{"id":161878,"date":"2025-10-31T11:59:26","date_gmt":"2025-10-31T10:59:26","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=161878"},"modified":"2025-11-06T05:03:36","modified_gmt":"2025-11-06T04:03:36","slug":"interview-energynews-antonio-delgado-rigal-novembre-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/interview-energynews-antonio-delgado-rigal-novembre-2025\/","title":{"rendered":"Entretien d’EnergyNews avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 31 octobre 2025. Entretien d’EnergyNews avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO<\/a><\/div>\n

\u00c9volution du march\u00e9 espagnol de l’\u00e9lectricit\u00e9 au cours des neuf premiers mois de 2025<\/strong><\/p>\n

En 2025, le march\u00e9 espagnol de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a connu une dynamique marqu\u00e9e par une forte p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables, la stabilit\u00e9 du gaz naturel et une forte volatilit\u00e9 horaire. Au cours des dix premiers mois, le prix moyen du march\u00e9 de gros OMIE<\/strong> s’est \u00e9tabli \u00e0 environ 65 \u20ac\/MWh, soit une augmentation de pr\u00e8s de 20 % par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode en 2024.<\/p>\n

L’hiver a commenc\u00e9 avec des prix relativement \u00e9lev\u00e9s, pouss\u00e9s \u00e0 la hausse par les tensions sur les march\u00e9s internationaux du gaz et par des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques froides. \u00c0 partir du mois de mars, l’augmentation de la production solaire photovolta\u00efque<\/strong>, associ\u00e9e \u00e0 une demande \u00e9lectrique<\/strong> mod\u00e9r\u00e9e, a entra\u00een\u00e9 plusieurs journ\u00e9es avec des prix nuls, voire n\u00e9gatifs, en particulier en avril et en mai.<\/p>\n

L’\u00e9v\u00e9nement le plus marquant de l’ann\u00e9e a \u00e9t\u00e9 la panne g\u00e9n\u00e9rale du 28 avril, provoqu\u00e9e par une s\u00e9rie d’incidents techniques qui ont entra\u00een\u00e9 la d\u00e9connexion d’une grande partie du r\u00e9seau ib\u00e9rique. Cet \u00e9v\u00e9nement a donn\u00e9 lieu \u00e0 la mise en place de mesures suppl\u00e9mentaires visant \u00e0 renforcer le contr\u00f4le de la tension et le fonctionnement des \u00e9nergies renouvelables. Au troisi\u00e8me trimestre, la reprise de la demande, une l\u00e9g\u00e8re baisse de la production hydraulique et un prix du gaz plus stable, autour de 30-35 \u20ac\/MWh, ont mod\u00e9r\u00e9 la baisse des prix, sans toutefois \u00e9liminer la volatilit\u00e9 structurelle.<\/p>\n

Quels facteurs ont eu le plus d’impact sur les prix cette ann\u00e9e ?<\/strong><\/p>\n

Quatre facteurs principaux ont jou\u00e9 un r\u00f4le d\u00e9terminant :<\/p>\n

    \n
  • Prix du gaz TTF<\/strong> : il reste la principale r\u00e9f\u00e9rence pour le co\u00fbt marginal des cycles combin\u00e9s. Sa baisse depuis les pics hivernaux (~58 \u20ac\/MWh \u00e0 la mi-f\u00e9vrier) jusqu’\u00e0 des niveaux l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieurs \u00e0 30 \u20ac\/MWh \u00e0 la fin ao\u00fbt a r\u00e9duit les prix marginaux aux heures de forte demande, mais cette baisse a \u00e9t\u00e9 en partie compens\u00e9e par l’augmentation des prix des droits d’\u00e9mission de CO2<\/sub>.<\/li>\n
  • Production renouvelable<\/strong> record : la forte production solaire et hydro\u00e9lectrique a supplant\u00e9 les technologies plus co\u00fbteuses et g\u00e9n\u00e9r\u00e9 davantage d’heures \u00e0 prix z\u00e9ro. Au cours du seul premier semestre, plus de 600 heures \u00e0 prix z\u00e9ro ou n\u00e9gatif ont \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9es.<\/li>\n
  • Conditions m\u00e9t\u00e9orologiques et hydrauliques : les mois printaniers humides ont favoris\u00e9 la baisse des prix, tandis que l’\u00e9t\u00e9 sec a l\u00e9g\u00e8rement fait grimper les prix lors des pics de demande.<\/li>\n
  • Effets r\u00e9glementaires et techniques : apr\u00e8s la panne du 28 avril, le syst\u00e8me a fonctionn\u00e9 dans des conditions renforc\u00e9es qui ont temporairement limit\u00e9 la flexibilit\u00e9 \u00e0 certains n\u0153uds.<\/li>\n<\/ul>\n

