Добірка наукової літератури з теми "Réseaux électriques (énergie) – Aspect économique"

Une thèse « d’exercice » fait le pont entre le monde académique et le monde de l’économie. Dans cette thèse, ces deux univers ont été réunis pour pouvoir apporter des solutions aux entreprises suisses qui veulent créer des centrales virtuelles de production (Virtual power plant - VPP). Pour pouvoir affronter le sujet, j’ai commencé la thèse en analysant les aspects législatifs qui ont permis le développement de cette technologie où l’élément le plus important est le « Winter pack » de la Commission européenne sur l’ouverture du marché. Je me suis ensuite concentré sur les explications des développements techniques nécessaires au VPP, qui sont liées aux développements du « smart grid ». La fin de l’introduction de ma thèse explique dans les grandes lignes les différentes théories économiques qui permettent de comprendre la structure des marchés financiers où la valorisation du VPP est possible. Après cette introduction, qui permettra aux lecteurs de se familiariser avec le sujet, il y a trois articles scientifiques dans lesquels j’analyse des questions majeures auxquelles les entreprises sont confrontées dans ce secteur, à savoir la prévision de la demande d’énergie, de la production et des prix du marché secondaire. Les articles ont permis de répondre à ces questions en fournissant des méthodologies de prévision efficientes en comparaison avec la littérature ; en outre, certains de ces modèles sont utilisés par des entreprises. Les méthodologies pour répondre à ces questions sont issues du monde de la finance (ARMA, SETAR, VAR) et du « machine learning » (LSTM, GRU), mais aussi d’autres disciplines comme le marketing (MCA) et la géostatistique (IWD)
A PhD thesis "on the job" is a bridge between the academic and the economic world. In this thesis, these two worlds came together to provide solutions to Swiss companies that want to create virtual power plants (VPP). In order to be able to tackle the subject, I started the thesis by analysing the legislative aspects that have allowed the development of this technology, where the most important element is the "Winter pack" of the European Commission which define common rules to open the energy market. Then I focused on the explanations of the technical developments for the VPP, which are linked to the developments of the "Smart Grid" concept. The end of the introduction of my thesis is a short view on economic theories, which allows the reader to understand the structure of the financial markets where the VPP valuation is possible.After this introduction, which will enable the readers to become familiar with the subject, there are three scientific articles where I have analysed problems that companies are facing in this sector. The forecasting of energy demand, production, and secondary market prices.The articles have helped to address the issues by providing efficient forecasting methodologies in comparison with the literature; in addition, companies use some of these models.The methodologies to answer these issues come from the world of finance (ARMA, SETAR, Var) and machine learning (LSTM, GRU), but also from contributions from other disciplines such as marketing (MCA) and geostatistics (IWD)

Dans le domaine de la distribution d’électricité, l’arrivée progressive de production décentralisée rend certains réseaux de distribution exportateurs de puissance, au point où des investissements sont nécessaires pour permettre l’évacuation de la puissance produite. La progression de l’instrumentation des réseaux permet au distributeur d’obtenir des informations de plus en plus riches sur la production décentralisée et la question d’intégrer celles-ci dans les procédés de planification français se pose. À partir de relevés de production, on vérifie que les situations de référence utilisées pour dimensionner le réseau présentent un risque d’occurrence suffisant pour nécessiter des investissements. Si des solutions offrant de la flexibilité sont utilisées, celles-ci peuvent être intégrées au processus de planification. Une étude technico-économique est nécessaire et des méthodes sont proposées pour estimer les fréquences de forte production et la dispersion possible pour un ou plusieurs producteurs. Des modèles simples de loi jointe sont proposés. Le cas pratique de l’effacement de production est testé sur des réseaux considérés réalistes. À partir des relevés réels et des modèles, l’effacement est comparé à l’option d’investir au niveau du poste source. Des abaques de décision sont tracés permettant une projection rapide du distributeur. Par ailleurs dans une optique d’utilisation de l’effacement pour gérer des contraintes intra-réseau, une méthode de calcul de load flow probabilisé est proposée ; celle-ci permet d’estimer rapidement la quantité d’effacement requise et de réaliser un comparatif économique entre plusieurs options
