{"id":148937,"date":"2024-09-12T09:43:14","date_gmt":"2024-09-12T07:43:14","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148937"},"modified":"2024-09-12T22:24:02","modified_gmt":"2024-09-12T20:24:02","slug":"interview-pv-magazine-prix-stockage-negatif","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/interview-pv-magazine-prix-stockage-negatif\/","title":{"rendered":"Interview d’Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting, dans le magazine pv."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 11 septembre 2024. Entretien d’Emiliano Bellini du magazine pv avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting. L’entretien analyse l’augmentation du nombre d’heures avec des prix n\u00e9gatifs sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, qui est le r\u00e9sultat d’une matrice de facteurs, notamment une forte production renouvelable et une faible demande. Elle souligne \u00e9galement l’importance du stockage de l’\u00e9nergie et de la flexibilit\u00e9 pour r\u00e9duire les prix n\u00e9gatifs.<\/strong>
\n

AleaSoft - Negative Prices European Electricity Markets<\/a><\/div>
\nLes march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> connaissent de plus en plus d’heures de prix n\u00e9gatifs, une tendance souvent associ\u00e9e \u00e0 l’expansion rapide des \u00e9nergies renouvelables<\/strong>. Toutefois, cette augmentation est due \u00e0 une combinaison de facteurs.<\/p>\n

\u00a0\u00bb Si le d\u00e9ploiement d’une plus grande capacit\u00e9 d’\u00e9nergie renouvelable, en particulier solaire et \u00e9olienne, est l’un des principaux moteurs, ce n’est pas le seul \u00bb, a d\u00e9clar\u00e9 Antonio Delgado Rigal, PDG d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, au magazine pv<\/strong> lors d’une interview sur le sujet. \u00a0\u00bb La demande joue \u00e9galement un r\u00f4le crucial.<\/p>\n

Selon Antonio Delgado Rigal, les prix n\u00e9gatifs se produisent surtout lorsqu’il y a une co\u00efncidence avec une forte production d’\u00e9nergie renouvelable, comme les heures centrales de la journ\u00e9e avec une forte production solaire,<\/strong> les jours avec un vent fort et une forte production \u00e9olienne<\/strong>, ou les p\u00e9riodes de l’ann\u00e9e avec une forte production hydro\u00e9lectrique<\/strong>. Ces conditions co\u00efncident souvent avec une faible demande, comme les week-ends, les jours f\u00e9ri\u00e9s ou les p\u00e9riodes de l’ann\u00e9e o\u00f9 les temp\u00e9ratures sont moins extr\u00eames, comme au printemps.<\/p>\n

\u00a0\u00bb C’est la combinaison d’une forte production renouvelable et d’une faible demande qui conduit \u00e0 des prix n\u00e9gatifs\u00a0\u00bb, a ajout\u00e9 le PDG d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. \u00a0\u00bb L’augmentation rapide de la capacit\u00e9 install\u00e9e d’\u00e9nergie renouvelable observ\u00e9e en Europe, associ\u00e9e \u00e0 la baisse de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9sultant de la crise COVID en 2020 et du choc des prix de l’\u00e9nergie qui s’en est suivi en 2022 et 2023, a conduit \u00e0 l’augmentation du nombre d’heures avec des prix n\u00e9gatifs au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es. \u00a0\u00bb<\/p>\n

Les producteurs proposent parfois leur \u00e9nergie \u00e0 des prix inf\u00e9rieurs \u00e0 z\u00e9ro afin d’assurer sa vente sur le march\u00e9, ce qui g\u00e9n\u00e8re des prix n\u00e9gatifs.<\/p>\n

\u00ab Cela est possible en raison de la conception marginaliste<\/strong> du march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9, o\u00f9 les offres sont class\u00e9es par ordre croissant en fonction du prix propos\u00e9, et o\u00f9 les offres les plus basses sont les premi\u00e8res \u00e0 \u00eatre appari\u00e9es \u00bb, a expliqu\u00e9 M. Delgado Rigal. \u00ab Bien que cela puisse sembler contre-intuitif, les producteurs ont des raisons de faire des offres \u00e0 des prix n\u00e9gatifs. L’une d’entre elles est qu’ils re\u00e7oivent un paiement fixe pour la production d’\u00e9nergie, quel que soit le prix du march\u00e9, s’ils ont un PPA (Power Purchase Agreement)<\/strong> ou s’ils ont remport\u00e9 une ench\u00e8re. En outre, certains producteurs peuvent avoir un engagement in\u00e9vitable envers une contrepartie qui ach\u00e8te cette \u00e9nergie. Une autre raison est que certains producteurs, comme les centrales nucl\u00e9aires<\/strong>, ne peuvent pas facilement r\u00e9duire leur production, comme c’est le cas en France et en Espagne, o\u00f9 les centrales nucl\u00e9aires doivent continuer \u00e0 produire en raison de leurs caract\u00e9ristiques techniques \u00bb.<\/p>\n

