Cette thèse présente un cadre novateur d'Énergie Transactive (TE) en tant que solution basée sur le marché, conçu pour utiliser les flexibilités au niveau des utilisateurs afin de fournir des services au niveau du réseau. Développer un cadre TE efficace implique des défis, car il doit répondre aux besoins à la fois des prosommateurs et des agrégateurs. À travers des recherches approfondies, des lacunes clés ont été identifiées : l'absence d'un système de gestion de l'énergie pour les prosommateurs qui soutient à la fois le Peer-to-Peer (P2P) trading et les interactions avec les agrégateurs, la nécessité pour les prosommateurs de gérer leurs propres incertitudes avec une forte pénétration des énergies renouvelables, et le fonctionnement flou des cadres TE au sein des plateformes P2P et d'agrégation existantes. De plus, la scalabilité dans les grands réseaux et le développement d'algorithmes de décomposition pour une haute convergence et précision restent des enjeux. Pour relever ces défis, un mécanisme de Transactive Energy Control (TEC) pour les Prosumer-Based Multi-Carrier Energy Systems (PB-MCESs) est introduit dans le Chapitre 2. Ce mécanisme emploie la théorie du Nash Bargaining Game (NBG) pour améliorer la coordination des ressources, réduire les coûts de gestion de l'énergie et augmenter les revenus du trading tout en gérant les incertitudes des Renewable Energy Sources (RESs) à travers une modélisation détaillée et une programmation stochastique. De plus, un cadre TE coopératif-compétitif est développé pour les systèmes avec un seul agrégateur dans le Chapitre 3. Ce cadre utilise les théories NBG et du Non-Cooperative Game (NCG) pour réduire les coûts des prosommateurs, améliorer les prix P2P et augmenter les taux de convergence de l'optimisation avec la méthode Advanced Accelerated Alternative Direction Method of Multipliers (A³DMM). La Distributionally Robust Optimization (DRO) est utilisée pour mieux gérer les incertitudes et les coûts globaux. Pour les systèmes avec plusieurs agrégateurs, un cadre TE hybride à trois niveaux basé sur des jeux est proposé dans le Chapitre 4. Ce cadre intègre l'optimisation décentralisée distribuée, la théorie des jeux évolutifs et le NCG, réduisant encore davantage les coûts des prosommateurs et atténuant les problèmes de pouvoir de marché. L'algorithme proximal adaptatif ADMM fournit une convergence plus rapide et une précision plus élevée, tandis que la méthode DRO indépendante de l'échelle utilise des données historiques étendues pour une meilleure estimation des coûts et gestion des incertitudes. Pour aborder la scalabilité et la précision dans les réseaux plus grands, un procédé TE décentralisé basé sur la traduction est introduit dans le Chapitre 5. Ce procédé assure que les flexibilités nécessaires sont fournies par les prosommateurs responsables, atteignant une quasi-indépendance de l'échelle du système en termes de convergence et de précision. Enfin, un cadre hybride de Transactive Energy Management (TEM) distribué hiérarchique est proposé pour tirer parti des flexibilités en bordure de réseau pour la gestion de l'énergie dans les systèmes de transmission au Chapitre 6. Ce cadre combine la décomposition duale et l'ADMM avec un algorithme dynamique de plan de coupe contraint, améliorant significativement la réduction des coûts, le lissage des charges, la gestion de la congestion, la vitesse de convergence et la précision. L'algorithme hybride montre également une moindre dépendance aux paramètres d'initialisation, traitant les limitations courantes des méth odes traditionnelles. Le cadre TE proposé permet un modèle économique durable pour le P2P trading et l'agrégation dans un environnement hautement concurrentiel. Ainsi, l'intérêt de tous les acteurs peut être pris en compte. De plus, les prosommateurs sont capables de gérer leurs propres incertitudes sous la forte pénétration des renouvelables et la faible flexibilité du réseau principal. / This thesis presents a novel Transactive Energy (TE) framework as a market-based solution designed to utilize user-level flexibilities for providing grid-level services. Developing an effective TE framework involves challenges, as it must cater to the needs of both prosumers and aggregators. Through extensive research, key gaps were identified: the absence of an energy management system for prosumers that supports both Peer-to-Peer (P2P) trading and aggregator interactions, the need for prosumers to manage their own uncertainties with high renewable energy penetration, and the unclear operation of TE frameworks within existing P2P and aggregation platforms. Additionally, scalability in large networks and the development of decomposition algorithms for high convergence and accuracy remain issues. To tackle these challenges, a Transactive Energy Control (TEC) mechanism for Prosumer-Based Multi-Carrier Energy Systems (PB-MCESs) is introduced in Chapter 2. This mechanism employs the Nash Bargaining Game (NBG) theory to improve resource coordination, reduce energy management costs, and boost trading revenues while managing uncertainties of Renewable Energy Sources (RESs) through detailed modeling and stochastic programming. Additionally, a cooperative-competitive TE framework is developed for systems with a single aggregator in Chapter 3. This framework uses NBG and Non-Cooperative Game (NCG) theories to lower prosumer costs, enhance P2P prices, and improve optimization convergence rates with the proposed Advanced Accelerated Alternative Direction Method of Multipliers (A³DMM). Distributionally Robust Optimization (DRO) is used to better manage uncertainties and overall costs. For systems with multiple aggregators, a tri-layer hybrid game-based TE framework is proposed in Chapter 4. This framework integrates distributed-decentralized optimization, evolutionary game theory, and NCG, further reducing prosumer costs and mitigating market power issues. The adaptive proximal ADMM algorithm provides faster convergence and higher accuracy, while the scale-independent DRO method leverages extensive historical data for better cost estimation and uncertainty management. To address scalability and accuracy in larger networks, in Chapter 5, a translation-based decentralized TE method is introduced. This method ensures that necessary flexibilities are provided by responsible prosumers, achieving near-independence from the system scale in terms of convergence and accuracy. Finally, a hybrid distributed hierarchical TE Management (TEM) framework is proposed for leveraging grid-edge flexibilities for energy management in transmission systems in Chapter 6. This framework combines dual decomposition and ADMM with a dynamically constrained cutting plane algorithm, significantly improving cost reduction, load smoothing, congestion management, convergence speed, and accuracy. The hybrid algorithm also shows less dependency on initialization parameters, addressing common limitations of traditional methods. The proposed TE framework enables a sustainable business model for P2P trading and aggregation in an environment with high competition. Therefore, the interest of all players can be considered. Besides, prosumers are able to handle their own uncertainty under the high penetration of renewables and low flexibility of the main grid

Les sources renouvelables (solaire, éolien, vapeur d'eau atmosphérique) représentent des solutions alternatives intéressantes pour répondre aux besoins de certaines populations isolées sans électricité et en stress hydrique (moins de 15 L d'eau par jour). Des condenseurs radiatifs de production d'eau douce potable ont été élaborés par l'utilisation d'un phénomène naturel (refroidissement radiatif) ne nécessitant pas d'apport d'énergie. Depuis 2000, l'Université de Corse, le CEA et le CNRS se sont conventionnés pour développer des outils et des technologies performantes pour effectuer la transition entre des prototypes de laboratoire et des systèmes réels. Afin de s'approcher du rendement théorique maximum (0,8 L m-2), des protocoles de mesure, puis des prototypes " plan "de 30 m² ont été construits. Un code numérique (CFD) a été développé pour estimer les performances de systèmes complexes à grande échelle (plusieurs centaines de m²) avant leur installation. De nouveaux matériaux de condensation faisant l'objet d'un brevet déposé, sélectifs en longueur d'onde, ont été formulés pour répondre à la fois à des contraintes de climatisation passive des bâtiments en cycle diurne et de production d'eau en cycle nocturne. En partenariat avec l'association OPUR (www.opur.u-bordeaux.fr), une toiture de démonstration de 15,1 m² à Biševo en Croatie (0,181 mm en moyenne), ainsi qu'une usine de production de 850 m² (15000 m² à terme) confirment le potentiel de la technologie puisque les rendements attendus pourront atteindre 5 m3 d'eau par jour. Parallèlement, le solaire et l'éolien, dans un système hybride de production d'énergie décentralisée (couplés avec une source auxiliaire type fossile ou hydrogène) peuvent pallier l'absence d'électrification de certaines régions du Globe. Dans ce mémoire, des codes de calcul de dimensionnement de ces systèmes ont été élaborés pour une optimisation physique et économique de ces techniques répondant soit à l'électrification de sites isolés soit à la production massive d'électricité par connexion à un réseau de distribution pour différentes applications (relevage de chutes de tension ou production en continu). Les résultats obtenus permettent d'envisager l'utilisation du couplage EnR-H2. A ce titre, notre équipe de recherches a obtenu le financement d'une centrale PV-H2 sur le site du laboratoire : 3,6 MW couplé à un électrolyseur et une pile à combustible de puissance de plus de 100 kW.