In the field of electricity distribution, some grids are more and more frequently exporters due to the gradual arrival of decentralized generation. Some grid investments are required to allow the evacuation of the power generated. As more and more information about decentralized production are available for the DSO, the question of integrating them into the planning processes arises.From data of energy production, it appears that the current situations tested for sizing the grid are likely to be reached on a several years basis. If consumption or production flexibilities are used, these can be integrated into the planning process. A technical and economic study is needed and methods are proposed to estimate the frequencies of high production and possible dispersion for one or more producers. Simple models of joint distribution are proposed.The practical case of curtailing production has been tested on networks with realistic scenarios of producers arrival. From actual data and previous models, curtailment and reinforcement are compared on a technico-economic basis. A abacus is plotted as a simple decision tool for the DSO. The question of using curtailment to defer or avoid intra-grid investment has also been investigated ; a calculation method of probabilistic load flow is proposed; it gives a quick and accurate estimation of the energy to curtail in order to avoid a constraint

Ce mémoire de thèse comprend trois parties, formées chacune de deux chapitres. La première partie est consacrée aux évolutions réglementaires
récentes dans le secteur électrique, leurs modalités et leurs enjeux. La seconde traite des questions d'efficacité tarifaire des prix d'accès. La troisième enfin aborde la question de la réglementation et, plus généralement, de la régulation d'un système électrique ouvert.
Le premier chapitre vise à décortiquer in concreto les relations de dépendance mutuelle, d'interpénétration entre les considérations économiques et les considérations extra économiques (i.e. réglementaires au sens large ou même politiques) dans l'organisation industrielle traditionnelle (on peut parler de modèle) du secteur électrique dans les sociétés développées.
Nous analysons le rôle essentiel du couple interconnexion/ intégration dans cette organisation.
C'est cet équilibre complexe qui est globalement remis en cause par les évolutions réglementaires récentes, auxquelles est consacré le deuxième
chapitre. La perspective adoptée dans l'analyse nous permet d'expliciter les principaux enjeux de ces évolutions : promotion de l'efficacité économique
(au sens large) ; préservation des conditions d'exercice de différentes missions 'de service public' (ou 'd'intérêt économique général'). Nous tentons de
préciser le plus finement possible les termes économiques dans lesquels ces enjeux se présentent aux réglementeurs du secteur électrique.
Le troisième chapitre débute l'étude plus normative du problème des prix d'accès. La notion de coût marginal de court terme de transport, qui
soulève ici des problèmes conceptuels inusités, y est présentée et discutée. Nous étudions en particulier les limitations à l'efficacité de ces coûts
marginaux qui résultent de la présence d'externalités, de problèmes informationnels et de l'existence de coûts de transaction.
Nous poursuivons cette démarche dans le quatrième chapitre, en étudiant d'une part les conséquences pratiques en termes d'efficacité des indivisibilités dans les fonctions de coût de réseau, et d'autre part celles de la variabilité-imprévisibilité des coûts marginaux de court terme de transport.
Nous proposons différents critères et principes pour limiter en pratique les inefficacités induites.
Dans le cinquième chapitre, nous abordons le problème de la réglementation sous un angle plus concret que ne le font les modèles théoriques, et en tenant compte des principales interdépendances entre les coûts de production et les coûts de réseau. Nous insistons sur les aspects du problème spécifiques à l'électricité (par rapport aux modèles théoriques généraux).
Le sixième chapitre est consacré à une discussion moins formalisée de l'équilibre réglementaire à long terme nécessaire à la régulation d'un système
électrique ouvert. Il met en perspective certaines pratiques réglementaires observées. Il pose la question essentielle de l'arbitrage entre consommateurs 'domestiques' et industriels.
