Glossaire

Prévision éolienne day-ahead

Une prévision de la production d'un parc éolien pour le jour de livraison suivant, établie avant que l'électricité de ce jour ne soit échangée. Dans la plupart des pays d'Europe, l'enchère day-ahead clôture à 12:00 CET : une prévision ne compte donc comme day-ahead que si elle existe avant cette échéance. Tout ce qui est publié plus tard peut être plus précis, mais ce n'est plus une prévision sur laquelle quiconque aurait pu négocier.

Facteur de charge

La production divisée par la puissance installée, exprimée comme une part comprise entre 0 et 1. Un parc de 10 GW qui produit 3 GW fonctionne avec un facteur de charge de 0,30. Le facteur de charge est l'unité naturelle d'un historique de prévision qui doit rester comparable sur plusieurs années, car les parcs grandissent. Un historique tenu en mégawatts semblerait s'améliorer à chaque nouveau parc raccordé, alors que le facteur de charge maintient l'échelle constante.

nMAE (erreur absolue moyenne normalisée)

L'ampleur moyenne de l'écart de prévision, exprimée en pourcentage de la puissance installée. Si une zone de 10 GW affiche un nMAE de 4 %, l'écart day-ahead typique est d'environ 400 MW. Normaliser par la puissance plutôt que par la production est un choix délibéré : un pourcentage de la production réelle devient instable les jours de vent faible, lorsqu'un petit écart absolu se transforme en un très grand écart relatif, alors que le coût pour un acteur du marché est à peu près le même dans les deux cas.

Zone de prix (zone de dépôt des offres)

La zone géographique au sein de laquelle l'électricité s'échange à un prix unique. Les zones sont l'unité qui compte pour une prévision éolienne, car c'est à ce niveau que l'électricité est achetée, vendue et réglée. Certaines zones correspondent à des pays entiers, et certains pays sont divisés : le Danemark en DK1 et DK2, la Belgique suivie par région. Une prévision qui ne correspond pas à la limite de la zone ne peut être comparée à rien de ce qu'utilise le marché.

GRT (gestionnaire de réseau de transport)

L'organisme qui exploite le réseau à haute tension d'un pays et maintient l'équilibre entre l'offre et la demande : Elia en Belgique, Energinet au Danemark, Fingrid en Finlande, Terna en Italie, Red Eléctrica en Espagne, PSE en Pologne, NESO en Grande-Bretagne et leurs homologues ailleurs. Les gestionnaires de réseau de transport publient leurs propres prévisions éoliennes day-ahead comme un bien public, et ce sont ces prévisions publiées qui servent de référence à OpenWindCast.

Coût des écarts

Ce que coûte un volume vendu la veille qui ne correspond pas au volume effectivement livré. La différence est réglée au prix de règlement des écarts, généralement moins favorable que le prix day-ahead, et parfois nettement moins. C'est le mécanisme qui transforme une erreur de prévision en argent, et c'est pourquoi la précision d'une prévision a un prix et pas seulement un pourcentage.

Écrêtement

Une production volontairement maintenue en dessous de ce que le vent permettrait. Il intervient lorsque le réseau ne peut pas absorber l'électricité, ou lorsque les prix tombent si bas que produire n'en vaut pas la peine. L'écrêtement compte pour tout historique de prévision, car la production mesurée un jour d'écrêtement est inférieure à ce que la météo seule aurait donné, si bien que ce manque apparaît dans l'erreur mesurée de toutes les prévisions de ce jour.

Puissance installée

La puissance nominale cumulée de toutes les éoliennes d'un parc, c'est-à-dire ce que le parc produirait si chaque machine fonctionnait à son maximum en même temps. Elle est publiée par le gestionnaire de réseau et constitue le dénominateur du facteur de charge comme du nMAE, c'est pourquoi un historique de prévision doit la suivre à mesure que le parc grandit.

Prix day-ahead de l'électricité

Le prix fixé pour chaque heure du lendemain par l'enchère day-ahead. Dans la plupart des pays d'Europe, l'enchère clôture à 12:00 CET, se déroule dans le cadre du couplage unique day-ahead et fixe un prix par heure pour chaque zone de prix. C'est le prix de référence sur lequel s'échange la plus grande partie de l'électricité en Europe.

Prix de l'enchère

Le prix auquel l'enchère day-ahead s'est effectivement réglée pour une heure donnée, aussi appelé prix d'équilibre. Il est définitif dès sa publication, c'est pourquoi une prévision de prix day-ahead peut être évaluée l'après-midi même de la publication des résultats de l'enchère.

Erreur absolue moyenne (MAE)

L'ampleur moyenne de l'écart de prévision, quel que soit son sens. Pour une prévision de prix, elle s'exprime en euros par mégawattheure : une MAE de 15 signifie que la prévision s'est écartée en moyenne de 15 euros par mégawattheure du prix de l'enchère.

Référence naïve

Une règle simple qui prévoit à partir du seul passé récent, comme « demain ressemblera à hier » ou « au même jour de la semaine dernière ». Toute prévision digne de ce nom doit faire mieux. Pour les prix de l'électricité, pour lesquels aucun gestionnaire de réseau ne publie de prévision assortie d'un historique, la règle naïve la plus performante constitue la référence naturelle.

Prix négatif

Une heure pendant laquelle l'enchère day-ahead se règle sous zéro, si bien que les producteurs paient pour livrer. Cela se produit lorsqu'il y a plus de production quasiment sans coût de combustible, surtout solaire et éolienne, que la demande et les exportations ne peuvent en absorber, et lorsque certains producteurs préfèrent continuer à fonctionner plutôt que de s'arrêter et de redémarrer.

Ces termes sont utilisés dans la méthodologie et sur chaque page de zone.