{"id":171483,"date":"2026-08-31T10:27:21","date_gmt":"2026-08-31T08:27:21","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171483"},"modified":"2026-09-09T09:47:51","modified_gmt":"2026-09-09T07:47:51","slug":"interview-journal-energie-antonio-delgado-rigal-aout-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/interview-journal-energie-antonio-delgado-rigal-aout-2026\/","title":{"rendered":"Entretien accord\u00e9 \u00e0 El Peri\u00f3dico de la Energ\u00eda par Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle et CEO d’AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 31 ao\u00fbt 2026. Entretien de Ram\u00f3n Roca, directeur d’El Peri\u00f3dico de la Energ\u00eda, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et CEO d’AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

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

Les prix du gaz en Europe ont de nouveau fortement augment\u00e9 cet \u00e9t\u00e9, et les futures de l’\u00e9lectricit\u00e9 pour les prochains mois se sont \u00e9galement rench\u00e9ris. S’agit-il d’un \u00e9pisode li\u00e9 aux tensions g\u00e9opolitiques et aux niveaux de stockage, ou y a-t-il des raisons de penser que les prix pourraient rester \u00e9lev\u00e9s tout au long de l’hiver ?<\/strong><\/p>\n

Il y a une combinaison de facteurs conjoncturels et structurels. Le d\u00e9clencheur le plus imm\u00e9diat est g\u00e9opolitique, en particulier la situation au Moyen-Orient et l’incertitude sur les flux de GNL<\/strong> \u00e0 travers le d\u00e9troit d’Ormuz. Mais l’Europe aborde aussi cet \u00e9pisode avec des r\u00e9serves de gaz<\/strong> inf\u00e9rieures aux niveaux habituels pour cette p\u00e9riode de l’ann\u00e9e, et avec une forte concurrence de l’Asie pour le GNL.<\/p>\n

AleaSoft - stockage gaz ue<\/a><\/div>\n

Les futures du gaz TTF<\/strong> pour le Front\u2011Month se situaient autour de 68 \u20ac\/MWh la derni\u00e8re semaine d’ao\u00fbt, tandis que les r\u00e9serves de gaz europ\u00e9ennes sont autour de 63%\u201164%, contre des niveaux proches de 80% qui \u00e9taient habituels pour cette p\u00e9riode de l’ann\u00e9e. Cela explique pourquoi le march\u00e9 int\u00e8gre une prime de risque significative \u00e0 l’approche de l’hiver.<\/p>\n

AleaSoft - prix futures gaz ttf<\/a>Source : Futures du gaz TTF pour le Front\u2011Month sur le march\u00e9 ICE, disponibles dans l'Alea Energy Database.<\/span><\/div>\n

L’\u00e9lectricit\u00e9 r\u00e9agit tr\u00e8s clairement. Le future espagnol du quatri\u00e8me trimestre sur le march\u00e9 OMIP a atteint 121,77 \u20ac\/MWh le 24 ao\u00fbt et a cl\u00f4tur\u00e9 autour de 120 \u20ac\/MWh le 25 ao\u00fbt. C’est un signal tr\u00e8s diff\u00e9rent de celui que le march\u00e9 donnait il y a seulement quelques mois.<\/p>\n

Cela ne signifie pas n\u00e9cessairement que les prix resteront aussi \u00e9lev\u00e9s tout au long de l’hiver. Si la tension g\u00e9opolitique s’apaise, si les flux de GNL augmentent ou si l’hiver est doux, la prime de risque pourrait baisser rapidement. Mais l’\u00e9pisode d\u00e9montre une nouvelle fois quelque chose d’important : l’Europe reste tr\u00e8s sensible au prix international du gaz, et cette exposition se r\u00e9percute rapidement sur le march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

Les futures int\u00e8grent d\u00e9j\u00e0 une partie de ce risque. Dans quelle mesure refl\u00e8tent-ils ce qui est susceptible de se produire, et dans quelle mesure incluent-ils une prime de risque ? Pour une industrie qui doit d\u00e9cider aujourd’hui de se couvrir ou non, quelle information la courbe des futures apporte-t-elle, et qu’est-ce qu’une pr\u00e9vision de march\u00e9 peut ajouter ?<\/strong><\/p>\n

Ce sont deux informations diff\u00e9rentes, et toutes deux sont n\u00e9cessaires.<\/p>\n