Le concept de systèmes multisources (incluant du stockage de l'énergie) avec une gestion intégrée et optimisée de l'énergie est aussi connu sous le nom de centrale virtuelle. Ce type de centrale est constituée de différentes catégories de générateurs (par exemple : éolien, photovoltaïque, micro turbine hydraulique, micro turbine à gaz, pile à combustible,...) pouvant être associés à différents systèmes de stockage (par exemple : batterie, volant d'inertie, stockage électromagnétique ou SMES, supercondensateur, pompage hydraulique, compression d'air,....). Du point de vue des gestionnaires des réseaux de transport et de distribution, une centrale virtuelle doit pouvoir se comporter comme une centrale classique. Elle doit donc participer pleinement aux services système et le gestionnaire de la centrale doit pouvoir s'engager 24h à l'avance sur la quantité d'énergie électrique qu'il pourra produire. Des systèmes multisources associés à du stockage existent déjà dans des sites isolés (régions peu peuplées, îles,...). Des études et des expériences ont été réalisées sur des réseaux isolés associant des générateurs diesels et éoliens avec du stockage inertiel ou par batteries. L'objectif de ces études est l'augmentation du taux de pénétration de l'éolien en vue de diminuer la consommation de fuel. Les principaux problèmes posés par ces systèmes sont le choix et le dimensionnement du système de stockage, ainsi que la détermination des stratégies de supervision afin d'optimiser la consommation énergétique tout en assurant la stabilité du réseau.

La gestion de la distribution de l'énergie électrique produite à partir de sources renouvelables comme l'énergie solaire et l'énergie éolienne est un verrou technologique pour améliorer les performances et la stabilité de l'ensemble des processus de transfert d'énergie. Ainsi, les recherches sur les lignes électriques utilisées comme supports de communication sont très prometteuses pour la gestion d’installation de petites et moyennes puissances comprenant de nombreux générateurs, pas forcément conçus initialement dans une démarche de fiabilité. En outre, cette nouvelle possibilité de gestion permet d'améliorer les performances et la stabilité dans le processus de transfert global d'énergie. Cette étude est particulièrement orientée vers une architecture distribuée pour la gestion photovoltaïque parallèle et/ou multi-générateurs incluant d’autres technologies telles que l’éolien par exemple connectés sur un réseau à courant continu servant également de support de communication tel que le système CPL. Le CPL, en utilisant la technique de modulation, permet le transfert de l'information telles que la température, la puissance instantanée, l’auto-test etc… nécessaires pour optimiser la production d'énergie. Le but de ce travail consiste en l'étude d’une solution CPL conçue pour travailler sur bus HVDC reliant des systèmes de production d’énergie renouvelable. Les circuits développés pour le CPL seront donc considérés comme des interfaces entre le convertisseur intelligent DC-DC et le bus HVDC. Ils seront basés sur une partie matérielle constituée d’un émetteur-récepteur intégrant une interface de modulation-démodulation sur le bus HVDC et un processeur de signal assurant le traitement des diverses informations échangées entre les capteurs d'entrées et le monitoring / Managing the distribution of electrical energy from renewable sources such as solar and wind energy is a technological barrier to improve performance and stability of the whole process of transfer of energy sources. Thus, research on power lines used as communication media are very promising for the facility management of small and middle powers with many generators, not necessarily initially designed in a process reliability. In addition, this new option allows management to improve performance and stability in the overall process of energy transfer. This study is particularly directed to a distributed parallel management for photovoltaic and / or multi-generators including other technologies such as wind, for example connected to a DC network also serves as a communication such as PLC system architecture. The PLC, using the modulation technique, allows the transfer of information such as temperature, the instantaneous power, the self-test etc. ... needed to optimize the energy production. The aim of this work is the study of a CPL solution designed to work on HVDC bus connecting renewable energy production systems. Circuits developed for the CPL will be considered as interfaces between the DC-DC converter and smart HVDC bus. They will be based on a hardware part consists of a transceiver interface incorporating a modulation-demodulation on the HVDC bus and a signal processor which processes the information exchanged between the various input sensors and monitoring

