Dans ce mémoire, j’évalue les implications économiques d’une électrification efficace des usages du gaz naturel. Pour ce faire, je développe un modèle dynamique en équilibre partiel des marchés du gaz naturel et de l’électricité dans lequel la demande est détaillée par service énergétique. Le modèle tient également compte des contraintes de capacité et des coûts d’ajustement du réseau électrique. L’implémentation numérique du modèle, laquelle est calibrée au contexte québécois, révèle que la transition énergétique est guidée par le prix des émissions de GES. Une transition optimale implique que les investissements dans les énergies renouvelables débutent tôt et soient répartis à travers le temps. Par ailleurs, le prix du carbone en place ne mène pas à une électrification qui permette l’atteinte des cibles du gouvernement du Québec. / In this thesis, I evaluate the economic implications of the efficient electrification of natural-gas usages. To do so, I develop a dynamic partial equilibrium model of the electricity and natural gas markets with multiple energy demands. The model accounts for the capacity constraint and adjustment cost of the electric grid. The numerical implementation, calibrated to Québec’s contexts, reveals that the electrification’s main driver is the cost of greenhouse gas emissions. An optimal transition implies that investments in renewables start early-on and are smoothed through time. Québec’s actual carbon price does not lead to an electrification pathway that satisfies the province’s emission target.

Un bras de chargement de gaz est une structure articulée dans laquelle du méthane peut s’écouler à température cryogénique. En haute mer, ces bras sont installés sur le pont de navires-usines et se connectent à des méthaniers pour leur transférer du gaz. En raison de problèmes de sécurité et de performances, il est souhaité que le bras de chargement soit robotisé pour qu’il se connecte automatiquement. Cette thèse a pour objectif l‘automatisation de la connexion. Cette opération nécessite un pilotage de grande précision vis à vie de la taille du bras. Pour cette raison le bras est d’abord étalonné pour augmenter sa précision statique. Ensuite, des analyses modales expérimentales mettent en évidence l’importante souplesse de la structure des bras de chargement. Pour cette raison un générateur de trajectoires « douces », à jerk limité, est développé afin de piloter le bras sans le faire vibrer. Enfin, un système de compensation actif visant à compenser les mouvements relatifs des deux navires est mis en place. Cette compensation combine la génération de trajectoires douces avec une composante prédictive basée sur des réseaux de neurones. Cette dernière permet de prédire et d’anticiper les mouvements des navires sur l’océan, afin d’annuler tout retard dans la compensation. Finalement, cette thèse présente la première connexion automatique d’un bras de chargement, et démontre la validité de cette approche. / Marine loading arms are articulated structures that transfer liquefied gas between two vessels. The flanging operation of the loading arm to the receiving tanker is very sensitive. This thesis aims to robotize a loading arm so it can flange automatically. The required accuracy for the connection is very high. A calibration procedure is thus proposed to increase the accuracy of loading arms. Moreover a jerk-limited trajectory generator is developed to smoothly drive the arm without inducing oscillation. This element is important because the structures of loading arms have a very low stiffness and easily oscillate, as highlighted by modal analyses.A predictive active compensation algorithm is developed to track without delay the relative motion between the two vessels. This algorithm relies on an artificial neural network able to predict the evolution of this relative motion. Finally this thesis presents the first automatic connection of an offshore loading arm. The success of the final tests validate the feasibility the automatic connection and the validity of this approach.

Au lendemain de son indépendance, l’Algérie était confrontée au problème du développement de son potentiel gazier. Pour se soustraire à l’emprise de la France sur ses hydrocarbures, elle décida de placer son gaz dans le marché américain. Cette option visait à développer l’industrie du GNL et à optimiser la rente pour pouvoir financer le développement économique du pays. Après l’échec de ce choix, l’Algérie s’est retournée vers le marché européen. Depuis, les échanges se sont intensifiés au point où l’Algérie est considérée aujourd’hui comme un partenaire énergétique stratégique de l’Union européenne. Cette situation lui donnera-t-elle la possibilité de continuer à approvisionner l’Europe en gaz ? Au regard des contraintes liées à la gestion du secteur de l’énergie, la concurrence des deux gaz russe et qatari et l’entrée prévisible en production des gisements en Mediterrannée orientale, la part du gaz algérien dans la sécurité énergétique de l’Europe constitue-t-elle un enjeu géopolitique ? La présente thèse a pour objectif de confirmer ou d’infirmer la réalité de cet enjeu. Pour cela, elle pose des questions inhérentes aux différentes politiques initiées par l’Algérie durant plus d’un demi-siècle, à sa marge de manœuvre pour se maintenir au troisième rang des fournisseurs de gaz à l’Europe, et à la dépendance de cette dernière en matière de gaz et à ses perceptions géopolitiques à l’égard de ses fournisseurs (principalement, la Russie et les pays producteurs de la rive Sud). / After the National Independence (1962), Algeria was dealing with the difficulties of developing its gas potential. In order to escape the French hegemony of its hydrocarbons resources, Algeria decided to place and invest its gas resources in the US market. This economic option was motivated by the urgent need to develop the LNG industry and to maximize incomes in order to improve the national economic development. After the failure of this economic option, Algeria got back to the European market. Since then, EU – Algeria economic relations have been intensified. Nowadays, Algeria is considered as a strategic EU partner, in the field of energy resources. Does this situation enable Algeria to supply the European economy with gas for a long time? Given the international constraints related to the management of the energy sector, competition from both Russia and Qatar and the new discovered gas reserves in Eastern Mediterranean basin, does the Algerian gas and its importance in EU energy security represent a geopolitical issue?This thesis aims to examin the pertinence of this issue. It seeks to respond to questions related to the various policies initiated by Algeria for more than half a century, to Algeria’s strategy to maintain its position as the third strategic gas supplier of Europe, and to the European energy dependence and its geopolitical perceptions towards its suppliers (especially Russia and the South side of Mediterranean basin producers).

