Modélisation des mécanismes d’incitation aux investissements par la théorie des jeux

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Organisation de l’industrie électrique

Un siècle après la première commercialisation de l’électricité en 1878, la situation de référence pour l’organisation de la filière étaitellec d’un monopole gérant les opérations de production, du transport et de distribution de l’électricité. Cette intégration verticale des différentes fonctions de l’électricité était considérée comme l’organisation typique de l’industrie électrique à travers le monde. Cette configuration s’accompagnait généralement par la présence d’un monopole naturel8 gérant toutes ces opérations dans une zone donnée.
L’organisation de l’industrie par le biais d’un mon opole naturel visait principalement à limiter les choix des consommateurs à des offres réglementées par la législation plutôt qu’interdire aux producteurs indépendants d’opérer dans le système. Dans quelques rares zones, l’autoproduction était autorisée pour une personne ou une compagnie donnée.
Dans plusieurs pays, le producteur de l’électricitéest un monopole d’état (le cas du Mexique où le monopole est mentionné dans la constitution). Dans d’autres pays, il existe plutôt des compagnies privés qui domine le marché comme le cas des Etats Unis, l’Espagne et l’Allemagne.
Depuis une trentaine d’années, la déréglementationdes marchés d’électricité et l’ouverture à la concurrence du système commence pe tit à petit à se répandre dans la quasi-totalité des pays. Nous expliquons dans les deux sections suivantes les raisons de la pratique du monopole intégré verticalement et pourquoi la mutation à un système concurrentielle s’est opérée. Dès lors que notre thèse s’intéresse essentiellement au maillon de la production de l’électricité et à l’efficacité de ces marchés, nous finissons cette partie par l’exposé de l’architecture des différents marchés électriques.

Les raisons de l’intégration verticale et du monopole

L’organisation de l’industrie, sur les cent premières années de son histoire, par le biais d’un monopole verticalement intégré peut être expliquée par les facteurs suivants (Hunt [2002]) :
– La fonction de distribution de l’électricité possède les caractéristiques d’un monopole naturel. Par exemple, une rue quelconque ne peut contenir qu’un ensemble limité de fils électriques. Ces derniers sont considérés comme unbien public. Cela peut être expliqué par des raisons d’apparence et aussi des économies d’échelle9 importantes de la fonction de distribution ce qui rend la concurrence à la distri bution inefficace.
– Les aspects de monopole naturel de la fonction de transmission. Cela est expliqué non seulement par les économies d’échelle de cette fonction mais aussi, par les caractéristiques du réseau du transport d’électricité. En effet, seulement quelques lignes de transmission peuvent servir économiquement une zone donnée.
Ces deux facteurs expliquent le monopole sur les lignes de transmission. Concernant les facteurs de l’intégration verticale, les raisons essentielles sont :
– Les challenges techniques de la coordination de la production avec la transmission demandaient une intégration des deux fonctions via l’opérateur du système. Les coûts de transaction10 étaient aussi élevés. La gestion de la productiondevait obéir aux exigences de l’opérateur du système, ce qui a poussé à fusionnerles deux fonctions dans une même compagnie.
– La planification dans le long terme de la production et la transmission bénéficiait aussi de l’intégration verticale des deux fonctions.
– Finalement, les économies d’échelle de la production, durant la période où les grandes firmes produisaient et vendaient à des prix très faibles, favorisaient encore le monopole naturel pour la production d’électricité.
La situation de monopole appelle à une réglementation du secteur pour protéger les consommateurs contre des prix élevés. Quand l’étatdétient le monopole, le gouvernement fixe le prix de l’électricité. Par contre, lorsquedes firmes privées détiennent le monopole, il existe des régulations économiques qui les interdisent d’exercer leur pouvoir de marché. Cela est assuré par la création d’un régulateur indépendant qui fixe les prix de marché. Les
9 Une économie d’échelle correspond à la baisse du oûtc unitaire d’un produit qu’obtient une entreprise en accroissant la quantité de sa production. On parlera ainsi d’économie d’échelle si chaque bien produitcoûte moins cher à produire lorsque les quantités produites (économies d’échelle par rapport au coût de production) ou vendues (économies d’échelle par rapport au coût derevient) augmentent régulations du monopole visent principalement à limiter les prix en fonction des coûts de production, de surveiller ces coûts et de s’assurer de la qualité du service fourni.

