Mécanismes et architectures pour encourager l’usage massif et efficace d’énergies renouvelables générées localement

To meet carbon reduction goals in Europe but worldwide too, a large number of renewable distributed energy resources (DER) still need to be deployed.Aiming at mobilizing private capitals, several plans have been developed to put end-customers at the heart of the energy transition, hoping to accelerate the adoption of green energy by increasing its attractiveness and profitability.Some of the proposed models include the creation of local energy markets where households can sell their energy to their neighbors at a higher price than what the government would be willing to pay (but lower than what other customers normally pay), shared investment models in which consumers own a carbon-free power plant such as a wind turbine or a solar farm and they obtain dividends from its production to collective auto-consumption models in which several families are ‘hidden’ behind the same smart meter, allowing them to optimize their aggregated consumption profile and therefore maximizing the value of their DER.One of the main objectives of the thesis is to understand these different incentives as they will play a crucial role in tackling climate change if correctly implemented. To do so, we design a framework ‘local energy trading’ that encompasses a large number of incentives.In the context of local energy trading, we study the interactions of prosumers (consumers with generation capabilities) located in the same Low Voltage network, possibly behind the same feeder. These prosumers will still be connected to the main power grid and they will have the option, as they do today, to buy and sell to/from their utility company at a fixed price (a flat rate or a Time-of-Use, for example). For these agents to fully benefit from the advantages of local energy trading, we shall assume that they own appliances (such as batteries) that, without changing their perceived energy demand, can enable them to change their net energy demand as seen from outside their homes. Modeling prosumers as rational utility maximizers, they will schedule their battery to decrease the cost associated with their net energy demand (as their perceived demand remains unchanged).In the first part of the thesis, we investigate competitive models in which prosumers sell their surplus to their neighbors via a local energy market. We analyze different strategies that players could use to participate in these markets and their impact on the normal operation of the power grid and the Distribution System Operator. In this regard, it is shown that sequential markets can pose a problem to the system and a new market mechanism that exploits domain knowledge is proposed to increase the efficiency of the local trades.In the second part of the thesis, we delve into incentives that can be implemented through cooperation. In this regard, we use cooperative game theory to model the shared investment into energy storage and photovoltaic panels (PV) by a group of prosumers. For the studied model we show that a stable solution (in the core of the game) exists in which all participants cooperate and we provide an efficient algorithm to find it. Furthermore, we also show that cooperation is stable for participants that already own batteries and PVs but prefer to operate them in coordination to increase their value, effectively implementing collective auto-consumption.Finally, we demonstrate how to integrate both models: the shared investment and the cooperative control of existing resources into a single cooperative framework which also enjoys the existence of stable outcomes. For this later model, we propose to decouple the return over investments (ROI) obtained between the ROI produced by the investment in hardware and the ROI obtained by cooperation itself. By doing so, we can offer the former profit to external investors to raise the required capital (although nothing forbids the member of the coalition to contribute) and the latter to the actual consumers.Le déploiement massif de ressources d'énergie renouvelable distribuée (RED) représente une opportunité majeur pour atteindre les objectifs de réduction des émissions de carbone en Europe, mais aussi dans le monde entier. Visant à mobiliser des capitaux publics et privés, plusieurs plans ont été développés pour placer les clients finaux au cœur de la transition énergétique, dans l'espoir d'accélérer l'adoption de l'énergie verte en augmentant son attractivité et sa rentabilité. Certains systèmes proposés incluent la création de marchés locaux d'énergie, où les résidences peuvent vendre leur énergie dans leur quartier à un prix plus élevé que celui que les fournisseurs classiques seraient prêts à payer (mais inférieur à ce que les autres clients paieraient à ces fournisseurs); des investissement partagés, les consommateurs possédant dans ce cadre un générateur décarboné et/ou du stockage pour lesquels ils obtiennent des dividendes dans un contexte d’autoconsommation collective où plusieurs familles sont `` cachées '' derrière le même compteur intelligent, leur permettant d'optimiser leur profil de consommation agrégé et donc maximiser la valeur de leur investissement. L'un des principaux objectifs de la thèse est de fournir des méthodes pour augmenter les gains potentiels et des modèles pour évaluer l’impact que l’on peut attendre de ces différentes solutions, afin qu’elles deviennent une incitation plus forte à la génération et usage d’énergies renouvelables, car celles-ci joueront un rôle crucial dans la lutte contre le changement climatique seulement si elles sont correctement mises en œuvre. Pour ce faire, nous concevons un cadre permettant de concevoir et de comparer divers paradigmes «d’investissements partagés et d’échanges monétisés locaux de l’énergie», dont le potentiel de «gains» se traduit par une incitation forte à leur mise en œuvre. Dans le cadre d’échanges monétisés locaux d'énergie, nous étudions les interactions entre prosommateurs (consommateurs avec capacité de production et éventuellement de stockage) situés dans le même réseau Basse Tension, éventuellement derrière le même départ. Dans nos systèmes, ces prosommateurs seront toujours connectés au réseau électrique principal et ils auront la possibilité, comme ils le font aujourd'hui, d'acheter et de vendre à un opérateur de services de distribution d’électricité, suivant une politique tarifaire connue à l’avance (un taux forfaitaire ou un temps d'utilisation, pour exemple). Pour que ces agents bénéficient pleinement des avantages des échanges locaux d'énergie, nous supposons qu'ils possèdent des appareils (tels que des batteries) qui, sans modifier leur demande énergétique interne (sans changer leur comportement d’usage), peuvent leur permettre de modifier leur demande énergétique nette vue de l'extérieur de leur domicile. En modélisant les prosommateurs comme des maximisateurs rationnels de l'utilité (que nous définissons), ils planifieront les flux entrant et sortant de leur batterie pour diminuer le coût associé à leur demande nette d'énergie (avec comme signalé, une demande perçue qui reste inchangée). Dans la première partie de la thèse, nous étudions des modèles concurrentiels dans lesquels les prosommateurs vendent leur surplus à leurs voisins via un marché local d'énergie. Nous analysons différents types de marchés et donc différentes stratégies que les acteurs pourraient utiliser pour participer à ces marchés, ainsi que leur impact sur le réseau électrique et sur le gestionnaire du réseau de distribution. Dans la deuxième partie de la thèse, nous explorons les incitations qui peuvent être mises en œuvre par la coopération. À cet égard, nous utilisons la théorie des jeux coopératifs pour modéliser l'investissement partagé dans l’acquisition de dispositifs de stockage énergie et de panneaux photovoltaïques (PV) par un groupe de prosommateurs