AleaSoft Energy Forecasting, 27 octobre 2025. Entretien de Ramón Roca, directeur du journal El Periódico de la Energía, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting.
Comme si la volatilité des marchés ne suffisait pas, une panne générale est venue bouleverser la situation en avril. Comment l’opération renforcée de Red Eléctrica modifie-t-elle le marché ?
La panne du 28 avril a marqué un tournant qui a conduit Red Eléctrica à renforcer ses procédures d’exploitation et à donner la priorité à la sécurité du système. Cela s’est traduit par des exigences techniques plus strictes pour les producteurs, en particulier les centrales renouvelables. Depuis lors, la gestion du réseau est plus conservatrice, les technologies gérables ont pris plus d’importance et les épisodes de curtailment ou déversement des énergies renouvelables ont augmenté à certains moments.
D’autre part, ce nouveau contexte peut également ouvrir des opportunités : les centrales renouvelables participent à certains services d’ajustement qui sont désormais mieux rémunérés, ce qui peut compenser en partie la perte de revenus due aux restrictions.
Dans ce contexte, l’hybridation des installations renouvelables, en particulier photovoltaïques, avec des systèmes de stockage à l’aide de batteries devient essentielle. Les batteries permettent de mieux gérer l’énergie injectée dans le réseau, de réduire la limitation et d’apporter de la flexibilité au système. De plus, grâce à l’électronique de puissance, elles contribuent à renforcer la stabilité et la sécurité du système électrique, en agissant plus activement dans les services d’ajustement et dans le soutien au fonctionnement du réseau. La combinaison de la production renouvelable et du stockage représente donc une évolution naturelle vers un système plus sûr, plus efficace et plus durable.
L’opérateur du système a demandé des modifications dans les procédures d’exploitation. Cela peut-il entraîner une modification des prix de l’électricité en Espagne ?
Oui, sans aucun doute. Toute modification opérationnelle a un impact sur les prix, en particulier lorsqu’elle affecte l’offre disponible sur le marché. Dans la mesure où davantage de restrictions techniques ou d’exigences accrues en matière de réservation et de contrôle sont introduites, il peut en résulter une augmentation des prix des services d’ajustement à certaines périodes, notamment aux heures de pointe du système.
Cependant, l’effet net dépendra également du développement du stockage et de la flexibilité de la demande. À moyen terme, des règles opérationnelles plus strictes, mais aussi plus claires, peuvent favoriser un fonctionnement plus sûr, plus prévisible et plus efficace.
De plus, ce nouveau fonctionnement peut accélérer la mise en place de systèmes de stockage et le développement de solutions flexibles, tant par les producteurs que par les consommateurs. Les batteries, capables de répondre rapidement aux besoins du système, deviennent de plus en plus précieuses pour couvrir les réserves et les services d’ajustement. De même, la demande flexible et gérable, comme celle de l’industrie électro-intensive ou des centres de données, pourra participer activement à l’équilibre du système, en bénéficiant d’une meilleure rémunération pour sa capacité de réponse. Tout cela contribuera à stabiliser le marché et à maintenir des prix plus compétitifs à long terme.
Comment voyez-vous la situation des réseaux en Espagne ? Êtes-vous satisfaits du plan de développement à l’horizon 2030 ? La rémunération sera-t-elle suffisante pour permettre la réalisation de ces investissements ?
Nous considérons les réseaux comme le principal obstacle au développement de la décarbonisation. Il existe aujourd’hui d’importantes difficultés d’accès aux nœuds, tant pour les nouveaux projets de production d’énergie renouvelable que pour les nouvelles demandes propres, en particulier l’électrification de l’industrie, des centres de données et des systèmes de stockage par batterie. Le réseau de transport et de distribution est saturé, ce qui limite le rythme de connexion des nouvelles installations et, par conséquent, la progression de la transition énergétique.
L’Espagne a fait un effort considérable dans la planification des réseaux, mais le grand défi réside désormais dans la mise en œuvre. Le Plan de développement du réseau de transport d’électricité 2025-2030 va dans la bonne direction, avec une vision plus intégrée du système électrique et une meilleure identification des besoins de connexion pour les énergies renouvelables, le stockage et les nouvelles demandes, telles que les centres de données ou l’hydrogène vert.