Cette thèse vise à développer les opportunités et conséquences d’une demande incertaine pour le réseau de transport de gaz. Ce sujet est décliné en quatre contributions. Les deux premières adoptent une perspective de long terme : on cherche à évaluer l’efficacité de la réglementation du taux rendement lorsqu’il s’agit d’inciter à la réalisation de projets d’infrastructures gazières dans des pays en développement. Une première contribution analytique présente le développement d’une représentation simplifiée du réseau de transport de gaz, de forme Cobb-Douglas. Inspiré par les projets d’acheminement de gaz naturel au Mozambique, celle-ci est ensuite utilisée pour évaluer dans quelles conditions il est possible pour une autorité de régulation de choisir un taux de rendement régulé qui améliore l’efficacité du système dans le cas où la demande réelle serait plus importante que la demande anticipée par la firme régulée. A moyen terme ensuite, l’efficacité face à une demande de plus en plus variable de la structure tarifaire actuelle dite « entrée-sortie » pour l’accès au réseau européen est évaluée. Après avoir démontré l’existence d’inefficacités dans un tel système, celles-ci sont évaluées numériquement. Enfin, la dernière contribution explore la possibilité d’offrir directement la flexibilité du réseau de transport de gaz à ses utilisateurs, dans le cadre d’enchères et du système de prix nodaux. Après avoir souligné la complexité d’un tel mécanisme, les limites à son efficacité sont présentées. A chaque fois, l’analyse repose sur la modélisation simultanée du réseau de transport de gaz (en régime statique ou transitoire) et des mécanismes économiques en jeu. / This PhD thesis is centered on the opportunities and impact of demand uncertainty for the gas transport networks. We study the ability of various market designs to foster an efficient network allocation in liberalized gas markets when demand is variable or uncertain. We introduce and solve operation research models that bind an economic representation of the gas market and its associated regulation, to a technical representation of the gas network. The complex interactions at stake in liberalized gas markets, where shippers trade gas for its economic value and coordinate with system operators that allocate and operate the network, result in MCP or MPEC formulations. While a detailed network representation is necessary to assess the feasibility of gas flows under any market organization, the physics and engineering of gas transport networks adds non-linearities and non-convexities to those already challenging formulations. This thesis is divided in four contributions. We first introduce an approximated network representation of the Cobb-Douglas form and use it to study the impact of long-term demand uncertainty on investment problems in developing markets subject to rate-of-return regulation. We then study the effect of demand variability on daily gas dispatch in the European Entry-Exit system, using a linearized steady-state network representation. Finally, we assess the benefits of introducing flexibility products in gas locational marginal pricing auctions to handle intraday demand uncertainty. This requires the use of a linearized transient network formulation to account for linepack dynamics.

Mon mémoire s’articule autour de deux objectifs distincts. En premier lieu, je présente un modèle d’équilibre général utilisé par Ressources Naturelles Canada pour obtenir des prévisions énergétiques sur l’économie canadienne : le modèle d’analyse des politiques liées à l’énergie au Canada, ou MAPLE-C. En deuxième lieu, je réalise une étude de cas avec MAPLE-C sur la mise en œuvre d’une politique publique obligeant l’utilisation du gaz naturel compressé par le transport lourd et sa conséquence sur l’émission de gaz à effet de serre. J’observe une réduction globale des gaz à effet de serre alors que le transport lourd utilise une source d’énergie moins polluante que le pétrole. J’observe aussi un réajustement de l’économie alors que les consommateurs abandonnent le gaz naturel, devenu plus cher. Toutefois, dû aux limitations du modèle, je suis dans l’impossibilité de statuer sur les effets positifs et négatifs.

