{"id":165527,"date":"2026-03-20T14:34:19","date_gmt":"2026-03-20T13:34:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=165527"},"modified":"2026-03-27T04:48:42","modified_gmt":"2026-03-27T03:48:42","slug":"interview-pv-magazine-antonio-delgado-rigal-mars-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/interview-pv-magazine-antonio-delgado-rigal-mars-2026\/","title":{"rendered":"Entretien de pv magazine avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 20 mars 2026. Entretien de Sergio Matalucci, de pv magazine, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Hydrogen production costs<\/a><\/div>\n

En quoi la situation g\u00e9opolitique actuelle modifie-t-elle les plans d’affaires li\u00e9s aux investissements dans l’hydrog\u00e8ne ?<\/strong><\/p>\n

La g\u00e9opolitique a renforc\u00e9 la valeur strat\u00e9gique de l’hydrog\u00e8ne en Europe, mais elle a \u00e9galement rendu les plans d’affaires beaucoup plus exigeants. Il ne suffit plus d’annoncer des capacit\u00e9s ou de pr\u00e9senter des projets ambitieux : d\u00e9sormais, les investisseurs recherchent une demande r\u00e9elle, des contrats d’achat solides, un acc\u00e8s \u00e0 une \u00e9lectricit\u00e9 renouvelable comp\u00e9titive et un cadre r\u00e9glementaire plus clair. Dans ce contexte, l’hydrog\u00e8ne est consid\u00e9r\u00e9 non seulement comme une voie vers la d\u00e9carbonisation, mais aussi comme un outil de s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique, de r\u00e9industrialisation et de r\u00e9duction de la d\u00e9pendance vis-\u00e0-vis de l’\u00e9tranger.<\/p>\n

Dans quel pays ce ph\u00e9nom\u00e8ne est-il le plus visible ? Pourquoi ?<\/strong><\/p>\n

S’il fallait citer un pays o\u00f9 ce changement est le plus visible, je dirais l’Allemagne. C’est l’exemple le plus flagrant, car la crise gazi\u00e8re qui a suivi l’invasion russe de l’Ukraine a mis en \u00e9vidence le co\u00fbt strat\u00e9gique de la d\u00e9pendance vis-\u00e0-vis des importations de combustibles fossiles, ce qui a pouss\u00e9 le pays \u00e0 faire de l’hydrog\u00e8ne un \u00e9l\u00e9ment central de sa politique industrielle et de s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique. Ce n’est pas un hasard si Berlin a adopt\u00e9 une strat\u00e9gie d’importation sp\u00e9cifique pr\u00e9voyant de couvrir entre 50 % et 70 % de sa demande en hydrog\u00e8ne par des importations d’ici 2030, et si elle d\u00e9ploie d\u00e9j\u00e0 un r\u00e9seau national de transport d’hydrog\u00e8ne de 9 040 kilom\u00e8tres. En Allemagne, plus que sur d\u2019autres march\u00e9s, la g\u00e9opolitique est pass\u00e9e du statut de simple contexte \u00e0 celui de moteur direct de l\u2019investissement.<\/p>\n

Pensez-vous que ces consid\u00e9rations vont changer ?<\/strong><\/p>\n

Oui, mais pas sur le fond. Si le conflit se prolonge ou si des tensions \u00e9nerg\u00e9tiques resurgissent, ces consid\u00e9rations s’imposeront encore davantage ; si la situation g\u00e9opolitique se stabilise, l’urgence s’att\u00e9nuera probablement quelque peu, mais cette nouvelle orientation en mati\u00e8re d’investissement ne dispara\u00eetra pas. L’Europe a d\u00e9j\u00e0 int\u00e9gr\u00e9 l’hydrog\u00e8ne dans une logique plus large de comp\u00e9titivit\u00e9, de s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique et de politique industrielle, comme en t\u00e9moignent le Clean Industrial Deal et le renforcement continu de la Banque europ\u00e9enne de l’hydrog\u00e8ne. Dans le m\u00eame temps, la demande restera le principal facteur d\u00e9terminant : l’AIE insiste sur le fait que la principale incertitude n’est pas seulement g\u00e9opolitique, mais r\u00e9side \u00e9galement dans l’absence de d\u00e9bouch\u00e9s fermes et de revenus pr\u00e9visibles. En d’autres termes, l’intensit\u00e9 de l’\u00e9lan peut changer, mais pas la priorit\u00e9 accord\u00e9e aux projets plus bancables et strat\u00e9giques.<\/p>\n