La rémunération prévue pour les réseaux a été partiellement améliorée. La CNMC a proposé de faire passer le taux de rémunération financière de 5,58 % à 6,46 % pour la prochaine période réglementaire 2026-2031, ce qui représente une avancée par rapport au cadre précédent. Cependant, les distributeurs estiment que ce niveau reste insuffisant pour mobiliser les investissements nécessaires au renforcement, à la numérisation et à la modernisation du réseau. Ils réclament une plus grande stabilité réglementaire, une rémunération plus conforme aux coûts réels et une reconnaissance explicite des investissements dans la flexibilité, le stockage et la résilience.
Si l’investissement et l’innovation dans le réseau ne sont pas suffisamment encouragés dans des domaines tels que la surveillance avancée, la gestion dynamique de la capacité et l’intégration des ressources distribuées, il sera très difficile d’atteindre les objectifs du PNIEC et de garantir un système résilient et sûr. Le réseau est le pilier de la transition énergétique, et sa modernisation est tout aussi importante que le déploiement de nouvelles énergies renouvelables.
Le marché de la capacité semble être au point mort à Bruxelles. Est-ce vraiment nécessaire pour les batteries ?
C’est essentiel. Les batteries ont besoin d’un cadre qui reconnaisse et rémunère la valeur de la puissance ferme et de la flexibilité qu’elles apportent au système électrique. Le marché de capacité est l’instrument conçu pour rémunérer cette disponibilité, en récompensant les technologies qui peuvent garantir l’approvisionnement en période de pénurie ou de forte demande. Sans ce mécanisme, de nombreux investissements dans le stockage ne seraient pas viables économiquement, car les revenus provenant uniquement des marchés de gros et d’ajustement ne suffisent pas à couvrir les coûts d’investissement et d’exploitation des systèmes de batteries.
Il est compréhensible que Bruxelles veuille s’assurer que la conception espagnole du marché de capacité soit conforme aux règles européennes de concurrence et ne génère pas de distorsions sur le marché intérieur. Cependant, l’approbation définitive est urgente : plus tôt elle sera activée, plus tôt le financement de nombreux projets actuellement en attente d’un signal clair et stable de revenus à long terme pourra être conclu.
De plus, le marché de la capacité ne profitera pas uniquement aux batteries. Il encouragera également la participation de technologies gérables, d’une demande flexible et de solutions hybrides renouvelables-stockage, renforçant ainsi la sécurité d’approvisionnement et la stabilité du système électrique dans un contexte de forte pénétration des énergies renouvelables.
À cet égard, les batteries hybrides avec des centrales photovoltaïques joueront un rôle particulièrement important. Ces installations pourront tirer parti des infrastructures existantes et optimiser le raccordement au réseau, améliorant ainsi la rentabilité globale du projet. De plus, en combinant production et stockage, elles pourront offrir une puissance stable et des services d’ajustement qui, dans certains cas, peuvent être plus compétitifs que les systèmes autonomes, contribuant ainsi de manière décisive à l’équilibre et à la flexibilité du système électrique.
Quand assisterons-nous à un « boom » des batteries en Espagne ?
Au cours des deux prochaines années. Nous constatons déjà une croissance exponentielle des demandes d’accès et des projets à un stade avancé, mais le véritable « boom » aura lieu lorsque le marché de capacité sera pleinement opérationnel et que les institutions financières commenceront à financer des projets marchands ou partiellement marchands avec plus de confiance.
Chez AleaStorage, nous constatons un énorme intérêt de la part des fonds d’investissement, des services publics et des IPP qui souhaitent se positionner sur ce segment, car ils comprennent que le stockage sera la pièce maîtresse du nouveau système électrique. Les batteries permettront d’intégrer davantage d’énergies renouvelables, de réduire les rejets, de participer aux services d’ajustement et d’apporter de la flexibilité au système.
