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République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique Par :
Mr KRAIMIA Mohamed Nassim
Ingénieur en Electrotechnique Option : Réseaux Electriques THEME Optimisation du coût de production des réseaux interconnectés2010/2011
Université de Batna
Faculté des Sciences de l'Ingénieur
Département d'Electrotechnique
Thèse
Présentée à la faculté des sciences de l'ingénieurDépartement d'Electrotechnique
Pour L'Obtention du Diplôme de
Magister en Electrotechnique
Option : Réseaux Electriques
K .CHIKHI
A .BENSALEM
C .FETHA
A .ABOUBOU
B .SEFOUHI
Remerciement
Mes remerciements vont tout premièrement à DIEU tout puissantNous remercions notre prometteur Mr.Bensalem.
A qui nous a dirigés durant la réalisation de ce modeste travail, nous Mes remerciements vont aussi au président de jury et les membres de jury qui nous avons honorés pour leur présence.Sommaire
Introduction génerale .................................................................................................. 1
1-Introduction ............................................................................................................. 3
2.1-Modèle POOL ........................................................................................................................ 4
2.2-Modèle bilatérale .................................................................................................................. 4
3-Interconnexion des réseaux de transport avec les voisins ............................................. 5
4.1-Pertes des lignes dans le réseau de transport (HT et THT) ................................................... 7
4.1-1- la compensation des Pertes ................................................................................................ 7
4.2.Le phénoméene de congestion dans les réseau de transport ...................................................... 7
4.2.1- Limites de transit imposées aux ouvrage du réseau de transport ....................................... 7
4.2.2- Principales méthodes de traitement des congestions ..................................................... 8
4.2.2.1 .Les coupures de transactions ...................................................................................... 9
4.2.2.3- Traitement des congestions par ajustements de production ...................................... 10
4.3- Variation de la consommation ........................................................................................... 11
4.3.1- Fluctuations de la consommation ................................................................................. 11
4.3.2- Prévision de la consommation .................................................................................... 11
5-Conclusion ............................................................................................................ 14
thermique1- Introduction .......................................................................................................... 15
2.2.1- Contraintes du système ................................................................................................ 16
2.2.1.1- Demande à satisfaire ................................................................................................. 16
2.2.1.2- Réserve à garantir ..................................................................................................... 16
2.2.2- Contraintes des unités .................................................................................................. 17
2.2.2.1- Puissace bornéer ........................................................................................................ 17
2.2.2.4- Elevation maximale de la puissance ......................................................................... 18
2.2.2.5- Chute maximale de la puissance ............................................................................... 18
2.2.2.6- Autres contraintes .................................................................................................... 18
3.1-Liste de priorités .................................................................................................................. 18
3.2-Programmation dynamique .................................................................................................. 19
3.2.1- Méthodologie ............................................................................................................... 20
3.2.2- Types de programmation dynamique ........................................................................... 21
3.2.2.1- Programmation dynamique en arriére ....................................................................... 21
3.2.2.2- Programmation dynamique en avant......................................................................... 22
3.3-Relaxion lagrangienne.......................................................................................................... 25
3.1-Principe ................................................................................................................................ 25
4.1-Métaheuristiques .................................................................................................................. 27
4.2-Recuit simulé (RS) ............................................................................................................... 28
4.3-Méthode de recherche tabou (RT) ....................................................................................... 30
5-Conclusion ............................................................................................................ 31
1-Introduction ........................................................................ ...................................32
2-But de l'échange économique .............................................................................. 32
3-Modélisation du probléme de l'échange ............................................................... 33
4-Formulation de l'échange d'électricité ................................................................. 33
4.1- Prix moyen de vente ............................................................................................................ 33
4.1.1- La politique du prix à "épargne divisé ........................................................................... 34
4.2- Revenu du système vendeur .............................................................................................. 34
4.3- Economie du système acheteur .......................................................................................... 35
5- Généralisation de l'échange ............................................................................... 35
6- Calcul de bénéfice optimal ................................................................................... 36
8.3- Contraintes à respecter ....................................................................................................... 38
8.4- Calcul des prix nodaux ....................................................................................................... 40
8.5- Coût de congestion ............................................................................................................. 40
9- Conclusion ........................................................................................................... 40
Chapitre 3 : Testes et résultats numériques
1-Introduction ........................................................................ ...................................42
............................................................................................... ...................................42
1- Présentation du système ................................................... ...................................42
1.1- les caractéristiques du système A........................................................................................ 43
1.2- les caractéristiques du système B ........................................................................................ 43
