Impact de la gestion du risque de pénalités sur les revenus locaux des

Les stratégies de gestion du risque de pénalités conditionnent la politique d’opération des ressources contrôlables appartenant à la coalition : en effet, la séquence d’états de charge de la centrale de stockage de masse est décidée en fonction de la méthode d’optimisation de la participation au marché, sachant l’incertitude de la production renouvelable.

Lorsque les ressources contrôlables sont optimisées de manière indépendante (c’est notam- ment le cas pour les stratégies où le risque de pénalités n’existe pas ou ce risque n’est pas géré par la coalition), l’optimisation ne considère aucune incertitude à gérer mais seulement les prix du marché pour maximiser la somme des revenus acquis sur la séquence de créneaux temporels du marché.

La prise en compte du risque de pénalités, soit dans la stratégie d’optimisation réactive ou dans les stratégies d’optimisation au jour J et au jour J − 1, permet de définir des politiques alternatives d’opération des ressources contrôlables qui permettent d’augmenter les revenus de la coalition, comme décrit dans la sous-section précédente.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 Heures

Etat de charge du stockage (mW)

Scénario de l’optimisation réactive Scénario de l’optimisation au jour J−1 Scénario sans risque de pénalités Scénario de l’optimisation au jour J

Figure 4.8 – Comparaison des différentes politiques d’utilisation des ressources contrôlables suivant les stratégies simulées sur une journée (28 Février 2008).

La figure 4.8 montre le comportement (la séquence d’états de charge) de la centrale de stockage de l’acteur CSM, dont le stockage est optimisé suivant les différentes stratégies simulées. Le gain acquis grâce à l’optimisation des ressources contrôlables au jour J −1, par rapport à une participation individuelle de chaque acteur de la coalition, est destiné à être distribué entre les acteurs de la coalition.

L’une des hypothèses de nos simulations est la disponibilité d’un mécanisme de distribution des revenus issus de la participation au marché entre les acteurs de la coalition. Au delà d’une convention arbitraire de distribution entre les acteurs de la coalition, on peut imaginer plusieurs mécanismes de distribution des revenus, suivant des choix de distribution différents :

– la distribution équitable : la distribution équitable entre les acteurs de la coalition, de l’excédent de revenus par rapport à une participation indépendante des acteurs au marché de l’électricité est le mécanisme de distribution le plus simple qui puisse être imaginé. Cette méthode a comme avantage d’inciter chacun des acteurs à maximiser l’excédent de revenus de la coalition et donc le surplus de revenus pour tous les autres acteurs de la coalition. L’inconvénient majeur de cette proposition est qu’elle ignore les caractéristiques des acteurs et leur poids relatif dans la coalition ;

– la distribution proportionnelle au poids relatif : une distribution proportionnelle permet de tenir compte du poids de chaque acteur de la coalition dans la définition de sa part du surplus de revenus acquis grâce à la coopération des acteurs de la coalition. On remarque

0 10 20 30 40 50 60 4 2 0 2 4 6 8 10x 10 4 Jours Re v e n u s (€ ) Contexte coopératif

Participation individuelle au marché

0 10 20 30 40 50 60 0 2 4 6 8 10 12x 10 4 Jours Re v e n u s (€ ) Contexte coopératif

Participation individuelle au marché

Figure 4.9 – Comparaison des gains obtenus par les acteurs EnR dans un contexte coopératif par rapport à une participation individuelle au marché de l’électricité, cumulés pour chaque journée sur la période de Février à Mars 2008.

cependant le côté statique de ce mécanisme de distribution, ou l’impact des ressources de chaque acteur dans l’obtention du revenu supplémentaire est réduit à la taille relative de l’acteur au sein de la coalition ;

– la distribution proportionnelle à la réduction relative de pénalités : la prise en compte de la précision de l’information d’incertitude de chaque acteur EnR de la coalition permet de calculer la part de pénalité associée à chaque acteur. L’impact des ressources contrôlables de l’acteur CSM peut alors être rémunéré à hauteur de la réduction du risque de pénalités pour chaque acteur EnR. On peut imaginer que le surplus de revenus pour chaque pro-

ducteur renouvelable est partagé équitablement entre l’acteur EnR auquel est associé le risque initial de pénalités et l’acteur CSM qui, grâce à ses ressources contrôlables, permet la réduction des pénalités associées à l’incertitude de la production renouvelable. Cette dernière proposition de mécanisme de distribution donne la possibilité de distribuer le processus de décision sur les ressources contrôlables entre les acteurs de la coalition : ils peuvent alors prendre des décisions de manière rationnelle (à partir de l’intérêt que leur apporte le fait de coopérer avec les autres acteurs au sein de la coalition). Le processus de négociation nécessaire à la prise de décision peut alors être bilatéral (entre un acteur EnR et un acteur CSM par exemple) ou multilatéral (entre plusieurs acteurs de la coalition). Lorsque l’on suppose un mécanisme de distribution élémentaire de l’excédent de revenus acquis dans un contexte coopératif en utilisant la stratégie d’optimisation au jour J − 1, où la part de chaque acteur est proportionnelle à sa capacité nominale et le gain total correspond à la somme des capacités nominales des acteurs de la coalition, on peut évaluer l’impact de ce surplus de revenus sur chaque acteur de la coalition, par rapport à une participation individuelle au marché de l’électricité.

Ces gains individuels sont illustrés par les figures 4.9 et 4.10, respectivement pour les deux acteurs EnR et l’acteur CSM de la coalition.

On constate que le revenu effectif de chaque acteur EnR est constitué principalement du revenu effectif obtenu de la contractualisation de sa prévision de production et la vente de sa production effective sur le marché de l’électricité. C’est pour chacun des deux acteurs la partie rouge du revenu journalier cumulé ; c’est aussi le revenu obtenu par l’acteur EnR s’il participait de manière indépendante au marché. La différence entre les points bleus et rouges représente la part du surplus de revenus obtenu lorsque les acteurs EnR et CSM coopèrent pour réduire le coût des pénalités infligées par le marché. La figure 4.9 illustre le gain pour chaque acteur EnR de la gestion optimisée du risque de pénalités, dans un contexte coopératif.

De la même façon, l’acteur CSM profite de ce contexte coopératif pour valoriser ses res- sources en réduisant le risque de pénalités associé à l’incertitude de la production renouvelable. Le compromis optimal entre ce levier de valorisation des ressources contrôlables et le marché de l’électricité se traduit par une augmentation de revenus illustrée par la part bleue du re- venu cumulé effectif de l’acteur CSM. La partie rouge correspond en effet à une participation individuelle et indépendante de l’acteur CSM au marché de l’électricité.

4.4.3 Impact de l’horizon temporel sur les résultats de l’optimisation au jour