L’analyse du droit applicable aux relations sur l’approvisionnement du gaz russe dans l’UE a démontré l’impuissance du droit international de l’énergie, ainsi que les insuffisances du droit local russe et de celui des pays de l’UE et de l’UE. La solution globale à tous les problèmes pourrait être la fourniture de garanties favorisant les opérations d’achat-vente de gaz entre Gazprom et les entreprises des pays de l’UE et le développement des relations de la participation directe des entreprises russes et de l’UE sur les marchés. Les bases de la réglementation de ces relations pourront être fixées dans le nouvel Accord international entre la Russie et l’UE et dans la législation locale. / The current legal rules restrain the development of both frameworks now existing – that is, long-term contracts and opened-up markets. The solution to this problem could be the maintain of the first group of relations and the development of the second group. Therefore, it is important to suggest an alternative framework. The basis of such alternative framework could be fixed in an international treaty between Russia, EU and the member-states. This new regulation will also require the adjustment of the local legislation.

Comme de nombreux grands projets industriels, Énergie Saguenay a généré sa part de controverse. En effet, de 2014 à aujourd’hui, différents acteurs ont publiquement partagé leurs conceptions du projet. Ils l’ont défini à leur manière, s’opposant et se rejoignant parfois sur certains points. Mon objectif de recherche général est donc de décrire le processus de dispute propre à Énergie Saguenay dans ses caractéristiques rhétoriques et ses effets propres. Pour rendre compte de cet objectif, je mobilise trois littératures scientifiques. Premièrement, la littérature sur les controverses sociotechniques m’a permis de concevoir comment, d’un côté, des réseaux d’acteurs se forment et évoluent par et tout au long d’une controverse et de l’autre, comment les controverses agissent comme un lieu d’apprentissage et d’expression. Deuxièmement, je me suis inspirée de la problématisation, première étape du modèle de la traduction (Callon, 1986), pour identifier les points passages obligés (PPO) de la controverse Énergie Saguenay, soit ses principaux enjeux auxquels les acteurs doivent consentir pour sceller des alliances. Finalement, j’ai fait appel à la théorie des arguments de définition mise de l’avant par Schiappa (2003) et Zarefsky (1997) pour définir dans quel genre de controverse s’inscrit Énergie Saguenay et comment les définitions particulières d’un phénomène, en particulier le gaz en tant qu’énergie de transition, participent à la formulation de PPO. Dans l’ensemble, mon travail de recherche contribue à rendre compte des manières dont les pratiques de définition nous aident à comprendre comment, sur le plan rhétorique, se créent des points de passage obligés dans une controverse. Plus spécifiquement, par l’analyse des mémoires déposés au BAPE par les acteurs qui composent les groupes sociaux qui ont participé à la controverse, mon étude met de l’avant les différentes pratiques de définition et conceptions du gaz naturel qui existent en ce moment au Québec comme autant de PPO permettant aux acteurs de s’allier ou de s’opposer les uns aux autres, tout au long de la controverse. / Like many large industrial projects, Énergie Saguenay has generated its share of controversy. Indeed, from 2014 to today, various groups of social actors have publicly shared their conceptions of the project. They defined it in their own way, agreeing on some points and disagreeing on others. My general research objective is therefore to describe the dispute process specific to Énergie Saguenay in its rhetorical characteristics and its own effects. To account for this objective, I will mobilize three scientific literatures. First, the literature on socio-technical controversies has allowed me to conceive how on the one hand, networks of social actors are formed and evolve during a controversy and on the other, how controversies create a space for learning and expression. Second, I was inspired by problematization, the first stage of the translation model (Callon, 1986), to identify the obligatory points of passage (OPP) of the Énergie Saguenay controversy, i.e., these main issues to which the various groups of social actors must agree to seal alliances. Finally, I appealed to the theory of definition arguments put forward by Schiappa (2003) and Zarefsky (1997) to define what category of controversy Énergie Saguenay fits into and how the specific definitions of a phenomenon (in particular gas as a transition energy) participate in the formulation of OPP. Overall, my research helps capture the ways in which defining practices help us understand how, at the rhetorical level, OPPs are created in controversy. More specifically, by analyzing the briefs submitted to the BAPE by the actors who make up the social groups who had participated in the controversy, my study puts forward the different definition practices that contributed to the conceptions of natural gas that currently exist in Québec, as so many OPPs allow the actors to align or oppose each other throughout the controversy.

