ARDIAN Faddy

Cet article étudie de manière empirique l'impact de la production renouvelable sur la congestion en utilisant une base de données unique sur le marché italien de l'électricité, où la tarification zonale est mise en œuvre. Nous estimons deux modèles économétriques : un modèle logit multinomial, pour évaluer si les énergies renouvelables augmentent l'occurrence de la congestion, et un modèle des moindres carrés à deux étapes (2SLS) pour évaluer l'impact de l'éolien et du photovoltaïque sur les coûts de congestion. Notre analyse suggère qu'une offre renouvelable plus importante dans les régions importatrices diminue la probabilité de congestion par rapport au cas sans congestion, tandis que l'inverse se produit lorsque la production renouvelable est située dans une région exportatrice. Les estimations 2SLS révèlent que les mêmes mécanismes expliquent le niveau des coûts de congestion. Nos résultats soulignent également que l'ampleur des effets de la congestion, tant en termes de probabilité que de coûts, est très sensible à la localisation de la production historique efficace, principalement l'énergie hydraulique, et à la configuration géographique du réseau de transmission.

La déréglementation du marché de l'électricité a entraîné de nombreux changements dans l'économie et a incité les chercheurs à entreprendre des études dans ce domaine. La question de la déréglementation se pose lorsque la volatilité du prix de gros augmente en raison du nouveau mécanisme de détermination des prix. L'Italie fournit une étude de cas intéressante pour explorer le marché de l'électricité en raison de ses spécifications. Notre projet consiste en trois recherches quantitatives indépendantes visant à examiner le marché italien de l'électricité sous trois angles différents. La première étude a pour but d'aborder le problème de la prévision causé par la volatilité du marché de l'électricité. Le résultat suggère une méthode de prévision alternative pour modéliser le prix de l'électricité en Italie et des comparaisons entre le cadre univarié et le cadre de panel. La deuxième recherche examine l'impact des énergies renouvelables sur l'occurrence et le coût de la congestion. Nous analysons les propriétés quantitatives de l'estimation économétrique afin de mieux comprendre le mécanisme économique et d'en tirer des suggestions politiques. Enfin, la dernière recherche tente d'aborder l'interdépendance des prix dans six macro-zones du marché italien de l'électricité.

Dérégulation du marché de l'électricité a affiché de nombreux changements dans l'économie et a influencé les chercheurs à initier des études dans ce domaine. Italie fournit une étude de cas intéressante pour explorer le marché de l'électricité en raison de ses spécifications. Notre projet se compose de trois études quantitatives indépendant pour voir le marché de l'électricité Italien en trois angles différents. La première étude permet de répondre la question de la prévision causée par la volatilité du marché de l'électricité. Le résultat suggère une méthode de prévision alternative pour la modélisation de prix de l'électricité sur l'Italie. La deuxième recherche examine l'impact des énergies renouvelables sur l'apparition de la congestion et ses coûts. Nous analysons les propriétés quantitatives de l'estimation économétrique afin de comprendre le mécanisme économique et d'en tirer la suggestion de la politique. Enfin, la recherche finale analyse l'interdépendance des prix dans six macro-zones du marché italien de l'électricité.

La littérature démontre la réduction probable des prix de gros de l'électricité en raison d'une plus grande pénétration des sources d'énergie renouvelables (SER). Lorsque les marchés sont organisés comme deux ou plusieurs sous-marchés interconnectés au sein d'un marché de l'électricité plus vaste, l'impact final de l'augmentation de la production de SER peut être moins évident en raison de la présence de contraintes de réseau. Nous testons ce phénomène en analysant l'impact de la production de SER sur la probabilité de congestion et sur la taille du coût de congestion en Italie. En utilisant une base de données avec des observations horaires pour une période de cinq ans, nous estimons deux modèles économétriques sur cinq paires de zones : un modèle logit multinomial pour l'occurrence et la direction de la congestion et un modèle des moindres carrés à trois étapes pour la taille des coûts de congestion. L'analyse suggère que l'effet d'une plus grande offre locale d'énergie éolienne et solaire est de diminuer la probabilité de souffrir de congestion à l'entrée et d'augmenter la probabilité de causer une congestion à la sortie par rapport au cas sans congestion. L'augmentation de la production hydroélectrique a un effet similaire. Ces résultats sont valables tant pour les régions importatrices que pour les régions exportatrices, mais les régions importatrices sont moins susceptibles de provoquer une congestion à la sortie, de sorte que l'installation de nouvelles capacités SER dans ces zones peut avoir un effet positif sur l'équilibre des flux entre les régions. En ce qui concerne le niveau de coût, une offre locale de SER plus importante semble pousser le coût de congestion vers des valeurs négatives car elle diminue le coût marginal d'équilibrage du système. Cela est vrai pour toutes les zones dans le cas d'un coût de congestion explicite, mais cela n'est vérifié que dans les régions importatrices dans le cas d'un coût de congestion implicite. Ce résultat suggère que l'augmentation de la production de SER doit être encouragée dans les zones importatrices, mais que la croissance globale doit être contrôlée afin d'éviter une congestion dans la direction opposée.

La littérature démontre la réduction probable des prix de gros de l'électricité en raison d'une plus grande pénétration des sources d'énergie renouvelables (SER). Lorsque les marchés sont organisés comme deux ou plusieurs sous-marchés interconnectés au sein d'un marché de l'électricité plus vaste, l'impact final de l'augmentation de la production de SER peut être moins évident en raison de la présence de contraintes de réseau. Nous testons ce phénomène en analysant l'impact de la production de SER sur la probabilité de congestion et sur la taille du coût de congestion en Italie. En utilisant une base de données avec des observations horaires pour une période de cinq ans, nous estimons deux modèles économétriques sur cinq paires de zones : un modèle logit multinomial pour l'occurrence et la direction de la congestion et un modèle des moindres carrés à trois étapes pour la taille des coûts de congestion. L'analyse suggère que l'effet d'une plus grande offre locale d'énergie éolienne et solaire est de diminuer la probabilité de subir une congestion à l'entrée et d'augmenter la probabilité de provoquer une congestion à la sortie par rapport au cas sans congestion. L'augmentation de la production hydroélectrique a un effet similaire. Ces résultats sont valables tant pour les régions importatrices que pour les régions exportatrices, mais les régions importatrices sont moins susceptibles de provoquer une congestion à la sortie, de sorte que l'installation de nouvelles capacités SER dans ces zones peut avoir des effets positifs sur l'équilibre des flux entre les régions. En ce qui concerne le niveau de coût, une offre locale de SER plus importante semble pousser le coût de congestion vers des valeurs négatives car elle diminue le coût marginal d'équilibrage du système. Cela est vrai pour toutes les zones dans le cas d'un coût de congestion explicite, mais cela n'est vérifié que dans les régions importatrices dans le cas d'un coût de congestion implicite. Ce résultat suggère que l'augmentation de la production de SER doit être encouragée dans les zones importatrices, mais que la croissance globale doit être contrôlée afin d'éviter une congestion dans la direction opposée.