1.3- Courbe de charge ............................................................................................................... 44
2- Les étapes de résolution ................................................... ...................................44
3- Les résultats numériques ................................................. ...................................46
5- Interprutation des résultats ............................................. ...................................53
B-Etude de l'échange avec congestion ............................... ...................................55
1-3UpVHQWDWLRQGXUpVHDXQ°XGV-Données du marché .... ...................................55
2-Cas non contraint .............................................................. ...................................56
C- Conclusion ...................................................................... ...................................60
Conclusion génerale ................................................................................................ 61
Annexes .................................................................................................................... 62
Bibliographie ............................................................................................................ 68
Liste des Figures
Figure 1.1 Principe de fonctionement du marché pool .............................................................................. 4
Figure1.2 les projets d'interconnections de la boucle méditerranéenne ..................................................... 6
Figure1.3 limites thermiques, de tension et de stabilité de synchronisme des lignes de transport en fonction
du niveau de tension et de leur longueur ................................................................................................... 8
Figure1.4 coupures de transactions non fermes suivant leur impact sur le transit d'une ligne Congestionnée
................................................................................................................................................................ 9
Figure 1.5 procédure générale du modèle du buy back en J-1 ................................................................. 10
Figure 1-6 Exemple des fluctuations de la consommation minute par minute ......................................... 12
Figure 1-7 Différence entre la consommation prévue et la consommation réelle .................................... 12
Figure 2.1 Méthode de la liste de priorité ............................................................................................... 19
Figure 2.2 Algorithme de la Programmation Dynamique en arrière....................................................... 22
Figure 2.3 Algorithme de la Programmation Dynamique en avant ........................................................ 23
Figure 2.4 Restriction des chemins de recherche avec Ns=3 et X=5 ....................................................... 24
Figure 2.5 Procédure de la relaxation Lagrangienne .............................................................................. 26
Figure 2.6 Comparaison des techniques du recuit et de la trempe ........................................................... 28
Figure 2.7 Minima locaux et minimum global... ................................................................................... 29
Figure 3.1 : configuration des réseaux A et B. ........................................................................................ 33
Figure 3.2 Algorithme de calcul de bénéfice optimal ............................................................................ 37
Figure 4.2 Courbe de charge du système A. ............................................................................................ 45
Figure 4.3 Courbe de charge du système B ............................................................................................ 45
Figure 4.4 Le coût incrémentale du système A (Vendeur) ...................................................................... 50
Figure 4.5 Le coût incrémentale du système B (Acheteur) ...................................................................... 51
Figure 4.6 Bénéfice en fonction de la puissanec échangée ...................................................................... 52
Figure 4.7 Blocs de puissance optimale en fonction de la période. ......................................................... 53
Figure 4.8 Topologie du réseau .............................................................................................................. 55
Figure 4.9 Plan de production et prix de clôture de marché ..................................................................... 56
Fig. 4.10 flux financiers centralisés par l'opérateur du système avec l'usage de l'OPF et des prix
nodaux. .................................................................................................................................................. 58
Figure 4.11 Evolution de LAMDA 1 ...................................................................................................... 59
Figure 4.12 Evolution de LAMDA 2 ...................................................................................................... 59
Figure 4.13 Evolution de LAMDA 3 ..................................................................................................... 59
Liste des Tableaux
Tableau 4-1 les caractéristiques du système A ........................................................................................ 43
Tableau 4-2 les caractéristiques du système B ........................................................................................ 43
Tableau 4-3 consommation Min et Max des systèmes A et B ................................................................. 44
Tableau 4-4 Engagement des unités du système A. ................................................................................ 46
Tableau 4-5 Engagement des unités du système B. ................................................................................ 47
Tableau 4-6 Bénéfice du système A en fonction de la puissance demandé. ............................................. 48
Tableau 4-7 le coût incrémentale du système A et B.. ............................................................................. 49
Tableau.4-8 Données des lignes ............................................................................................................. 55
Tableau 4-9 caractéristiques des centrales électriques. ........................................................................... 55
Tableau 4-10 : offres des producteurs et demandes des consommateurs sur marché sopt ......................... 56
Tableau.4-11 cas non contraint .............................................................................................................. 57
Tableau.4-12 cas avec contrainte ........................................................................................................... 58
Introduction générale
1Introduction générale
Des fortes augmentations dans le prix de l'énergie électrique ont été enregistrées durant ces
dernières décennies dans les marchés d'électricité, ceci est due à un ensemble de facteurs,
parmi lesquels la montée des prix des combustibles fossiles, la forte croissance de la consommation. Ceci a entrainé d'une part à des nouveaux investissements pour la construction des nouvelles infrastructures de production, de transport et de distribution de l'électricité et d'autre part à l'apparition du problème de congestion.Dans le but de réduire le prix de l'énergie électrique, plusieurs pays se sont orientés vers
l'échange de l'électricité via des marchés organisés ou via des échanges bilatéraux. En effet,
au plan international, l'interconnexion des réseaux électriques donne accès au même type
d'économies grâce à une exploitation des déséquilibres régionaux entre l'offre et la demande.
