Etablir la relation entre les marchés d'électricité à court-terme et les décisions d'investissements dans un contexte de forte pénétration d'énergies renouvelables.

par Baptiste Garcia-Rundstadler

Projet de thèse en Economie et finance

Sous la direction de François Lévêque.

Thèses en préparation à Paris Sciences et Lettres , dans le cadre de EOS - Économie, Organisations, Société , en partenariat avec Centre d'économie industrielle (Paris) (laboratoire) et de École nationale supérieure des mines (Paris) (établissement de préparation de la thèse) depuis le 18-09-2017 .


  • Résumé

    Le projet de thèse vise à établir la relation entre les marchés d'électricité à court terme et les décisions d'investissements dans un contexte de forte pénétration d'énergies renouvelables (EnR). Le développement massive des EnR dans les marchés de l'électricité européens a profondément modifié la forme de la demande résiduelle que les centrales électriques traditionnelles doivent satisfaire, les forçant à démarrer et à s'arrêter beaucoup plus fréquemment que par le passé. De manière similaire, pour gérer l'intermittence et la variabilité des EnR telles que le solaire et le vent, les centrales pouvant démarrer en quelques heures et/ou rapidement modifier leur puissance produite auront à produire de manière plus fréquente (et ce bien que d'autres technologies moins chères soient disponibles, si ces technologies sont limitées par des contraintes techniques). En bref, les marchés électriques européens vont avoir besoin de plus de flexibilité pour intégrer les EnR. Ce besoin de flexibilité devrait se refléter dans les prix sur les bourses d'électricité. En effet, lorsque les centrales font leurs offres sur ces bourses elles considèrent tous leurs couts, dont les couts induits par leurs contraintes techniques (comme les couts de démarrage). De fait, les prix de l'électricité vont probablement différer du simple cout variable de la technologie marginale. L'importance croissance de a flexibilité impactera plus que les prix de l'énergie sur les marchés à court-terme. En effet, si ce besoin croissant de flexibilité sur les marchés est correctement reflété dans les prix, il y aura aussi un impact sur les décisions d'investissements. Il se peut que cela favorise des investissements dans des solutions plus flexibles (centrales thermiques, maitrise dynamique de la demande, stockage, ... etc.) pour que le système puisse intégrer les EnR au cout le plus faible. Etudier les interactions entre les besoins de flexibilité dans les marchés court-terme et les décisions d'investissements nécessite une modélisation détaillée des marchés court-terme (qui tient compte des contraintes techniques des centrales, en particulier les non-convexes) et une modélisation des dynamiques d'investissements sur le long-terme. Une telle modélisation manque actuellement à la littérature.

  • Titre traduit

    Assessing the relationship between the short-term power markets and investment decisions in a context of high penetration of renewables.


  • Résumé

    The PhD project aims to assess the relationship between the short-term power markets and investment decisions in a context of high penetration of renewables. The massive deployment of renewable energy in European power markets has deeply modified the shape of the residual load that conventional power plants have to cover, forcing them to start up and shut down more frequently than in the past. Similarly, to deal with the intermittency and variability of RES sources such as wind and solar, plants which can start up in few hours and/or rapidly change their power output will have to produce more frequently (despite cheaper technologies being available, if these technologies are limited by their technical constraints). In short, the European power systems will require more flexibility in order to accommodate renewables. This need for flexibility should be reflected in power prices on power exchanges. Indeed, when making their offers on these platforms, producers will consider all their costs, including the costs induced by their technical constraints (e.g. start-up costs). Consequently, power prices will probably differ from the simple variable cost of the marginal technology. The increasing importance of flexibility will impact more than just energy prices in short-term markets. Indeed, if the increasing need of flexibility is correctly reflected into prices, it will also have an influence on investment decisions in a longer term. It may ultimately push for investments in more flexible units/solutions (generation plants, demand-response, storage, etc.) so that the system can accommodate renewable technologies at the lowest cost. Studying the interaction between flexibility needs in the short-term markets and investment decisions requires both a detailed modelling of short-term markets (which accounts for power plants' technical constraints, in particular the non-convex technical ones) and a modelling of investment dynamics on a long time horizon. Such a model is currently missing in the literature.