Enfin la conclusion récapitule l'essentiel des résultats de l'étude, en évalue la portée et propose des voies de recherche

A cause de leurs caractéristiques spécifiques (externalités, économies d'échelle, coûts fixes élevés), les industries de réseau sont des monopoles naturels. Traditionnellement, le monopole public permettait, en plus, de préserver des missions du service public incombant à un Etat gestionnaire, financièrement plus fort que le secteur privé dans un contexte où le marché financier était inexistant. Actuellement, les partenariats public-privé (libéralisation) permettent de pallier les carences financières de l'Etat et d'instaurer une rigueur de gestion propice à l'éclosion du progrès technique. Les théories économiques des contrats, de la concurrence (marchés contestables) et de la régulation constituent le cadrage théorique des libéralisations. Elles fournissent les outils et le support théoriques nécessaires à la mise sur pied d'une concurrence équilibrée ainsi que la définition d'un cadre contractuel adéquat entre l'Etat et ses partenaires privés. L'efficacité de la libéralisation est tributaire de la régulation indépendante qui est une émanation de l'encadrement institutionnel global. Au Sénégal, la libéralisation des secteurs de l'électricité et des télécommunications et les changements institutionnels qui les accompagnent n'ont été amorcés qu'à partir de 1996. Toutefois, il est possible d'effectuer une analyse de mi-parcours afin de dresser une approche normative des perspectives en termes de régulation et d'encadrement institutionnel
Because of their specific characteristics (externalities, ladder economies, costs set up students), the network industries are natural monopolies. Traditionally, the public monopoly allowed also protecting the public service falling to a government, financially stronger than the private sector while the financial market was non-existent. Currently, the public private partnerships (liberalization) allow compensating for the financial lacks of the State and to establish a harshness of management which is necessary to promote the technical progress. Public-private partnerships thus became the new options of exploitation of network industries. The economic theories of contracts, of competition and of regulation constitute the theoretical centring of the liberalizations. They offer the theoretical tools and the support necessary for the setting up of a well-balanced competition and the definition of an adequate contractual frame between the government and his private partners. The efficiency of the liberalization depends on regulation which is an emanation of the global institutional supervision. In Senegal, the liberalization of electricity and telecommunications sectors and the corresponding institutional changes were begun only from 1996. However, it is possible to make a mid-term analysis to draw up a normative approach of the perspectives in terms of regulation and institutional frame (supervision)

Les réseaux électriques des pays d'Afrique subsaharienne (REASS) sont soumis, depuis le début de la décennie 90, à la réforme de leur organisation industrielle et de leur encadrement réglementaire. Cette dynamique s'explique davantage par des raisons liées, à l'inéfficacité de la gestion étatique du secteur, à la crise de financement subséquente, qu'à la prise en compte de l'évolution technologique dans l'organisation industrielle. Les premeières réponses à ces difficultés de fonctionnement ont été formulées dans la décennie 80. Le cadre exclusivement public de leur mise en oeuvre avait débouché sur des résultats mitigés des politiques d'assainissement financier et économiques correspondantes. Les réponses contemporaines s'articulent autour de la contestation de l'Etat-producteur et de la position de monopole des opérateurs traditionnels des réseaux électriques. . .

Depuis déjà quelques années, la revente d’électricité à partir des accumulateurs de véhicules à propulsion électrique (VPÉ) vers le réseau électrique, que l’on appelle communément « Vehicle-to-Grid » (V2G), a fait l’objet de nombreuses études. Avec l’utilisation de plus en plus répandue d’accumulateurs Li-ion dans les véhicules à propulsion électrique, la question du seuil de rentabilité du prix de vente d’énergie en production V2G devient un facteur important. En effet, le coût des accumulateurs Li-ion est très élevé alors que leurs vie utile est seulement de l’ordre de 1000 cycles de charge-décharge. L’objectif de ce mémoire est d’élaborer les conditions permettant d’établir le seuil de rentabilité technico-économique de la vente d’énergie électrique au réseau en production V2G d’un véhicule à propulsion électrique alimenté par des accumulateurs Li-ion et équipé d’un chargeur bidirectionnel niveau 1 et 2. Pour y arriver, plusieurs paramètres doivent être pris en compte tels que le coût d’achat des accumulateurs, le nombre total de cycles de charge-décharge pouvant être effectué avant que les accumulateurs ne doivent être remplacés, la caractéristique coût-rendement du chargeur bidirectionnel, le coût d’achat d’électricité au réseau électrique et finalement, la quantité d’énergie électrique pouvant être échangée avec le réseau électrique durant une année. Dans un premier temps, la topologie du chargeur bidirectionnel est choisie et une analyse de sa caractéristique coût-rendement est calculée. Par la suite, des cycles de charge-décharge à différentes profondeurs de décharge sont effectués sur des accumulateurs Li-ion afin de quantifier leurs dégradations. L’élaboration d’une équation de seuil de rentabilité, combinée aux résultats de l’analyse de la caractéristique coût-rendement et de la quantification de la dégradation des accumulateurs Li-ion, permet de déterminer l’influence du coût et du rendement du chargeur bidirectionnel et de la dégradation des accumulateurs Li-ion sur le prix de vente d’énergie électrique en production V2G.
