Ces dernières années, l'intégration des Ressources Énergétiques Distribuées (RED) et des Sources d'Énergie Renouvelables (SER) a introduit de nouvelles complexités et opportunités pour la gestion des systèmes électriques. Cette thèse explore le rôle des Centrales Virtuelles (CV) dans la réponse aux défis liés à la décarbonation, à la stabilité du réseau et à la participation des prosumers. Dans le Chapitre 1, l'évolution des CV est passée en revue, soulignant leur rôle essentiel dans la gestion d'actifs énergétiques divers, tels que l'éolien, le solaire et les véhicules électriques, ainsi que leur potentiel à permettre des modèles énergétiques basés sur les prosumers. Le chapitre examine également les mises en œuvre réelles des CV, identifiant les écarts entre la littérature académique et le déploiement pratique, tout en suggérant les tendances futures pour le développement des CV. Le Chapitre 2 introduit un modèle de co-programmation pour les CV, qui optimise la fourniture d'énergie, la régulation de tension et le soutien en fréquence pour les prosumers dans les réseaux locaux. Il présente une approche d'Optimisation Robuste Distributive Basée sur les Données (ORD) pour gérer les incertitudes des prosumers et décrit une méthode de coordination sécurisée utilisant la méthode adaptative de Direction Alternative des Multiplicateurs (DAM). Ce chapitre souligne comment les CV peuvent améliorer la stabilité du réseau tout en préservant la confidentialité des données. Le Chapitre 3 propose une stratégie d'agrégation exploitant les CV pour combiner de plus petits Systèmes de Stockage d'Énergie par Batteries (BESS) en portefeuilles capables de participer aux marchés de régulation de fréquence. Le chapitre développe un modèle stochastique-robuste à deux niveaux pour gérer les incertitudes liées aux prix du marché et aux pannes, en intégrant l'algorithme de comptage Rainflow (RCA) pour traiter la dégradation des batteries. Cette stratégie démontre comment les CV peuvent améliorer la rentabilité des unités de stockage d'énergie à petite échelle tout en soutenant la stabilité du réseau. Enfin, le Chapitre 4 présente un cadre de coordination de la régulation de tension (RT) en trois étapes, conçu pour que les CV gèrent la flexibilité des prosumers dans les réseaux de distribution. En utilisant un modèle ORD basé sur Wasserstein et des signaux de coordination basés sur les prix, le chapitre propose une approche de jeu de Stackelberg à deux niveaux pour agréger de plus petits prosumers en vue d'un contrôle efficace de la tension. Le cadre améliore l'efficacité de la RT et réduit les coûts opérationnels tout en maintenant l'efficacité informatique. Collectivement, cette thèse contribue au domaine des systèmes électriques en fournissant des modèles et stratégies innovants pour l'exploitation et l'optimisation des CV, offrant des perspectives sur leurs applications pratiques et les orientations futures de la recherche. / In recent years, the integration of Distributed Energy Resources (DERs) and Renewable Energy Sources (RESs) has introduced new complexities and opportunities for power system management. This thesis explores the role of Virtual Power Plants (VPPs) in addressing challenges related to decarbonization, grid stability, and prosumer participation. In Chapter 1, the evolution of VPPs is reviewed, highlighting their pivotal role in managing diverse energy assets, from wind and solar to electric vehicles, and their potential to enable prosumer-based energy models. The chapter also examines real-world VPP implementations, identifying gaps between academic literature and practical deployment, while suggesting future trends for VPP development. Chapter 2 introduces a co-scheduling model for VPPs that optimizes energy provision, voltage regulation, and frequency support for prosumers in local networks. It presents a Data-Driven Distributionally Robust Optimization (DDRO) approach to manage prosumer uncertainties and outlines a secure coordination method using the Adaptive Alternative Direction Method of Multipliers (ADMM). This chapter underscores how VPPs can improve network stability while maintaining data privacy. Chapter 3 proposes an aggregation strategy leveraging VPPs to combine smaller Battery Energy Storage Systems (BESSs) into portfolios capable of participating in frequency regulation markets. The chapter develops a two-stage bi-level stochastic-robust model to manage market price and outage uncertainties, incorporating the Rainflow Counting Algorithm (RCA) to address battery degradation. This strategy demonstrates how VPPs can enhance the profitability of small-scale energy storage units while supporting grid stability. Finally, Chapter 4 presents a three-step Voltage Regulation (VR) coordination framework designed for VPPs to manage prosumer flexibility in distribution networks. By employing a Wasserstein-based DDRO model and price-based coordination signals, the chapter proposes a bi-level Stackelberg game approach to aggregate smaller prosumers for efficient voltage control. The framework improves VR efficiency and reduces operational costs while maintaining computational efficiency. Collectively, this thesis contributes to the field of power systems by providing innovative models and strategies for the operation and optimization of VPPs, offering insights into their practical applications and future research directions.

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.