Bien s\u00fbr, toutes ces consid\u00e9rations d\u00e9pendent de la dur\u00e9e du conflit, n’est-ce pas ? \u00c0 votre avis, quelle dur\u00e9e rendrait les investissements dans l’hydrog\u00e8ne encore plus int\u00e9ressants ?<\/strong><\/p>\n

Oui, en partie, mais plut\u00f4t que de fixer une dur\u00e9e pr\u00e9cise, ce qui est d\u00e9terminant, c’est que le march\u00e9 per\u00e7oive que le choc n’est pas temporaire. Si le conflit ne dure que quelques mois, de nombreux investissements resteront en suspens. S’il se prolonge sur deux ou trois ans, c’est-\u00e0-dire plusieurs hivers et un horizon d\u00e9j\u00e0 compatible avec des d\u00e9cisions de cl\u00f4ture financi\u00e8re, l’hydrog\u00e8ne appara\u00eet alors comme un pari beaucoup plus solide. \u00c0 partir de l\u00e0, ce n’est plus seulement la d\u00e9carbonisation qui entre en ligne de compte, mais aussi la protection contre la volatilit\u00e9 du gaz, la d\u00e9pendance vis-\u00e0-vis de l’\u00e9tranger et le risque de nouvelles tensions d’approvisionnement. Pour que l’hydrog\u00e8ne gagne clairement en attractivit\u00e9 pour les investisseurs, le facteur cl\u00e9 n’est pas un \u00e9pisode ponctuel, mais un sc\u00e9nario g\u00e9opolitique tendu et persistant.<\/p>\n

Pensez-vous qu’\u00e0 l’heure actuelle, l’hydrog\u00e8ne vert soit plus comp\u00e9titif que l’hydrog\u00e8ne gris et l’hydrog\u00e8ne bleu ? Dans quelles circonstances l’hydrog\u00e8ne vert serait-il plus avantageux que l’hydrog\u00e8ne bleu ? \u00c0 partir de quels prix du gaz ?<\/strong><\/p>\n

Aujourd’hui, d’une mani\u00e8re g\u00e9n\u00e9rale, ce n’est pas encore le cas. En Europe, l’hydrog\u00e8ne vert reste, en moyenne, moins comp\u00e9titif que l’hydrog\u00e8ne gris et que l’hydrog\u00e8ne bleu. L’ACER estime le co\u00fbt de l’hydrog\u00e8ne produit par \u00e9lectrolyse \u00e0 environ 6 \u20ac\/kg et celui de l’hydrog\u00e8ne renouvelable selon les crit\u00e8res RFNBO \u00e0 pr\u00e8s de 8 \u20ac\/kg, contre moins de 3 \u20ac\/kg pour l’hydrog\u00e8ne gris et environ 10 \u20ac\/kg pour l’hydrog\u00e8ne bleu avec capture du CO2<\/sub>.<\/p>\n