In recent years, the use of electricity routed from batteries of plug-in electric vehicles (BEVs: battery electric vehicles and PHEVs: plug-in hybrid electric vehicles) to the power grid for resale purposes, a concept commonly referred to as Vehicle-to-Grid (V2G), has been the subject of numerous studies. With manufacturers opting more frequently for lithium-ion batteries in the production of such plug-in electric vehicles, the profitability in terms of resale price of such V2G-produced energy is put into question. Indeed, Li-ion batteries are rather expensive given their lifespan of approximately 1000 charge-discharge cycles. The ultimate purpose of this Master’s essay is to determine a set of principles to allow for the establishment of an equally lucrative and technologically-economic plan regarding the resale of V2G-produced electrical energy as the result of BEVs and PHEVs equipped with Li-ion batteries supplied by grade 1 and 2 bidirectional chargers. In order to successfully accomplish this feat, numerous factors must be taken into consideration: the cost of such batteries and their durability relative to their maximum attainable number of charge-discharge cycles; the return value of bidirectional chargers; the expenses incurred by the power network in purchasing such electricity; the maximum permissible quantity of electric energy that can be exchanged with the electric grid per year. Initially, the topology of a chosen bidirectional charger undergoes a mathematical analysis of its performance output with regard to its overall cost. Subsequently, multiple charge-discharge cycles are conducted on the lithium-ion batteries at varying discharge intensities in order to evaluate the cells’ deterioration. The former results, combined with the development of a formula for the financial break-even point, demonstrates the effects of a bidirectional charger’s expense and performance, along with the degeneration of Li-ion batteries, on the resale price of V2G-produced electrical energy.

Cette thèse de doctorat propose une méthodologie d’identification et de quantification du gisement éolien dans un contexte insulaire caractérisé par une topographie complexe et une forte pression sur l’usage des sols, puis elle l’applique au cas de l’île de La Réunion. Notre approche est interdisciplinaire, faisant appel tour à tour au droit, à la géographie, à la statistique et à la physique pour quantifier le gisement éolien à l’île de La Réunion, puis à l’économie pour évaluer le coût d’exploitation de ce gisement et définir des politiques publiques de soutien à la production d’électricité éolienne. La première partie de la thèse évalue l’impact du cadre réglementaire foncier sur le potentiel éolien en termes de puissance éolienne crête installable à La Réunion. Ce cadre réglementaire est défini en termes de scenarios décrivant les enjeux sociaux et environnementaux propres à l’installation de capacités éoliennes à l’île de La Réunion. Une approche basée sur les Systèmes d’Information Géographique est développée pour identifier la répartition spatiale des sites éoliens accessibles en fonction de l’évolution du cadre juridique foncier à La Réunion. La deuxième partie de la thèse vise à quantifier le gisement éolien sur les sites accessibles du point de vue règlementaire. La thèse expose la méthodologie d’étude de la distribution jointe de la distribution de la vitesse et de la direction horizontales du vent basée sur une analyse des variations saisonnières et journalières, et identifie les différents régimes de vent en vigueur à La Réunion. Elle justifie le recours au modèle paramétrique de Weibull dans un cadre probabiliste et montre l’intérêt d’utiliser un mélange de distributions de Weibull conditionnelles à la direction du vent, pour quantifier le potentiel éolien d’un site, par rapport au modèle conventionnel de Weibull à deux paramètres. La thèse présente également une méthodologie de construction de l’information géographique concernant les obstacles au sol, nécessaire pour profiler le cisaillement vertical du vent à La Réunion. Elle propose ensuite deux méthodes de prévision spatiale de la ressource éolienne permettant de l’évaluer à partir des observations réalisées aux stations météorologiques disponibles et utilise ces méthodes pour modéliser l’évolution spatiale de la moyenne et du coefficient de variation empiriques de la vitesse du vent. La dernière partie de notre thèse présente une méthode d’évaluation croisée de la politique réglementaire et de la politique de subvention de l’électricité éolienne par le biais de systèmes de tarifs de rachat garantis. Pour chaque scénario de politique réglementaire, on identifie les éoliennes qui sont économiquement profitables dans le cadre de la politique publique de subvention de l’éolien pratiquée à La Réunion. Pour chaque scénario réglementaire, on évalue également le niveau du tarif de rachat garanti de l’électricité éolienne permettant d’atteindre les objectifs publics de développement de l’éolien à La Réunion, ce qui permet de chiffrer le montant du subventionnement public nécessaire pour atteindre ces objectifs
