Thèse Flexibilités Énergétiques et Interactions Multi-Acteurs dans la Planification des Réseaux Électriques de Distribution une Approche par les Jeux d'Options Sous Incertitudes H/F

Doctorat.Gouv.Fr

Établissement : Université Grenoble Alpes École doctorale : EEATS - Electronique, Electrotechnique, Automatique, Traitement du Signal Laboratoire de recherche : Laboratoire de Génie Electrique Direction de la thèse : Marie-Cécile ALVAREZ-HERAULT ORCID 0000000158137454 Début de la thèse : 2026-10-01 Date limite de candidature : 2026-05-31T23:59:59 Avec le développement rapide des réseaux électriques intelligents, Smart Grids, de nouveaux acteurs et services émergent et transforment en profondeur les modalités de prise de décision en matière d'investissements dans les réseaux électriques de distribution. Par exemple, le recours à l'effacement pourrait permettre de dimensionner les infrastructures de réseau en dessous de la puissance maximale théorique des clients - qu'ils soient consommateurs ou producteurs. Toutefois, ces évolutions s'accompagnent de nombreuses incertitudes : à quel moment, en quels lieux et dans quelle proportion ces acteurs (énergies renouvelables, véhicules électriques, stockage, autres dispositifs de flexibilité) s'intégreront ils au réseau ? Quels types de contrats lieront ces acteurs aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD), qu'il s'agisse d'effacement de consommation ou de production, de gestion du réactif, de reconfiguration ou de pilotage des régleurs de transformateurs ? Dans ce contexte, la planification des réseaux de distribution ne peut plus reposer sur des hypothèses déterministes classiques, portant uniquement sur l'évolution des charges et des investissements standards (conducteurs, transformateurs). L'objectif de ce projet de recherche est d'analyser et de modéliser l'évolution dynamique des réseaux de distribution sur une période de plusieurs dizaines d'années (usuellement 30 ans), en intégrant les incertitudes et les marges de risque et de regret associées.
L'incertitude qui entoure l'émergence des flexibilités locales (effacement, production décentralisée, stockage, véhicules électriques) ainsi que la complexité des interactions entre les différents acteurs du système énergétique, imposent de repenser les approches classiques de planification. Les méthodes traditionnelles, notamment l'évaluation par la Valeur Actuelle Nette (VAN), s'avèrent insuffisantes dans ce contexte. La VAN repose en effet sur une vision statique : une fois la décision prise, elle ne permet pas de réviser ou d'adapter l'investissement en fonction de l'évolution des conditions. C'est dans cette optique que la théorie des options réelles s'avère pertinente. Elle permet d'introduire la notion de flexibilité dans la décision d'investissement : choisir d'attendre plutôt que d'investir immédiatement permet de préserver une option d'action ultérieure et d'intégrer la valeur de l'information future. Dans le cadre des Smart Grids, les différents leviers techniques et solutions de flexibilité peuvent ainsi être considérés comme autant d'options réelles, activables en fonction des conditions effectives d'exploitation du réseau.
La thèse précédente de JP Dib a permis de développer un modèle de planification sous incertitudes intégrant la flexibilité liée à la charge (« demand response ») reposant notamment sur la théorie des options réelles. Ces premiers résultats, uniques dans le domaine de la prise de décisions d'investissements sous incertitudes dans les réseaux électriques de distribution, ont permis de valoriser les stratégies du gestionnaire de réseau de distribution à savoir « ne rien faire », « investir », « activer la flexibilité » [1]. Aussi, ce modèle a permis de valoriser les incertitudes par la flexibilité managériale qu'elles apportent lorsqu'elles sont intégrées dans le modèle de planification. Cependant, cette approche est mono-acteur, considérant uniquement le point de vue du gestionnaire de réseau, et se concentrant sur une seule flexibilité.
La dimension stratégique devient essentielle dès lors que les décisions du gestionnaire du réseau de distribution sont influencées par les actions d'autres acteurs (consommateurs flexibles, producteurs décentralisés, opérateurs de stockage, agrégateurs, etc.). Dans ce cadre, il apparaît prometteur d'associer la théorie des options réelles à la théorie des jeux, pour former ce que l'on appelle des jeux d'options. Cette approche permet de modéliser simultanément (i) la valeur stratégique des différentes flexibilités techniques en tant qu'options réelles, (ii) les interactions entre acteurs aux intérêts potentiellement divergents ou complémentaires et (iii) les impacts collectifs des choix individuels, notamment via une analyse de l'efficacité économique et sociale des solutions envisagées et de l'évaluation du regret lié à la perte de valeur en cas de prise de décision sous-optimale.