De plus, le développement du stockage ne se fera pas uniquement dans le cadre de projets autonomes, mais également dans des centrales hybrides équipées de panneaux photovoltaïques ou d’éoliennes, qui tireront mieux parti de la connexion existante et optimiseront les revenus. À mesure que la réglementation progressera, que le marché de la capacité se consolidera et que les prix des équipements se stabiliseront, nous assisterons à un tournant dans les investissements et dans la construction effective de projets.
Vont-ils finir par se cannibaliser comme on le dit ? Dans combien de temps ?
Il est inévitable qu’avec le temps, il y ait un certain degré de cannibalisation, comme c’est le cas pour toute technologie qui connaît une croissance rapide et concentrée sur le marché. Cependant, les batteries présentent un avantage clé par rapport aux autres technologies : leur capacité à participer à de multiples marchés (arbitrage énergétique, services d’ajustement, capacité, gestion des contraintes ou même services de réseau locaux), ce qui permet de diversifier les sources de revenus et d’atténuer cet effet.
À court et moyen terme, soit trois à cinq ans selon le rythme d’installation, il existe une marge pour de nombreux projets rentables, en particulier dans les endroits où les prix varient fortement ou où le réseau présente des limitations. La clé réside dans une stratégie d’exploitation adéquate et dans la combinaison de différentes sources de revenus en fonction des conditions du marché.
À plus long terme, lorsque la pénétration du stockage sera très élevée, que la concurrence s’intensifiera et que le marché aura atteint sa maturité, la rentabilité dépendra en grande partie de l’optimisation opérationnelle et de la capacité à anticiper les prix et la volatilité. À cet égard, l’utilisation de modèles de prévision précis et l’intégration de l’intelligence artificielle dans la gestion des actifs seront des facteurs déterminants pour maintenir la rentabilité et se différencier sur un marché plus mature.
Chez AleaSoft, nous analysons actuellement de nombreux projets liés aux batteries et à l’hybridation, et nous continuons d’observer des rendements très intéressants. Il faut tenir compte du fait que le prix des batteries a considérablement baissé et continuera à baisser dans les années à venir, ce qui améliorera la viabilité économique des projets. De plus, la véritable valeur à long terme réside dans la disponibilité d’un point de connexion, une ressource de plus en plus rare dans un système électrique avec un réseau fini qui, tôt ou tard, atteindra des niveaux de saturation.
L’une des mesures phares pour le printemps prochain sera la nouvelle procédure opérationnelle 7.4, qui permettra enfin aux énergies renouvelables de contrôler la tension. Quel sera l’impact sur le prix de l’électricité lorsque les restrictions seront assouplies ?
Ce sera une amélioration importante. La nouvelle procédure d’exploitation 7.4 permettra aux centrales renouvelables de participer activement au contrôle de la tension et de contribuer à la stabilité du réseau. Jusqu’à présent, cette fonction incombait principalement aux centrales gérables, ce qui limitait l’intégration des énergies renouvelables dans certaines zones. Avec la nouvelle réglementation, les installations photovoltaïques et éoliennes pourront contribuer à la régulation de la tension grâce à l’électronique de puissance, réduisant ainsi le nombre de restrictions techniques et, par conséquent, les rejets.
Cela permettra une utilisation plus efficace de la production d’énergie renouvelable et une moindre dépendance aux technologies conventionnelles pour garantir la stabilité du système. En conséquence, cela tendra à réduire le prix moyen de l’électricité et les émissions de CO2, en tirant mieux parti de l’énergie renouvelable disponible.
De plus, cette étape marque un changement de paradigme : les énergies renouvelables ne sont plus considérées comme « non gérables » et deviennent des acteurs actifs du fonctionnement du système. À moyen terme, la capacité à contrôler la tension, la fréquence et la puissance réactive sera un facteur déterminant dans l’intégration massive des énergies renouvelables et dans la sécurité de l’approvisionnement.
