Interactions entre agents

Planifier l’opération des ressources de la coalition Winpower passe par une séquence d’in- teractions entre les agents décrits dans l’architecture présentée ci-dessus. Elle est nécessaire, notamment à cause de l’incertitude qui existe sur les prévisions des GCP et même parfois des GCS4_{, et des dynamiques d’opération des ressources et du prix de l’électricité.}

Pour une participation au marché Day-Ahead, la planification des ressources passe par les trois étapes suivantes : l’agrégation des ressources, la négociation et la contractualisation avec

le marché de l’électricité des ressources agrégées et la désagrégation des contrats conclus avec le marché.

3.2.3.1 Agrégation des ressources

La première étape d’agrégation est décrite dans la figure 3.3.

Elle désigne les interactions entre les agents GCP et GCS et l’agent GAP, dans le but de construire les offres à soumettre au marché de l’électricité et suit la séquence d’actions suivante : 3. Un responsable d’équilibre est un acteur qui s’est contractuellement engagé auprès du gestionnaire de réseau de transport d’électricité, RTE, à financer le coût des écarts constatés a posteriori entre électricité injectée et électricité consommée au sein d’un périmètre d’équilibre contractuel [35].

4. L’état de charge d’une centrale de stockage n’est pas toujours facile à déterminer. Par exemple, lorsqu’il est calculé à partir de l’état de charge initial de la ressource, des opérations de charge et de décharge effectuées au cours de sa vie et d’une estimation des pertes dues à l’auto-décharge du stockage, il peut être incertain [56]. Toutefois, cette incertitude est relativement faible comparée à celle de la production renouvelable.

Figure 3.3 – Protocole d’agrégation au jour J − 1.

1. pour initier le processus de planification, les GCP et GCS envoient les prévisions de leur état futur, pour chaque créneau temporel correspondant à un sous-marché auquel participe la coalition.

Pour les GCP, ce sont une prévision de production, sous la forme d’une valeur nominale de la production future et une distribution de probabilités de l’erreur de prévision5_. Pour les GCS, ce sont les capacités de stockage et de déstockage des ressources contrô- lables : elles sont fonction des contraintes opérationnelles des ressources (capacités maxi- male et minimale, vitesses de charge et décharge) et de la croyance sur l’état de charge du stockage. Cette croyance s’exprime comme un ensemble de valeurs possibles et la pro- babilité que l’état de charge soit égal à cette valeur ;

2. l’agrégateur calcule à partir de ces informations et des prix du marché (en plus des contraintes marchés éventuellement transmises par le NAP) un planning de production pour les ressources contrôlables. Nous détaillons le calcul optimal des plannings dans la section 3.3 ;

3. le planning obtenu est soumis au GRH afin qu’il en vérifie la faisabilité ;

4. lorsque le planning optimal calculé est compatible avec les contraintes physiques du réseau HVDC de Winpower, le GRH envoie une validation du planning de l’agrégateur et optimise les flux d’électricité sur le réseau pour en minimiser les pertes6_{. Dans le cas contraire, le} GRH envoie à l’agrégateur les contraintes qui doivent être prises en compte dans la mise à jour du planning agrégé ;

5. après la réponse du GRH, la dernière étape du processus de planification implique en cas de non validation un nouveau calcul du planning optimal en tenant compte des contraintes du réseau. A priori, il n’est pas besoin de redemander l’aval du GRH pour ce planning révisé.

5. On suppose dans notre travail que les distributions de probabilité d’erreurs de prévision fournies par les GCP sont indépendantes entre elles.

6. Le GRH calcule les capacités de transport et les pertes au niveau du réseau Winpower. Ce calcul doit être forcément global, car les pertes et les contraintes de transport sont associées à l’utilisation conjointe du réseau par tous les acteurs. C’est le contrôle secondaire qui permet d’estimer les capacités de transport pour chaque partie du réseau et les pertes associées aux flux d’électricité et éventuellement de minimiser ces dernières.

3.2.3.2 Négociation et contrats marché

Le planning optimal calculé ci-dessus est envoyé au NAP pour sa négociation avec le mar- ché (voir figure 3.4). La forme de l’offre est définie dans les règles du marché étudié : dans notre cas, nous considérons une interaction avec le marché EPEX SPOT, dont les règles de participation sont décrites à la section 1.7. Le NAP est le négociateur des quantités agrégées du réseau Winpower. Les engagements contractés avec le marché définissent le planning de fourniture/consommation définitif de Winpower et la rémunération associée, qui doivent être distribués aux acteurs de Winpower par le GAP.

Figure 3.4 – Protocole de négociation de la production avec le marché au jour J − 1.

3.2.3.3 Désagrégation des plannings agrégés

Figure 3.5 – Protocole de désagrégation au jour J − 1.

Lors de la désagrégation du contrat de production (figure 3.5), deux éventualités sont à considérer :

– la production est vendue totalement, auquel cas les plannings individuels calculés a priori sont confirmés et transmis aux acteurs du réseau Winpower ;

– seulement une partie de la production est vendue : dans ce cas, de nouvelles consignes sont calculées pour les GCS notamment pour répondre aux contrats et stocker le surplus de production renouvelable.

La redistribution des revenus du marché doit tenir compte de la participation de chaque acteur au contrat global et à sa réalisation effective.

3.2.3.4 Re-planification

Les agents opérateurs supervisent l’opération effective des ressources de la coalition et la comparent aux plannings déterminés a priori. Le processus de planification peut être réactivé pendant l’opération des ressources, si des événements contrarient la réalisation effective des plan- nings prédéfinis. Nous nommons cette ultime étape du processus de décision la re-planification.

Une re-planification est nécessaire lorsque :

– la production effective d’un acteur est différente de la production prévue ou des mises à jour des prévisions de production (plus précises et moins incertaines) soulignent des écarts entre la production future et la prévision de production utilisée pendant la planification initiale : dans ce cas l’agrégateur est sollicité pour agréger les écarts. Lorsque l’écart résultant n’est pas négligeable, un processus de planification est déclenché ;

– des demandes d’effacement (diminution de la production) ou d’augmentation de la produc- tion7 _{parviennent à la coalition en provenance du gestionnaire de transmission du réseau} à courant alternatif principal. Dans ce cas, les nouvelles contraintes définies par le système électrique principal sont utilisées pour planifier l’utilisation optimale des ressources de la coalition ;

– des incidents techniques (comme une chute de tension sur une ligne du réseau ou un arrêt imprévu d’une source de production, etc.) empêchent l’opération prévue des acteurs de la coalition Winpower. Dans ce cas, soit l’alerte est urgente et le GRH déclenche des procédures prioritaires pour sauvegarder la stabilité du réseau HVDC, soit le GAP lance une nouvelle procédure de planification.

Le protocole des interactions effectuées par ce processus est décrit dans la figure 3.6.

Figure 3.6 – Protocole de re-planification au jour J .

Il est initié par une alerte qu’un agent opérateur (OCP,OCS, SPV-2) déclenche, à desti- nation de l’agrégateur (GAP) ou une demande spécifique d’effacement ou d’augmentation de production en provenance du TSO. L’alerte spécifie la nature de l’incident déclaré, le créneau

temporel affecté et les nouvelles modalités (contraintes notamment) d’opération. L’agrégateur calcule alors un nouveau planning agrégé, planifie éventuellement une nouvelle participation de la coalition à un marché de l’électricité (le marché infrajournalier par exemple) puis désagrège le planning obtenu en nouvelles consignes d’opération pour les agents GCP et GCS.