This doctoral thesis proposes a methodology to identify and quantify the wind power resource in a context characterized by a complex topography and a strong competition for land use, and then it applies it to the case of Reunion island. Our approach is interdisciplinary by using in turn law, geography, statistics and physics to quantify the wind power resource in Reunion Island, then economics to cost the mining of this deposit and to formulate public policies to support wind power generation. The first part of the thesis assesses the impact of land regulatory framework on the wind power resource defined in terms of installable peak power. This regulatory framework is defined in terms of scenarios depicting the social and environmental challenges associated with wind power generation in Reunion Island. A methodology based on Geographic Information Systems is developed to identify the spatial distribution of installable wind farms and to assess the impact of an evolution of land legal framework in Reunion. The second part of the thesis aims at quantifying the wind power on sites accessible from a regulatory point of view. The thesis presents a methodology to study the joint distribution of horizontal wind speed and direction based on the analysis of its seasonal and daily variations, and identifies the different wind regimes in force in Reunion. The thesis supports the use of Weibull distribution model on ground of probability theory, and provides evidence of superiority of using a mixture of Weibull distributions conditional on wind direction to quantify the wind power resource of an accessible site with respect to the use of the conventional marginal two parameters Weibull model. The thesis also provides a methodology to construct the geographical information regarding ground obstacles necessary for profiling the vertical wind shear profile in Reunion. Then, the thesis proposes two spatial prediction methods to assess the spatial distribution of wind resource allowing its estimation from the observations recorded at the available weather stations, and uses these methods to model the spatial evolution of the wind speed mean and variation coefficient. The last part of the thesis provides a method to cross assess the regulatory public policy and the public subsidy policy for wind power generation through feed-in-tariff schemes. For each regulatory scenario, we identify the wind power plants which are profitable under existing feed-in-tariff schemes. For each regulatory scenario, we also evaluate the level at which the feed-in-tariff must be set to reach public objectives of wind power development in Reunion, which allows to assess the amount of public subsidy needed to achieve these objectives

Le développement du quartier comme échelle d’un développement urbain plus durable s’inscrit dans une période de prise de conscience liée au changement climatique pour lequel l’Union Européenne a mise en place une politique de transition énergétique. Actuellement, les écoquartiers se structurent autour de deux points clés au niveau énergétique : l’efficacité énergétique et l’approvisionnement énergétique. L’efficacité énergétique qui englobe la performance énergétique du bâtiment et la maitrise de la demande énergétique est le fer de lance des politiques de transition énergétique locale existante. A l’opposé, l’approvisionnement énergétique bas carbone ne semble pas avoir encore atteint une maturité suffisante pour être réalisée en totalité à l’échelle du quartier. Néanmoins, l’analyse des projets d’écoquartiers montre l’intérêt croissant porté à la création d’une offre énergétique bas carbone employant les ressources locales. Cet intérêt traduit, notamment, la volonté de certains acteurs locaux d’atteindre un certain degré d’autonomie énergétique. Afin d’envisager le quartier comme une échelle pertinente pour l’approvisionnement énergétique bas carbone, il est nécessaire d’analyser les conditions technico-économiques et institutionnelles à mettre en œuvre. Elle révèle le besoin d’un changement de paradigme dans la structuration des systèmes énergétiques passant de systèmes centralisés à des systèmes décentralisés. Or, ce nouveau paradigme est conditionné par la maturité technico-économique des infrastructures pouvant être installées dans le quartier et par la capacité à trouver un modèle d’affaire viable rendant l’investissement rentable à cette échelle. D’un point de vue institutionnel, il provoque une modification des relations entre les acteurs utilisant les vecteurs énergétiques étudiés (électricité et chaleur). L’essor de nouveaux profils de production avec le développement des énergies renouvelables et l’émergence de nouveaux profils de consommateurs devenant des producteurs modifie la chaîne de valeur énergétique et oblige à garantir la flexibilité des systèmes énergétiques pour garantir leur bon fonctionnement. Pour tenter d’apporter un éclairage sur les possibles formes que pourraient prendre ces relations, une démarche méthodologique reposant sur la construction d’idéal-types a été réalisé. Elle fait apparaître le besoin d’un nouvel acteur, le gestionnaire de l’énergie, pour garantir le bon fonctionnement des systèmes énergétiques installés dans les quartiers
