Le problème de reprise de service des réseaux électriques à la suite d'un incident partiel ou généralisé est un problème bien connu depuis très longtemps. Cependant, ces dernières années, à cause de la concurrence économique et de la dérégulation, les réseaux électriques sont appelés à fonctionner de plus en plus près de leurs limites. Parallèlement à cela, les réseaux électriques sont devenus de plus en plus complexes et leurs dimensions ne cessent de croître, ce qui a augmenté le risque de pannes généralisés. La maîtrise de la reprise de service revêt alors une importance nouvelle. La reprise de service d'un réseau, après un incident quelconque, doit être à la fois rapide et fiable. Une telle opération exige la disponibilité de plans détaillés. Cette thèse porte plus particulièrement sur la phase initiale de la reprise de service d'un réseau électrique, phase pendant laquelle quatre problèmes sont identifiés. Afin de pouvoir apporter des solutions à ces problèmes, quatre approches ont été développées tout au long de ce travail: La première consiste à déterminer la séquence optimale de la mise en marche des groupes pendant la reprise de service des centrales électriques. L'évaluation du comportement fréquentiel du système lors de la ré-alimentation des charges fait l'objet de la deuxième approche. Dans la troisième approche, nous expliquerons comment réduire l'angle de la phase stationnaire. La quatrième permet l'estimation et le contrôle des surtensions harmoniques pendant le renvoi de la tension ver les transformateurs. Ainsi, un blockset dans l'outil de simulation MATLAB/SIMULINK a été développé pour la simulation dynamique à long terme afin de pouvoir étudier la réponse fréquentielle du système, à la suite d'un déséquilibre entre la charge et la production lors d'un scénario de reprise de service.

La complexité des projets d'infrastructure en mer, notamment l'installation de centrales électriques, du fait d'un cadre légal non adapté en matière d'électricité et en matière d'exploitation de l'espace maritime et des ressources marines et de la complexité de relations bilatérales existantes entre les pays riverains du golfe du Mexique, sert d'argument en faveur du recours à des partenariats public-privé plutôt qu'à d'autres formes traditionnelles de partenariats, d'autant plus que l'on vient d'avoir des réformes structurelles du secteur mexicain de l'énergie qui ont changé notamment les paradigmes, sa structure, la législation et la régulation applicable et le rôle des autorités auparavant existantes. Or, dans son état actuel, le marché mexicain de l'électricité demeure susceptible d'empêcher une libre et saine concurrence et met l'accent sur l'importance de préserver la sécurité juridique des investisseurs, notamment pour des cas d'infrastructures complexes. Conçu dans le cadre des partenariats public-privé, l'on propose un mécanisme de financement basé sur le recours à des instruments financiers dérivés ayant pour actif sous-jacent des indices sur l'électricité, accompagné d'un encadrement législatif formulé sur la base des textes européens. En effet, puisque la transversalité qui caractérise le droit de l'électricité ne se limite pas à la seule mise en place des projets d'infrastructures matérielles, elle doit servir aussi à justifier la création d'un marché de gros de l'électricité et la négociation sur des instruments financiers nouveaux. / The complexity of infrastructural offshore projects, in particular the installation of electric utilities, as a consequence of a non-adapted legal framework applicable to both electricity and to the exploitation of the maritime space and of marine resources, as well as the complexity of bilateral relations existing between the neighboring countries of the Gulf of Mexico, should be seen as an argument in favor of the use of public private partnerships rather than traditional forms of partnerships, especially because the Mexican energy market's structure has just been reformed, giving thus place to changes in existing paradigms, in the applicable legislation and regulation and in the role of existing authorities. Nevertheless, in its current state, the Mexican electricity market remains likely to impede a free and healthy competition, situation that emphasizes the importance of preserving investors' legal security, especially in the case of complex infrastructural projects. Conceived within the framework of public private partnerships, it is proposed a financial scheme based on the use of financial derivatives having for underlying asset electricity indexes, accompanied by its legal framework conceived on the basis of European texts. In fact, because of the cross-cutting nature that characterizes the right of electricity, its study should not be limited to the mere installation of material infrastructures, but should also justify the creation of a wholesale electricity market and the setting of bases for the negotiation of new financial instruments.

Tableau d'honneur de la Faculté des études supérieures et postdoctorales, 2024 / Ce mémoire de maîtrise examine la faisabilité économique et les impacts environnementaux de la modernisation d'une centrale électrique au diesel dans un site minier aurifère de l'Arctique canadien, en intégrant un processus de capture du carbone post-combustion. À l'aide de logiciels de simulation comme Aspen Plus et OpenLCA, l'étude se concentre sur les enjeux économiques et environnementaux spécifiques à ce contexte, incluant l'évaluation des coûts par tonne de CO₂ évité et l'empreinte carbone globale de l'opération. Le coût calculé par tonne de CO₂ capturé de 420＄ reflète les défis de l'exploitation des sites nordiques dépendant du carburant diesel. Un modèle de rentabilité, comparant les dépenses annuelles supplémentaires à l'exposition actuelle à la taxe sur le carbone, suggère que la tarification du carbone seule est insuffisante pour inciter à investir dans des technologies de capture du carbone énergivores telles que les procédés d'absorption aux amines. L'analyse de sensibilité, qui évalue la rentabilité en fonction des variations des variables clés, met en évidence l'impact significatif de la demande de chaleur pour la régénération du solvant. Ce principal facteur de coût contribue également de manière substantielle à l'empreinte carbone de 0,55 tonne émise par tonne capturée, déterminée par une évaluation du cycle de vie complémentaire. De plus, des options de valorisation du CO₂, telles que la carbonatation minérale, qui présente un potentiel théorique intéressant, sont abordées afin de donner une vue complète sur l'initiative de capture du CO₂ aux latitudes nordiques du Canada.