Avec la croissance des nouvelles technologies émergentes dans les réseaux de distribution, tels que les éoliennes, les panneaux solaires, les véhicules électriques et les sources de génération distribuées, la nécessité d'étudier simultanément les réseaux de transmission et de distribution (T&D) et leurs interactions bilatérales ne peut plus être négligée. Une forte pénétration des sources d'énergie renouvelable, naturellement stochastiques, peut inverser le flux d'énergie, ce qui ne rentre pas dans le paradigme d’un écoulement de puissance à flux descendant qui caractérise les systèmes d'alimentation conventionnels. Par conséquent, les méthodes d'étude de réseaux telles que le fux de puissance optimal (Optimal Power Flow), l'engagement des groupes de production (unit commitment) et l'analyse de la stabilité doivent être revisitées. Cette thèse propose l'application de systèmes de stockage d'énergie sur batterie (BESS) dans un cadre intégré de T&D minimisant les impacts négatifs des énergies renouvelables insérées dans le réseau de distribution ou chez le client. Les BESS peuvent être interprétés comme des équipements flexibles supplémentaires, contrôlés à distance et/ou localement, qui absorbent ou libèrent des puissances actives et réactives et améliorent l'efficacité globale du système T&D au complet du point de vue de la stabilité et de la performance dynamique. Selon la pratique courante, les études des systèmes T&D intégrés peuvent être classées en sous-groupes d’études dynamiques vs stationnaires ou en sous-groupes d’études de cooptimisation vs co-simulation. Suivant la même approche, l’analyse à l’état d’équilibre est d’abord lancée par un nouvel outil d’allocation optimisée stochastique de BESS (VSCSOBA) à contrainte de stabilité de tension. L'outil d'optimisation développé basé sur GAMS à deux niveaux prend en compte les BESS et des modèles détaillés de ressources énergétiques distribuées stochastiques tout en minimisant principalement les pertes de puissance active, mais les écarts de tension, les coûts de délestage, l'augmentation de la capacité de charge (chargeabilité ou « loadbility ») ainsi que la réduction de la vulnérabilité sont aussi des fonctions objectives qui ont été considérées. L’applicabilité de l’outil proposé a été confirmée sur des cas d’utilisation basés sur des réseaux T&D benchmark de l’IEEE comportant des centaines de variables et contraintes. Dans la partie suivante, l'architecture du framework de co-simulation, ainsi que les différents acteurs clés qui y participent seront examinés. Les objectifs de cette partie sont les suivants : développer, simuler et résoudre des équations algébriques de chaque niveau indépendamment, à l'aide de simulateurs bien connus, spécifiques à un domaine (c’est-à-dire, transport vs distribution), tout en assurant une interface externe pour l'échange de données. L'outil d'interface devrait établir une connexion de partage de données robuste, fiable et bilatérale entre deux niveaux de système. Les idées et les méthodologies proposées seront discutées. Pour completer cette étude, La commutation optimale de réseaux de transport (Optimal Transmission Switching) en tant que nouvelle méthode de réduction des coûts d'exploitation est considérée d'un point de vue de la sécurité, en assument ou non la présence des BESS. De toute évidence, l'OTS est un moyen efficace (tout comme la référence de tension ou le contrôle des références de puissances P-Q) qui s’avère nécessaire dans le cadre T&D intégré, tel que nous le démontrons à travers divers cas d'utilisation. Pour ce faire, afin de préserver la sécurité des systèmes de transport d'électricité contre les attaques ou les catastrophes naturelles telles que les ouragans et les pannes, un problème OTS stochastique orienté vulnérabilité (VO-SOTS) est également introduit dans cette thèse tout en considérant l'incertitude des charges via une approche par échantillonage de scénarios respectant la distribution statistique des incertitudes. / With the growing trend of emerging new technologies in distribution networks, such as wind turbines, solar panels, electric vehicles, and distributed generations, the need for simultaneously studying Transmission & Distribution (T&D) networks and their bilateral interactions cannot