Les défis auxquels les systèmes électriques font face actuellement (intégration massive des énergies renouvelables, développement de la production distribuée, réduction des émissions CO2, etc.) donnent lieu à une intuition partagée sur la croissance des besoins en stockage d’électricité. Néanmoins, les investissements en stockage engagés par des acteurs individuels restent à ce jour très faibles, sauf pour la technologie de stockage par pompage-turbinage. Ceci s’explique potentiellement par le fait que l’usage du stockage par un seul acteur ne permet que rarement de recouvrir le coût d’investissement du stockage. En tant qu’actif multifonctionnel, le stockage est capable de fournir de nombreux services à différents acteurs. La façon dont le stockage est utilisé devrait être adaptée afin de permettre une mutualisation du coût d’investissement et des bénéfices parmi différents acteurs dans le paysage dérégulé des systèmes électriques en Europe.La thèse a permis d’étudier les mécanismes efficaces permettant 1) aux acteurs régulés et dérégulés de partager l’utilisation d’une unité du stockage, et 2) à une coordination efficace des utilisations décentralisées du stockage. A cet effet, nous proposons un design de marché qui permet d’agréger les valeurs du stockage en deux dimensions.Premièrement, des valeurs peuvent être agrégées sur plusieurs horizons temporels. Les acteurs peuvent avoir intérêt à décider l’utilisation du stockage à différents moments avant la livraison en temps réel. L’agrégation verticale est obtenue par la superposition des profils d’utilisation décidés à différents horizons temporels. Deuxièmement, les valeurs peuvent être agrégées parmi différents acteurs. Ceci consiste à coupler le stockage avec des marchés organisés de l’électricité. A un horizon donné, l’opérateur du stockage communique ses capacités disponibles à l’opérateur du marché, qui vaviincorporer ces capacités dans le processus de clearing de marché afin de maximiser le bien-être social.La thèse démontre qu’il est possible de faire partager une unité du stockage par des acteurs régulés et dérégulés d’une manière systématique. Des simulations montrent que l’agrégation des valeurs du stockage, de la façon proposé dans la thèse, peut conduire à une augmentation évidente de la rentabilité du stockage. Elles montrent aussi qu’après la clôture de toutes les activités commerciales à un horizon donné, il reste systématiquement des capacités du stockage non-utilisées, qui sont difficilement valorisables par les acteurs dérégulés, mais pourraient être servies par les acteurs régulés. Le mécanisme d’agrégation permet de capturer la valeur de ces capacités, tout en respectant le principe d’ « unbundling » du secteur électrique européen. / The challenges faced by the power systems nowadays (massive integration of intermittent energy sources, development of distributed generation, reduction of CO2 emissions, etc.) give rise to a widespread notion on the growing needs for electric energy storage (EES). In spite of this, little investment on EES, however, has been carried out by individual actors. An exception concerns pumped hydro storage technology, but the development of this technology is highly constrained by the existence of suitable sites in Europe. The lack of investments in EES, despite its general usefulness, is potentially due to the fact that the usage of storage by one individual actor generally could not allow him to recover the high investment costs involved. As a multi-functional asset, EES can provide numerous benefits to different actors. A potential means to promote EES may involve socialising the investment cost and benefits of EES among different actors in the deregulated power systems in Europe.This thesis studies how to create efficient mechanisms to allow 1) all the actors, both regulated and deregulated, to share the use of an EES unit, and 2) an effective coordination on the decentralized usages of storage by different actors. To this aim, we propose a market design that enables the aggregation of the values of EES along two dimensions, namely vertical and horizontal aggregation.Firstly, the values can be aggregated vertically upon several time horizons. Actors may have different needs for EES at different time horizons. The vertical aggregation is achieved by superposing utilisation profiles of EES decided at different moments in time. The compatibility of the different utilisation profiles is ensured by a coordination mechanism. Secondly, the values can also be aggregated horizontally among a large number of actors. The horizontal aggregation consists in coupling EES to the electricityivmarkets. At a given time horizon, the storage operator communicates the available capacities of EES to the market operator, who will incorporate these capacities in the market clearing process to maximise the social welfare.The thesis proves that it is possible for different actors, both regulated and deregulated, to share the use of storage in a systematic way. The simulation results show that the aggregation of values of EES, in the way proposed by the thesis, can lead to higher return on investment. The simulation also show that, after the closure of all commercial activities (at certain time horizon), there are systematically residual capacities of EES which are difficult to be valued by deregulated actors, but can be used by regulated actors. The value of these capacities can be effectively captured in the proposed aggregation mechanism, while respecting the unbundling principle of the European electricity sector.

Le développement des énergies renouvelables éolienne et solaire implique de repenser les modèles à long terme du système énergétique. En effet, les impacts à court et long terme des productions intermittentes éolienne et solaire sur le système électrique entraînent un besoin de flexibilité : centrales de production très réactives, gestion de la demande,amélioration du réseau électrique ou stockage d’électricité. Le premier apport majeur à l’état de l’art est l’ajout du stockage d’électricité et du réseau électrique européen dans le modèle POLES (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems). Un nouveau mécanisme d’investissement a été développé, mieux adapté aux enjeux des renouvelables ; il inclut plusieurs valeurs économiques du stockage. D’autre part, une nouvelle typologie applicable à la fois aux modèles de prospective énergétique et aux outils détaillés du secteur électrique,a montré l’intérêt de rassembler ces deux approches. Ainsi, la deuxième contribution principale est le couplage annuel de POLES à un modèle d’opération du système électrique,EUCAD (European Unit Commitment And Dispatch), qui optimise l’allocation technico économique des centrales européennes de production et de stockage. Les échanges bidirectionnels d’informations permettent de bénéficier à la fois de la cohérence à long terme des scénarios économiques de POLES et du détail technique d’EUCAD. Un scénario conservateur prévoit un développement rapide des options de flexibilité les moins chères :interconnexions, stockage hydraulique et gestion de la demande – que ce soit par des effacements de consommation ou par l’optimisation de la charge et décharge des batteries de véhicules électriques. Les batteries stationnaires, plus chères, sont développées en seconde partie de siècle. Leur développement pourrait être accéléré par une réduction des coûts fixes du stockage plus efficace qu’une amélioration du rendement. Les liens explicites entre renouvelables intermittents et stockage d’électricité ressortent aussi des résultats. / The current development of wind and solar power sources calls for an improvement of longtermenergy models. Indeed, high shares of variable wind and solar productions have shortandlong-term impacts on the power system, requiring the development of flexibility options:fast-reacting power plants, demand response, grid enhancement or electricity storage. Ourfirst main contribution is the modelling of electricity storage and grid expansion in the POLESmodel (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems). We set up new investmentmechanisms, where storage development is based on several combined economic values.After categorising the long-term energy models and the power sector modelling tools in acommon typology, we showed the need for a better integration of both approaches.Therefore, the second major contribution of our work is the yearly coupling of POLES to ashort-term optimisation of the power sector operation, with the European Unit CommitmentAnd Dispatch model (EUCAD). The two-way data exchange allows the long-term coherentscenarios of POLES to be directly backed by the short-term technical detail of EUCAD. Ourresults forecast a strong and rather quick development of the cheapest flexibility options: gridinterconnections, pumped hydro storage and demand response programs, including electricvehicle charging optimisation and vehicle-to-grid storage. The more expensive batterystorage presumably finds enough system value in the second half of the century. A sensitivityanalysis shows that improving the fixed costs of batteries impacts more the investments thanimproving their efficiency. We also show the explicit dependency between storage andvariable renewable energy sources.