Mme Delgado Rigal a appel\u00e9 \u00e0 une augmentation de la capacit\u00e9 de stockage<\/strong> afin d’\u00e9viter que ce ph\u00e9nom\u00e8ne ne se produise plus fr\u00e9quemment. Les batteries peuvent absorber le surplus d’\u00e9nergie renouvelable pendant les p\u00e9riodes de faible demande et le restituer en cas de besoin.<\/p>\n

Il a d\u00e9clar\u00e9 que le nombre d’heures avec des prix n\u00e9gatifs est susceptible d’augmenter au cours des deux ou trois prochaines ann\u00e9es. Cela est principalement d\u00fb \u00e0 la croissance rapide des \u00e9nergies renouvelables et au fait que la demande n’augmente pas au rythme pr\u00e9vu pour atteindre les objectifs de d\u00e9carbonisation et de r\u00e9duction des \u00e9missions.<\/p>\n

\u00ab\u00a0Toutefois, \u00e0 long terme, les heures de prix n\u00e9gatifs ne devraient pas constituer un risque important pour la rentabilit\u00e9 des projets \u00ab\u00a0, a-t-il d\u00e9clar\u00e9. \u00ab\u00a0M\u00eame si des prix n\u00e9gatifs continueront \u00e0 se produire, ils ne devraient pas \u00eatre suffisamment fr\u00e9quents ou r\u00e9currents pour compromettre la viabilit\u00e9 financi\u00e8re des investissements dans les \u00e9nergies renouvelables\u00a0\u00bb.<\/p>\n

La mise en \u0153uvre de technologies de stockage de l’\u00e9nergie, l’am\u00e9lioration de la flexibilit\u00e9 de la demande<\/strong>, la poursuite de l’\u00e9lectrification<\/strong> de secteurs tels que l’industrie, les transports et le chauffage, ainsi que la production \u00e0 grande \u00e9chelle d’hydrog\u00e8ne vert<\/strong> et de ses d\u00e9riv\u00e9s sont autant d’\u00e9l\u00e9ments essentiels \u00e0 la r\u00e9alisation de ces objectifs.<\/p>\n

\u00ab\u00a0Cela permettra aux \u00e9nergies renouvelables de rester comp\u00e9titives et rentables, m\u00eame dans un environnement de prix n\u00e9gatifs occasionnels\u00a0\u00bb, a d\u00e9clar\u00e9 Antonio Delgado Rigal.<\/p>\n

Les prix n\u00e9gatifs ont toujours \u00e9t\u00e9 pr\u00e9sents sur des march\u00e9s tels que l’Allemagne, qui d\u00e9ploie d’importantes capacit\u00e9s en mati\u00e8re d’\u00e9nergies renouvelables. En revanche, les march\u00e9s tels que le Royaume-Uni, qui d\u00e9pend fortement du gaz<\/strong> et du charbon<\/strong>, et la France, qui s’appuie sur l’\u00e9nergie nucl\u00e9aire, ont connu des prix n\u00e9gatifs moins fr\u00e9quemment.<\/p>\n

\u00ab\u00a0Les prix n\u00e9gatifs ont tendance \u00e0 se produire sporadiquement, en particulier en p\u00e9riode de faible demande, comme pendant la crise COVID en 2020 ou les ann\u00e9es qui ont suivi la crise financi\u00e8re de 2008\u00a0\u00bb, a expliqu\u00e9 M. Delgado Rigal. \u00ab\u00a0Dans le cas du march\u00e9 espagnol, les prix n\u00e9gatifs ne sont apparus qu’en avril de cette ann\u00e9e et, jusqu’\u00e0 pr\u00e9sent, le prix le plus bas a \u00e9t\u00e9 de -2 \u20ac\/MWh (-2,21 $\/MWh). Cela s’explique par le fait qu’en Espagne, les accords d’achat d’\u00e9lectricit\u00e9 et les ventes aux ench\u00e8res comportent des clauses de non-paiement en cas de prix n\u00e9gatifs, ce qui d\u00e9courage les \u00e9nergies renouvelables de produire \u00e0 ces moments-l\u00e0\u00a0\u00bb.<\/p>\n