be overlooked anymore. High penetration of naturally stochastic renewable energy sources may reverse the energy flow which does not fit in the top-down energy transfer paradigm of conventional power systems. Consequently, network study methods such as optimal power flow, unit commitment, and static stability analysis need to be revised. This thesis proposes application of battery energy storage systems (BESS) within integrated T&D framework minimizing the adverse impacts of renewable energy resources. The BESSs can be interpreted as additional flexible equipment, remotely and/or locally controlled, which absorb or release both active and reactive powers and improve the overall efficiency of the complete T&D system from both steady-state and dynamic viewpoints. As a common practice, the integrated T&D framework studies are categorized into either dynamic and steady-state subcases or co-optimization framework and co-simulation framework. Following the same approach, the steady-state analysis is first initiated by a novel voltage stability constrained stochastic optimal BESS allocation (VSC-SOBA) tool. The developed bi-level GAMS-based optimization tool takes into account BESSs and detailed models of stochastic distributed energy resources while minimizing active power losses, voltage deviation, load shedding costs, increasing loadability, and vulnerability mitigation are objective functions. The applicability of proposed tool has been confirmed over large IEEE recognized T&D benchmarks with hundreds of variables and constraints. In the next part, the architecture of co-simulation framework and different key players will be investigated. The objectives of this part are set as: developing, simulating, and solving differential and algebraic equations of each level independently, using existing well-known domain-specific simulators, while externally-interfaced for exchanging data. The interface tool should stablish a robust, reliable, and bilateral data sharing connection between two levels of system. The ideas and proposed methodologies will be discussed. To complete this study, optimal transmission switching (OTS) as a new method for reduction of operation costs is next considered from a security point of view. It is shown clearly that OTS is an effective mean (just like voltage reference or P-Q reference control), which is necessary in the integrated T&D framework to make it useful in dealing with various emerging use cases. To do so without impeding the security of power transmission systems against attacks or natural disasters such as hurricane and outages, a vulnerability oriented stochastic OTS (VO-SOTS) problem is also introduced in this thesis, while considering the loads uncertainty via a scenario-based approach.

La production renouvelable (l'éolien, solaire photovoltaïque) a la particularité d'être variable et surtout non contrôlable du fait de la variabilité des sources. Compte tenu de ces particularités, les études d'impact des EnR sur les systèmes électriques, basées sur les méthodes déterministes s'avèrent inadaptées. L'objectif de ce travail est d'étudier l'apport des méthodes probabilistes dans les études d'intégration des EnR aux systèmes électriques. Les variations des paramètres du système imposent aux gestionnaires de réseaux des défis dont un des plus importants est la maîtrise de l'impact lié à ces variations. Cela passe par une caractérisation probabiliste du système électrique qui a été développée dans ce travail. Des méthodes probabilistes ont été développées pour réaliser les différentes analyses (transits, tensions, stabilité...) d'impact des EnR. De même pour les études d'intégration du type calcul du taux de pénétration en EnR dans un système donné, une méthode probabiliste a été proposée. Le principe de ces études est d'effectuer les analyses classiques sur grand nombre de points de fonctionnement représentatifs du comportement du système sur la période d'étude. Ces points de fonctionnement sont obtenus par tirage Monte Carlo sur les lois de probabilités des différents paramètres du système. A l'issue de ces analyses, l'impact des EnR est défini par un risque de défaillance. Il s'agit donc d'une étude du « risque de défaillance » à la différence d'une étude déterministe qui est du type « défaillance /pas défaillance ». Les méthodes déterministe et probabiliste ont été comparées pour deux cas : le raccordement d'une unité de production renouvelable à un réseau de distribution et l'étude du taux de pénétration d'un parc d'EnR dans un réseau de type insulaire.