C’est toutefois dans le cas des projets utilisant de l’\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable, avec des co\u00fbts tr\u00e8s comp\u00e9titifs, des contrats d’achat d’\u00e9lectricit\u00e9 (PPA) stables et une pression r\u00e9glementaire accrue sur les \u00e9missions, que la comparaison commence \u00e0 changer. Face \u00e0 l’hydrog\u00e8ne bleu, le prix du gaz constitue un rep\u00e8re utile : si le gaz se situe autour de 40 \u20ac\/MWh, la marge de comp\u00e9titivit\u00e9 de l’hydrog\u00e8ne bleu est d\u00e9j\u00e0 tr\u00e8s \u00e9troite, voire inexistante. Pour que l’hydrog\u00e8ne bleu conserve un avantage clair \u00e0 long terme, il faudrait des prix du gaz de l’ordre de 15 \u20ac\/MWh ou moins, ainsi que des taux de capture de CO2<\/sub> sup\u00e9rieurs \u00e0 90 % et des fuites de m\u00e9thane tr\u00e8s faibles.<\/p>\n

L’hydrog\u00e8ne vert n’est pas encore moins cher dans l’ensemble, mais il devient de plus en plus viable \u00e9conomiquement l\u00e0 o\u00f9 les \u00e9nergies renouvelables sont comp\u00e9titives et o\u00f9 le gaz ne pr\u00e9sente plus un faible co\u00fbt.<\/p>\n

Les experts expliquent \u00e0 juste titre que la semaine derni\u00e8re a d\u00e9montr\u00e9 que les syst\u00e8mes de stockage par batterie (BESS) ne se contentent pas de cr\u00e9er de la valeur en p\u00e9riode de volatilit\u00e9 des prix, mais qu\u2019ils renforcent \u00e9galement la r\u00e9silience des r\u00e9seaux \u00e9lectriques face aux perturbations externes. Par exemple, certains analystes ont cit\u00e9 l’Espagne, le Royaume-Uni, l’Allemagne et les Pays-Bas. Pourquoi ces pays sont-ils plus r\u00e9silients que d’autres ? Cet argument s’appliquerait-il \u00e9galement aux pays ayant une forte production d’hydrog\u00e8ne vert ?<\/strong><\/p>\n

Ils sont plus r\u00e9silients non seulement parce qu’ils disposent de plus de batteries, mais aussi parce qu’ils combinent plusieurs niveaux de flexibilit\u00e9. Le Royaume-Uni dispose de l’un des cadres les plus avanc\u00e9s pour int\u00e9grer les batteries, l’interconnexion et le stockage \u00e0 long terme, et l’AIE estime d\u00e9j\u00e0 que sa capacit\u00e9 de stockage \u00e0 l’\u00e9chelle industrielle repr\u00e9sentera environ 15 % de la demande de pointe en 2024. L’Allemagne, quant \u00e0 elle, int\u00e8gre la flexibilit\u00e9 non seulement gr\u00e2ce au stockage, mais aussi gr\u00e2ce \u00e0 une demande g\u00e9rable et \u00e0 de nouvelles formes de consommation flexibles ; son r\u00e9gulateur souligne express\u00e9ment que les batteries, les v\u00e9hicules \u00e9lectriques, les pompes \u00e0 chaleur et les \u00e9lectrolyseurs contribuent de plus en plus \u00e0 la s\u00e9curit\u00e9 d’approvisionnement.<\/p>\n

En Espagne et aux Pays-Bas, la logique est similaire, bien qu’avec quelques nuances. En Espagne, \u00e0 la suite des r\u00e9cents \u00e9pisodes de tension sur le r\u00e9seau, le stockage est d\u00e9sormais consid\u00e9r\u00e9 comme un \u00e9l\u00e9ment essentiel de la r\u00e9silience et de la s\u00e9curit\u00e9 \u00e9nerg\u00e9tique, \u00e0 tel point que le PNIEC pr\u00e9voit 22,5 GW de capacit\u00e9 de stockage d’ici 2030. Aux Pays-Bas, la pression provient surtout de la congestion du r\u00e9seau et de la n\u00e9cessit\u00e9 d’int\u00e9grer une grande quantit\u00e9 d’\u00e9nergie renouvelable variable ; l’OCDE affirme explicitement que l’int\u00e9gration rapide de batteries \u00e0 grande \u00e9chelle doit \u00eatre une priorit\u00e9.<\/p>\n

