MASSOL Olivier

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L'objectif de cet article est d'étudier, pour la première fois, si la consommation de gaz naturel du jour suivant peut être prévue avec précision à l'aide d'un modèle simple qui intègre uniquement les informations contenues dans les données du marché dayahead. Ainsi, contrairement aux modèles standards qui utilisent un certain nombre de variables météorologiques, nous ne considérons que deux prédicteurs : le prix du gaz naturel et le spark ratio mesurant le prix relatif de l'électricité par rapport au gaz. Nous développons une approche de modélisation appropriée qui capture les caractéristiques essentielles de la consommation quotidienne de gaz et, en particulier, les non-linéarités résultant de la répartition de l'électricité, et nous l'appliquons au cas de la France. Nos résultats documentent l'existence d'une relation à long terme entre la demande et les prix spot et fournissent des estimations des impacts marginaux que ces variables de prix ont sur les niveaux de demande observés. Nous mettons également en évidence le rôle central du ratio d'étincelles à court terme, qui a un impact asymétrique et hautement non linéaire sur les variations de la demande. Enfin, nous montrons que notre modèle simple est suffisant pour générer des prédictions qui sont considérablement plus précises que les prévisions publiées par les opérateurs d'infrastructure.

Nous examinons la rentabilité d'un routage flexible des cargaisons de GNL pour un fournisseur unique en tenant compte de l'incertitude de la dynamique à moyen terme des marchés du gaz. Tout d'abord, nous modélisons la trajectoire des prix du gaz naturel en Asie, en Amérique du Nord et en Europe à l'aide d'une représentation d'autorégression vectorielle à seuil (TVAR) dans laquelle la dynamique du système passe d'un régime de forte et de faible volatilité des prix du pétrole à un autre. Nous utilisons ensuite les fonctions de réponse impulsionnelle généralisée (GIRF) obtenues à partir du modèle à seuil estimé pour analyser les effets des chocs de volatilité sur la dynamique des marchés régionaux du gaz. Enfin, l'évaluation de la flexibilité de la destination des approvisionnements en GNL est effectuée en utilisant une approche d'option réelle. Nous générons un échantillon de trajectoires futures possibles des prix régionaux en utilisant des simulations de Monte Carlo de notre modèle empirique et déterminons pour chaque trajectoire les décisions optimales d'expédition et leur rentabilité. Nos résultats laissent entrevoir une source de profit substantielle pour l'industrie et révèlent les mouvements futurs des navires. Nous discutons de l'impact conditionnel de la flexibilité de la destination sur la mondialisation des marchés du gaz naturel.

Nous examinons la rentabilité d'un routage flexible des cargaisons de GNL pour un fournisseur unique en tenant compte de l'incertitude de la dynamique à moyen terme des marchés du gaz. Tout d'abord, nous modélisons la trajectoire des prix du gaz naturel en Asie, en Amérique du Nord et en Europe à l'aide d'une représentation d'autorégression vectorielle à seuil (TVAR) dans laquelle la dynamique du système passe d'un régime de forte et de faible volatilité des prix du pétrole à un autre. Nous utilisons ensuite les fonctions de réponse impulsionnelle généralisée (GIRF) obtenues à partir du modèle à seuil estimé pour analyser les effets des chocs de volatilité sur la dynamique des marchés régionaux du gaz. Enfin, l'évaluation de la flexibilité de la destination des approvisionnements en GNL est effectuée en utilisant une approche d'option réelle. Nous générons un échantillon de trajectoires futures possibles des prix régionaux en utilisant des simulations de Monte Carlo de notre modèle empirique et nous déterminons pour chaque trajectoire les décisions optimales d'expédition et leur rentabilité. Nos résultats laissent entrevoir une source de profit substantielle pour l'industrie et révèlent les mouvements futurs des navires. Nous discutons de l'impact conditionnel de la flexibilité de la destination sur la mondialisation des marchés du gaz naturel.

