L’agrégation des ressources a pour objectif de former un groupe de producteurs pour faciliter la gestion de leurs ressources. Deux paradigmes sont particulièrement étudiés dans la littérature : les MicroGrids sont une agrégation de producteurs et de consommateurs dans le réseau de distribution, pour la gestion de la production distribuée et les VPP (Virtual Power Plants)
sont des centrales virtuelles de production électrique formées par l’agrégation de sources de production renouvelables et de ressources contrôlables pour faciliter leur participation au marché de l’électricité.
2.3.1 La production distribuée et les MicroGrids
La production distribuée est l’ensemble des ressources de production disséminées dans le réseau de distribution. Selon la définition proposée par Ackermann et al. [7], ce sont des sources de production électrique connectées au réseau de distribution, notamment auprès des clients finaux (donc sur des réseaux au voltage faible). Diverses technologies de production aux ca- ractéristiques diverses (flexibilité, capacités de production) font partie de cette définition : des sources de production renouvelables comme le photovoltaïque ou l’éolien, contrôlables comme les CHP4 ou encore des centrales de stockage.
Initialement conçu pour un flux unidirectionnel de l’électricité, le réseau de distribution est souvent radial et parfois constitué de boucles. L’électricité produite dans le réseau de distribu- tion fait peser sur le système électrique un risque accru de pannes [74]. Les MicroGrids sont une proposition pour faciliter l’intégration de la production distribuée au système électrique : selon
Lasseter et Piagi [66], la production distribuée et les charges des consommateurs, considérées
comme un seul sous-système, lui-même connecté au reste du système électrique, permet une fourniture locale de l’électricité produite au niveau local et l’isolement de l’entité lorsque le réseau subit des perturbations. Cette entité est un MicroGrid.
La gestion d’un MicroGrid nécessite de planifier l’opération des ressources de production disponibles pour fournir les différentes charges en électricité à un moindre coût5.
Bu et al.[17] ont étudié un MicroGrid composé :
– de sources renouvelables (panneau solaires, éoliennes) dont la distribution de probabilités de production est supposée disponible et de sources contrôlables (générateurs à énergie fossile) ;
– d’appareils de consommation dont la demande est incertaine mais modélisée comme un processus markovien dont les probabilités de transition sont définies par une distribution de Poisson.
Les auteurs proposent un modèle basé sur les MDP (voir note de bas de page 3, section 2.2.3) pour planifier à partir de ces informations, l’utilisation des ressources contrôlables pour minimiser une fonction de récompense qui reflète l’insatisfaction des requêtes de consommation dans le MicroGrid, le coût d’opération des sources de production activées et de leurs émissions polluantes.
He et al. [55] proposent un mécanisme de tarification de la production renouvelable (mo-
délisée comme un processus aléatoire gaussien) pour en maximiser la consommation par les consommateurs opportunistes du MicroGrid (dont la demande est modélisée comme un pro- cessus aléatoire de poisson et contrainte par une valeur aléatoire prédéfinie). Ils utilisent un MDP pour déterminer pour chaque période temporelle de consommation le prix qui maximise la correspondance entre la production renouvelable et la consommation opportuniste.
4. Les CHP (Combined Heat and Power ) sont des sources de co-génération, c’est-à-dire la production simul- tanée de chaleur utile et d’électricité.
2.3.2 Les centrales électriques virtuelles et la participation des EnR au mar- ché de l’électricité
Une centrale électrique virtuelle ou VPP (Virtual Power Plant) est une entité constituée par l’agrégation de ressources dans le réseau de distribution pour permettre une meilleure visibilité et contrôlabilité de l’entité ainsi formée. Si cette définition rejoint celle des MicroGrids lorsque la production distribuée est associée à la consommation dans le réseau de distribution, le terme VPP désigne particulièrement l’agrégation des EnR avec une ou plusieurs ressources contrôlables afin de gérer la variabilité de la production renouvelable.
Puisque l’incertitude de la production renouvelable est synonyme d’un risque non négligeable de pénalités financières pour les producteurs renouvelables lorsqu’ils participent au marché de l’électricité, ils peuvent profiter de la flexibilité de sources contrôlables pour fiabiliser les offres faites au marché et minimiser les risques de pénalité associés. Cette agrégation des ressources facilite la participation au marché des EnR et leur intégration au système électrique. Les so- lutions proposées dans la littérature reposent sur le principe suivant : à partir de prédictions de la production renouvelable, de leur incertitude et des prédictions du prix de l’électricité, l’opération des ressources contrôlables est planifiée pour minimiser le coût de la pénalité risquée par le producteur en raison de l’incertitude de la production renouvelable. Le but est d’opti- miser l’utilité des ressources renouvelables et contrôlables en maximisant le revenu effectif6 du producteur acquis auprès du marché.