La courbe des futures nous indique \u00e0 quel prix une entreprise peut se couvrir aujourd’hui. C’est le prix que le march\u00e9 attribue actuellement au risque. Une pr\u00e9vision cherche \u00e0 r\u00e9pondre \u00e0 une question diff\u00e9rente : quelle est l’\u00e9volution la plus probable des fondamentaux qui d\u00e9terminent les prix.<\/p>\n

Lorsqu’une crise g\u00e9opolitique survient, les futures peuvent rapidement int\u00e9grer une prime de risque. Cela ne signifie pas que le march\u00e9 se trompe : cela signifie que celui qui vend une couverture assume un risque et fait payer un prix pour cela.<\/p>\n

C’est pourquoi une strat\u00e9gie d’achat ne devrait pas consister \u00e0 d\u00e9cider si nous \u00ab croyons \u00bb davantage aux futures ou \u00e0 une pr\u00e9vision. Une pr\u00e9vision aide \u00e0 mettre la courbe des futures en contexte et \u00e0 analyser des sc\u00e9narios. Et les futures permettent d’ex\u00e9cuter une couverture.<\/p>\n

Chez AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, nous travaillons pr\u00e9cis\u00e9ment 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 d\u00e9cider de ses couvertures, mais aussi quel pourrait \u00eatre le prix de l’\u00e9lectricit\u00e9 dans cinq, dix ou vingt ans s’il envisage un PPA<\/strong>, un investissement industriel ou une nouvelle usine.<\/p>\n

En quelques mois seulement, nous avons vu des mouvements tr\u00e8s importants des prix des futures de l’\u00e9lectricit\u00e9. Quelle est l’erreur la plus fr\u00e9quente que vous observez dans les strat\u00e9gies d’achat et de couverture des grands consommateurs ?<\/strong><\/p>\n

L’erreur principale est d’essayer de deviner le point bas.<\/p>\n

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 march\u00e9, m\u00eame si elle n’en est pas consciente.<\/p>\n

La strat\u00e9gie doit commencer bien plus t\u00f4t, en d\u00e9finissant quel pourcentage de la consommation elle souhaite couvrir, sur quel horizon et quel niveau de risque l’entreprise peut assumer. \u00c0 partir de l\u00e0, le march\u00e9 spot, les futures, les contrats bilat\u00e9raux et les PPA peuvent \u00eatre combin\u00e9s.<\/p>\n

Il est \u00e9galement important de travailler avec des sc\u00e9narios. Conna\u00eetre le sc\u00e9nario central ne suffit pas. Un CFO devrait savoir ce qu’il advient de son budget si une situation extr\u00eame sur le gaz se reproduit, si nous avons une ann\u00e9e de faible production renouvelable<\/strong>, ou \u00e0 l’inverse, si le photovolta\u00efque continue de cro\u00eetre rapidement et que de nombreuses heures \u00e0 bas prix apparaissent.<\/p>\n

La couverture est fondamentalement de la gestion des risques<\/strong>, pas de la sp\u00e9culation. Et la pr\u00e9vision doit aider \u00e0 quantifier ce risque.<\/p>\n

L’Espagne veut attirer des centres de donn\u00e9es et de l’industrie \u00e9lectro-intensive en s’appuyant, entre autres facteurs, sur sa forte production renouvelable. Pourtant, nous continuons de voir des \u00e9pisodes de prix \u00e9lev\u00e9s et de forte volatilit\u00e9. L’Espagne est-elle toujours comp\u00e9titive pour ce type d’investissement \u00e0 dix ou vingt ans ? Que doit savoir une multinationale avant de d\u00e9cider o\u00f9 implanter un grand site de consommation d’\u00e9lectricit\u00e9 ?<\/strong><\/p>\n

L’Espagne conserve un avantage structurel tr\u00e8s important : elle dispose de l’une des meilleures ressources solaires d’Europe, d’une bonne ressource \u00e9olienne et d’un \u00e9norme portefeuille de projets renouvelables. Cela devrait se traduire par une \u00e9lectricit\u00e9 comp\u00e9titive \u00e0 long terme.<\/p>\n

Mais une multinationale ne d\u00e9cide pas o\u00f9 investir dans une usine ou un centre de donn\u00e9es en regardant le prix moyen du march\u00e9 de l’ann\u00e9e \u00e9coul\u00e9e. Elle prend une d\u00e9cision pour vingt ou trente ans.<\/p>\n