L’ouverture à la concurrence et la déréglementation des marchés électriques

Pour les raisons expliquées plus haut, les fonctions de transmission et de distribution demeurent gérées par des monopoles naturels. Cependant, dans la plupart des pays, les économies d’échelle réalisées lors de la productionne sont plus considérées suffisantes pour justifier encore le monopole dans la production. Actuellement, la taille optimale d’une tranche de technologie thermique à cycle combiné est entre 250 et 400 (MW), contre 1000 MW pour la technologie nucléaire et entre 500 et 600 MW pour la technologie thermique à vapeur. D’un côté, les technologies autorisent la construction d’unité de production à taille réduite et de l’autre côté les marchés s’élargissent. La présence aussi de lignes de transmission additionnelles et l’amélioration de l’interconnexion entre les zones ou les pays rendent inopportun la situation monopolistique11. Par ailleurs, la complexité de la coordination de court terme de la production et de la transmission a été simplifiée dans plusieurs pays.
Bien qu’à court terme, les consommateurs sont mieux protégés sous un système réglementé, à long terme ils encourent beaucoup derisques à cause du défaut d’incitation à l’innovation du monopole. En effet, sous un régime monopolistique, le régulateur du marché veille toujours à contrôler les grosses décisions d e dépenses et peut parfois sanctionner les firmes prenant les mauvaises décisions. Par contre, lorsqu’une nouvelle technologie de production est inventée, les consommateurs continuent à payer pour les vieilles technologies. En revanche quand le système est concurrentiel, les producteurs détenant ces technologies perdent la valeur de leurs actifs et décident de les remplacer, ce qui réduit le risque de défaillance du système dans le futur.
L’adaptation des prix de marché à l’évolution imprévisible de la demande constitue aussi un facteur essentiel en faveur de l’ouverture à la concurrence des marchés électriques. Si par exemple la demande d’électricité est inférieureà celle anticipée, dans un système réglementé, les prix d’électricité doivent augmenter afin de couvrir le coût de la capacité excédentaire. Par contre, en situation concurrentielle, les prix baissent grâce à l’excès de capacité.
Enfin dans une situation concurrentielle, les risques rencontrés par les consommateurs sont directement tributaires des décisions des détenteurs des technologies. En effet, ils payent les erreurs de gestion des producteurs mais aussi, ils profitent de leurs bonnes décisions. Les producteurs sont face à un risque lié aux changements technologiques. Ils ont donc des fortes incitations à choisir les meilleures technologies e t éviter de subir des coûts irréversibles et inefficients. Ils sont aussi face au risque de changement de la demande et des prix des marchés. Ce qui les incite à être plus flexibles lors des choix d’investissement et de faire des efforts d’anticipation sur l’évolution future des marchés. Ces incitations encouragent les producteurs à être les plus productifs et à proposer par la suite des coûts efficients aux consommateurs finaux. Comme on vient de le mentionner, la fonction de production est le candidat majeur à l’ouverture à la concurrence. C’est le cas dans plu sieurs pays où l’ouverture à la concurrence est en cours ou achevée. Par contre, la fonction d’opération du système ne peut pas être déréglementée. En effet, il est toujours requis d’avoir un opérateur de système unique pour chaque système électrique, qui assure en permanencel’équilibre entre l’offre et la demande. Concernant le réseau de transmission, il demeure un monopole naturel. Malgré qu’il existe quelques cas –des lignes de transmissions isolées- où un investisseur a le droit d’investir et détenir une ligne. C’est plutôt le cas d’une concur rence à l’investissement en capacités de transport d’électricité qu’une concurrence réelle ua sein du réseau. La fonction de distribution de son côté est toujours gérée par un monopole naturel.
Tout au long de cette thèse, nous nous intéressonsà la concurrence lors de la production d’électricité. Notre objectif est d’effectuer une comparaison relative des designs de marchés électriques en place ou proposés et de déterminere ldesign optimal assurant la fiabilité du système électrique. Nous nous penchons alors dans el reste de ce chapitre sur la fonction de la production. Nous présentons dans la section suivante l’architecture des différents marchés électriques mis en place actuellement et montrons la particularité de ces marchés lors de la détermination des prix et des quantités d’énergiechangées.

