Le développement massif d'énergies renouvelables pour la production d'électricité bas carbone s'accompagne de défis économiques et techniques du fait de leur intermittence. Plusieurs solutions existent pour assurer que la production d'électricité satisfasse la demande en tout temps : la production d'électricité d'origine nucléaire, le stockage par batterie ou la production d'hydrogène par électrolyse en sont des exemples. Ce travail de thèse s'attache à caractériser leur valeur économique en complément des énergies renouvelables par des exercices de modélisation quantitative.Le premier chapitre de la thèse propose une définition et une évaluation de la valeur économique de la flexibilité du parc nucléaire français. Les contraintes opérationnelles de variation de production des réacteurs nucléaires sont assimilées à un stock de flexibilité nucléaire limité qu'il s'agit d'utiliser de manière optimale. Un exemple numérique est implémenté et résolu par l'utilisation de l'algorithme de programmation dynamique stochastique duale.Le second chapitre compare l'impact de différents contrats de compléments de rémunération sur la flexibilité opérationnelle du nucléaire. Selon les architectures de contrats, le producteur peut être plus ou moins exposé aux variations de prix de marché, ce qui impacte directement sa propension à produire de manière flexible. Un modèle numérique bi-niveau est implémenté pour modéliser le comportement d'un producteur nucléaire selon différents contrats et ses conséquences sur les prix de marché. Les résultats montrent une grande sensibilité des prix au contrat choisi, ce qui appelle à une attention particulière pour éviter des distorsions de marché trop importantes.Le troisième chapitre de la thèse s'intéresse à la substituabilité entre le stockage d'électricité par batterie et par hydrogène. Les variations de production des énergies renouvelables peuvent en effet survenir à l'échelle de l'heure comme de la saison, et différents types de stockages sont souvent présentés comme complémentaires pour ces différents besoins. Le stockage en cavité saline de l'hydrogène est un candidat pour le stockage saisonnier, alors que les batteries chimiques sont adaptées pour les arbitrages intra journaliers. Après avoir calculé l'élasticité de substitution entre les deux technologies à l'aide d'un modèle numérique appliqué au cas allemand, nous montrons qu'elles sont des substituts économiques, et non des compléments. Les batteries peuvent donc remplacer pour partie le stockage saisonnier à hydrogène. Le dernier chapitre de la thèse étudie la question de la sécurité d'approvisionnement d'un système hydrogène importateur. Un modèle de chaîne de Markov est appliqué au cas allemand pour estimer la stratégie optimale d'investissement pour pallier une possible rupture d'approvisionnement en importation d'hydrogène. Contrairement au cas historique des chocs pétroliers, nos résultats montrent qu'une politique de réserves stratégiques d'hydrogène est moins efficace qu'un surinvestissement en électrolyseurs permettant une production locale plus importante. La production locale d'hydrogène permettrait ainsi de décarboner les secteurs industriels difficiles à électrifier tout en assurant une plus grande indépendance énergétique.
Ange Blanchard (Tue,) studied this question.