D'un point de vu général, l'épuisement prévisible des énergies fossiles, la nécessité de lutter contre le réchauffement climatique, la prise de conscience pour la sauvegarde de l'environnement et enfin la prise en compte du développement durable dans les politiques énergétiques ont mis les énergies renouvelables au cœur d'un enjeu stratégique pour l'avenir de notre planète. Mais pour la République de Djibouti qui connaît actuellement une croissance économique annuelle de 3,5%, il est presque vital d'exploiter son potentiel en matière d'énergies renouvelables pour assurer sa croissance économique, réaliser des économies de devises et atteindre dans un premier temps les objectifs de développement humain du Millénaire dont le calendrier est fixé à 2015. Malheureusement, le pays connaît la même situation énergétique des pays d'Afrique subsaharienne où l'énergie est abondante mais l'électricité est rare ! En effet, la balance énergétique actuelle du pays est fortement déficitaire. Les 97% des besoins énergétiques de la population (majoritairement urbaine à plus de 85%) sont satisfaits par les importations des produits pétroliers et 90% des ménages Djiboutiens utilisent le kérosène comme combustible domestique. Le taux de couverture du réseau électrique est très bas, de l'ordre de 30%. Seulement 0,2 % de la production électrique (avec une capacité totale installée de 130 MW) est faite à partir d'une unique source d'énergie renouvelable (l'énergie solaire photovoltaïque). Et pourtant, le pays dispose d'un important potentiel en énergies renouvelables. Au niveau de l'énergie solaire photovoltaïque (PV), le potentiel solaire techniquement exploitable est évalué à 1535 GWh/jour. Au niveau de l'énergie éolienne, l'estimation du potentiel actuellement exploitable est de 8 MW et pourtant aucune forme d'énergie éolienne (que ce soit le grand ou le petit éolien) n'est exploitée dans le pays. Au niveau de l'énergie géothermique, le potentiel techniquement exploitable est actuellement estimé entre 350 et 650 MWe. Le potentiel économiquement exploitable pour la seule région d'Assal-Ghoubbet est supérieur à 150 MWe, très largement supérieur aux besoins actuels du pays. Au niveau de l'énergie marémotrice, un potentiel non encore évalué existe et pourrait être exploité au niveau de la passe du Goubbet. La planification énergétique que nous proposons pour le moyen long-terme se base sur l'intégration de l'une des énergies renouvelables potentielles et plus particulièrement la plus noble d'entre-elles : la géothermie. En effet, la géothermie possède des atouts que les autres formes d'énergies renouvelables n'ont pas : elle est une énergie de base, indépendante du climat, susceptible d'être exploitée à la fois pour la production de la chaleur et la production électrique. Le schéma électrique que nous proposons est le suivant : A l'horizon 2015, nous estimons que la demande électrique se situera aux alentours de 165 MW. De ce fait, nous préconisons 74,5% d'énergies fossiles (avec une option substituable en période chaude par l'électricité importée depuis l'Ethiopie à hauteur de 30,3%) et 25,5% d'énergies renouvelables (dont 18,2% de géothermie, 6,8% d'éolien et 0,5% de solaire)

L'intégration à grande échelle de l'énergie éolienne dans les réseaux électriques peut poser des problèmes aux opérateurs de ces réseaux car, contrairement aux moyens de production conventionnels, la production éolienne est variable et non contrôlable. Pour réduire l'impact de certains de ces problèmes, les gestionnaires de réseaux expriment le besoin de prévisions à court terme (de 48 à 120 heures) de la production agrégée des parcs éoliens situés dans une région définie.<br />Le but de la thèse est de développer un cadre d'analyse et des outils permettant de faciliter la mise en place de modèles de prévision de la production éolienne régionale.<br />La thèse présente tout d'abord un cadre d'analyse permettant de caractériser la production éolienne régionale. Par ce biais, les propriétés saillantes de la production régionale, qui doivent être prises en compte lors de la conception d'un modèle de prévision régionale, sont identifiées.<br />Le problème de la prévision régionale est ensuite abordé comme un problème d'apprentissage statistique. Nous définissons trois approches de modélisation générique permettant la combinaison de sous-modèles. L'influence de ces approches sur la précision des prévisions est étudiée ainsi que celle du choix des sous-modèles. Pour permettre la comparaison de sous-modèles, nous introduisons un modèle de prévision éolienne dont la performance est comparable aux modèles de l'état de l'art.<br />Finalement, nous examinons l'impact sur la précision de prévision qu'a le choix des variables explicatives et nous proposons des règles générales de sélection dans le cadre de la prévision éolienne régionale. Pour faciliter le processus de modélisation, des méthodes de sélection automatique sont étudiées. Deux méthodes (une méthode filtre et une méthode wrapper) qui exploitent les caractéristiques propres au problème sont proposées. Nous montrons que ces méthodes sont plus performantes qu'une méthode générique de l'état de l'art.