D’autre part, le nouveau P.O. 7.4 favorisera l’hybridation avec des batteries et le déploiement de systèmes de stockage. Grâce à leur électronique de puissance, les batteries peuvent contribuer immédiatement au contrôle de la tension et de la fréquence, en fournissant des services de régulation rapide et de soutien au réseau. Cela permettra aux centrales hybrides solaires photovoltaïques équipées de batteries non seulement d’optimiser leur production d’énergie, mais aussi de s’intégrer comme des éléments clés dans la stabilité du système électrique du futur.
Le problème de l’Espagne est-il lié à la demande ? Cela permettrait-il de résoudre une grande partie des problèmes ?
En effet, l’Espagne souffre d’un problème de demande structurelle. Au cours des vingt dernières années, la consommation électrique n’a pratiquement pas augmenté, tandis que la capacité renouvelable s’est multipliée. Ce déséquilibre entre l’offre et la demande est à l’origine de nombreux défis auxquels le système électrique est actuellement confronté.
Si l’électrification de l’économie (mobilité, industrie, climatisation et nouvelles consommations telles que les centres de données ou l’hydrogène vert) n’est pas accélérée, il sera très difficile d’exploiter tout le potentiel de production renouvelable disponible. Il est essentiel d’augmenter la demande en électricité pour éviter des prix nuls ou négatifs récurrents et garantir un retour sur investissement adéquat dans les énergies renouvelables et le stockage.
Une demande accrue permettrait en outre un fonctionnement plus efficace du système et une utilisation plus équilibrée du réseau, réduisant ainsi les rejets et améliorant la stabilité. L’électrification massive de l’industrie et des transports, associée au développement du stockage, constituera le pilier d’un modèle énergétique décarboné, durable et économiquement viable.
Chez AleaSoft, nous analysons en permanence différents scénarios d’électrification et tous indiquent une croissance très significative de la demande d’électricité dans les années à venir. L’expansion des centres de données, la production d’hydrogène renouvelable, la recharge des véhicules électriques et le remplacement progressif des combustibles fossiles par l’électricité entraîneront une augmentation substantielle de la consommation. Cette croissance sera essentielle pour absorber la production d’énergie renouvelable, maintenir les prix et garantir la viabilité économique des investissements dans le stockage et la production d’énergie propre.
Pensez-vous que la demande va augmenter en Espagne dans les prochaines années ? Oserez-vous donner un chiffre ?
Oui, sans aucun doute. L’électrification commence à prendre son essor et s’accélérera à mesure que les coûts des technologies baisseront, que la confiance dans les prix de l’électricité à long terme augmentera et que les incitations réglementaires se consolideront.
Chez AleaSoft, nous estimons une croissance cumulée de la demande électrique d’environ 15 % à 20 % jusqu’en 2030, principalement tirée par les nouvelles consommations industrielles, la numérisation, les centres de données, la mobilité électrique et la production d’hydrogène renouvelable. Cette augmentation sera progressive, mais soutenue, et marquera un tournant par rapport aux vingt dernières années, au cours desquelles la demande était restée pratiquement stagnante.
Chez AleaSoft, nous avons également estimé que, lorsque la décarbonisation totale de l’économie sera atteinte, la demande en électricité pourrait être multipliée par trois par rapport aux niveaux actuels, sans compter la demande supplémentaire destinée à l’exportation d’énergie ou de produits énergétiques tels que l’hydrogène ou les e-carburants. Cette croissance reflétera l’électrification complète de l’industrie, des transports, de la climatisation et d’autres utilisations énergétiques qui dépendent aujourd’hui des combustibles fossiles.
De plus, la combinaison d’une demande accrue et d’une plus grande flexibilité, grâce au stockage et à la gestion intelligente de la consommation, permettra de mieux exploiter la production renouvelable, de réduire les rejets et d’améliorer la stabilité du système. En définitive, la croissance de la demande sera l’un des piliers qui rendront possible le succès de la transition énergétique en Espagne.
Quand allons-nous cesser de voir des prix nuls ou négatifs ? Ou sont-ils là pour rester ?
