Le déploiement massif de ressources d’énergie renouvelable distribuée (RED) représente une opportunité majeure 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 investissements 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. `A 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.

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