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Cet article examine le déploiement d'une infrastructure partagée de transport de CO2 nécessaire pour soutenir l'émergence combinée de la bioénergie avec capture et stockage du carbone (BECCS) et de l'énergie fossile avec capture et stockage du carbone (CCS). Nous développons une approche théorique de jeu coopératif pour : (i) examiner les conditions nécessaires pour que sa construction soit décidée, et (ii) déterminer la valeur de CO2 d'équilibre nécessaire pour construire une telle infrastructure partagée. En particulier, nous soulignons que, comme les émissions biogéniques sont négligées dans les cadres de comptabilisation du carbone actuellement mis en œuvre, les émetteurs de BECCS et de CSC sont confrontés à des conditions asymétriques pour rejoindre une infrastructure partagée. Nous examinons donc plus en détail l'influence de ces considérations de comptabilisation du carbone en évaluant et en comparant les valeurs de CO2 d'équilibre obtenues avec des règles de comptabilisation alternatives. Nous appliquons ce cadre de modélisation à une vaste étude de cas BECCS/CCS contemporaine en Suède. Nos résultats indiquent que des schémas de coopération durables et compatibles avec les incitations peuvent être mis en œuvre si la valeur du CO2 est suffisamment élevée et montrent comment cette valeur varie en fonction du cadre de comptabilisation du carbone retenu pour les émissions négatives et de la nature des opérateurs d'infrastructures. Dans le scénario le plus avantageux, la valeur du CO2 doit atteindre 112€/tCO2, alors que la taxe carbone suédoise actuelle s'élève à 110€/tCO2. Dans l'ensemble, ces résultats permettent de formuler des recommandations politiques pragmatiques pour le déploiement local du BECCS.

La libéralisation et la mondialisation des marchés du gaz naturel ont accéléré les travaux de recherche sur l'intégration des marchés. Cette thèse approfondit la compréhension des enjeux et mécanismes correspondants. Nous étudions l’intégration des marchés du gaz à trois niveaux : local (au sein d'un pays), mondial et mixte. Premièrement, nous clarifions la définition de l'intégration et identifions les méthodologies utilisées pour son évaluation. Puis nous examinons l'impact d'une décision politique de fusion des zones d’équilibrage de gaz sur le marché français en appliquant la théorie de l'équilibre spatial. Nous poursuivons par l'analyse de l'intégration des marchés gaziers au niveau mondial. Enfin, nous explorons les marchés intérieur et extérieur de Russie, pays exportateur dont le secteur du gaz est en pleine libéralisation. Nous investiguons l'avancement des réformes et leur impact sur sa stratégie d'exportation.

Nous examinons la rentabilité d'un routage flexible des cargaisons de GNL pour un fournisseur unique en tenant compte de l'incertitude de la dynamique à moyen terme des marchés du gaz. Tout d'abord, nous modélisons la trajectoire des prix du gaz naturel en Asie, en Amérique du Nord et en Europe à l'aide d'une représentation d'autorégression vectorielle à seuil (TVAR) dans laquelle la dynamique du système passe d'un régime de forte et de faible volatilité des prix du pétrole à un autre. Nous utilisons ensuite les fonctions de réponse impulsionnelle généralisée (GIRF) obtenues à partir du modèle à seuil estimé pour analyser les effets des chocs de volatilité sur la dynamique des marchés régionaux du gaz. Enfin, l'évaluation de la flexibilité de la destination des approvisionnements en GNL est effectuée en utilisant une approche d'option réelle. Nous générons un échantillon de trajectoires futures possibles des prix régionaux en utilisant des simulations de Monte Carlo de notre modèle empirique et déterminons pour chaque trajectoire les décisions optimales d'expédition et leur rentabilité. Nos résultats laissent entrevoir une source de profit substantielle pour l'industrie et révèlent les mouvements futurs des navires. Nous discutons de l'impact conditionnel de la flexibilité de la destination sur la mondialisation des marchés du gaz naturel.

Dans les pays pauvres en développement, la découverte d'importants gisements de gaz stimule souvent l'appétit des pouvoirs publics pour des stratégies de développement ambitieuses nécessitant la construction d'un vaste réseau national de gazoducs. Cependant, les investisseurs privés étrangers qui financent son installation préfèrent généralement des infrastructures plus petites, destinées uniquement à alimenter quelques sites industriels solvables. En nous concentrant sur la situation au Mozambique, nous examinons si l'adoption d'une réglementation du taux de rendement (TR) peut concilier ces objectifs contradictoires. Dans un premier temps, nous évaluons l'ampleur de la surcapitalisation générée ex ante au stade de la planification par l'application de la réglementation du TdR (c'est-à-dire l'effet Averch-Johnson) aux investisseurs. Ensuite, en analysant la situation ex post lorsque la demande intérieure élargie se matérialise, nous prouvons que le taux de rendement autorisé peut être fixé par le régulateur pour obtenir ex ante le degré de surcapitalisation nécessaire ex post pour servir la demande élargie de manière rentable. Nous discutons enfin de la question de savoir si la réglementation des RdR peut encore protéger la société contre les prix de monopole lorsqu'elle est réglée pour inciter à un degré optimal de construction en amont de la demande avérée.