Ils continueront d’apparaître, en particulier au printemps et à l’automne, lorsque la production solaire et éolienne est élevée et que la demande est modérée. Tant qu’il y aura un excédent de production à certaines heures de la journée, les prix nuls ou négatifs feront naturellement partie du fonctionnement du marché.
La clé réside dans le fait qu’à mesure que les systèmes de batteries se déploient, que la capacité d’interconnexion augmente et que la demande électrique liée à l’électrification croît, ces épisodes seront moins fréquents et moins intenses. La flexibilité sera l’outil qui permettra d’amortir la volatilité et de stabiliser les prix, transformant ce qui est aujourd’hui un défi en une opportunité pour un système plus efficace et durable.
On a l’impression qu’en Espagne, l’électricité est toujours chère, est-ce vrai ? Comment aider les consommateurs électro-intensifs déjà présents ? Et les nouveaux consommateurs industriels à venir ?
L’électricité n’est pas structurellement chère en Espagne ; ce qui se passe, c’est que le prix final pour le consommateur comprend une part importante de composantes réglementées, fiscales et de péages qui faussent le signal du marché. Le coût de la production pure, en particulier pendant les heures d’ensoleillement et de vent, est de plus en plus compétitif, mais les surcoûts associés au système font que le consommateur perçoit l’électricité comme étant plus chère qu’elle ne l’est réellement en termes d’énergie.
Pour les consommateurs à forte intensité énergétique, les contrats à long terme (PPAs ou CfDs) restent le meilleur outil pour stabiliser les coûts et garantir la compétitivité. Ces instruments permettent de se protéger contre la volatilité du marché et d’assurer des prix prévisibles, ce qui est essentiel pour les industries aux marges serrées et à la consommation continue.
En outre, il serait très positif d’encourager le développement de nouveaux pôles industriels à proximité des zones à forte production d’énergie renouvelable. Cette relocalisation industrielle permettrait de tirer parti des prix locaux plus bas, de réduire les coûts de réseau et de minimiser les pertes liées au transport, tout en stimulant le développement économique régional.
L’industrie peut devenir le grand bénéficiaire de la transition énergétique si les politiques de prix et les incitations à l’électrification sont correctement conçues. Chez AleaSoft, nous constatons que de plus en plus d’entreprises industrielles recherchent des accords d’approvisionnement vert à long terme et des stratégies de gestion énergétique qui leur permettent d’être compétitives dans un environnement où l’électricité sera la principale source d’énergie.
Que pensez-vous du fait que le gouvernement souhaite soumettre les distributeurs à des tests de résistance afin de savoir s’ils sont prêts à faire face à une crise des prix de l’énergie ?
Il s’agit d’une mesure prudente et nécessaire. L’expérience de 2021 et 2022, marquée par une extrême volatilité et des prix records, a montré que tous les négociants n’étaient pas prêts à gérer correctement le risque de marché. Certains acteurs ont rencontré de sérieuses difficultés pour couvrir leurs positions ou respecter leurs engagements envers leurs clients, ce qui a généré des tensions dans le système.
La réalisation de tests de résistance permettra d’identifier les faiblesses, d’anticiper les problèmes potentiels et de renforcer la solvabilité du secteur. Il s’agit d’une pratique courante dans d’autres domaines financiers et son application au marché de l’énergie contribuera à protéger à la fois les consommateurs et la stabilité du système dans son ensemble.
Chez AleaSoft, nous pensons que la transparence, la gestion professionnelle des risques et les prévisions de prix à long terme sont des outils essentiels pour renforcer le secteur de la vente au détail. Une connaissance approfondie du marché et une planification adéquate permettent aux négociants de prendre des décisions plus sûres et plus durables, évitant ainsi les situations de vulnérabilité face aux crises énergétiques.
De plus, chez AleaSoft, nous disposons d’un ensemble d’outils et de services spécialement conçus pour aider les sociétés de commercialisation à mieux gérer leur exposition au risque, à optimiser leur couverture et à planifier des stratégies d’achat et de vente à différents horizons temporels. Nos prévisions de prix, scénarios probabilistes et analyses de marché fournissent les informations nécessaires à une gestion solide, transparente et orientée vers le long terme.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