Dans d’autres pays, comme l’Allemagne, les producteurs d’\u00e9nergie renouvelable peuvent continuer \u00e0 \u00eatre pay\u00e9s m\u00eame si les prix du march\u00e9 sont n\u00e9gatifs, \u00e0 condition que ces prix n\u00e9gatifs ne durent pas plus de trois heures cons\u00e9cutives.<\/p>\n

\u00ab\u00a0\u00c0 partir de 2023, le nombre d’heures avec des prix n\u00e9gatifs a commenc\u00e9 \u00e0 augmenter fortement dans presque tous les march\u00e9s \u00ab\u00a0, a d\u00e9clar\u00e9 le PDG d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. \u00ab\u00a0Le facteur cl\u00e9 a \u00e9t\u00e9 la croissance rapide de l’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque<\/strong> et la baisse de la demande apr\u00e8s le choc des prix de 2022 et 2023. Sur la plupart des march\u00e9s, le nombre d’heures avec des prix n\u00e9gatifs jusqu’\u00e0 pr\u00e9sent en 2024 a d\u00e9j\u00e0 d\u00e9pass\u00e9 le nombre d’heures enregistr\u00e9es pour l’ensemble de l’ann\u00e9e 2023. Il y a aussi des cas comme le march\u00e9 italien, o\u00f9 la majeure partie de la demande est couverte par des importations de<\/strong> gaz <\/strong>et d’\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0<\/strong> cycle combin\u00e9<\/strong>. Sur ces march\u00e9s, les prix n\u00e9gatifs sont tr\u00e8s exceptionnels et pratiquement inexistants \u00ab\u00a0.<\/p>\n

\u00c0 l’avenir, les march\u00e9s qui seront le mieux prot\u00e9g\u00e9s contre le risque de prix n\u00e9gatifs r\u00e9currents seront ceux qui parviendront \u00e0 une plus grande int\u00e9gration et flexibilit\u00e9 de leur syst\u00e8me \u00e9nerg\u00e9tique.<\/p>\n

\u00ab\u00a0Les march\u00e9s dot\u00e9s d’une capacit\u00e9 accrue de stockage de l’\u00e9nergie, comme les batteries<\/strong>, les centrales<\/strong> hydro\u00e9lectriques \u00e0 pompage<\/strong> ou la capacit\u00e9 de stockage de l’hydrog\u00e8ne vert, seront en mesure de stocker l’exc\u00e9dent d’\u00e9nergie renouvelable pendant les p\u00e9riodes de faible demande et de le restituer en cas de besoin\u00a0\u00bb, a d\u00e9clar\u00e9 M. Delgado Rigal. \u00ab\u00a0Cela contribuera \u00e0 r\u00e9duire la fr\u00e9quence des prix n\u00e9gatifs, car l’\u00e9nergie n’aura pas besoin d’\u00eatre vendue \u00e0 n’importe quel prix sur le march\u00e9. Les march\u00e9s disposant d’une plus grande capacit\u00e9 d’interconnexion \u00e9lectrique<\/strong> avec les pays voisins pourront exporter leur production exc\u00e9dentaire lorsque la demande int\u00e9rieure est faible, ce qui \u00e9vitera la saturation du syst\u00e8me et les prix n\u00e9gatifs. Cela permettra d’\u00e9quilibrer l’offre et la demande, d’\u00e9viter les d\u00e9versements d’\u00e9nergie et de r\u00e9duire la volatilit\u00e9 des prix\u00a0\u00bb.<\/p>\n

La capacit\u00e9 de production d’hydrog\u00e8ne vert sera \u00e9galement un facteur crucial. L’\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable exc\u00e9dentaire peut \u00eatre utilis\u00e9e pour produire de l’hydrog\u00e8ne, qui peut ensuite \u00eatre stock\u00e9 et utilis\u00e9 comme source d’\u00e9nergie ou comme mati\u00e8re premi\u00e8re dans les secteurs industriels, ce qui \u00e9vite de devoir vendre de l’\u00e9nergie lorsque les prix sont n\u00e9gatifs.<\/p>\n