    Y a-t-il eu des situations impr\u00e9vues qui ont eu un impact sur le march\u00e9 ?<\/strong><\/p>\n

    L’\u00e9v\u00e9nement le plus inattendu et le plus marquant a \u00e9t\u00e9 la panne d’\u00e9lectricit\u00e9 du 28 avril 2025, qui a entra\u00een\u00e9 une perte temporaire d’environ 15 GW dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique. Cet \u00e9v\u00e9nement a mis en \u00e9vidence la vuln\u00e9rabilit\u00e9 du syst\u00e8me face \u00e0 une forte p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables sans services de contr\u00f4le de tension suffisants.<\/p>\n

    \u00c0 la suite de cet incident, Red El\u00e9ctrica et la CNMC ont mis en place des mesures pr\u00e9ventives et correctives : r\u00e9vision du contr\u00f4le de la tension, services d’inertie synth\u00e9tique et capacit\u00e9 de d\u00e9marrage \u00e0 froid, et nouveaux tests de r\u00e9sistance op\u00e9rationnelle pour les g\u00e9n\u00e9rateurs et les distributeurs.<\/p>\n

    Pr\u00e9visions en mati\u00e8re de prix et de demande pour l’hiver 2025-2026<\/strong><\/p>\n

    Selon les pr\u00e9visions d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, l’hiver 2025-2026 sera marqu\u00e9 par des prix mod\u00e9r\u00e9s, avec une fourchette moyenne pr\u00e9vue entre 60 et 80 \u20ac\/MWh, en fonction du comportement du gaz et des conditions m\u00e9t\u00e9orologiques.<\/p>\n

    Dans le sc\u00e9nario de base, avec un prix du gaz TTF autour de 30-35 \u20ac\/MWh et des prix du CO\u2082 stables (~70 \u20ac\/t), on s’attend \u00e0 une \u00e9volution des prix inf\u00e9rieure \u00e0 celle de l’hiver pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

    Dans un sc\u00e9nario haussier (vague de froid en Europe et faible production \u00e9olienne<\/strong>), les prix pourraient d\u00e9passer 100 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

    Dans un sc\u00e9nario baissier (vent abondant et hydraulique), des moyennes mensuelles inf\u00e9rieures \u00e0 20 \u20ac\/MWh pourraient \u00eatre enregistr\u00e9es.<\/p>\n

    La demande augmentera l\u00e9g\u00e8rement en raison de l’\u00e9lectrification r\u00e9sidentielle et industrielle.<\/p>\n

    Le r\u00f4le du gaz dans les prix pendant la saison hivernale<\/strong><\/p>\n

    Le gaz naturel reste la technologie marginale qui fixe le prix pendant de nombreuses heures. Pendant l’hiver, l’\u00e9quilibre entre l’offre de GNL et le stockage europ\u00e9en sera d\u00e9terminant. Si le TTF se maintient \u00e0 30-40 \u20ac\/MWh, l’impact sera mod\u00e9r\u00e9. Toute perturbation g\u00e9opolitique pourrait tendre le march\u00e9 et faire grimper les prix sur les march\u00e9s \u00e9lectriques. \u00c0 moyen terme, son influence diminuera gr\u00e2ce au stockage d’\u00e9nergie<\/strong> et \u00e0 la gestion de la demande.<\/p>\n

    Impact de la p\u00e9n\u00e9tration des \u00e9nergies renouvelables et du stockage sur les prix et la stabilit\u00e9 du syst\u00e8me<\/strong><\/p>\n

