CERM

Année : 2025
Porteur de projet : Cédric Clastres
Laboratoire : GAEL

 

Contexte scientifique et positionnement du projet :

La transition énergétique s’accompagne de profonds changements dans les systèmes énergétiques, avec un déploiement massif des énergies renouvelables et un rôle croissant de l’électricité dans ce nouvel environnement. L’accès à l’énergie est actuellement largement géré par un dispatching centralisé. Les gestionnaires de réseau sont fortement impliqués dans cette nouvelle gestion, notamment sur les questions de flexibilité et d’équilibrage. Toutefois, la décentralisation bouleverse leur organisation antérieure, et ils doivent s’adapter à ce nouvel environnement incertain, constitué de ressources énergétiques distribuées, de stockage, de besoins en flexibilité et de coordination de technologies de secours. Il est donc nécessaire de repenser le modèle économique ou l’organisation comportementale, tant pour certains acteurs de la distribution (fournisseurs et consommateurs) que pour les opérateurs de réseau et de marché. La fiabilité du réseau dépendra toujours de cette nouvelle organisation économique et des investissements pour rendre le réseau de distribution (et le gestionnaire de réseau de distribution) plus actif sur les marchés en aval et décentralisés.

Dans les prochaines années, des recherches supplémentaires devront être menées pour examiner comment les mécanismes d’échange des systèmes énergétiques communautaires influencent le marché centralisé de l’électricité, le système de réseau, ainsi que les changements associés sur les revenus et les tarifs des acteurs participants (Abada et al., 2020a, 2020b). Il est donc crucial d’analyser l’impact des différents modèles tarifaires et des obstacles potentiels à une intégration plus poussée des communautés énergétiques dans le réseau électrique et les marchés, afin d’en assurer le bon déploiement ainsi qu’une répartition optimale des coûts (Capper et al., 2022 ; Casalicchio et al., 2021 ; Li et al., 2021). Ce travail vise à combler cette lacune dans le cadre de la transition énergétique.

Méthodologies et résultats attendus :

Méthodologies :
Les différentes hypothèses et approches d’allocation des coûts (théorie des jeux coopératifs) sont explorées afin de tirer des implications pour améliorer les échanges énergétiques, en tenant compte de leurs contraintes et objectifs dans le contexte donné. Par ailleurs, nous proposons d’étudier les améliorations réglementaires permettant au GRD (gestionnaire de réseau de distribution) de recouvrer ses coûts. Une analyse coûts-bénéfices sera introduite pour mettre en évidence des pistes d’amélioration et d’approfondissement dans ce contexte.

En considérant la faisabilité économique de la flexibilité et de la gestion du réseau, ce projet proposera une modélisation technico-économique principalement fondée sur la théorie des jeux et l’organisation industrielle pour évaluer les modèles économiques des principaux acteurs (consommateurs, prosommateurs, communautés énergétiques, GRD, opérateurs de marché) dans un système électrique flexible et résilient. Le projet pourra ensuite explorer une coordination proactive entre les acteurs, dans laquelle le GRD anticipe l’intégration des énergies décentralisées, des technologies de flexibilité ou des comportements (communautés énergétiques) pour réduire les coûts de dispatching et améliorer la fiabilité du système électrique décentralisé.

Résultats attendus :
Le projet vise à présenter une vue d’ensemble structurée et détaillée des différents systèmes d’échange, et à identifier les bénéfices et les coûts associés aux différents schémas dans le cadre réglementaire existant. De plus, cette étude devrait proposer une allocation des coûts adaptée, qui minimise les coûts de réseau pour les communautés et évite les difficultés financières pour le réseau.

Dans la littérature, plusieurs modélisations en optimisation ou mises en œuvre empiriques ont été développées sur les réseaux des GRD et la flexibilité. Cependant, elles n’intègrent pas les comportements stratégiques des acteurs et supposent souvent un GRD passif, uniquement guidé par des contraintes réglementaires sur ses revenus. Ce travail introduira ces comportements stratégiques, en considérant le GRD comme un acteur à part entière de la gestion de la flexibilité et de l’équilibre du marché décentralisé, dans un environnement incertain composé de communautés énergétiques et d’autoconsommation.

Étapes clés du projet et organisation :

Ce projet s’organisera comme suit. L’objectif est de rédiger et publier des articles scientifiques le plus rapidement possible. Pour cela, le projet pourra s’appuyer sur trois doctorants actuellement encadrés par Cédric Clastres : l’un travaillant sur les communautés énergétiques (financement IRGA 2023), un autre sur les impacts des énergies renouvelables sur les prix de l’électricité sur les marchés (financement GS Pt GREEN), et le dernier sur la prévision de la demande et le dimensionnement de la production dans les marchés de l’électricité (financement CEA I-TESE).

Ce projet vise également à fédérer des chercheurs étrangers sur ces thématiques, tels que Barbara Antonioli, professeure en économie à l’Université de Lugano (Suisse), et Claire Bergaentzle, maîtresse de conférences en économie de l’énergie à l’Université technique du Danemark.

Des partenariats avec le réseau EDENi (Université de Franche-Comté) ou avec l’Observatoire de la Transition Énergétique – OTE (CDTools OTE de l’IDEX à Grenoble), principalement sur son axe 3 (Régulations et politiques publiques), mais aussi sur l’axe 1 (Comportements et usages), pourraient être envisagés.

Les financements attendus pour soutenir ce projet seront principalement alloués à ces partenariats, notamment pour des déplacements de recherche et des séminaires/conférences avec l’Université de Lugano et l’Université technique du Danemark.