SOLIER Boris

Depuis une dizaine d’années, les pouvoirs publics ont soutenu la filière photovoltaïque pour répondre à des objectifs de réduction d’émissions de gaz à effet de serre. Les politiques de soutien mises en place se sont traduites par un développement sans précédent de cette filière entrainant une baisse significative des coûts de production. La baisse a été telle que, dans de nombreux pays, les coûts de production photovoltaïque sont inférieurs au prix de détail de l’électricité. Les ménages sont désormais incités à investir dans une centrale photovoltaïque pour autoconsommer une partie de leur consommation. Ce phénomène que l’on nomme autoconsommation dépend en grande partie de la structure du tarif de réseau. Actuellement, ce tarif est basé principalement sur l’énergie soutirée sans différentiation temporelle. Or, ce type de tarif ne reflète pas les coûts des gestionnaires de réseaux électriques qui sont essentiellement fixes à court et moyen terme. La baisse des recettes induit par l’autoconsommation engendre un déficit pour les gestionnaires de réseau qui doit être recouvert par une hausse du tarif réseau. Cet effet entraine des subventions croisées des consommateurs standards vers les autoconsommateurs.L’objectif de cette thèse est de répondre à cette problématique et elle se compose de 4 chapitres. Dans le premier chapitre, une analyse des politiques de soutien à l’autoconsommation a été réalisée pour les pays suivants : l’Allemagne, le Royaume-Uni, le Danemark, l’Espagne et la France. Cette étude repose sur un travail de recherche bibliographique et documentaire afin d’identifier les forces et les faiblesses de ces politiques. Dans le 2e chapitre, on étudie les coûts indirects du développement de l’autoconsommation pour les consommateurs. Pour cela, une estimation des subventions croisées en France entre 2017 et 2021 est proposée. Cette estimation repose sur le calcul des volumes d’autoconsommation agrégés à la maille nationale à partir de la reconstitution des courbes de charge de différents profils de consommateurs et d’entreprises. Dans le chapitre 3, le mécanisme de soutien actuel est évalué selon 2 critères qui sont les revenus générés par l’autoconsommation et les coûts de soutien pour la collectivité. Un modèle de simulation a été développé pour déterminer la rentabilité d’une installation photovoltaïque couplée avec une batterie sous différents tarifs réseaux. Dans le chapitre 4, une estimation des gains liés à l’effacement de consommation est réalisée. Un modèle d’optimisation de la charge de la batterie a été développé dont l’objectif est la maximisation des revenus issus de l’effacement pour l’autoconsommateur.La thèse montre que les politiques de soutien à l’autoconsommation ont négligé les coûts indirects liés à la tarification des réseaux. Il est nécessaire de modifier la structure du tarif réseau pour, d’une part, limiter les subventions croisées et, d’autre part, pour profiter des bénéfices que peut apporter l’autoconsommation pour le réseau ou pour le système électrique en général. Des signaux tarifaires sont nécessaires pour augmenter la valeur de l’autoconsommation mais cela n’est possible que par la modification du schéma actuel de subvention qui n’encourage pas à l’adoption de batteries. Les résultats montrent qu’une prime à l’investissement de la batterie serait moins couteux pour la collectivité mais limiterait le développement de l’autoconsommation.

Le mécanisme de l’ARENH (accès régulé à l’énergie nucléaire historique), qui consiste depuis 2011 à permettre aux fournisseurs alternatifs d’acquérir 100 TWh d’électricité nucléaire au prix régulé de 42 euros le MWh, est aujourd’hui contesté. Les fournisseurs alternatifs souhaitent relever le plafond de l’ARENH à 150 TWh, tandis qu’EDF demande que le prix de l’ARENH soit revalorisé bien au-delà de son niveau actuel. Les pouvoirs publics ont soumis début 2020 un projet au débat public qui prévoit de remplacer ce système d’ARENH par un mécanisme du type « corridor » de prix. La totalité de l’électricité nucléaire serait acquise au prix du marché de gros par l’ensemble des fournisseurs (EDF fournisseur compris) et des compensations financières seraient opérées ex post entre EDF producteur de nucléaire et les fournisseurs alternatifs lorsque le prix du marché se situe au-dessous d’un prix plancher ou au-dessus d’un prix plafond. L’objet de cet article est de rappeler l’évolution du mécanisme de l’ARENH, d’en expliquer les critiques et les faiblesses . c’est ensuite d’analyser le nouveau mécanisme proposé par la CRE, d’en mesurer les conséquences pour les opérateurs comme pour le consommateur final . c’est enfin de suggérer quelques recommandations.