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La prévention du changement climatique est l'une des priorités de la politique énergétique mondiale qui vise à réduire massivement les émissions de gaz à effet de serre. Face à ces défis, il est frappant de constater que notre connaissance de la modélisation de la demande énergétique demeure imparfaite car elle repose en grande partie sur des travaux empiriques anciens et des méthodologies aujourd'hui dépassées. L'objectif scientifique de cette thèse est double : analyser quantitativement les déterminants économiques de la demande énergétique et développer de nouveaux modèles de prévision. Cette thèse est structurée en quatre chapitres. Le premier chapitre montre que la consommation de gaz naturel en France peut être prédite à l'aide d'un modèle simple utilisant seulement les informations disponibles pour les acteurs du marché. Ce chapitre prouve l'existence d'une relation à long terme entre la demande de gaz naturel et les prix des autres énergies et il fournit des estimations de leurs impacts marginaux sur les niveaux de demande observés. Le deuxième chapitre étudie empiriquement le rôle de la température dans la prévision des prix du gaz aux États-Unis. Il développe une méthodologie de construction d’un nouvel indice mensuel basé sur la température. Cet indice capture les variations de la demande résiduelle de gaz naturel en temps réel. Il est utilisé comme variable exogène supplémentaire dans des modèles structurels VAR afin d’améliorer les prévisions . et nous montrons que ces modèles prédictifs dérivés de modèles structurels sont améliorés en s’appuyant sur des données en temps réelles (non sujettes à révision). Le troisième chapitre propose d’utiliser dans le cas du pétrole, un modèle structurel capturant les anticipations à l’aide de VAR non causaux et d’identifier correctement les réactions des variables clés du pétrole à un choc d’actualité. Le quatrième chapitre réexamine le pouvoir prédictif de la structure par terme des prix, dite « convenience yield », du pétrole et du gaz en intégrant les anticipations dans une spécification empirique, par le biais d’un VAR non causal basé sur la théorie du stockage qui fournit des prévisions de prix très compétitives dans un cadre bivarié simple.

Dans les pays pauvres en développement, la découverte d'importants gisements de gaz stimule souvent l'appétit des pouvoirs publics pour des stratégies de développement ambitieuses nécessitant la construction d'un vaste réseau national de gazoducs. Cependant, les investisseurs privés étrangers qui financent son installation préfèrent généralement des infrastructures plus petites, destinées uniquement à alimenter quelques sites industriels solvables. En nous concentrant sur la situation au Mozambique, nous examinons si l'adoption d'une réglementation du taux de rendement (TR) peut concilier ces objectifs contradictoires. Dans un premier temps, nous évaluons l'ampleur de la surcapitalisation générée ex ante au stade de la planification par l'application de la réglementation du TdR (c'est-à-dire l'effet Averch-Johnson) aux investisseurs. Ensuite, en analysant la situation ex post lorsque la demande intérieure élargie se matérialise, nous prouvons que le taux de rendement autorisé peut être fixé par le régulateur pour obtenir ex ante le degré de surcapitalisation nécessaire ex post pour servir la demande élargie de manière rentable. Nous discutons enfin de la question de savoir si la réglementation des RdR peut encore protéger la société contre les prix de monopole lorsqu'elle est réglée pour inciter à un degré optimal de construction en amont de la demande avérée.

Dans le cadre de la mise en place d'un marché européen intégré de l'énergie, les décideurs politiques doivent trouver des mesures efficaces visant à accroître la liquidité des marchés locaux du gaz naturel. Ce document répond à la question de savoir si la fusion de zones de négoce de gaz contribue au développement d'activités de négoce liquides par une allocation et une tarification plus efficaces du gaz naturel et une concurrence accrue entre les acteurs du marché. Nous analysons les effets d'une décision politique visant à fusionner deux zones d'échange de gaz en France sur le degré observé d'intégration spatiale du marché et l'efficacité de l'activité d'arbitrage spatial entre les marchés du gaz du nord et du sud de la France. Un modèle de limites de parité étendu confirme un impact positif de la fusion des zones sur l'équilibre spatial du marché et indique les causes des inefficacités restantes du marché. Le modèle offre un outil pour l'évaluation de l'efficacité des décisions politiques dans le contexte des initiatives politiques visant à créer un marché du gaz naturel intégré et liquide en Europe.