Elle doit conna\u00eetre le co\u00fbt attendu de l’\u00e9nergie, sa volatilit\u00e9, les possibilit\u00e9s de conclure un PPA ou de mettre en place une strat\u00e9gie de couverture, la disponibilit\u00e9 r\u00e9elle du raccordement au r\u00e9seau et les perspectives de croissance du syst\u00e8me \u00e9lectrique.<\/p>\n

Et il y a ici un aspect qui est parfois sous-estim\u00e9 : avoir beaucoup de production renouvelable ne suffit pas. Il faut aussi du r\u00e9seau<\/strong>, du stockage d’\u00e9nergie<\/strong>, des interconnexions<\/strong> et une nouvelle demande<\/strong> capable de consommer cette \u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

La Commission europ\u00e9enne a d’ailleurs soulign\u00e9 que l’Espagne doit continuer \u00e0 augmenter le stockage et les interconnexions et \u00e0 renforcer ses r\u00e9seaux.<\/p>\n

Si nous r\u00e9ussissons ces investissements, la combinaison des renouvelables, du stockage et de la nouvelle demande industrielle peut devenir un avantage comp\u00e9titif extraordinaire pour l’Espagne.<\/p>\n

La croissance des renouvelables, du stockage et des nouvelles consommations \u00e0 grande \u00e9chelle change radicalement la mani\u00e8re dont le syst\u00e8me \u00e9lectrique est utilis\u00e9. Faut-il r\u00e9viser \u00e0 nouveau les p\u00e9ages et les tarifs du r\u00e9seau pour les adapter \u00e0 cette r\u00e9alit\u00e9 ? Cette r\u00e9forme devrait-elle \u00eatre diff\u00e9rente pour les consommateurs r\u00e9sidentiels et pour l’industrie ?<\/strong><\/p>\n

Oui, mais je pense qu’il faut distinguer tr\u00e8s clairement les consommateurs r\u00e9sidentiels des consommateurs industriels.<\/p>\n

Pour un m\u00e9nage, nous devrions viser la simplicit\u00e9 et la protection, tout en permettant \u00e0 quiconque a la capacit\u00e9 de d\u00e9placer sa consommation, par exemple avec un v\u00e9hicule \u00e9lectrique<\/strong>, une pompe \u00e0 chaleur<\/strong>, un chauffe-eau \u00e9lectrique<\/strong> ou une batterie<\/strong>, d’en tirer profit. Il n’aurait pas beaucoup de sens de r\u00e9percuter sur le consommateur r\u00e9sidentiel toute la complexit\u00e9 horaire du syst\u00e8me \u00e9lectrique.<\/p>\n

Pour l’industrie et les grands consommateurs<\/strong>, en revanche, il peut \u00eatre judicieux d’envoyer des signaux \u00e9conomiques plus pr\u00e9cis sur le moment et la mani\u00e8re dont ils utilisent le r\u00e9seau. De nombreux processus industriels ont une certaine capacit\u00e9 d’adaptation, et une bonne structure de p\u00e9ages peut contribuer \u00e0 r\u00e9duire les congestions, \u00e0 mieux utiliser les infrastructures existantes et \u00e0 faciliter l’int\u00e9gration de la nouvelle demande.<\/p>\n

Il est \u00e9galement important de ne pas confondre le signal du march\u00e9 avec le signal du r\u00e9seau. Le prix horaire de l’\u00e9lectricit\u00e9 devrait refl\u00e9ter les moments d’abondance ou de raret\u00e9 de l’\u00e9nergie. Les p\u00e9ages, en revanche, devraient refl\u00e9ter fondamentalement le co\u00fbt de disposer et d’utiliser les r\u00e9seaux n\u00e9cessaires pour transporter cette \u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

De plus, l’Espagne veut attirer de nouvelles industries, des centres de donn\u00e9es<\/strong> et d’autres grands consommateurs, tout en devant investir beaucoup plus dans les r\u00e9seaux. Le d\u00e9fi est de trouver un \u00e9quilibre : financer ces infrastructures sans imposer des co\u00fbts qui freinent l’\u00e9lectrification<\/strong> ou r\u00e9duisent la comp\u00e9titivit\u00e9 industrielle.<\/p>\n