Ces pays se distinguent par leur plus grande part d’\u00e9nergies renouvelables, des signaux de prix plus marqu\u00e9s, des march\u00e9s plus d\u00e9velopp\u00e9s et des r\u00e9glementations qui permettent \u00e0 la flexibilit\u00e9 de se traduire en une v\u00e9ritable r\u00e9silience op\u00e9rationnelle.<\/p>\n

Une partie de cet argument s’appliquerait \u00e9galement aux pays qui produisent beaucoup d’hydrog\u00e8ne vert, mais pas exactement de la m\u00eame mani\u00e8re. Les batteries sont particuli\u00e8rement utiles pour une r\u00e9ponse rapide en quelques secondes, minutes ou heures, tandis que l’hydrog\u00e8ne apporte davantage sur des horizons de plusieurs jours, en mati\u00e8re de soutien industriel et de flexibilit\u00e9 saisonni\u00e8re. Un pays disposant de beaucoup d’hydrog\u00e8ne vert peut \u00eatre plus r\u00e9silient si ses \u00e9lectrolyseurs fonctionnent de mani\u00e8re flexible et absorbent les exc\u00e9dents d’\u00e9nergies renouvelables ; mais l’hydrog\u00e8ne compl\u00e8te les batteries, il ne les remplace pas.<\/p>\n

Comment les donn\u00e9es peuvent-elles ouvrir la voie \u00e0 de nouveaux investissements dans les actifs li\u00e9s \u00e0 l’hydrog\u00e8ne sur le Vieux Continent ?<\/strong><\/p>\n

Les donn\u00e9es peuvent faciliter de nouveaux investissements dans l’hydrog\u00e8ne lorsqu’elles transforment une ambition politique en un actif r\u00e9ellement finan\u00e7able. En Europe, cela implique de disposer d’informations fiables sur les co\u00fbts, la demande potentielle, l’acc\u00e8s \u00e0 l’\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable, les infrastructures disponibles et les acheteurs potentiels. Une plus grande transparence sur les co\u00fbts de l’hydrog\u00e8ne est essentielle pour orienter les investissements dans la production et les infrastructures, et le principal obstacle reste la transformation d’une demande incertaine en un engagement d’achat bancable.<\/p>\n

L’Observatoire europ\u00e9en de l’hydrog\u00e8ne fournit des donn\u00e9es sur la production, la demande, les co\u00fbts et les infrastructures, tandis que le m\u00e9canisme \u00ab Hydrogen Mechanism \u00bb de la Commission recueille les signaux de l’offre et de la demande afin de mettre en relation acheteurs et vendeurs, d’orienter le d\u00e9veloppement des transports et du stockage, et d’accro\u00eetre la visibilit\u00e9 du march\u00e9. Plus les donn\u00e9es seront fiables, moins il y aura d’incertitude quant \u00e0 la localisation, aux revenus et \u00e0 l’utilisation r\u00e9elle des actifs ; et moins cette incertitude sera grande, plus il sera facile pour les nouveaux projets d’aboutir \u00e0 une d\u00e9cision finale d’investissement.<\/p>\n

En quoi l’Espagne se distingue-t-elle particuli\u00e8rement dans ce contexte ?<\/strong><\/p>\n