The development of the neighborhood as a scale of a more sustainable urban development takes part in a period of awareness linked to climate change for which the European Union has implemented an energy transition policy. In this context, the eco-neighborhoods are structured around two key points in terms of energy: energy efficiency and energy supply. Energy efficiency, which encompasses the energy performance of buildings and the control of energy demand, is the spearhead of existing local energy transition policies. In contrast, the low-carbon energy supply does not seem to have reached sufficient maturity to be fully implemented at the neighborhood level. Nevertheless, the analysis of eco-district projects shows the growing interest in the creation of a low carbon energy supply using local resources. This interest reflects, in particular, the willingness of some local actors to reach a degree of energy autonomy. In order to consider the neighborhood as a relevant scale for low-carbon energy supply, it is necessary to analyze the technical-economic and institutional conditions to be implemented. It reveals the need for a paradigm shift in the structuring of energy systems from centralized to decentralized systems. However, this new paradigm is conditioned by the technical and economic maturity of the infrastructures that can be installed in the district and by the ability to find a viable business model making the investment profitable on this scale. For the institutional part, it causes a modification of the relations between the actors using the energetic vectors studied (electricity and heat). The rise of new production profiles with the development of renewable energies and the emergence of new consumer profiles becoming producers, alters the energy value chain and makes it necessary to guarantee the flexibility of energy systems to ensure their correct functioning. To plan a different pathway that these relationships might take, a methodological approach based on the construction of the ideal-type was carried out. It shows the need for a new player, the energy manager, to ensure the proper functioning of the energy systems installed in the neighborhoods

L'intégration massive des énergies renouvelables variables (EnRV) provoque d'importants changements dans le système électrique. Auparavant développé de manière vertical et centralisé, le système était robuste et fiable. Cependant, la production des EnRV est intermittente et peu prévisible. Ainsi, le système doit être plus flexible grâce à de nouvelles options telles que la maîtrise de la demande, le stockage ou l'effacement de la production EnRV. Cependant, le potentiel des EnRV est réparti inégalement en Europe et avec d'importants taux de pénétration d'EnRV, les échanges d'électricité entre les régions vont augmenter provoquant des congestions dans le réseau. Ainsi, les options de flexibilité ne pourront peut-être pas réduire ces congestions. Pour analyser ces effets, le travail mené dans cette thèse utilise le modèle de prospective long terme POLES (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems) couplé avec le nouveau module du secteur électrique EUTGRID (EUropean – Transmission Grid Investment and Dispatch). Ce module inclut une représentation détaillée du réseau de transport européen d'électricité avec un calcul des flux plus réaliste. De plus, les renforcements sont déterminés suivant les coûts de congestion de chaque ligne. Ce nouveau couplage permet d'avoir une évolution dynamique du réseau de transport. Le rôle du réseau de transport est ensuite analysé et comparé avec les autres options de flexibilité. Les investissements dans le réseau augmentent ainsi fortement avec d'importants taux de pénétration des EnRV alors que les options de flexibilité ne peuvent pas intégralement remplacer le réseau. Finalement, un travail exploratoire est mené avec l'introduction de réseaux de distribution génériques (urbain, semi-urbain and rural) dans EUTGRID. Les résultats montrent que les renforcements sont légèrement décalés avec une augmentation de l'utilisation des technologies de back-up (i.e. centrales à gaz) ce qui augmente les émissions totales