    La p\u00e9n\u00e9tration croissante des \u00e9nergies renouvelables transforme la structure des prix : volatilit\u00e9 intrajournali\u00e8re accrue, augmentation des heures \u00e0 prix nul ou n\u00e9gatif et risques de gaspillage d’\u00e9nergie. Le d\u00e9veloppement du stockage dans des batteries<\/strong> (BESS<\/strong>) sera essentiel pour corriger ces d\u00e9s\u00e9quilibres. Bien que la puissance install\u00e9e soit encore modeste, le pipeline d\u00e9passe les 20 GW. Les batteries permettront d’absorber les exc\u00e9dents et d’assurer la stabilit\u00e9 de la fr\u00e9quence et de la tension.<\/p>\n

    Pr\u00e9visions \u00e0 moyen terme pour le march\u00e9 \u00e9lectrique espagnol et europ\u00e9en<\/strong><\/p>\n

    AleaSoft pr\u00e9voit que les prix europ\u00e9ens continueront \u00e0 suivre une tendance structurelle \u00e0 la baisse, avec une plus grande dispersion horaire. En Espagne, la croissance des \u00e9nergies renouvelables r\u00e9duira les prix moyens annuels, m\u00eame si le nombre d’heures \u00e0 z\u00e9ro augmentera. Au niveau europ\u00e9en, la convergence des prix s’accentuera gr\u00e2ce aux interconnexions<\/strong> et aux m\u00e9canismes de capacit\u00e9<\/strong> et de flexibilit\u00e9. Les actifs flexibles \u2014 batteries, pompage<\/strong>, hydrog\u00e8ne vert<\/strong> \u2014 gagneront en valeur strat\u00e9gique.<\/p>\n

    \u00c9pisodes de prix nuls : se reproduiront-ils en 2025 et 2026 ?<\/strong><\/p>\n

    Oui, ils se reproduiront tr\u00e8s probablement, surtout au printemps et \u00e0 l’automne, lorsque la production photovolta\u00efque est \u00e9lev\u00e9e et la demande faible. L’important n’est pas de les \u00e9viter, mais de les g\u00e9rer et de tirer parti des opportunit\u00e9s qu’ils offrent pour l’arbitrage, le stockage et l’industrie \u00e9lectro-intensive.<\/p>\n

    Comment faire face aux \u00e9pisodes de prix nuls ?<\/strong><\/p>\n

    Les entreprises doivent adopter des strat\u00e9gies de gestion active : d\u00e9placer la consommation, utiliser le stockage, concevoir des PPA<\/strong> et des couvertures<\/strong> adapt\u00e9es, et int\u00e9grer une flexibilit\u00e9 op\u00e9rationnelle. \u00c0 un niveau macro\u00e9conomique, l’objectif doit \u00eatre de transformer l’abondance des \u00e9nergies renouvelables en valeur \u00e9conomique, en \u00e9vitant les gaspillages et les pertes.<\/p>\n

    Adaptation r\u00e9glementaire et commerciale face aux prix z\u00e9ro<\/strong><\/p>\n

    La r\u00e9glementation doit encourager la flexibilit\u00e9 gr\u00e2ce \u00e0 des m\u00e9canismes de capacit\u00e9, des services de tension et une r\u00e9ponse \u00e0 la demande. Il est n\u00e9cessaire de simplifier le raccordement des projets hybrides, de revoir les p\u00e9ages et de renforcer le r\u00e9seau \u00e9lectrique. C’est la seule fa\u00e7on de garantir la stabilit\u00e9 technique et \u00e9conomique du syst\u00e8me.<\/p>\n

    Le panorama g\u00e9n\u00e9ral du march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong><\/p>\n

    Le march\u00e9 espagnol de l’\u00e9lectricit\u00e9 de 2025 conna\u00eet une transformation structurelle. La volatilit\u00e9 est le reflet naturel de la transition vers un syst\u00e8me plus renouvelable et plus flexible. Les prochaines ann\u00e9es seront d\u00e9cisives : le d\u00e9veloppement du stockage, les march\u00e9s de capacit\u00e9 et la gestion de la demande permettront de mettre en place un syst\u00e8me plus stable, plus r\u00e9silient et plus comp\u00e9titif. L’Espagne peut devenir une r\u00e9f\u00e9rence europ\u00e9enne si elle maintient une stabilit\u00e9 r\u00e9glementaire et une vision \u00e0 long terme.<\/p>\n

    Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

    AleaSoft Energy Forecasting, 31 octobre 2025. 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