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Dans le cadre de la mise en place d'un marché européen intégré de l'énergie, les décideurs politiques doivent trouver des mesures efficaces visant à accroître la liquidité des marchés locaux du gaz naturel. Ce document répond à la question de savoir si la fusion de zones de négoce de gaz contribue au développement d'activités de négoce liquides par une allocation et une tarification plus efficaces du gaz naturel et une concurrence accrue entre les acteurs du marché. Nous analysons les effets d'une décision politique visant à fusionner deux zones d'échange de gaz en France sur le degré observé d'intégration spatiale du marché et l'efficacité de l'activité d'arbitrage spatial entre les marchés du gaz du nord et du sud de la France. Un modèle de limites de parité étendu confirme un impact positif de la fusion des zones sur l'équilibre spatial du marché et indique les causes des inefficacités restantes du marché. Le modèle offre un outil pour l'évaluation de l'efficacité des décisions politiques dans le contexte des initiatives politiques visant à créer un marché du gaz naturel intégré et liquide en Europe.

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Cette note détaille une caractérisation microéconomique complète des relations physiques entre l'utilisation des intrants et le niveau de production d'un simple système de gazoducs point à point et l'utilise pour contribuer aux discussions de politique publique relatives à la réglementation économique des gazoducs. Nous montrons que les équations techniques régissant la conception et l'exploitation de cette infrastructure peuvent être approximées par une seule équation de production de type Cobb-Douglas. Nous utilisons ce résultat pour éclairer trois débats de politique publique. Premièrement, nous prouvons que la fonction de coût à long terme de l'infrastructure vérifie formellement la condition d'un monopole naturel, justifiant ainsi la nécessité d'une intervention réglementaire dans cette industrie. Deuxièmement, nous examinons les conditions de recouvrement des coûts à court terme et contribuons aux discussions européennes émergentes sur la mise en œuvre de la tarification au coût marginal à court terme sur les pipelines d'interconnexion. Enfin, nous analysons la performance de la réglementation du taux de rendement dans ce secteur et alimentons les débats sur la sélection d'un taux de rendement autorisé approprié. Nous soulignons que, contrairement à la croyance populaire, le taux de rendement socialement souhaitable peut être plus élevé que le prix du capital sur le marché pour cette industrie.

Cet article examine la performance des arbitrages spatiaux effectués entre deux marchés régionaux de gros de gaz naturel reliés par un système de gazoducs. Nous développons une nouvelle méthodologie empirique pour (i) détecter si ces marchés sont intégrés, c'est-à-dire si toutes les opportunités d'arbitrage spatial entre les deux marchés sont exploitées, et (ii) décomposer les différences de prix spatiales observées en facteurs tels que les coûts de transport, les goulets d'étranglement du transport et le comportement oligopolistique des arbitragistes. Notre cadre incorpore un nouveau test pour la présence d'un pouvoir de marché et il est ainsi capable de distinguer les contraintes de comportement physique et stratégique sur la tarification au coût marginal. Nous utilisons le cas du pipeline "Interconnector" reliant la Belgique et le Royaume-Uni comme application. Nos résultats empiriques montrent que toutes les opportunités d'arbitrage entre les deux zones sont exploitées mais confirment la présence d'un pouvoir de marché. ☆ Cet article a grandement bénéficié des commentaires judicieux de deux arbitres anonymes. Nous sommes également très redevables à Michel Le Breton, Derek Bunn et Steven Gabriel pour leurs suggestions perspicaces. Nous avons également bénéficié de discussions utiles avec Frédéric Lantz, Yves Smeers, les participants aux conférences de l'ISEFI (Paris, 2016) et de la 9 e Conférence sur les marchés de l'énergie (Toulouse, 2014) et les participants aux séminaires des universités de Cambridge, Paris-Dauphine et Grenoble. Bien entendu, les éventuelles erreurs restantes sont les nôtres.

Cet article examine les conditions de déploiement de l'infrastructure de pipeline et de stockage à grande échelle nécessaire à la capture du CO 2 en Espagne d'ici 2040. Il détaille un cadre de modélisation qui nous permet de déterminer l'infrastructure optimale nécessaire pour connecter un ensemble géographiquement désagrégé de grappes d'émetteurs et de stockage, ainsi que les valeurs seuils de CO 2 nécessaires pour garantir que les émetteurs considérés prendront les décisions d'investissement nécessaires. Ce cadre est utilisé pour évaluer la pertinence de divers scénarios politiques, notamment (i) le périmètre des émetteurs ciblés pour une adoption du CSC, et (ii) la pertinence de construire plusieurs réseaux régionaux au lieu d'un seul réseau pour tenir compte des caractéristiques spatiales de la péninsule espagnole. Nous constatons que trois réseaux émergent naturellement dans le nord, le centre et le sud de l'Espagne. De plus, le prix d'équilibre nécessaire pour le CO 2 dépend de manière critique de la présence de centrales électriques dans le périmètre de capture. Les implications politiques de ces résultats concernent l'élaboration de recommandations pertinentes et pragmatiques pour envisager le déploiement du CSC au niveau local, en se concentrant sur les émetteurs ayant des options de substitution plus faibles vers des alternatives à faible teneur en carbone.

