Gestion des incertitudes liées à la production d'énergie renouvelable dans le cadre des marchés de l'électricité

The operation of Renewable Energy Sources (RES) units, such as wind or solar plants, is intrinsically dependent on the variability of the wind or solar resource. This makes large scale integration of RES into power systems particularly challenging. The research work in the frame of this thesis focuses on the participation of renewable power producers in liberalized electricity markets, and more precisely on the management of the regulation costs incurred by the producer for any imbalance between the contracted and delivered energy. In such context, the main objective of the thesis is to model and evaluate different methods for the management of imbalance penalties related to the participation of renewable power producers in short-term electricity markets. First, the thesis gives a classification of the existing solutions for the management of these imbalance penalties. A distinction is made between physical solutions which are related to the generation portfolio, and financial solutions which are based on market products. The physical solutions are considered in the frame of a Virtual Power Plant. A generic model of the imbalance penalty resulting from the use of physical or financial solutions is formulated, based on a market rule model. Then, the decision-making problem relative to both physical and financial solutions is formulated as an optimization problem under uncertainty. The approach is based on a loss function derived from the generic imbalance penalty model. Finally, the uncertainty related to the RES production is considered in the risk-based decision making process. The methods are illustrated using case studies based on real world data.L'intégration de production d'électricité renouvelable dans les réseaux d'électricité est rendue difficile à cause du caractère variable et aléatoire de cette production. Le travail de cette thèse se penche sur la participation des producteurs d'énergie renouvelable aux marchés d'électricité, et plus précisément sur les coûts de régulation imputés à ces producteurs pour tout écart entre la production délivrée et la production contractée sur ces marchés. Dans ce contexte, l'objectif de cette thèse est de modéliser et d'évaluer les différentes méthodes de gestion de ces pénalisations d'écarts liées à la participation de producteurs d'énergie renouvelable dans les marchés court-terme d'électricité. Ce travail propose d'abord une classification des méthodes existantes pour la diminution de ces pénalités. Les solutions dites physiques, liées au portefeuille de production, sont distinguées par rapport aux solutions dites financières, qui sont basées sur des produits de marché tels que les options. Les solutions physiques sont abordées dans le cadre des centrales virtuelles. Un modèle générique de la pénalisation des écarts d'énergie est proposé. Le problème de prise de décision relatif à ces diverses solutions est ensuite formulé en tant que problème d'optimisation sous incertitude. Cette approche est basée sur une fonction de coût qui est exprimée à partir du modèle générique de pénalités. Enfin, l'incertitude liée à la production renouvelable est considérée à travers une méthode basée sur le risque, qui est mesuré à partir d'outils financiers. Les différentes méthodes sont illustrées avec des cas d'étude basés sur des données réelles