Par cons\u00e9quent, plut\u00f4t qu’une r\u00e9forme visant simplement \u00e0 baisser les p\u00e9ages, je pense que nous avons besoin d’une structure tarifaire qui combine trois objectifs : l’utilisation efficace du r\u00e9seau, la comp\u00e9titivit\u00e9 et l’\u00e9lectrification.<\/p>\n

L’Espagne a accumul\u00e9 des dizaines de gigawatts de projets de batteries \u00e0 diff\u00e9rents stades de d\u00e9veloppement, mais la capacit\u00e9 r\u00e9ellement op\u00e9rationnelle reste tr\u00e8s faible. Qu’est-ce qui s\u00e9pare un projet de BESS qui se construit aujourd’hui d’un projet qui reste sur le papier ?<\/strong><\/p>\n

Il devient de plus en plus clair qu’avoir un point de raccordement et un projet techniquement viable ne suffit pas.<\/p>\n

Le grand saut consiste \u00e0 d\u00e9montrer qu’il existe un mod\u00e8le de revenus suffisamment robuste pour obtenir un financement. Une batterie peut participer \u00e0 l’arbitrage<\/strong> day-ahead et intraday, aux services d’\u00e9quilibrage<\/strong> et, \u00e0 l’avenir, au march\u00e9 de capacit\u00e9<\/strong>. Mais chacune de ces sources de revenus a un profil de risque diff\u00e9rent.<\/p>\n

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-m\u00eames modifieront les spreads et se feront concurrence. Il en va de m\u00eame pour les services d’\u00e9quilibrage : ce sont des march\u00e9s relativement petits qui ne peuvent pas absorber une nouvelle capacit\u00e9 illimit\u00e9e tout en maintenant les rendements actuels.<\/p>\n

C’est pourquoi nous assistons \u00e0 un changement d’\u00e9tape. La premi\u00e8re question \u00e9tait : \u00ab A-t-il un raccordement ? \u00bb La suivante \u00e9tait : \u00ab Combien peut-il gagner ? \u00bb Aujourd’hui, la question d\u00e9cisive devient : \u00ab Ces revenus sont-ils bancables<\/strong> ? \u00bb<\/p>\n

Ce changement est fondamental. Les projets qui parviennent \u00e0 d\u00e9montrer des revenus solides dans diff\u00e9rents sc\u00e9narios, une strat\u00e9gie d’exploitation coh\u00e9rente et une structure financi\u00e8re r\u00e9siliente seront ceux qui auront le plus de chances d’\u00eatre construits.<\/p>\n

Le march\u00e9 de capacit\u00e9 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 int\u00e9grer ces revenus dans leurs mod\u00e8les ?<\/strong><\/p>\n

Le march\u00e9 de capacit\u00e9 peut \u00eatre une pi\u00e8ce tr\u00e8s importante, mais il ne rend pas automatiquement une batterie bancable.<\/p>\n

La Commission europ\u00e9enne a approuv\u00e9 le m\u00e9canisme espagnol fin mai, avec un budget allant jusqu’\u00e0 9 milliards d’euros sur dix ans. Son objectif est de r\u00e9mun\u00e9rer la capacit\u00e9 disponible pour produire, stocker ou r\u00e9duire la consommation lorsque le syst\u00e8me en a besoin.<\/p>\n

Pour une batterie, un revenu relativement stable li\u00e9 \u00e0 la disponibilit\u00e9 peut am\u00e9liorer consid\u00e9rablement le profil financier, car il r\u00e9duit la d\u00e9pendance exclusive aux revenus merchant.<\/p>\n

Mais nous devrons conna\u00eetre le r\u00e9sultat r\u00e9el des ench\u00e8res, la r\u00e9mun\u00e9ration, les facteurs de derating, la dur\u00e9e des contrats et les obligations associ\u00e9es. Qu’un m\u00e9canisme de capacit\u00e9 existe est une chose ; le montant de revenus bancables qui peut \u00eatre attribu\u00e9 \u00e0 un projet sp\u00e9cifique en est une autre.<\/p>\n

Je pense que l’avenir du financement des BESS<\/strong> r\u00e9sidera pr\u00e9cis\u00e9ment dans l’empilement des revenus<\/strong> : combiner plusieurs sources de revenus au lieu de d\u00e9pendre d’une seule. Arbitrage, march\u00e9s d’\u00e9quilibrage, capacit\u00e9 et, lorsque c’est possible, contrats \u00e0 long terme.<\/p>\n