Cette thèse porte sur une série de problèmes d’efficacité économique créés par le développement de masse en Europe des sources d’énergie renouvelable (SER) intermittentes. Les ressources flexibles requises pour compenser certaines de leurs propriétés (variabilité, faible prévisibilité, sites spécifiques) sont connues, mais des signaux sont nécessaires pour en assurer un développement et des opérations efficaces. Une première question qui se pose est de savoir dans quelle mesure les SER intermittentes peuvent rester en dehors des marchés de l’électricité, alors qu’elles y jouent un rôle-clé. Une seconde question est de déterminer dans quelle mesure le design de marché actuel est adapté à un système électrique contenant une part très importante de SER intermittentes. Ces deux questions sont traitées ici dans quatre contributions indépendantes.Le premier chapitre consiste en une revue critique de littérature. On y introduit et compare deux paradigmes (qui sont souvent implicites) pour l’intégration des SER. On identifie ensuite des évolutions requises afin d’adapter le design de marché au développement de SER intermittentes, telles qu’une redéfinition des produits échangés, ou une réorganisation de la séquence de marchés.On emploie dans le deuxième chapitre un modèle analytique, afin d’évaluer le potentiel des marchés infra-journaliers pour gérer la faible-prévisibilité des SER intermittentes. Cette étude démontre comment ce potentiel est en grande partie déterminé par l’évolution des erreurs de prévision.Le troisième chapitre s’intéresse aux bénéfices qui peuvent résulter d’une restriction de la production des SER intermittentes à un instant donné. Un autre modèle analytique est utilisé pour décortiquer l’influence de paramètres clés sur ces bénéfices. Une attention particulière est portée à la distribution de ces bénéfices entre les différents acteurs.Enfin on réalise dans le chapitre 4 une simulation numérique de l’évolution des bilans des gestionnaires du réseau de transport (GRTs) européens, afin de souligner les difficultés posées par la connexion des SER intermittentes au réseau de transport. Des stratégies de financement alternatives sont également évaluées. Cette étude révèle l’existence d’un déficit de financement important en cas d’évolution constante des tarifs. / This thesis centres on issues of economic efficiency originating from the large-scale development of intermittent renewable energy sources (RES) in Europe. The flexible resources that are necessary to cope with their specificities (variability, low-predictability, site specificity) are already known, but adequate signals are required to foster efficient operation and investment in these resources. A first question is to what extent intermittent RES can remain out of the market at times when they are the main driver of investment and operation in power systems. A second question is whether the current market design is adapted to their specificities. These two questions are tackled in four distinct contributions.The first chapter is a critical literature review. This analysis introduces and confronts two (often implicit) paradigms for RES integration. It then identifies and discusses a set of evolutions required to develop a market design adapted to the large-scale development of RES, such as new definitions of the products exchanged and reorganisation of the sequence of electricity markets.In the second chapter, an analytical model is used to assess the potential of intraday markets as a flexibility provider to intermittent RES with low production predictability. This study highlights and demonstrates how the potential of intraday markets is heavily dependent on the evolution of the forecast errors.The third chapter focuses on the benefits of curtailing the production by intermittent RES, as a tool to smooth out their variability and reduce overall generation costs. Another analytical model is employed to anatomize the relationship between these benefits and a set of pivotal parameters. Special attention is also paid to the allocation of these benefits between the different stakeholders.In the fourth chapter, a numerical simulation is used to evaluate the ability of the European transmission system operators to tackle the investment wave required in order to manage the production of intermittent RES. Alternative financing strategies are then assessed. The findings reveal that under the current trend of tariffs, the volumes of investment forecasted will be highly challenging for transmission system operators.