Cet article développe un modèle d'équilibre partiel détaillé du marché mondial de l'hélium afin d'étudier les effets de la décision récente d'éliminer rapidement la Réserve fédérale d'hélium (RFH) des États-Unis, un vaste stock stratégique accumulé au cours des années 1960. Le modèle incorpore une représentation détaillée de cette industrie et traite les producteurs d'hélium et la FHR comme des joueurs dans un jeu dynamique non coopératif. L'objectif de chaque joueur est supposé être la maximisation du profit actualisé, sous réserve de contraintes techniques et de ressources. Nous considérons deux politiques alternatives visant à organiser le retrait progressif de la FHR : la politique actuellement mise en œuvre et une politique moins stricte dans laquelle la FHR serait autorisée à fonctionner comme un agent de maximisation des profits pendant une période prolongée. Les preuves obtenues à partir d'une série de simulations de marché indiquent que, par rapport à la politique actuelle, un mandat politique moins strict augmente systématiquement le rendement financier pour le budget fédéral américain, améliore toujours les résultats environnementaux car il réduit les rejets d'hélium dans l'atmosphère, et augmente également le bien-être global dans trois des quatre scénarios considérés dans le document.

Objectif de l'examen L'objectif de cet article est de clarifier la définition d'un marché intégré et de fournir un aperçu commenté des différentes méthodologies empiriques qui ont été proposées pour évaluer le degré d'intégration spatiale des marchés du gaz naturel. Résultats récents Ces dernières années, les méthodologies d'évaluation de l'intégration des marchés du gaz ont évolué, passant de simples travaux empiriques basés uniquement sur des analyses de données de prix à des travaux plus complexes basés sur la notion théorique d'équilibre spatial capturant les effets des données de prix et hors prix. Résumé Un certain nombre de réformes de libéralisation ont stimulé l'émergence de marchés spatialement diversifiés pour le gaz naturel en gros, interconnectés par l'arbitrage spatial, qui joue un rôle crucial dans la détermination des prix locaux. Ces dernières années, une vaste littérature empirique, en croissance rapide, a vu le jour pour examiner le degré d'intégration de ces marchés. Un examen attentif de cette littérature a montré que seule une poignée d'études s'intéressent à la notion théorique d'intégration des marchés et tiennent compte du rôle joué par les flux commerciaux, les contraintes de capacité et les coûts de transaction unitaires.

Dans l’industrie électrique, le progrès technologique apporté par les réseaux intelligents vient défier l’idée selon laquelle les consommateurs ne pourraient pas réagir aux prix des marchés de gros. L’intégration des Effacements de Demande (ED) dans le système électrique se heurte néanmoins à la question de leur efficacité économique. Cette thèse évalue la valeur économique des ED en s’appuyant sur un modèle de marché de l’énergie sous incertitude permettant de calculer les profits d’un agrégateur, par classe de consommateur et d’usage final. Le modèle appartient à la classe des problèmes linéaires stochastiques à plusieurs périodes. Sa résolution s’appuie sur Stochastic Dual Dynamic Programming. Il apparaît qu’en France, les secteurs rentables sont le load-shedding industriel et le load-shifting du ciment et du papier. Le load-shifting du chauffage électrique n’est pas profitable pour le tertiaire et le résidentiel. De plus, la valeur capacitaire des ED est déterminante. Dans l’ensemble, les ED deviennent viables mais le développement de leur potentiel semble conditionné à une baisse des coûts fixes dans les technologies de réseau intelligent.

