Hypothèses et structure des données

II.3.2.1. Prévision de la production éolienne

Comme déjà mentionné dans le paragraphe I.3.1, l'énergie éolienne est une source

d'énergie variable et intermittente. Pour pouvoir développer une méthode de gestion de

l’énergie éolienne, la bonne prévision de la production éolienne associée avec

l’estimation de leur incertitude constitue les données d’entrée de première importance.

Le but de la prédiction de la production éolienne est de fournir une estimation de la

puissance produite à un instant donné dans le futur. Les prédictions les plus

couramment fournies par les modèles sont des prédictions à "point " : pour chaque pas

de temps dans le futur, une seule valeur est fournie. La prévision est donnée en

puissance car elle utilise directement la courbe caractéristique qui convertit la vitesse du

vent en puissance. Elle est définie selon plusieurs horizons de temps :

de quelques jours à la semaine : cette prévision pourrait faciliter l'anticipation de

l'utilisation du stockage ;

de quelques heures à la tranche 24 - 72 heures : cette prévision est indispensable pour

la gestion du fonctionnement du système électrique en général et du système de base

éolien en particulier. Nous allons utiliser cette prévision pour l’anticipation du

fonctionnement de notre système ;

de quelques minutes à l'heure: il s’agit de la prévision à très court terme – voire en

temps réel, qui peut être utilisée pour le contrôle actif des turbines.

Naturellement, la qualité de la prévision augmente lorsque l’horizon de prédiction est

réduit.

Sachant que la prévision contient toujours une part d'erreur qui est définie par la

différence entre la valeur réellement mesurée et la valeur estimée (prédite),

théoriquement, plusieurs pistes de recherche existent pour prendre en compte les

incertitudes comme par exemple :

un modèle stochastique : on suppose que ces incertitudes sont les variables aléatoires

qui suivent une loi de probabilité ;

un modèle par intervalles : on suppose qu'il est possible de déterminer un intervalle de

valeurs plausibles qui borne les valeurs réelles ;

un modèle de scénarii : on définit un certain nombre de scénarii des incertitudes

possibles basés sur l'étude des historiques, de la tendance…

Dans le cadre de ce mémoire, nous allons utiliser la combinaison entre deux

modélisations : par intervalles et de scénarii en déterminant pour chaque point de

prédiction 3 valeurs (minimale, moyenne et maximale).

II.3.2.2. Fonctionnement du système W+S dans le système électrique

Le système électrique auquel le système W+S participe, présente une organisation

dérégulée. La coordination des productions et des consommations se base sur une

séquence composée de deux modules aux moyens d’action et horizons d’action bien

distincts (cf. [SAG-07]).

Figure II-11. Principe de l'organisation des marchés électriques

Le premier module, celui des marchés de l’électricité, permet à ses participants de se

coordonner pour préparer de manière décentralisée et prévisionnelle leurs échanges

d’énergie en temps réel. Ces marchés, appelés « forward » se composent de plusieurs

niveaux :

marché au delà de J-1 ayant pour but de préparer des échanges à longue échelle

(semaine, mois, année) ;

marché du J-1 ayant pour but de préparer la coordination de la production et la

consommation du lendemain ;

marché infra horaire ayant pour but de coordonner le fonctionnement, pour les heures

qui viennent, de manière à exploiter toutes les opportunités afin de mieux gérer les

aléas.

Les producteurs participant aux marchés forward respectent la règle commune suivante:

en se basant sur les prévisions (météo, consommation …), les producteurs anticipent

leur fonctionnement pour définir une offre de production, i.e. une quantité d’énergie

échangée avec le réseau, pour chaque intervalle de livraison. Le choix de la durée de cet

intervalle de livraison dépend du système considéré.

Cette étape est purement financière et les échanges des offres sont autorisés jusqu'à un

moment appelé gate closure. Au moment du gate closure, le marché dispose donc de

toutes les informations nécessaires pour définir, en fonction des offres de production et

de la demande des charges, le meilleur compromis vis-à-vis de la puissance d'appel et

de la quantité d'énergie à délivrer. Ceci de manière à minimiser le coût d'exploitation

total tout en assurant la sûreté de fonctionnement du système. Ainsi, le prix de

l’électricité correspondant à chaque intervalle de livraison sera déterminé.

En France une journée est à compter de minuit à minuit, composée de 48 intervalles de

30 minutes. Le gate closure est à 16 h de la veille pour les marchés forward. Celui du

marché infra horaire est à 45 minutes avant la livraison physique. Le prix utilisé est le

Prix Moyen Pondéré (PMP).

Le second module, celui du temps réel qui commence à partir du gate closure, réalise la

coordination centralisée des programmes de production avec la consommation globale

et la gestion des contraintes physiques du système. Toute variation entre la proposition

lors des marchés forward et la livraison physique imposera au gestionnaire du réseau

d’utiliser les moyens nécessaires afin d’assurer l’équilibre du système. C’est pour cette

raison que ce module est appelé mécanisme d’ajustement. Il se compose de deux étapes

successives :

Etape 1 : réglage fréquence – puissance (primaire et secondaire) automatiquement

réalisé par les groupes responsables de l’équilibre (ayant un contrat spécifique avec le

gestionnaire du réseau) dans un délai très court (moins de 10 minutes) ;

Etape 2 : optimisation de la répartition des charges et de la restitution des marges

d’exploitation. Ce réglage se fait via les appels d’offre de modification de programme

de fonctionnement des autres acteurs dans le système. Tous les producteurs ou

consommateurs sont éligibles à cette phase de réglage.

Le mécanisme d’ajustement s’exprime par le règlement des écarts par un prix unique ou

double. En France, le règlement est à double prix, Tableau II-1. Cela consiste à valoriser

les écarts favorables et à pénaliser les écarts défavorables au système. Dans le premier

cas, les écarts favorables sont généralement valorisés à PMP défini par le marché J–1.

Dans le second cas, l’écart défavorable sera pénalisé au prix de PMP corrigé d’un

facteur multiplicatif [SAG-07], [RTE]:

Tendance du mécanisme d’ajustement

à la hausse à la baisse nulle

Ecart positif PMP (k+1)

PMP

PMP

Ecart négatif PMP⋅(k+1) _{PMP PMP}

Nota : En France depuis 2005, k = 0.12

Tableau II-1. Prix de règlement de l'écart dans le mécanisme d'ajustement [RTE]

Par exemple, à l’instant t, la tendance du réseau est à la hausse. C’est-à-dire, que le

système est en déficit d’énergie. Un producteur fournit une quantité d’énergie :

soit, inférieure à l'offre faite à J-1 qui va donc dans le sens d’aggraver la situation. Il

sera pénalisé pour chaque kWh non fourni au prix de : PMP⋅(k+1) ;

soit, supérieure à l'offre faite à J-1, qui va dans le bon sens pour soulager le système.

Il sera rémunéré pour chaque kWh supplémentaire au prix de : PMP.

C’est le gestionnaire du réseau qui va faire la sélection des offres et activer l’ordre de

modification du programme de fonctionnement des producteurs sélectionnés.

Ainsi, dans le cadre de ce mémoire, nous considérons que le système W+S fonctionne

dans un marché électrique en suivant la même règle que d’autres producteurs telle

qu'elle est décrite ci-dessus. Néanmoins, par son caractère intermittent, nous supposons

que le système W+S n’intervient pas à la première étape du mécanisme d’ajustement.

C'est-à-dire, qu’il ne propose pas la réserve primaire et secondaire de fréquence.

Dans le document Optimisation de systèmes de production intermittents non conventionnels couplés au réseau électrique (Page 41-44)