Dans le contexte de la transition énergétique, il existe des inconnues liées à la fonctionnalité du réseau électrique futur avec l’augmentation de la consommation et l’introduction de nouvelles formes de production. L’adaptation du système actuel est inévitable, néanmoins, les solutions efficaces sont difficiles à définir. Les stratégies actuelles de la planification du réseau de distribution ne répondent pas précisément aux problématiques des nouvelles productions décentralisées, le changement du profil de la consommation, l’automation du réseau de distribution avec de nouvelles stratégies de gestion du réseau ainsi que la déréglementation du marché de l’électricité. De plus, la visibilité et la contrôlabilité du réseau de distribution est limité, l’implémentation d’une gestion active optimale n’est pas à présent une réalité. L’évaluation du réseau intelligent est critique pour comparer aux solutions traditionnelles.L’objectif principal de cette thèse est d’explorer les barrières technico-économiques pour l’intégration massive des énergies renouvelables sur le réseau de distribution. Cette thèse explore plusieurs solutions au travers d’algorithmes d’optimisation de type flux de puissance qui utilisent des relaxations convexes. Pour le cas du réseau électrique basse tension, des systèmes triphasés déséquilibrés sont considérés. Pour analyser les incertitudes associées avec la génération et la demande, des algorithmes stochastiques sont abordés. Ces outils sont utilisés pour i) l’optimisation de l’emplacement et le dimensionnement des batteries, ii) l’optimisation des stratégies de gestion de la demande, iii) l’évaluation des stratégies d’opération de flexibilité du réseau centralisé et aussi décentralisé et iv) étudier l’impact de différents scénarios de pénétration des énergies renouvelables sur les réseaux existants. / In the context of the energy transition, there are many unknowns related to the required capabilities of future electric distribution systems to meet the growing electric load and new forms of electric production. The transformation of current electric distribution systems is inevitable, however, the most cost-effective investments are difficult to evaluate. Current electric distribution grid planning strategies are inadequate to take into account the accommodation of massive decentralized production, increased electric load with higher volatility, automation of distribution grids and unbundling of electricity markets. Due to a lack of observability and controllability in the distribution grid, the feasibility of optimal power flow management is not currently a reality. The quantification of smart distribution grids is critical to evaluate the added benefit of this solution in comparison to infrastructure upgrades.The primary objective of my PhD is to explore the techno-economical barriers of massive renewable energy integration into the distribution grid. This thesis will explore different solutions through convex relaxations of optimal power flow analysis. For the low voltage distribution grid case, three-phase unbalanced power flow analysis is considered. In order to consider realistically the uncertainties related to renewable generation and demand, stochastic optimal power flow (OPF) algorithms are proposed. These tools are used among others to i) optimize placement and sizing of grid connected storage, ii) optimize demand response strategies, iii) study different operation strategies for storage devices including centralized and decentralized ones and iv) study the impact of different renewable energy integration scenarios into real-world distribution grids.