Objectif de l'examen : L'objectif de cet article est de clarifier la définition d'un marché intégré et de fournir un aperçu commenté des différentes méthodologies empiriques qui ont été proposées pour évaluer le degré d'intégration spatiale des marchés du gaz naturel. Constatations récentes : Ces dernières années, les méthodologies d'évaluation de l'intégration des marchés du gaz ont évolué, passant de travaux empiriques simples basés uniquement sur des analyses de données de prix à des travaux plus complexes basés sur la notion théorique d'équilibre spatial capturant les effets des données de prix et hors prix. Résumé : Un certain nombre de réformes de libéralisation ont stimulé l'émergence de marchés spatialement diversifiés pour le gaz naturel en gros, interconnectés par l'arbitrage spatial, qui joue un rôle crucial dans la détermination des prix locaux. Ces dernières années, une vaste littérature empirique, en croissance rapide, a vu le jour pour examiner le degré d'intégration de ces marchés. Un examen attentif de cette littérature a montré que seule une poignée d'études s'intéressent à la notion théorique d'intégration des marchés et tiennent compte du rôle joué par les flux commerciaux, les contraintes de capacité et les coûts de transaction unitaires.

Cet article examine la performance des arbitrages spatiaux effectués entre deux marchés régionaux de gros de gaz naturel reliés par un système de gazoducs. Nous développons une nouvelle méthodologie empirique pour (i) détecter si ces marchés sont intégrés, c'est-à-dire si toutes les opportunités d'arbitrage spatial entre les deux marchés sont exploitées, et (ii) décomposer les différences de prix spatiales observées en facteurs tels que les coûts de transport, les goulets d'étranglement du transport et le comportement oligopolistique des arbitragistes. Notre cadre incorpore un nouveau test pour la présence d'un pouvoir de marché et il est ainsi capable de distinguer les contraintes de comportement physique et stratégique sur la tarification au coût marginal. Nous utilisons le cas du pipeline "Interconnector" reliant la Belgique et le Royaume-Uni comme application. Nos résultats empiriques montrent que toutes les opportunités d'arbitrage entre les deux zones sont exploitées mais confirment la présence d'un pouvoir de marché.

Cette note détaille une caractérisation microéconomique complète des relations physiques entre l'utilisation des intrants et le niveau de production d'un simple système de gazoducs point à point et l'utilise pour contribuer aux discussions de politique publique relatives à la réglementation économique des gazoducs. Nous montrons que les équations techniques régissant la conception et l'exploitation de cette infrastructure peuvent être approximées par une seule équation de production de type Cobb-Douglas. Nous utilisons ce résultat pour éclairer trois débats de politique publique. Premièrement, nous prouvons que la fonction de coût à long terme de l'infrastructure vérifie formellement la condition d'un monopole naturel, justifiant ainsi la nécessité d'une intervention réglementaire dans cette industrie. Deuxièmement, nous examinons les conditions de recouvrement des coûts à court terme et contribuons aux discussions européennes émergentes sur la mise en œuvre d'une tarification au coût marginal à court terme sur les pipelines d'interconnexion. Enfin, nous analysons la performance de la réglementation du taux de rendement dans ce secteur et alimentons les débats sur la sélection d'un taux de rendement autorisé approprié. Nous soulignons que, contrairement à la croyance populaire, le taux de rendement socialement souhaitable peut être plus élevé que le prix du capital sur le marché pour cette industrie.

L’essor des technologies renouvelable à apport variable pose des nombreuses difficultés dans le fonctionnement du système électrique. Ce système doit garantir l’équilibre offre-demande à tout moment, ainsi que d’assurer des hauts niveaux de fiabilité du service. Donc, la variabilité accroît les besoins de flexibilité et des services système. Ils existent plusieurs options capables de fournir ceux services, dont : le renforcement des interconnections, le pilotage intelligent de la demande, le renforcement des capacités de réponse rapide des unités de production, mais aussi, le mis en œuvre des technologies de stockage de l’électricité. Cependant, les marchés électriques actuels sont basés sur la rémunération de l’énergie. Donc, la valorisation intégrale des services qui peut fournir le stockage semble difficile, ce qui restreint le « business case » des options de flexibilité.Cette thèse s’inscrit autour des propos suivants : (1) modéliser et évaluer les interrelations entre variabilité, besoins de flexibilité et objectifs de décarbonation du parc électrique, (2) analyser le rôle, ainsi que la valeur, des différents technologies du stockage à travers le cas Français aux horizons 2020, 2030 et 2050, et (3) discuter sur les aspects de régulation de la flexibilité, ainsi que proposer des politique énergétiques concrètes permettant la réussite des objectifs de transition énergétique et de décarbonation du mix électrique français.