The power system is facing a major shift with the large-scale development of variable renewable energy sources (VRES). This vertical and centralized architecture helped the system to be robust and reliable. However, VRES production is intermittent and less predictable. As a result, the system needs to add more flexibility with new options such as Demand Side Management, storage technologies and VREs curtailment. But renewable energies potentials are unevenly distributed in Europe and, with high shares of VREs, power flows exchanges will increase between specific regions. As a result, the existing transmission grid would face congestions and these flexibility options might not be sufficient to alleviate these bottlenecks. To analyse these impacts, the work carried in this thesis uses the long-term energy model POLES (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems) coupled with the new European power sector module EUTGRID (EUropean – Transmission Grid Investment and Dispatch). It includes a detailed transmission grid and more realistic power flows with a DC-OPF. A grid investment mechanism is also incorporated to determine the grid investments based on nodal prices. This new coupling permits to get a dynamic evolution of the transmission grid. The role of the transmission grid is being assessed and compared with other flexibility options. The grid investments increase largely with important development of VRES while other flexibility options cannot completely replace them. Finally, an exploratory work is being carried with the introduction of generic distribution grids (urban, semi-urban and urban) in EUTGRID. The results show that the reinforcements are slightly delayed with a greater use of back-up technologies which increases the total emissions

L’énergie éolienne en mer connaît une croissance forte. Sa compétitivité économique, mesurée par le LCOE (coût d’énergie actualisé), n’a pas encore atteint celle de l’éolien terrestre. Le coût du raccordement électrique affecte cette compétitivité. Selon la distance et la puissance de la ferme, un panel important d’architectures et technologies de réseau de raccordement peut être considéré (AC ou DC etc..). L’objectif de cette thèse est de fournir un cadre méthodologique décisionnel pour l’évaluation et la planification d’architecture du réseau de raccordement.L’évaluation des architectures repose sur les calculs des énergies annuelles dissipée dans le réseau, des coûts d’investissement du réseau et de l’énergie non distribuée en lien avec la fiabilité du réseau. Pour calculer ces quantités, des modèles et méthodes de calculs sont proposés. Il apparaît néanmoins nécessaire d’évaluer et de comparer des architectures ayant des dimensionnements optimaux. Ainsi, une formulation du problème de dimensionnement du réseau est proposée. La formulation est générique vis-à-vis des différentes architectures considérées. Une méthode de résolution heuristique rapide donnant des solutions quasi-optimale est mise en œuvre. L’environnement d’aide à la décision qui permet le dimensionnement puis l’évaluation d’une architecture est mis en œuvre sur plusieurs cas d’application incluant des architectures très différentes. Finalement, une méthode probabiliste analytique est proposée afin de prendre en compte les incertitudes sur les modèles et leurs propagations aux critères de décision
Offshore wind power is quickly developing. Its cost-effectiveness, measured with the LCOE (Levelized cost of Energy) has not reached the one of onshore wind power yet. The cost of electrical connection impacts this cost-effectiveness. Depending on the distance to the onshore grid, many possibilities of architectures and associated technologies can be considered for this connection network (AC, DC etc.). The goal of this research is to provide a decision support framework for the assessment and the planning of architectures for electrical connecting networks.The architecture assessment relies on the calculations of the annual energy dissipated through the network, of the investment costs and of the annual energy curtailed due to the network unavailability. To compute these quantities, models and methods are proposed.It appears that to compare architectures, these must be have near optimal designs? Thus, a formulation of the electrical network design optimization is proposed. The formulation is generic in regard to the various architectures which are considered. A quick heuristic solving approach which gives near optimal solutions is proposed and implemented.The decision support framework makes it possible the design and the assessment of an architecture and is applied to two very different architectures. Finally, a probabilistic analytical method is proposed to take into account the models uncertainties and to study their propagation to the decision criteria