Plus la part pr\u00e9visible ou contractualis\u00e9e de ces revenus sera importante, plus il sera facile d’augmenter le levier financier et de r\u00e9duire le co\u00fbt du capital.<\/p>\n

Pour le financement d’une centrale photovolta\u00efque, il existe d\u00e9j\u00e0 une longue exp\u00e9rience des courbes de prix, des PPA et des diff\u00e9rents sc\u00e9narios financiers. Une batterie doit estimer les spreads, les cycles, les services d’\u00e9quilibrage, la d\u00e9gradation et d’autres sources de revenus sur de nombreuses ann\u00e9es. Que demande aujourd’hui une banque pour consid\u00e9rer ces pr\u00e9visions comme suffisamment robustes ? Et quelles hypoth\u00e8ses devraient susciter le plus de prudence ?<\/strong><\/p>\n

Une banque a besoin, avant tout, de comprendre d’o\u00f9 proviennent les revenus et de v\u00e9rifier que le projet peut encore rembourser sa dette dans des sc\u00e9narios moins favorables que le sc\u00e9nario central.<\/p>\n

Dans une centrale photovolta\u00efque, le probl\u00e8me est relativement plus simple : nous estimons la production, les prix captur\u00e9s<\/strong> et, s’il existe, le PPA. Dans une batterie, il y a une interaction beaucoup plus grande entre les prix horaires, la strat\u00e9gie de charge et de d\u00e9charge, l’efficacit\u00e9, la d\u00e9gradation, le nombre de cycles et les diff\u00e9rents march\u00e9s.<\/p>\n

L’une des erreurs qu’il faut le plus \u00e9viter est d’extrapoler les revenus extraordinaires d’une p\u00e9riode r\u00e9cente \u00e0 toute la dur\u00e9e de vie de l’actif.<\/p>\n

Par exemple, des spreads \u00e9lev\u00e9s aujourd’hui sont une bonne nouvelle pour les batteries existantes, mais ils constituent aussi un signal \u00e9conomique pour l’entr\u00e9e de nouvelles batteries. Cette nouvelle capacit\u00e9 finira par modifier le march\u00e9 m\u00eame que nous essayons de pr\u00e9voir.<\/p>\n

C’est pourquoi les simulations horaires \u00e0 long terme<\/strong> et les analyses de sensibilit\u00e9<\/strong> sont essentielles. Nous consacrons actuellement beaucoup d’efforts \u00e0 ce domaine, non seulement \u00e0 la pr\u00e9vision des prix, mais aussi \u00e0 la transformation de ces pr\u00e9visions en sc\u00e9narios de revenus<\/a> pour diff\u00e9rentes configurations de batteries et hybridations<\/strong>.<\/p>\n

C’est une \u00e9tape 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 d\u00e9cider du montant \u00e0 financer.<\/p>\n

La poursuite de l’exploitation d’Almaraz jusqu’en 2030 change l’une des hypoth\u00e8ses importantes utilis\u00e9es pour le march\u00e9 \u00e9lectrique espagnol dans les prochaines ann\u00e9es. Qu’est-ce qui pourrait changer dans les pr\u00e9visions de prix, la production au gaz, les exc\u00e9dents renouvelables et les opportunit\u00e9s pour les batteries ? Cela pourrait-il aussi affecter des projets qui sont en train de boucler leur financement ou un PPA ?<\/strong><\/p>\n

Oui. Et c’est un tr\u00e8s bon exemple de la raison pour laquelle les pr\u00e9visions \u00e0 long terme<\/a> doivent \u00eatre continuellement mises \u00e0 jour lorsque les fondamentaux changent.<\/p>\n

La prolongation approuv\u00e9e permet \u00e0 Almaraz de continuer \u00e0 fonctionner jusqu’en juin 2030, alors que la fermeture de ses deux unit\u00e9s \u00e9tait auparavant pr\u00e9vue en 2027 et 2028.<\/p>\n

Maintenir en fonctionnement plusieurs gigawatts de production nucl\u00e9aire<\/strong> pendant ces ann\u00e9es signifie ajouter au syst\u00e8me davantage de production \u00e0 faible co\u00fbt variable. En termes g\u00e9n\u00e9raux, cela exerce une pression \u00e0 la baisse sur les prix du march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> et r\u00e9duit le besoin de production des cycles combin\u00e9s<\/strong> \u00e0 certains moments.<\/p>\n