Cette note détaille deux commentaires sur une proposition politique récente de Comello et Reichelstein (2014) visant à favoriser l'adoption précoce de la technologie de capture du carbone (CC) dans la prochaine génération de centrales thermiques qui seront installées aux États-Unis. Premièrement, nous examinons les implications d'un scénario catastrophe dans lequel aucun nouveau CC n'est adopté au niveau international au-delà de ce qui est en place en 2014. Deuxièmement, nous montrons le potentiel, dans le cadre de la subvention proposée à l'origine, de l'émergence de défaillances de coordination capables d'entraver le déploiement précoce souhaité des CC. Nous proposons et évaluons des barèmes modifiés de crédits d'impôt suffisants pour surmonter ces problèmes. Ces ajouts renforcent l'argument de l'article original : à savoir, bien que des niveaux d'incitation plus élevés soient nécessaires, nos résultats confirment que le coût de la politique proposée n'est pas hors de portée.

Les exportations énergétiques et pétrochimiques de l'Iran ont récemment été limitées par une série de sanctions internationales. Cet article se concentre sur l'une des exportations du pays, à savoir le méthanol - un produit pétrochimique de plus en plus utilisé pour le mélange de carburants et commercialisé en divers endroits du monde - et explore empiriquement les relations entre les marchés nord-américain, européen et asiatique pour étudier l'incidence de ces sanctions. Les analyses sont menées dans un cadre de limites de parité basé sur Negassa et Myers (2007). Le modèle a été appliqué aux principaux marchés importateurs de méthanol afin d'estimer les effets des sanctions sur le degré d'intégration spatiale. Les résultats montrent qu'il y a eu une reconfiguration complète de l'étendue spatiale des marchés du méthanol. Dans le cadre des sanctions, un degré accru d'intégration des marchés a été observé de part et d'autre de l'Atlantique, tandis que la fragmentation s'est accrue entre l'Europe, l'Asie du Sud-Est et les deux économies géantes que sont la Chine et l'Inde, qui ont toutes deux connu des prix plus bas.

Cet article développe un modèle d'équilibre partiel détaillé du marché mondial de l'hélium afin d'étudier les effets de la décision récente d'éliminer rapidement la Réserve fédérale d'hélium (RFH) des États-Unis, un vaste stock stratégique accumulé au cours des années 1960. Le modèle incorpore une représentation détaillée de cette industrie et traite les producteurs d'hélium et la FHR comme des joueurs dans un jeu dynamique non coopératif. L'objectif de chaque joueur est supposé être la maximisation du profit actualisé, sous réserve de contraintes techniques et de ressources. Nous considérons deux politiques alternatives visant à organiser l'élimination progressive de la FHR : la politique actuellement mise en œuvre et une politique moins stricte dans laquelle la FHR serait autorisée à fonctionner comme un agent de maximisation des profits pendant une période prolongée de 20 ans. Les preuves obtenues à partir d'une série de simulations de marché indiquent que, par rapport à la politique actuelle, le mandat politique moins strict augmente systématiquement le rendement financier pour le budget fédéral américain, améliore toujours les résultats environnementaux puisqu'il réduit les rejets d'hélium dans l'atmosphère, et augmente également le bien-être global dans trois des quatre scénarios considérés dans le document.

Les marchés électriques libéralisés sont supposés assurer la coordination de long terme des investissements afin de garantir sécurité d’approvisionnement, viabilité et compétitivité. Dans le modèle de référence energy-only, la formation des prix par alignement sur le coût variable de l’équipement marginal sur les marchés horaires successifs fournit un signal prix pour les investisseurs. Cependant, en pratique, ce modèle est remis en question quant à sa capacité à déclencher des investissements dans les technologies bas-carbone et en particulier les énergies renouvelables (EnR) et quant à sa capacité à garantir la sécurité d’approvisionnement. Cette thèse cherche d’abord à caractériser ces deux défaillances de marché puis s’intéresse à différentes solutions pour faire face à chacune d’entre elles. Pour cela, la réflexion s’appuie sur un modèle en System Dynamics développé afin de simuler les investissements dans les marchés électriques.D’une part, les résultats montrent que le remplacement des mécanismes de support hors marché par des investissements par le marché avec l’aide d’un prix du carbone apparait comme une solution pour déclencher le développement des EnR à condition d'un engagement politique fort en faveur d’un prix du carbone élevé. D’autre part, il apparait aussi que le marché energy-only avec des prix plafonnés ne parvient pas à assurer l’adéquation de capacité. L’ajout d’un marché de capacité ou la suppression du plafond de prix permettent une amélioration en termes de nombre d’heure de délestage et de bien-être collectif. De plus, le marché de capacité apparaît comme le meilleur choix pour le régulateur parmi les architectures de marché considérées.