Bourry, Costa et al. [29, 16] ont testé deux possibilités de participation aux marchés Day- Ahead et infrajournalier d’un VPP constitué d’une éolienne et d’une centrale de stockage hy-
droélectrique (illustré dans la figure 2.2) :
1. le VPP est un prosumer, un acteur du marché qui peut adopter sur le marché les rôles de consommateur ou de producteur, suivant que sa participation au marché est une offre ou une demande [29] ;
2. le VPP peut seulement prendre un rôle de producteur sur le marché, c’est-à-dire que seulement la production renouvelable est contractée sur le marché et le stockage est utilisé exclusivement pour consommer le surplus de la production renouvelable par rapport à la quantité contractée ou fournir de l’électricité lorsque la production renouvelable est inférieure à la quantité contractée [16].
Deux étapes d’optimisation sont effectuées : d’abord la production optimale du stockage (qui maximise les revenus du VPP) est planifiée la veille (jour J − 1), pour chaque période de participation au marché Day-Ahead. Puis, pendant l’opération en temps réel du stockage (jour
J), l’écart entre la quantité totale prévue et la quantité effectivement produite est réduite au
minimum.
Pour ce faire, les auteurs proposent de modéliser le revenu du VPP au jour J − 1 comme la somme des revenus acquis pendant chaque période temporelle du jour suivant, chacun d’eux étant obtenu à partir des exportations/importations avec le système électrique prévues par le VPP et les coûts d’opération du stockage et de l’éolienne.
L’opération du stockage est planifiée à J − 1 pour maximiser le revenu du VPP, c’est-à-dire que pour chaque période temporelle, l’état de charge cible du stockage est celui qui maximise la somme des revenus acquis des importations et exportations prévues du VPP. L’expression de cette somme comme un problème d’optimisation séquentielle sous contraintes donne une expression semblable aux équations d’optimalité dans les MDP (voir note de bas de page 3, 6. Le revenu effectif se définit comme la différence entre le revenu acquis au moment de contracter l’offre de production et la pénalité reversée après fourniture de l’électricité produite.
Figure 2.2 – VPP constitué d’une ferme éolienne et d’un STEP [16].
section 2.2.3), mais ne considère pas les risques de pénalités éventuellement infligées au VPP. Au jour J, la production éolienne effective est connue et permet d’écrire le problème d’opération du stockage, comme une minimisation de la différence entre les exportations (respectivement importations) prévues et réalisées.
Les incertitudes à propos des prix de l’électricité et de la production renouvelable sont les principales sources des pénalités infligées au VPP. Les auteurs ont testé, pour éviter ces péna- lités, l’utilisation du stockage exclusivement pour la réduction des pénalités sur le marché ; ils choisissent alors de ne pas considérer le stockage lors de la participation au marché Day-Ahead. Le VPP prend alors exclusivement le rôle de producteur sur le marché. Les auteurs proposent une résolution du problème d’optimisation séquentielle de l’opération du stockage par une ap- proche de fenêtre roulante. Le principe en est le suivant : les états optimaux du stockage sont calculés pour un nombre prédéfini d’heures suivantes, permettant une continuité dans l’opéra- tion du stockage et une minimisation du coût des pénalités sur la fenêtre temporelle considérée, à partir de prédictions plus précises de la production éolienne.
Garcia-Gonzales et al.[50] ont comparé les revenus d’un VPP composé d’une ferme éolienne
et d’un stockage, qui participe au marché Day-Ahead dans trois situations différentes (figure 2.3) :
1. les participations au marché de la production renouvelable et contrôlable sont optimisées indépendamment ;
2. la participation au marché est optimisée conjointement pour les différentes ressources du VPP qui peut injecter et soutirer de l’électricité ;
3. la participation au marché est optimisée conjointement pour les différentes ressources du VPP qui ne peut qu’injecter de l’électricité.
Les auteurs représentent l’incertitude sur la production renouvelable et les prix du marché par un arbre de scénarios et chaque cas de participation au marché est testé sur tous les scé- narios envisagés. La prise de décision est vue comme un problème d’optimisation linéaire sous contraintes où les équations proposées maximisent la somme des revenus du VPP sur tous les scénarios considérés et sur toutes les périodes temporelles du jour suivant. La résolution de ces équations montre l’utilité du stockage dans la gestion des erreurs de prévision renouvelable.
Figure 2.3 – 3 cas de participation des composantes du VPP au marché de l’électricité [50]. Traduit de l’anglais par Crédo Paniah.