CHATON Corinne

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En octobre 2015, le Parlement européen a établi une réserve de stabilité du marché (MSR) dans la phase 4 de l'EU-ETS, dans le cadre des politiques climatiques pour 2030. Dans cet article, nous modélisons l'EU-ETS en présence de la réserve de stabilité du marché (MSR) telle qu'elle est définie par cette décision et nous étudions l'impact d'une telle mesure en termes de prix des permis, de production et de stratégies bancaires. Pour ce faire, nous construisons un modèle inter-temporel dans lequel les entreprises polluantes en concurrence sur un marché de biens homogènes sont des preneurs de prix sur un marché de permis et font face à une demande incertaine. Notre principale conclusion est que le MSR parvient à augmenter le prix des permis en corrigeant une offre excédentaire (et inversement à le diminuer en cas de demande excédentaire). Cependant, lorsque la demande de production est stochastique, le MSR peut modifier les conditions d'arbitrage qui déterminent le prix des permis. Dans certains cas, qui dépendent de l'ampleur de la variation de la demande, des effets inattendus sur la structure des prix apparaissent. Cela peut à son tour affecter négativement le bien-être.

Dans cet article, nous nous concentrons sur la politique dite de back-loading adoptée par la Commission européenne pour augmenter le prix du marché du carbone. Cette mesure environnementale consiste à retirer une partie des quotas alloués pour une période donnée afin de les réallouer en partie ou en totalité par la suite. Pour analyser l'impact du back-loading des permis, nous déterminons l'équilibre du prix du CO2 avec et sans la mesure politique, en considérant non seulement le marché des permis mais aussi le marché de la production des secteurs réglementés. Nous proposons un modèle à deux périodes, où le marché des permis est parfaitement concurrentiel, et où le marché de la production peut être soit concurrentiel, soit oligopolistique. Tout d'abord, nous définissons la condition sous laquelle le report d'une période à l'autre est optimal. Cette condition, c'est-à-dire l'absence d'opportunités d'arbitrage (AOA), dépend non seulement de l'allocation initiale de la période mais aussi des fondamentaux du marché de production. Lorsque cette condition est satisfaite, le marché de l'émission est montré intertemporellement efficient. Deuxièmement, nous soulignons que la mesure de back-loading peut créer des inefficacités ou ne pas affecter le prix des permis, si elle modifie l'AOA.

Dans cet article, nous nous concentrons sur la dynamique du prix du carbone, et plus particulièrement sur l'impact d'une politique envisagée par la Commission européenne pour augmenter le prix du CO2. Cette politique consiste à retirer une partie des quotas alloués pour une période afin de les réallouer en partie ou en totalité lors de la période suivante. Pour analyser l'impact de ce backloading, nous déterminons l'équilibre du marché du CO2 avec et sans la politique, en considérant non seulement le marché des permis mais aussi le marché de la production des secteurs réglementés. Nous proposons un modèle à deux périodes sans incertitude, où le marché des permis est parfaitement concurrentiel, et où le marché de la production peut être soit concurrentiel, soit oligopolistique. Tout d'abord, nous définissons la condition pour laquelle le report d'une période à l'autre est optimal. Cette condition, à savoir l'absence d'opportunités d'arbitrage (AOA), dépend non seulement de l'allocation initiale par période mais aussi des fondamentaux du marché de la production. Lorsque cette condition est satisfaite, le marché des émissions est montré intertemporellement efficient. Deuxièmement, nous montrons que la politique de back-loading peut être telle que l'AOA n'est plus vérifiée et donc créer des inefficacités ou être inefficace.

Les actifs réels sont généralement évalués en calculant le flux de bénéfices qu'ils peuvent apporter à une entreprise qui fixe les prix sur un marché liquide. Cette méthode ignore les fondamentaux du marché en supposant que toutes les informations pertinentes sont incluses dans le prix au comptant. Notre article analyse le biais résultant d'une telle approche lorsque le marché est imparfaitement concurrentiel. Nous proposons un modèle stylisé à deux périodes du marché du gaz naturel sans incertitude, en nous concentrant sur les interactions stratégiques entre deux types d'acteurs oligopolistiques - les purs négociants et les fournisseurs avec des clients en aval - qui ont accès au stockage. Nous montrons que la valeur réelle de la capacité de stockage n'est pas la même pour les négociants et pour les fournisseurs. La comparaison de cette dernière valeur avec l'évaluation traditionnelle par les prix révèle un biais systématique qui tend à induire un sous-investissement.

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Comment prendre en compte les incertitudes dans un modèle de choix d'investissement de centrales électriques ? C'est à l'étude de cette question que nous nous sommes en partie consacrés afin de déterminer l'impact des incertitudes sur les stratégies d'investissement dans le secteur électrique. Le cadre théorique que nous avons retenu correspond à une représentation des problèmes de choix d'investissement pour un producteur d'électricité en situation de monopole, confronté à deux types d'incertitudes portant sur le niveau de la demande d'une part et sur le niveau des combustibles d'autre part. Dans une première partie, quelques concepts de base spécifiques au secteur électrique, ainsi que divers critères de choix en environnement incertain sont énumérés. La seconde partie propose un modèle à deux périodes. Dans ce modèle les décisions d'investissement sont prises durant la première période en présence d'incertitude sur les prix des combustibles ou la demande, laquelle est spécifiée à l'aide d'une monotone de charge. Au début de la seconde période les incertitudes sont levées, et la minimisation des coûts de production de l'électricité revient à déterminer la contribution de chacune des technologies disponibles. La troisième partie plus théorique étend le champ des applications de la théorie des investissements irréversibles sous incertitude. Le souci de cette extension théorique est d'adopter une représentation plus réaliste des problèmes de choix d'investissement pour un producteur d'électricité.