La complémentarité des parcs de production permet en outre d'échanger de l'électricité
produite en base contre de l'électricité de pointe ce qui permet en plus l'optimisation du coût
de l'énergie électrique.La coordination de l'activité de production et de transport à l'échelle des réseaux
internationaux est une source d'optimisation des investissements en production et en transport.C'est ainsi qu'un pays doté d'une ligne d'interconnexion avec un autre pays peut faire
l'économie d'une nouvelle unité de production et permettre au pays exportateur d'exploiter ses surcapacités.Objectif
L'objectif du présent travail se situe dans un cadre économique. Notre objectif est d'étudier
les échanges bilatéraux où les contrats bilatéraux doivent être établis de façon économique
entre le fournisseur (exportateur) et le consommateur (importateur) quels que soient les délais (court terme, long terme) quand il s'agit de l'équilibre entre la production et la consommation. Ceci doit se faire en respectant un certain nombre de contraintes techniques pour assurer lasécurité du réseau électrique. L'échange est basé sur la politique de l'épargné divisé. Pour des
raisons économiques, la vente d'énergie se fait en bloc entre les compagnies des réseaux
distincts. Cette énergie est utilisée dans le but d'assister la compagnie en déficit. Il est plus
intéressant d'accomplir cet échange de manière économique, c'est-à-dire, de programmer la
vente du bloc d'énergie de sorte que le coût de production de l'exportateur lors de l'échange
soit inférieur au prix de vente.Introduction générale
2Dans le présent mémoire on a développé des programmes qui permettent de faire les échange
bilatéraux d'une manière économique et en fonction de l'engagement des unités de production
des centrales du réseau électrique.Structure du mémoire
La première partie de ce travail présente : les différents types de marché d'électricité et aussi
la nouvelle organisation du système électrique dans un environnement dérégulé, les
fluctuations de la consommation de l'électricité, les congestions engendrées dans le réseau de
transport a cause des échanges transfrontaliers, la gestion des centrales électriques dans le but
d'assurer l'équilibre du système et faire face aux éventuels aléas du réseau, tous ces
phénomènes qui peuvent influer sur le coût de production sont relatées dans chapitre 1.
L'accent sera porté dans le deuxième chapitre sur les différentes méthodes d'optimisation qui
permettent de déterminer les puissances générées et par conséquent le coût de production.
Dans le troisième chapitre on présente la modélisation mathématique de problème de
l'échange économique, et Pour vérifier les performances des algorithmes développés, on a
présenté au quatrième chapitre les résultats des tests réalisés sur des systèmes standards suivis
par des interprétations des résultats. Au dernier chapitre, nous exposons les conclusions finales de la thèse et les perspectives envisagées pour poursuivre ce travail.Chapitre 1 Echange de l'énergie électrique
3ECHANGE DE L'ENERGIE ELECTRIQUE
1. Introduction
Traditionnellement, le secteur de l'électricité est détenu par un seul opérateur historique, qui
gère à la fois la production de l'énergie, son transport et sa distribution vers ses clients. C'était
une situation dite de " monopole », où les clients, hormis quelques gros consommateurs
industriels ou ceux raccordés à de rares distributeurs indépendants, n'ont pas le choix de leur
fournisseur. La dérégulation du marché de l'électricité va progressivement mettre fin à
l'ancienne structure verticalement intégrée. Elle a impliqué une séparation entre la production,
le transport et la distribution de l'énergie électrique. Les systèmes de transport conservent un
statut de monopole, tandis que les différents producteurs indépendants se lancent dans une compétition financière.La libéralisation du secteur d'électricité a permet de construire des nouvelles interconnections
ou de développement des interconnections existantes , afin de faire des échanges d'électricité
entre les pays COMELEC (Comité Maghrébin de l'Electricité regroupant la Tunisie, l'Algérie
et le Maroc ou TAM)) de pourtour méditerranéenne et par conséquence l'émergence de
marché euro-méditerranéenne, dans ce chapitre nous allons voir la structure de deux type demarché utilisé par les pays européennes sont le modèle pool, et le modèle bilatéral, et on
verra comment se détermine le prix de marché dans les deux cas de figure.Le but de l'ouverture de marché d'électricité, s'est de maximiser le bénéfice chez les deux
parties le consommateur et le vendeur (producteur), dans ce chapitre nous allons présentes lesdifférentes contraintes reconnues dans un environnement dérégulé qui peut influer sur le prix
de marché on cite : les pertes des lignes, et qui devrait être compensées en temps réel. La
variation de la consommation qui peut se traduire par des écarts entre la production et la consommation. Ces transferts de puissance se fait pat les lois de Kirchhoff et qui engendrentalors l'apparition de contraintes de plus en plus fréquentes sur les réseaux de transport,
appelées aussi congestions, d'où le coût de congestion à la charge de producteur concerné.