Cet article examine les conditions d'une adoption généralisée du transport et du stockage du carbone (CSC) par un groupe d'émetteurs pouvant être connectés à un pipeline commun de CO2. Il détaille un cadre de modélisation visant à évaluer la valeur critique de la redevance sur les émissions de CO2 nécessaire pour que chacun des émetteurs décide de mettre en œuvre des capacités de captage. Ce modèle peut être utilisé pour analyser comment la structure tarifaire imposée à l'opérateur du pipeline de CO2 modifie le coût global de la réduction du CO2 via le CSC. Ce cadre est appliqué au cas d'un véritable projet européen de pipeline de CO2. Nous constatons que l'obligation d'utiliser des tarifs de pipeline sans subventions croisées a un impact mineur sur le prix minimum du CO2 nécessaire pour adopter le CSC. En revanche, l'obligation de pratiquer des prix non discriminatoires peut soit entraver l'adoption du CSC, soit augmenter considérablement ce prix. Par ailleurs, nous avons comparé deux cadres réglementaires alternatifs pour les pipelines de CO2 : une organisation européenne commune par opposition à une collection de réglementations nationales. Les résultats indiquent que la portée institutionnelle de cette réglementation a un impact limité sur l'adoption du CSC par rapport à la conception détaillée de la structure tarifaire imposée aux exploitants de pipelines.

Cette note détaille deux commentaires sur une proposition politique récente de Comello et Reichelstein (2014) visant à favoriser l'adoption précoce de la technologie de capture du carbone (CC) dans la prochaine génération de centrales électriques thermiques qui seront installées aux États-Unis.

Pour les petites économies en développement riches en ressources, la spécialisation dans les exportations de matières premières est généralement considérée comme nuisible à la croissance et l'industrialisation basée sur les ressources (RBI) est souvent préconisée pour promouvoir la diversification des exportations. Cet article développe une nouvelle méthodologie pour évaluer la performance de ces politiques d'industrialisation basée sur les ressources. Nous formulons d'abord un modèle de portefeuille moyenne-variance adapté qui prend explicitement en compte : (i) une représentation technologique de l'ensemble des combinaisons d'exportation réalisables et (ii) la structure de coûts des industries de transformation des ressources. Ensuite, nous fournissons une reformulation calculable du problème d'optimisation non linéaire mixte en nombres entiers qui en résulte. Enfin, nous présentons une application au cas du gaz naturel, en comparant les stratégies actuelles et efficaces d'industrialisation orientée vers l'exportation de neuf pays en développement riches en gaz.

Cet article examine l'efficacité des arbitrages effectués entre deux marchés régionaux de gros de gaz naturel reliés par un réseau de gazoducs à capacité limitée. Nous développons une spécification de régime de commutation pour (i) détecter si les arbitrages spatiaux observés satisfont la notion d'intégration selon laquelle toutes les opportunités d'arbitrage entre les deux marchés sont exploitées, et (ii) décomposer les différences de prix spatiales observées en facteurs tels que les coûts de transport, les goulets d'étranglement du transport et le comportement oligopolistique des arbitragistes. Notre cadre incorpore un test pour la présence d'un pouvoir de marché et il est donc capable de distinguer les contraintes physiques et comportementales de la tarification au coût marginal. Nous utilisons le cas du pipeline "Interconnector" comme application, reliant la Belgique et le Royaume-Uni. Nos résultats empiriques montrent que toutes les opportunités d'arbitrage entre les deux zones sont exploitées mais confirment la présence d'un pouvoir de marché.

La plupart des modèles numériques récents d'équilibre des marchés du gaz naturel reposent sur des hypothèses de concurrence imparfaite. Ces modèles sont généralement intégrés à une représentation trop simplifiée de la demande, généralement une fonction affine à une variable, qui ne tient pas compte de l'ajustement dynamique aux prix passés. Pour remédier à cela, nous rapportons un effort pour construire une spécification fonctionnelle améliorée en utilisant le modèle de Moxnes (1987, 1990) basé sur la dynamique des systèmes. Grâce à une représentation vintage du stock de capital, ce modèle en pâte à modeler capture l'effet des prix passés et actuels de l'énergie sur la consommation de carburant. En utilisant une version recalibrée de ce modèle, nous confirmons d'abord la pertinence de ce cadre de modélisation pour représenter les substitutions inter-carburants à différents prix du carburant dans le secteur industriel. Sur la base de ces résultats, une spécification fonctionnelle dynamique de la fonction de demande de gaz naturel est ensuite proposée et calibrée.