Décentraliser la production d'énergie : trois essais sur les politiques publiques pour la transition énergétique

Decentralized energy supply : three essays on public policies for the energy transition

• Auteur / Autrice : Nicolas Hatem
• Direction : Carine Staropoli
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Sciences économiques
• Date : Soutenance le 17/12/2024
• Etablissement(s) : Paris 1
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale d'Économie (Paris ; 2004-....)
• Partenaire(s) de recherche : Laboratoire : Paris-Jourdan Sciences Économiques (2005-....)
• Jury : Président / Présidente : Philippe Gagnepain
• Jury : Examinateurs / Examinatrices : Carine Staropoli, Olivier Massol, Louis-Gaëtan Giraudet, Raja Chakir, Leonardo Meeus, Guillaume Arbod
• Jury : Rapporteurs / Rapporteuses : Olivier Massol, Louis-Gaëtan Giraudet

Mots clés

Mots clés contrôlés

Décentralisation

Énergie

Politique publique

Transition énergétique

Mots clés libres

Transition énergétique

Politiques publiques

Décentralisation

Infrastructures énergétiques

Réseau de chaleur urbain

Solaire photovoltaïque

Analyse coût-bénéfice

Optimisation

Quasi-expérience

Energy

Solar

Heating

Résumé

Réduire l’intensité carbone de la production d’énergie nécessite la décentralisation des infrastructures énergétiques. La plupart des technologies disponibles pour produire de l’énergie bas-carbone sont de petite tailles, distribuées géographiquement et impliquent la décision d’acteurs locaux. Les coûts et les bénéfices de ces technologies restent mal documentés et varient fortement selon leur nature et le contexte de leur développement. Des travaux de recherche sont donc nécessaires pour, d’une part, mieux identifier ces coûts nets et, d’autre part, étudier les conditions d’efficacité des instruments de politiques publiques utilisés pour faciliter leur développement. Cette thèse y contribue avec trois études. Le premier chapitre compare l’efficacité d’investissements dans un réseau de chaleur urbain et dans la rénovation thermique des bâtiments du point de vue d’une ville (Bristol, Royaume-Uni) et dans un contexte de hausse des prix de l’énergie. Le choc sur les prix de l’énergie après l’invasion de la Russie en Ukraine (Février, 2022) a des conséquences importantes sur les coûts d’abattement des deux mesures. De nombreuses villes ont intégré ces investissements dans leurs plans d’action climat, nécessitant des évaluations économiques robustes pour optimiser leurs choix. Dans mon étude de cas, l’adoption de trajectoires de prix alignées avec le choc sur les prix de l’énergie dans une évaluation économique ex-ante peut inverser la séquence optimale d’implémentation des mesures envisagées par la ville, donnant priorité aux investissements dans le réseau de chaleur urbain pour la valeur assurantielle qu’il fournit aux usagers. Le deuxième chapitre quantifie la mauvaise allocation dynamique des investissements dans l’énergie solaire photovoltaïque. La littérature a étudié de façon extensive la variation spatiale des bénéfices de l’énergie solaire. Cependant, il existe aussi une variation importante des coûts entre les unités de production solaire, due à des économies d’échelles et à la diversité des configurations des installations. Cette hétérogénéité est d’autant plus importante lorsque l’on considère les variations des coûts dans le temps au sein et entre différents types d’installations. En outre, les politiques de soutien (obligations d’achat, enchères) ne prennent pas toujours en compte ces différences. Nous proposons une méthodologie pour estimer une borne inférieure de la mauvaise allocation dynamique des investissements dans le solaire. Nous comparons une séquence réalisée des investissements avec une séquence contrefactuelle qui reproduit la même trajectoire d’énergie solaire produite chaque année mais qui minimise les coûts totaux pour réaliser cette dernière. Nous appliquons cette méthodologie au cas de la France sur la période 2005—2021 et trouvons que la trajectoire réalisée fut éloignée de sa frontière coût-efficace. Le troisième étudie le fonctionnement du « mille-feuille » administratif français pour autoriser l’implantation de centrales solaires au sol. Le déploiement spatial du solaire suit un régime régulatoire spécifique. Les zonages des documents d’urbanisme au niveau local sont utilisés pour définir au niveau national les conditions d’éligibilité d’un terrain pour une installation solaire. Cependant, la diversité des cadres régulatoires pour l’aménagement du territoire -- établis au niveau communal ou inter-communal -- créent des décalages entre les juridictions dans l'application de la régulation nationale. J’étudie comment cette articulation impacte la quantité de terres allouées aux centrales solaires. Je trouve que les documents d’urbanisme avec plus de catégories de zonages permettent un meilleur ciblage des terres disponibles pour le solaire. Je trouve aussi que les documents d’urbanisme mis à jour récemment et intégrés au niveau de l’intercommunalité entravent l’allocation des terres au solaire car ils doivent intégrer d’autres objectifs, notamment sur l’artificialisation des terres.

Reducing the carbon intensity of energy production requires the decentralization of energy infrastructures. Most of the technologies available for low-carbon energy production are small-scaled, geographically distributed, and involve local actors in decision-making. The costs and benefits of these technologies remain poorly documented and vary greatly depending on their nature and the context of their development. More research is thus needed to better identify the net costs of decentralized energy infrastructures and to study the effectiveness of public policy instruments used to facilitate their development. I contribute to this topic with three independent works.The first chapter compares the effectiveness of investments in district heating networks versus energy efficiency retrofits from the perspective of a city (Bristol, UK) and in the context of rising energy prices. The energy price shock following Russia's invasion of Ukraine in February 2022 has significant implications for the mitigation costs of both measures. Many cities across Europe have developed climate action plans that, among others, include the two investments considered in this study. Robust economic evaluations are thus necessary to help them choosing the most cost-effective actions in an uncertain context. In my case study, adopting price trajectories aligned with the energy price shock in an ex-ante cost-benefit analysis can reverse the optimal sequence for implementing the measures, prioritizing investments in the district heating network due to its insurance value for consumers. The second chapter quantifies the dynamic misallocation of investments in solar photovoltaic (PV) energy. Substantial literature has examined the spatial variation in the gross benefits of solar energy. However, there is also significant variation in the costs between solar production units, due to economies of scale and the diversity of installation configurations. This heterogeneity is particularly important when considering costs variation over time within and between different types of installations. Support policies, such as feed-in-tariffs and public auctions, do not necessarily take this heterogeneity into account when they are designed. We propose a methodology to estimate a lower bound for the dynamic misallocation of investments. To do so, we compare a realized sequence of solar investments with a counterfactual sequence that replicates the same solar energy production each year but minimizes the total costs. We apply this methodology to the case of France from 2005–2021 and find that the realized trajectory was far from its cost-efficient frontier. The third examines the French administrative “mille-feuille” for authorizing the installation of ground-mounted solar power plants. While the effectiveness of spatial planning policies for the deployment of wind power has been studied in the literature, the deployment of ground-mounted solar has received scant attention. The spatial deployment of solar follows a specific regulation in France. Land-use planning at the local level is used to define at the national level eligibility criteria for the development of ground-mounted solar installations. However, the diversity of land-use planning frameworks – established at the municipality or inter-municipality level –creates discrepancies across jurisdictions in the application of national regulation. Using a quasi-experimental approach, I study how this interaction impacts the amount of land allocated to ground-mounted solar. I find that land-use planning frameworks with more detailed land-use categories enable better targeting of land for solar. I also find that recently updated land-use planning and the ones integrated at the inter-municipality level hinder the allocation of land to solar, as they must integrate other environmental objectives related to land conservation.