatbot.
C’est précisément pour cela que nous mettons en place un laboratoire d’intelligence artificielle au sein de notre division AleaConsulting. L’idée n’est pas d’ajouter de l’IA à tout parce que c’est à la mode, mais d’identifier des problèmes spécifiques où elle apporte véritablement de la valeur. L’un des principaux projets est une plateforme pour analyser les revenus et le financement des batteries. Nous travaillons également sur l’automatisation de l’analyse de marché et sur des agents spécialisés pour le secteur de l’énergie.
Je pense que le véritable saut viendra de la combinaison des modèles prédictifs, de l’IA générative, des données et de la connaissance experte.
Les crises de 2021 et 2022 ont aussi montré les limites de tout modèle. Avec plus de données, plus de puissance de calcul et des outils d’intelligence artificielle de plus en plus puissants, produisons-nous de meilleures prévisions, ou y a-t-il un risque de créer un faux sentiment de précision ? Qu’est-ce qui distingue aujourd’hui une bonne prévision d’une prévision simplement sophistiquée ?
Nous produisons de meilleures prévisions, mais cela ne signifie pas que nous pouvons éliminer l’incertitude.
Aucun modèle ne pouvait connaître à l’avance la date d’une invasion, l’interruption de certains flux de gaz ou une décision politique extraordinaire. L’erreur consiste à demander à une prévision quelque chose qu’une prévision ne peut pas fournir.
Une bonne prévision n’est pas celle qui prétend savoir exactement combien coûtera l’électricité dans dix ans. C’est celle qui représente correctement les fondamentaux du marché, permet de construire des scénarios cohérents et quantifie l’incertitude autour du scénario central.
C’est pourquoi nous préconisons de combiner différentes méthodologies. Dans notre cas, nous utilisons des modèles hybrides qui combinent des réseaux de neurones, des modèles statistiques de séries temporelles et de la régression causale. Chaque méthodologie capture une partie différente du problème.
Et il y a quelque chose d’encore plus important : la validation. Un modèle peut être extrêmement sophistiqué et produire un graphique spectaculaire, mais s’il ne fait pas l’objet de backtests systématiques et si ses prévisions précédentes ne sont pas analysées, cette sophistication ne sert pas à grand-chose.
Après presque 27 ans de prévision des marchés de l’énergie, nous avons aussi appris que le changement structurel compte autant que les données historiques. La croissance massive du photovoltaïque, des batteries, des véhicules électriques, des centres de données ou une décision telle que la prolongation de la durée de vie d’Almaraz sont autant d’éléments qui changent les relations qui existaient auparavant.
L’intelligence artificielle va grandement améliorer notre capacité d’analyse, mais elle ne supprime pas le besoin de connaissance experte. Elle rendra probablement encore plus important de savoir faire la différence entre une réponse qui semble plausible et une prévision qui peut être défendue quantitativement. Ce sera, à mon avis, l’un des grands défis de la prochaine étape de l’intelligence artificielle appliquée au secteur de l’énergie.
Source : AleaSoft Energy Forecasting.