Mais il y a une deuxi\u00e8me cons\u00e9quence. Si le photovolta\u00efque<\/strong> et l’\u00e9olien<\/strong> continuent de cro\u00eetre en m\u00eame temps, maintenir en fonctionnement davantage de production inflexible peut accro\u00eetre les situations d’exc\u00e8s d’offre et les heures \u00e0 tr\u00e8s bas prix.<\/p>\n

Et c’est l\u00e0 qu’appara\u00eet un paradoxe int\u00e9ressant pour les batteries : un prix moyen un peu plus bas ne signifie pas n\u00e9cessairement moins d’opportunit\u00e9s. Pour une batterie, la diff\u00e9rence entre les heures \u00e0 bas prix et les heures \u00e0 prix plus \u00e9lev\u00e9s compte beaucoup plus que le prix moyen du march\u00e9.<\/p>\n

Le syst\u00e8me doit \u00eatre simul\u00e9 \u00e0 nouveau. Pour quiconque finance une batterie ou une centrale renouvelable, ou conclut un PPA \u00e0 long terme aujourd’hui, 2030 n’est pas loin. Changer plusieurs ann\u00e9es de production nucl\u00e9aire peut modifier les prix captur\u00e9s, les spreads et les revenus attendus de l’actif.<\/p>\n

Tout le secteur parle aujourd’hui d’intelligence artificielle. AleaSoft utilise des techniques d’intelligence artificielle et des mod\u00e8les statistiques depuis ses premi\u00e8res ann\u00e9es. Qu’y a-t-il de v\u00e9ritablement nouveau dans l’IA actuelle appliqu\u00e9e aux march\u00e9s de l’\u00e9nergie, et quelle part rel\u00e8ve simplement du marketing ?<\/strong><\/p>\n

L’intelligence artificielle<\/strong> n’a pas commenc\u00e9 avec ChatGPT. Chez AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, nous utilisons des r\u00e9seaux de neurones<\/strong> et des mod\u00e8les statistiques<\/strong> pour \u00e9laborer des pr\u00e9visions depuis 1999.<\/p>\n

Ce qui se passe aujourd’hui repr\u00e9sente toutefois un saut tr\u00e8s significatif. Jusqu’\u00e0 il y a quelques ann\u00e9es, nous utilisions l’IA<\/strong> principalement pour mod\u00e9liser des relations complexes et \u00e9laborer des pr\u00e9visions. L’IA g\u00e9n\u00e9rative permet d’ajouter une nouvelle couche : interpr\u00e9ter des informations non structur\u00e9es, connecter de grandes quantit\u00e9s de connaissances et construire des agents capables d’utiliser diff\u00e9rents mod\u00e8les, donn\u00e9es et outils.<\/p>\n

Dans le secteur de l’\u00e9nergie, cela ouvre d’\u00e9normes possibilit\u00e9s. Nous pouvons connecter une pr\u00e9vision de prix avec des mod\u00e8les de revenus, des informations de march\u00e9, la r\u00e9glementation et des mod\u00e8les financiers, et rendre toute cette connaissance beaucoup plus accessible.<\/p>\n

Mais il y a aussi beaucoup de marketing. Un mod\u00e8le g\u00e9n\u00e9ratif peut r\u00e9diger une explication apparemment brillante et se tromper malgr\u00e9 tout. Dans l’\u00e9nergie, o\u00f9 des centaines de millions d’euros d’investissement peuvent d\u00e9pendre d’une seule pr\u00e9vision, nous ne pouvons pas remplacer les mod\u00e8les quantitatifs, les donn\u00e9es fiables et la validation statistique par une r\u00e9ponse convaincante d’un chatbot.<\/p>\n

C’est pr\u00e9cis\u00e9ment pour cela que nous mettons en place un laboratoire d’intelligence artificielle au sein de notre division<\/a> AleaConsulting<\/strong>. L’id\u00e9e n’est pas d’ajouter de l’IA \u00e0 tout parce que c’est \u00e0 la mode, mais d’identifier des probl\u00e8mes sp\u00e9cifiques o\u00f9 elle apporte v\u00e9ritablement de la valeur. L’un des principaux projets est une plateforme pour analyser les revenus et le financement des batteries. Nous travaillons \u00e9galement sur l’automatisation de l’analyse de march\u00e9 et sur des agents sp\u00e9cialis\u00e9s pour le secteur de l’\u00e9nergie.<\/p>\n