\u00ab\u00a0Les march\u00e9s qui encouragent une plus grande flexibilit\u00e9 de la demande, par le biais de programmes de gestion de la demande ou de tarifs dynamiques, seront en mesure d’ajuster la consommation en fonction de la disponibilit\u00e9 des \u00e9nergies renouvelables\u00a0\u00bb, a ajout\u00e9 Antonio Delgado Rigal. \u00ab\u00a0Cela permettra \u00e0 la demande de mieux r\u00e9pondre \u00e0 l’offre, r\u00e9duisant ainsi le risque de prix n\u00e9gatifs. Ces \u00e9l\u00e9ments assureront une plus grande stabilit\u00e9 du syst\u00e8me et permettront d’exploiter pleinement la production d’\u00e9nergie renouvelable sans cr\u00e9er de distorsions dans les prix du march\u00e9\u00a0\u00bb.<\/p>\n

Il a soulign\u00e9 que les prix n\u00e9gatifs, bien qu’ils ne soient pas un signe id\u00e9al, ne doivent pas n\u00e9cessairement \u00eatre consid\u00e9r\u00e9s comme un probl\u00e8me n\u00e9cessitant une intervention directe sur le march\u00e9. Ils sont plut\u00f4t le sympt\u00f4me d’une inefficacit\u00e9 temporaire du march\u00e9, g\u00e9n\u00e9ralement li\u00e9e \u00e0 une inad\u00e9quation entre l’offre et la demande d’\u00e9nergie renouvelable. Intervenir sur les march\u00e9s pour emp\u00eacher l’apparition de prix n\u00e9gatifs fausserait les incitations et les signaux dont le march\u00e9 a besoin pour s’autor\u00e9guler efficacement.<\/p>\n

\u00ab Au lieu d’essayer d’\u00e9viter les prix n\u00e9gatifs par des r\u00e9glementations restrictives, il est pr\u00e9f\u00e9rable d’encourager les op\u00e9rations de couverture et les contrats \u00e0 long terme tels que les accords d’achat d’\u00e9lectricit\u00e9 \u00bb, a d\u00e9clar\u00e9 Antonio Delgado Rigal. \u00ab Cela permet d’att\u00e9nuer le risque de prix pour les producteurs et les consommateurs, tandis que le march\u00e9 donne le bon signal de prix au bon moment. Ce n’est pas une bonne id\u00e9e d’intervenir directement sur les march\u00e9s pour \u00e9viter les prix n\u00e9gatifs, car ils constituent un signal de march\u00e9 important pour stimuler l’innovation et l’investissement dans des solutions telles que le stockage et la gestion de la demande.<\/p>\n

M. Delgado Rigal a \u00e9galement d\u00e9clar\u00e9 que les prix n\u00e9gatifs refl\u00e8tent en grande partie la cannibalisation<\/strong> qui existe actuellement dans le secteur des \u00e9nergies renouvelables, en particulier dans le secteur photovolta\u00efque.<\/p>\n

\u00ab Les centrales solaires elles-m\u00eames se font concurrence, r\u00e9duisant les prix lorsque la production est abondante \u00bb, a-t-il d\u00e9clar\u00e9, notant que, notamment pour le secteur industriel, les prix n\u00e9gatifs repr\u00e9sentent une opportunit\u00e9 d’acc\u00e9der \u00e0 l’\u00e9nergie \u00e0 des prix extr\u00eamement comp\u00e9titifs. \u00ab Si les industries peuvent s’adapter et ajuster leur consommation pour profiter de ces heures d’offre exc\u00e9dentaire, ou se d\u00e9localiser sur des march\u00e9s o\u00f9 les \u00e9nergies renouvelables sont moins ch\u00e8res gr\u00e2ce \u00e0 une capacit\u00e9 install\u00e9e abondante, elles seront en mesure de r\u00e9duire consid\u00e9rablement leurs co\u00fbts \u00e9nerg\u00e9tiques. Cette flexibilit\u00e9 sera essentielle pour r\u00e9colter les b\u00e9n\u00e9fices de la transition \u00e9nerg\u00e9tique<\/strong> \u00bb.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 11 septembre 2024. Entretien d’Emiliano Bellini du magazine pv avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting. 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