Considérations économiques sur la demande des marchés de l'électricité dans un contexte de transition énergétique

Economic considerations on the demand-side of electricity markets in a context of energy transition

• Auteur / Autrice : Clément Cabot
• Direction : François Lévêque
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Economie
• Date : Soutenance le 08/11/2023
• Etablissement(s) : Université Paris sciences et lettres
• Ecole(s) doctorale(s) : Ecole doctorale SDOSE (Paris)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Centre d'économie industrielle (Paris)
• Partenaire(s) de recherche : établissement de préparation de la thèse : École nationale supérieure des mines (Paris ; 1783-....)
• Jury : Président / Présidente : Nadia Maïzi
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : François Lévêque, Olivier Massol, Carine Staropoli, Manuel Villavicencio
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Olivier Massol, Carine Staropoli

Mots clés

Mots clés contrôlés

Bilan des émissions de gaz à effet de serre

Électrification

Décarbonation

Énergies renouvelables

Services de l'électricité -- Tarifs

Électricité

Mots clés libres

Architecture des marchés de l'électricité

Flexibilité de la demande

Optimisation

Energies renouvelables

Décarbonation industrielle

Electricity market design

Demand response

Optimisation

Renewable energy sources

Industrial decarbonisation

Résumé

Cette thèse complète la littérature existante sur la conception des marchés de l'électricité en se concentrant sur trois aspects majeurs : (i) analyser dans quelle mesure les conceptions actuelles des marchés de l'électricité ont permis l'émergence de la flexibilité de la demande, (ii) étudier les signaux prix à transmettre aux consommateurs dans un système électrique en transition et (iii) évaluer la perte de bien-être due à une coordination imparfaite entre l'offre et la demande dans un contexte d'électrification rapide. Les principaux résultats sont présentés ci-dessous.Premièrement, chaque sous-marché de l'électricité témoigne des contraintes géographiques et temporelles différentes. Si l'intégration de la demande améliore l'efficacité économique de l'ensemble des sous-marchés considérés, chacun nécessite une architecture de marché différente en fonction des objectifs poursuivis. Les cas de la France, de l'Allemagne et de la Pennsylvanie-New Jersey-Maryland, soulignent ainsi que les programmes actuels n'ont pas réussi à établir un cadre stable pour l'intégration de la demande dans les marchés de l'électricité. En outre, bien que le gisement de flexibilité de la demande identifié soit important, son intégration actuelle dans les marchés de l'électricité ne fournit que partiellement les services permettant à terme l'intégration des énergies renouvelables, ou la gestion de crise similaire à celle subie en 2021-2023.Deuxièmement, les tarifs dynamiques existants en France ne fournissent pas des signaux prix adéquats dans un contexte de croissance des énergies renouvelables. En effet, dans la mesure où la production d'énergies renouvelables va déterminer le profil des prix de l'électricité, les tarifs ayant une segmentation horaire fixe perdent progressivement de leur intérêt par rapport aux tarifs plus dynamiques. De fait, les tarifs à pointe mobile constituent une alternative à privilégier afin de réduire les pertes sèches pour les consommateurs. Leur adoption plus large nécessite cependant une flexibilité accrue et des possibilités de couverture de risques pour les consommateurs, sous peine de réduire leur taux d'adoption. En effet, le différentiel de prix entre période de pointe et période creuse est croissant dans les scénarios considérés, augmentant la perception du risque encouru.Troisièmement, le rythme d'électrification industrielle nécessaire pour atteindre les objectifs de décarbonation nécessite une bonne anticipation des prix à terme de l'électricité pour permettre aussi bien la décarbonation de l'offre que l'électrification de la demande. En effet, un scénario d'électrification accélérée qui ne tiendrait pas compte du rythme réalisable de l'augmentation de la production d'électricité risque d'entraîner une perte sèche de bien-être social. En faisant reposer la charge de la décarbonation sur la production d'électricité, la réduction des émissions des industries pourrait engendrer des effets adverses sur le secteur électrique si les investissements ne sont pas coordonnés, résultant par exemple en une hausse des prix de l'électricité ou un accroissement temporaire des émissions de gaz à effet de serre (GES). De fait, le rythme optimal de réductions de quotas d'émissions doit également être évalué à l'aune des investissements nécessaires du côté de la demande. Une réduction accélérée du nombre des quotas risque d'entraîner une perte de bien-être social si les industries ne sont pas en mesure de suivre un rythme similaire de réduction des émissions de GES, si celui-ci dépend de la capacité à s'approvisionner en électricité.

This thesis complements the existing literature on electricity market design and decarbonised power systems by focusing on three major issues: (i) understanding to what extent the existing electricity market designs have fostered demand-side flexibility, (ii) analysing the preferred price signals to be conveyed towards consumers in the evolving electricity markets and (iii) assessing the welfare loss due to imperfect information and pace asymmetry between the supply and the demand in a context of accelerated electrification. The main results are outlined below.First, electricity markets entail different geographical and temporal realities depending on the sub-market considered. Demand-side integration could improve the economic efficiency of the power system by reducing investments in peak power plants or grid reinforcement and providing additional flexibility to accommodate variable renewable energy sources. However, depending on the specific objectives pursued, different market designs must be settled and deployed. The case of France, Germany and Pennsylvania-New Jersey-Maryland shows that none of the current programs has successfully established a steady framework for integrating demand-side in electricity markets. This lag in adoption contrasts with the significant potential capacity and value found in the literature and the numerous empirical evidence underlining the price elasticity of consumers. Eventually, existing programs only partially provide the conditions necessary for managing prolonged power crisis episodes or accommodating the intra-day variability of variable renewable energy sources (vRES).Second, existing dynamic tariffs in France are no longer expected to provide adequate price signals in decarbonising electricity markets. In a situation where renewables production determines price patterns, fixed schedules will no longer be the most relevant tariff design compared to more flexible dynamic pricing. Conversely, peak pricing performs well in reducing deadweight loss by signalling scarcity episodes. While an increasing gap between on-peak and off-peak power prices increases the strength of price signals conveyed to consumers, it might negatively impact the adoption rate of consumers if those are not provided with sufficient flexibility or hedging possibilities.Third, the industrial electrification pace requires proper anticipation of forward power prices to ensure timely supply-side decarbonisation through electrification. An accelerated electrification scenario that would not factor in the achievable pace of power generation increase would lead to welfare losses. While electrification strategies shift the emissions burden from the downstream sector towards the power production, adverse effects could arise if investments are uncoordinated, leading to potential power price surges or increased greenhouse gas (GHG) emissions from the power sector. Policymakers should also consider the appropriate pace of carbon price increase while monitoring its effectiveness. Indeed, while carbon pricing provides effective decarbonisation incentives, excessively accelerated trajectories would likely lead to welfare losses if industries are unable to follow a similar rate of deployment of abatement technologies