Prévision de la demande de chaleur et d’électricité pour une régie d’énergie
Des prévisions horaires assorties de bandes d’incertitude calibrées ont remplacé des estimations sur tableur ; l’équipe de conduite engage désormais les installations et achète l’énergie d’équilibrage sur la base d’un niveau de confiance explicite.
- Secteur
- Énergie et services publics
- Lieu
- France
- Durée
- 6 mois
- -52%d’erreur absolue moyenne de prévision
- 89%de couverture observée de l’intervalle à 90 %
- 48 hd’horizon horaire, réentraîné chaque semaine
Le défi
La demande du lendemain était estimée à la main à partir du profil de l’année précédente et des prévisions météorologiques. Les erreurs par matinées froides imposaient des achats d’équilibrage coûteux et une surchauffe des chaudières de pointe.
Les données de comptage, de météo et d’installations résidaient dans trois systèmes aux bases de temps différentes et comportant des lacunes.
Ce que nous avons fait
Une fondation de données horaire unique a été construite : relevés de compteurs réconciliés, observations et prévisions météorologiques, effets calendaires et disponibilité des installations, avec un traitement explicite des changements d’heure et des intervalles manquants.
Les modèles de prévision ont été comparés par rétro-tests glissants. Le modèle retenu produit des prévisions horaires ponctuelles et des intervalles de prédiction à 48 heures, réentraînés chaque semaine.
Les prévisions sont livrées dans l’outil de conduite avec l’intervalle affiché sous forme de bande, et une page quotidienne de précision permet à l’équipe de voir quand le modèle dérive.
Le résultat
L’erreur absolue moyenne a été réduite d’environ moitié par rapport à la méthode manuelle, et l’intervalle à 90 % a couvert 89 % des heures observées sur la première saison de chauffe.
Une mission représentative. Les chiffres sont indicatifs des résultats habituels pour ce type de travaux et ne proviennent pas d’un client nommé.
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