L'objectif de ce travail est d'étudier la formation de l'hydrogène sulfuré (H2S) dans les aquifères utilisés pour le stockage de gaz naturel. L'étude des données de qualité gaz disponibles au global des stations nous a tout d'abord montré que la production d'H2S était marginale à l'échelle des volumes mis en jeu. Puis le développement de méthodologies analytiques et un programme d'analyse du gaz en tête de puits d'exploitation ont permis de souligner le rôle majeur tenu par la périphérie du stockage saturée en eau. Enfin une approche géochimique pluridisciplinaire - minéralogique, bactériologique, statistique, thermodynamique (calculs d'équilibres au moyen du logiciel CHIMERE) et isotopique - a identifié les acteurs de la formation d'H2S. Il s'agit de la combinaison entre, d'une part la désulfuration naturelle induite par le mélange du gaz injecté pauvre en H2S avec une eau plus ou moins chargée en H2S, et d'autre part une production d'H2S directement induite par la qualité du gaz injecté. Cette production a plusieurs origines. Il s'agit d'une acidification qui enrichit le système en H2S dissous et en H2S gazeux. Cette acidification est générée par la dissolution instantanée d'une partie du dioxyde de carbone du gaz naturel injecté (C02g), par l'oxydation possible du méthane injecté (CH4), et par la précipitation de sulfures de fer (FeS-FeS2) D'autres transformations chimiques, minimes à l'échelle du Stockage, sont aussi responsables de la production de sulfures dissous. Il s'agit de l'hydrolyse totale et rapide de l'oxysulfure de carbone (COS) injecté, de la réduction d'une part infime mais suffisante des sulfates (SO42-), par biocatalyse ou bien directement mais lentement par le méthane injecté. Il peut s'agir aussi de la lixiviation lente des sulfures de fer. On observe alors dans la bulle de gaz un gradient en sulfures dissous opposant une zone centrale pratiquement désulfurée à une périphérie sulfurée. Les soutirages de gaz ramènent une proportion croissante de gaz chargé en H2S. La production d'H2S est en partie contrôlée au niveau de la zone de soutirage par une précipitation de sulfures de fer selon la disponibilité du fer ferreux et ce contrôle est en partie responsable en début de soutirage des teneurs nulles en H2S du gaz soutiré. La consommation de sulfates est suffisamment faible pour être indécelable par l'analyse physico-chimique des eaux de stockage lorsqu'elles sont riches en sulfates. Ainsi, suite au stockage de gaz naturel acide, les eaux contenant une quantité non négligeable de sulfures (> 4 mg/l) ou de sulfates, produiront suffisamment d'H2S pour nécessiter la désulfuration du gaz destocké. Cette production peut être minimisée au moyen d'une gestion optimisée du stockage du gaz, tel que par un équilibrage du rapport volume de gaz injecté sur volume de gaz soutiré : ce rapport doit rester supérieur à 1 pour éviter le déstockage de gaz "ancien", périphérique, chargé en H2S. La production d'H2S peut dans ce cas se concrétiser à terme par une désulfuration des eaux de la zone centrale du stockage. La phase d'acidification par le C02g est suivie par un tamponnage par les carbonates solides, plus ou moins importante selon la minéralogie des stockages et qui, avec la dissolution du C02g et l'oxydation potentielle du méthane, est directement responsable d'une carbonatation générale et significative des eaux de stockage. Par ailleurs, une synthèse isotopique sur l'ensemble des stockages de gaz du Bassin de Paris a montré que les aquifères d'âges Trias supérieur et Lusitanien sont affiliés : on observe que les sulfates de l'ensemble des aquifères de stockage étudiés ont la marque isotopique d'un sulfate triasique ayant subi une bioréduction croissante. Cette bioréduction a pris place dans un système qui a permis des réhomogénéisations isotopiques à chaque étape de l'écoulement du fluide porteur du sulfate originel triasique. On a aussi mis en évidence des phénomènes de mélange entre des fluides de minéralisation plus ou moins importante dans chacun des stockages étudiés. Ce mélange est le résultat de mouvements de fluides verticaux et horizontaux induits par la respiration du stockage. Cette étude a permis de souligner l'intérêt que représente pour son exploitant le suivi de la qualité de l'eau du Stockage de gaz naturel en aquifère. Ce suivi peut être réalisé au moyen d'outils adaptés : prélèvements et analyses d'eau et de gaz, en fond ou en tête de puits; constitution et traitement de fichiers de données; utilisation des méthodes isotopiques ... . Il a aussi été réalisé, pour la première fois en France, un prélèvement bactérien dans une carotte nouvellement échantillonnée dans un niveau saturé en gaz stocké. Il s'agit de la seule technique véritablement significative pour l'étude bactérienne de tels milieux.