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Le déploiement des énergies renouvelables repose sur des politiques incitatives pour rendre leur utilisation rentable pour le propriétaire. L'augmentation des coûts de soutien aux énergies renouvelables entraîne une hausse des tarifs des obligations de service public pour financer ces politiques. La prosommation photovoltaïque pourrait aider à diminuer le coût du développement des énergies renouvelables mais induit des subventions croisées entre les prosommateurs et les autres utilisateurs du réseau qui peuvent compenser les bénéfices. Nous montrons que de telles subventions croisées existent mais qu'elles dépendent du taux d'autoconsommation qui restera faible dans les années à venir. Le régulateur pourrait financer ces subventions croisées en augmentant la partie fixe du tarif du réseau pour les prosommateurs uniquement.

Le déploiement des énergies renouvelables s'appuie sur des politiques incitatives pour rendre leur utilisation rentable pour le propriétaire. Cependant, leur développement nécessite des ajustements du réseau pour gérer l'intermittence et l'énergie supplémentaire injectée dans le réseau. De plus, les tarifs d'obligation de service public (TOSP) augmentent pour financer les politiques de soutien au déploiement des énergies renouvelables. Par conséquent, certaines décisions sont prises pour promouvoir l'autoconsommation par les propriétaires de centrales d'énergie renouvelable, en tant que prosommateurs photovoltaïques. Ce comportement est encouragé par des exemptions de paiement de la PSOT, des tarifs spéciaux destinés à rémunérer chaque unité d'énergie autoconsommée ou des économies sur la partie variable du tarif de réseau. Ainsi, des subventions croisées apparaissent entre les autoconsommateurs et les autres utilisateurs du réseau pour compenser tous ces gains antérieurs des autoconsommateurs. Nous montrons que ces subventions croisées existent mais qu'elles dépendent fortement du taux d'autoconsommation et de la part des énergies renouvelables dans l'énergie totale produite ou consommée. Ainsi, actuellement, les niveaux de subventions croisées ne sont pas significatifs pour les consommateurs. Nous montrons également que le régulateur pourrait financer ces subventions croisées en augmentant la partie fixe du tarif de réseau pour les prosommateurs.

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Cette thèse évalue les interactions entre le système européen d’échange de quotas de CO2 et les marchés de l’électricité sur la période 2005-2012. Elle est réalisée à partir d’instruments économétriques et de modélisation, permettant d’expliquer les évolutions observées des marchés et de dégager des enseignements pour la conduite des politiques futures. L’analyse ex-post de l’introduction d’un prix du carbone sur les marchés électriques en Europe fait apparaître trois types d’interactions : sur la formation des prix de l’électricité . sur les choix techno-économiques et les émissions de CO2 . sur la formation des rentes électriques. Les estimations empiriques mettent en évidence que le degré de répercussion du prix du carbone sur les prix de l’électricité n’est généralement pas homogène mais varie selon les périodes et les marchés en fonction d’une combinaison de facteurs. Les impacts du prix du carbone sur le mix technologique et les émissions de CO2 du secteur électrique sont estimés à partir du modèle de simulation ZEPHYR-Elec, qui a pour objet de reproduire l’équilibre de court terme offre-demande d’électricité. Les réductions d’émissions de la production électrique induites par le marché européen des quotas représentent 3% à 5% des émissions contre-factuelles. Depuis 2012, le prix du carbone ne permet plus de compenser le différentiel de prix gaz-charbon en Europe. Les effets distributifs du prix du carbone sur le secteur électrique sont introduits dans le modèle ZEPHYR-Elec à partir d’une représentation analytique de la formation des rentes. Les estimations suggèrent que les profits du secteur électrique sont globalement plus élevés du fait du prix du carbone, y compris en cas d’allocation aux enchères des quotas.

Cet article étudie le lien entre les prix de gros de l'électricité en Europe et le coût du CO2, c'est-à-dire le prix des quotas de l'Union européenne (EUA), au cours des deux premières phases du système d'échange de quotas d'émission de l'Union européenne (EU ETS). Nous avons mis en place un cadre théorique et un modèle empirique pour estimer dans quelle mesure les fluctuations quotidiennes du coût du CO2 ont pu avoir un impact sur les prix de l'électricité. En ce qui concerne les résultats de l'estimation pour la première phase de l'EU ETS, environ 42% des taux de transmission estimés semblent être statistiquement significatifs, tandis que seulement un tiers d'entre eux sont statistiquement différents de zéro dans la deuxième phase. Nous essayons d'améliorer ces résultats en proposant des estimations alternatives basées sur les périodes de conformité de l'EU ETS.

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