2. Marché d'électricité
La libéralisation du secteur a entraîné l'émergence de nouvelles structures de marché de
l'électricité, dont les deux plus répandues sont le modèle pool, qui a la forme d'une bourse
centralisée, et le modèle bilatéral, où un producteur et un consommateur concluent un contrat
pour une certaine fourniture en énergie à un prix négocié librement entre eux.Chapitre 1 Echange de l'énergie électrique
42.1. Modèle pool
Dans le modèle pool, le négoce d'énergie est gérée de façon centralisée par un opérateur de
bourse qui collecte les offres des producteurs et les demandes des consommateurs jusqu'à obtenir l'équilibre production-consommation. Les producteurs spécifient pour chaque tranchede puissance proposée un prix de vente laissé à leur choix. Les consommateurs quant à eux
précisent des commandes fermes d'achat, et éventuellement un prix au-delà duquel ils
préfèrent retirer leur demande de la bourse. Il peut cependant exister des modèles de bourse
dans lesquels les consommateurs peuvent varier leur demande en fonction du prix auquel ils auront à payer leur fourniture ; on parle dans ces cas-là d'élasticité de la demande.L'opérateur de la bourse classe alors les offres des producteurs de la moins chère vers la plus
chère, et les demandes des consommateurs du plus offrant vers le moins offrant. Ce processus d'agrégation peut être mis sous forme de courbes d'offres de production et de demande telle que le montre la Figure 1.1. L'intersection des deux courbes nous donne le point d'équilibreproduction-consommation (donc le volume total d'énergie contracté à la bourse pour la
tranche horaire donnée), ainsi que le prix auquel a été fixée l'énergie contractée.
Figure1.1: principe de fonctionnement d'un marché pool.2.2. Modèle bilatéral
Dans le modèle bilatéral, le consommateur contracte directement avec un fournisseur de son choix pour assurer sa fourniture en énergie. Ils se mettent aussi d'accord sur le prix de vente de l'énergie contractée. On parle alors ici de transaction bilatérale.Le modèle bilatéral peut être étendu à plus de un producteur ou consommateur ; On peut alors
parler dans ces cas-là de transaction multilatérale. Des acteurs de marché spécifiques appelés
traders peuvent mettre en relation plusieurs fournisseurs et plusieurs consommateurs.Chapitre 1 Echange de l'énergie électrique
52.3. Avantage de marché d'électricité
Parmi les avantages potentiels d'un marché libéralisé, on peut citer ce qui suite: xL'utilisation des centrales les moins coûteuses (surtout les centrales à gaz). xDes échanges plus faciles avec les pays voisins. xDes marges de puissance plus faibles pour les centrales (grâce aux interconnexions et au décalage des heures de pointe). xUne implantation optimale des centrales. xDes choix des combustibles les plus économiques. xUne plus grande efficience dans les investissements et l'exploitation des centrales.3. Interconnexion des réseaux de transport avec les voisins
On appelle interconnexion électrique une liaison entre deux réseaux électriques qu'ils soient
nationaux, régionaux ou internationaux généralement synchrones (fonctionnant à une
fréquence de 50 ou 60 hertz). Une liaison entre deux réseaux asynchrones nécessite une
interconnexion à courant continu, plus complexe et plus onéreuse à mettre en oeuvre.Le réseau constitue la colonne vertébrale du système électrique et, souvent, lorsque des
défauts d'alimentation électrique se produisent, ils sont le fait d'incidents de réseau plutôt que
d'une capacité de production insuffisante. Le citoyen, même s'il dispose d'une source deproduction locale ou décentralisée, ne se sent donc en sécurité que lorsqu'il est raccordé à un
réseau général. C'est pourquoi, dans le monde entier, les réseaux électriques ont eu tendance à
se développer constamment, à s'étendre et à se rejoindre pour former des ensembles de plus
en plus vastes, reliés entre eux, ou plutôt interconnectés.Depuis près de deux décennies, les compagnies électriques du Bassin méditerranéen mettent