Je pense que le v\u00e9ritable saut viendra de la combinaison des mod\u00e8les pr\u00e9dictifs, de l’IA g\u00e9n\u00e9rative, des donn\u00e9es et de la connaissance experte.<\/p>\n

Les crises de 2021 et 2022 ont aussi montr\u00e9 les limites de tout mod\u00e8le. Avec plus de donn\u00e9es, plus de puissance de calcul et des outils d’intelligence artificielle de plus en plus puissants, produisons-nous de meilleures pr\u00e9visions, ou y a-t-il un risque de cr\u00e9er un faux sentiment de pr\u00e9cision ? Qu’est-ce qui distingue aujourd’hui une bonne pr\u00e9vision d’une pr\u00e9vision simplement sophistiqu\u00e9e ?<\/strong><\/p>\n

Nous produisons de meilleures pr\u00e9visions, mais cela ne signifie pas que nous pouvons \u00e9liminer l’incertitude.<\/p>\n

Aucun mod\u00e8le ne pouvait conna\u00eetre \u00e0 l’avance la date d’une invasion, l’interruption de certains flux de gaz ou une d\u00e9cision politique extraordinaire. L’erreur consiste \u00e0 demander \u00e0 une pr\u00e9vision quelque chose qu’une pr\u00e9vision ne peut pas fournir.<\/p>\n

Une bonne pr\u00e9vision n’est pas celle qui pr\u00e9tend savoir exactement combien co\u00fbtera l’\u00e9lectricit\u00e9 dans dix ans. C’est celle qui repr\u00e9sente correctement les fondamentaux du march\u00e9, permet de construire des sc\u00e9narios coh\u00e9rents et quantifie l’incertitude autour du sc\u00e9nario central.<\/p>\n

C’est pourquoi nous pr\u00e9conisons de combiner diff\u00e9rentes m\u00e9thodologies. Dans notre cas, nous utilisons des mod\u00e8les hybrides qui combinent des r\u00e9seaux de neurones, des mod\u00e8les statistiques de s\u00e9ries temporelles et de la r\u00e9gression causale. Chaque m\u00e9thodologie capture une partie diff\u00e9rente du probl\u00e8me.<\/p>\n

Et il y a quelque chose d’encore plus important : la validation. Un mod\u00e8le peut \u00eatre extr\u00eamement sophistiqu\u00e9 et produire un graphique spectaculaire, mais s’il ne fait pas l’objet de backtests syst\u00e9matiques et si ses pr\u00e9visions pr\u00e9c\u00e9dentes ne sont pas analys\u00e9es, cette sophistication ne sert pas \u00e0 grand-chose.<\/p>\n

Apr\u00e8s presque 27 ans de pr\u00e9vision des march\u00e9s de l’\u00e9nergie, nous avons aussi appris que le changement structurel compte autant que les donn\u00e9es historiques. La croissance massive du photovolta\u00efque, des batteries, des v\u00e9hicules \u00e9lectriques, des centres de donn\u00e9es ou une d\u00e9cision telle que la prolongation de la dur\u00e9e de vie d’Almaraz sont autant d’\u00e9l\u00e9ments qui changent les relations qui existaient auparavant.<\/p>\n

L’intelligence artificielle va grandement am\u00e9liorer notre capacit\u00e9 d’analyse, mais elle ne supprime pas le besoin de connaissance experte. Elle rendra probablement encore plus important de savoir faire la diff\u00e9rence entre une r\u00e9ponse qui semble plausible et une pr\u00e9vision qui peut \u00eatre d\u00e9fendue quantitativement. Ce sera, \u00e0 mon avis, l’un des grands d\u00e9fis de la prochaine \u00e9tape de l’intelligence artificielle appliqu\u00e9e au secteur de l’\u00e9nergie.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 31 ao\u00fbt 2026. Entretien de Ram\u00f3n Roca, directeur d’El Peri\u00f3dico de la Energ\u00eda, avec Antonio Delgado Rigal, docteur en intelligence artificielle, fondateur et CEO d’AleaSoft Energy Forecasting. 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