Ce qui caract\u00e9rise particuli\u00e8rement l’Espagne, c’est qu’elle ne consid\u00e8re pas l’hydrog\u00e8ne uniquement comme un imp\u00e9ratif de d\u00e9carbonisation, mais aussi comme un avantage concurrentiel potentiel. L’Espagne combine une ressource renouvelable particuli\u00e8rement favorable, une strat\u00e9gie publique tr\u00e8s claire et un objectif d’envergure tr\u00e8s ambitieux. Le PNIEC pr\u00e9voit d\u00e9j\u00e0 pr\u00e8s de 12 GW d’\u00e9lectrolyseurs en 2030. Cela signifie que, contrairement \u00e0 d’autres pays europ\u00e9ens plus d\u00e9pendants des importations d’\u00e9nergie ou d’hydrog\u00e8ne, l’Espagne aspire \u00e0 produire cet hydrog\u00e8ne \u00e0 partir d’\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable comp\u00e9titive et \u00e0 transformer cet avantage en politique industrielle.<\/p>\n

De plus, l’Espagne pr\u00e9sente une particularit\u00e9 g\u00e9ographique tr\u00e8s importante : elle peut servir de plateforme de connexion entre le potentiel renouvelable de la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique et les grands centres de consommation europ\u00e9ens. C’est l\u00e0 qu’intervient H2med, con\u00e7u pour relier la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique \u00e0 l’Europe centrale et acheminer de l’hydrog\u00e8ne renouvelable depuis des pays disposant de ressources abondantes, comme l’Espagne et le Portugal, vers des march\u00e9s tels que la France et l’Allemagne. Le cas de l’Espagne est particulier, car elle peut jouer \u00e0 la fois le r\u00f4le de producteur, de consommateur industriel et de plaque tournante pour l’exportation.<\/p>\n

En quoi le cas de l’Italie est-il diff\u00e9rent ?<\/strong><\/p>\n

Le cas de l’Italie est diff\u00e9rent car, contrairement \u00e0 l’Espagne, l’Italie s’inscrit moins dans le r\u00f4le d’un grand producteur-exportateur s’appuyant sur un avantage en mati\u00e8re d’\u00e9nergies renouvelables que dans celui d’un grand march\u00e9 industriel, logistique et de transit. Sa strat\u00e9gie nationale indique clairement que, jusqu’en 2030, la demande sera principalement tir\u00e9e par les obligations europ\u00e9ennes dans les secteurs de l’industrie et des transports. De plus, l’Italie part d\u00e9j\u00e0 d’une base de consommation d’hydrog\u00e8ne importante dans les usages conventionnels : dans son cas, comme en Espagne, plus de 80 % de la consommation domestique se concentre dans le raffinage. En d’autres termes, en Italie, l’hydrog\u00e8ne est avant tout envisag\u00e9 comme un outil de d\u00e9carbonisation de l’industrie et de remplacement des utilisations fossiles existantes.<\/p>\n

L’autre grande diff\u00e9rence est d’ordre g\u00e9ographique. Alors que l’Espagne aspire \u00e0 tirer parti de ses ressources renouvelables abondantes pour produire \u00e0 des co\u00fbts comp\u00e9titifs, l’Italie souhaite \u00e9galement jouer un r\u00f4le de passerelle \u00e9nerg\u00e9tique entre l’Afrique du Nord et la demande de l’Europe centrale. C’est l\u00e0 qu’interviennent l’Italian H2 Backbone et le SoutH2 Corridor, con\u00e7us pour relier l’approvisionnement provenant d’Afrique du Nord et du sud de l’Italie \u00e0 l’Autriche et \u00e0 l’Allemagne \u00e0 partir de 2030. Si l’Espagne est davantage per\u00e7ue comme une source potentielle de production d’\u00e9nergie renouvelable, l’Italie s’impose plus clairement comme un p\u00f4le industriel et un corridor strat\u00e9gique d’importation et de transport.<\/p>\n

Entretien dans pv magazine<\/a><\/p>\n\n\n

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AleaSoft Energy Forecasting, 20 mars 2026. Entretien de Sergio Matalucci, de pv magazine, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et PDG d’AleaSoft Energy Forecasting. En quoi la situation g\u00e9opolitique actuelle modifie-t-elle les plans d’affaires li\u00e9s aux investissements dans l’hydrog\u00e8ne ? 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