en oeuvre un gigantesque projet. Celui-ci consiste à relier tous les réseaux électriques de
l'ensemble des pays autour de la Méditerranée, depuis le Maroc jusqu'à l'Espagne, en
traversant sur des milliers de kilomètres le Maghreb, le Mashreq et la Turquie au Sud et àl'Est, la Grèce, l'Italie et la France au Nord. L'objectif de cette construction inédite est la mise
en place de marchés euro-méditerranéens de l'électricité et du gaz.3.1. Le rôle de l'interconnexion
Les réseaux de transport d'électricité interconnectés, permettent de faire passer l'énergie d'un
pays à un autre, il est ainsi possible de compenser la défaillance brutale d'un équipement de
production ou de transport d'électricité en faisant appel aux producteurs et transporteurs desChapitre 1 Echange de l'énergie électrique
6pays voisins. Ces interconnexions sont donc prioritairement utilisées pour assurer la sûreté de
fonctionnement des réseaux de transport d'électricité.Ces interconnexions permettent également à un fournisseur d'électricité de vendre son énergie
directement à un client situé dans un autre pays. La mise en parallèle de systèmes de production-transport-consommation permet de réaliserdes économies en tirant parti, par des importations exportations, des différences de prix à la
production dans les diverses zones ou des décalages horaires entre les pointes de consommation des pays. Au Maghreb, par exemple, les compagnies profitent du décalageentre les courbes de charge, le dimanche étant ouvrable en Algérie, donc à forte charge, alors
que l'activité est ralentie en Tunisie et au Maroc. L'interconnexion apporte donc à la fois unavantage technique sur la sécurité d'alimentation et économique sur les coûts de production.
Figure 1.2 : les projets d'interconnections de la boucle méditerranéenne.4. Les contraintes de l'interconnexion
L'ouverture de marché d'électricité, a entrainé l'appariation des contraintes qui influent sur le
bon fonctionnement du réseau électrique par conséquent sur la sécurité d'approvisionnement
de l'énergie électrique parmi lesquelles on cite :Chapitre 1 Echange de l'énergie électrique
74.1. Pertes des lignes dans le réseau de transport (HT et THT)
L'énergie électrique reflète la puissance fournie par le courant soumis à un niveau de tension
pendant une certaine période de temps. Or, le passage de courant dans un conducteur provoque un dégagement de chaleur en raison des frottements des électrons qui circulent dans le conducteur. C'est l'effet Joule. Une partie de la puissance électrique se transforme donc par effet Joule en puissance thermique.4.1.1. La compensation des pertes
Le gestionnaire du Réseau de Transport d'Electricité, doit veiller à la compensation des pertes
électriques résultant du transit sur son réseau, en achetant l'énergie de compensation des
pertes auprès de fournisseurs Européens. La compensation des pertes est un sujet à fort enjeu,
tant d'un point de vue technique que d'un point de vue économique. Techniquement, ladifficulté vient de la nécessité de prévoir les pertes pour les acheter, donc aussi de les mesurer
de façon assez précise pour pouvoir ultérieurement les prévoir. La qualité des mesures est
donc fondamentale et il n'est pas facile de la garantir sur un grand nombre d'appareils
dispersés sur l'ensemble du réseau. D'un point de vue économique, l'enjeu est là aussi très
important principalement parce que : xLe volume à acheter étant important.xTout écart entre l'énergie achetée et les pertes effectives aura un impact sur le
mécanisme d'ajustement et devra faire l'objet d'un règlement financier dont le coût pourle gestionnaire du réseau de transport est lié aux prix de marché court terme de l'énergie.
4.2. Le phénomène de congestion dans les réseaux de transport
Le transfert de puissance dans les réseaux interconnectés engendre alors l'apparition de
contraintes de plus en plus fréquentes sur les réseaux de transport, appelées aussi congestions.
Une situation de congestion est définie lorsque le système de transport n'est plus capable deconduire les transactions de marché de l'énergie sans que la limite de transit ne soit violée sur
un ou plusieurs ouvrages du réseau.4.2.1. Limites de transit imposées aux ouvrages du réseau de transport
Dans les réseaux de transport, des limites en termes de puissance maximale pouvant transité sur une ligne peuvent être imposées en fonction : xDes limites thermiques: pour des lignes courtes, ces sont surtout des limites thermiques qui sont rencontrées en premier. Le courant circulant dans les conducteursChapitre 1 Echange de l'énergie électrique
8 provoque un échauffement (par effet Joule), qui, en cas de forte surcharge, peut détériorer les conducteurs. xDes limites de tenue en tension : les limites en tenue de tension sont plus contraignantes pour les lignes moyennes que les limites thermiques. Plus la puissance active circulant dans ces lignes est importante, plus on observe un phénomène de chute de tension du à l'impédance de la ligne. Dans les cas les plus critiques, cela peut provoquer un écroulement de tension en bout de ligne qui une fois entamé nécessite des délestages au niveau de la charge. Ces écroulements peuvent aussi mener à la perte de l'ensemble du réseau (blackout). xDes limites de stabilité de synchronisme : ces contraintes apparaissent pour leslignes longues. Des perturbations sur le réseau (perte d'un générateur, défaut...)
peuvent occasionner des oscillations entre deux centres de production relié par une ligne longue. Si ces oscillations ne sont pas amorties, elles peuvent mener jusqu'au déclenchement de la ligne. La Figure I.4 nous donne les limites de transit habituelles imposées aux lignes en fonction du niveau de tension et de leur longueur :Figure 1.3 : limites thermiques, de tension et de stabilité de synchronisme des lignes de transport en
fonction du niveau de tension et de leur longueur.4.2.2. Principales méthodes de traitement des congestions
Depuis le début de la dérégulation, plusieurs solutions ont été proposées et appliquées pour
gérer les contraintes de transit dans les réseaux de transport. Certaines de ces solutions sont
plutôt à caractère général et peuvent théoriquement être appliqués sur la plupart des marchés
Chapitre 1 Echange de l'énergie électrique
9libéralisés (coupures de transactions, outils d'optimisation de la production), d'autres peuvent
être plus spécifiques à un modèle de marché, voire à une certaine configuration de réseau.
Nous allons présenter les méthodes de traitement des congestions les plus connues.4.2.2 .1. Les coupures de transactions
C'est une procédure mise en place pour traiter les congestions par coupure de transactions.Cette procédure utilise un outil d'analyse basé sur le modèle DC (voir Annexe 1) appelé
Interchange Distribution Calculator (IDC). L'IDC intègre toutes les données des grands
réseaux américains et des transactions commerciales programmées et calcule l'impact de
chaque transaction sur les transits à l'aide des facteurs de distribution.Interchange Distribution Calculator (IDC). L'IDC intègre toutes les données des grands
réseaux américains et des transactions commerciales programmées et calcule l'impact de
chaque transaction sur les transits à l'aide des facteurs de distribution. Figure 1.4 : coupures de transactions non fermes suivant leur impact sur le transit d'une ligneCongestionnée.
4.2.2.2. Optimisation de la production : l'OPF (Optimal Power Flow)
L'usage de l'OPF dans un contexte dérégulé s'accompagne d'une tarification dite marginale ou nodale. Il s'agit de fixer en chaque noeud du réseau un prix auquel sera vendu où achetél'énergie. Les paiements sont en outre centralisés par l'opérateur du système. Ces prix nodaux
sont tirés des multiplicateurs de Lagrange du problème d'optimisation. En effet, tout
problème d'optimisation revient en réalité à minimiser une fonction objective à laquelle on
associe les contraintes à respecter. La fonction résultante se nomme le Lagrangien.Chapitre 1 Echange de l'énergie électrique
104.2.2.3. Traitement des congestions par ajustements de production :
Le rachat (buy back) consiste pour l'opérateur du système à racheter des ajustements en vuede résoudre les congestions. Ces ajustements consistent à retoucher les programmes de
production/consommation après clôture du marché de l'énergie. Le modèle du rachat repose sur trois fondements : des opérateurs du marché. modèle californien, les acteurs du marché établissent d'abord leurs préférences sansquotesdbs_dbs27.pdfusesText_33