Architectures des marchés électriques

La séquence des marchés d’électricité est basée sunr processus organisé en étapes successives. On peut distinguer les marchés de court terme et de long terme. A court terme, ces étapes contiennent les marchésforward, day-ahead et infrajournalier. Ces marchés sont plutôt des marchés d’engagement de production et d’ achat d’électricité. Ils se terminent avec un dernier marché où les participants peuvent vendre ou acheter effectivement de l’énergie. C’est le marché du temps réel. Dans le long terme,les marchés sont plutôt des contrats bilatéraux entre un producteur et un consommateur.

Marché forward

La séquence des marchésforward d’énergie à court terme débute avec le marchéday-ahead et continue avec les marchés infrajournaliers. La différence entre ces deux marchés forward correspond à la période de temps qui s’écoule entrela transaction sur le marché et la période de livraison. Le marchéday-ahead correspond à des contrats d’énergie 24h en moyenne avant la transaction effective et la livraison. Par exemple, on y trouve un contrat correspondant à la livraison de 1 MWh d’énergie à 1 2h le lendemain. Les marchés infrajournaliers commercialisent des contrats d’électricité livrables le jour même, par exemple quelques heures avant la livraison.

Marchéday-ahead

Les marchés day-ahead12 de l’énergie remplissent deux rôles principaux : un rôle d’information pour faciliter la coordination, donner des bons signaux aux agents pour prendre les bonnes décisions de production et consommation,et un rôle d’outil de couverture face à aux prix en temps réel très volatiles. Le délai de24h avant la livraison est déterminant pour la pré-coordination de la production. Etant donné lescaractéristiques des moyens de production, les prix day-ahead sont une des bases pour la programmation de production des différentes centrales (Wilson [2002]). Le marché day-ahead est un marché à caractère financier. En effet l’obligation créée entre un producteur et un consommateur sur ce marché est strictement financière. Ce marché sert aussi à se couvrir des risques étant donné la présence d’incertitudes sur les conditions du temps réelle.

Marchés infra journaliers

Les marchés infrajournaliers sont les marchésforward qui sont placés après le marché day-ahead. Ces marchés infrajournaliers permettent aux acteurs de la filière de tenir compte des nouvelles informations apparues après le marchéday-ahead et de réajuster plus finement leurs positions.
Il consiste seulement à autoriser la modification d es positions contractuelles agrégées et des programmes de production et de soutirage. Les participants réalisent de leur côté de nouvelles transactions, et ils communiquent au GRT les changements des volumes agrégés de leurs positions contractuelles ainsi que leurs programmes de production et de consommation.
Les modifications des programmes peuvent être réalisées jusqu’à un moment très précis, qui correspond à la fermeture par le GRT du dernier mar ché infra journalier des échanges pour la période concernée. Cette fermeture des marchésforward par le GRT s’appelle, pour cette raison, la « gate closure ». A ce moment précis, tous les programmes et les positions contractuelles communiqués au GRT deviennent définit fs.

Marché du temps réel

La séquence des marchés d’énergie se termine avece l marché du temps réel ou le marché spot. C’est le dernier moment où les participants peuvent acheter ou vendre de l’énergie pour chaque intervalle de livraison.
En temps réel, les producteurs et les consommateurs injecteront ou soutireront une certaine quantité d’énergie sur chaque intervalle de livraison. Afin de déterminer des volumes de « vente » ou d’« achat » sur le temps réel, le gestionnaire du réseau comptabilise les déviations entre les mesures d’injection et de soutirage et les volumes contractuels qui lui ont été notifiés dans les précédents marchés.
Nous avons vu dans les deux sous-sections précédentes les différents types de marchés d’électricité de court terme. Nous allons montrer dans la section suivante un exemple simplifié de la détermination de l’échange et des rixp dans ces marchés.

Equilibre entre offre et demande

L’opérateur du système veille à l’équilibre entre ’offrel et la demande d’électricité pour chaque intervalle de temps. Dans les marchés électriques déréglementés, l’OS anticipe le niveau de la demande pour chaque intervalle de temps et organise un marché dans lequel les producteurs soumettent plusieurs offres de vente d’énergie. Pour chaque offre, le producteur indique un prix unitaire de vente et une quantité d’énergie proposée. Le prix de marché sera celui de la dernière offre acceptée, c’es-à-dire l’offre qui permet d’atteindre le niveau de la demande requis par l’opérateur du système. En concurrence pur et parfaite, le prix unitaire de vente proposé par chaque producteur doit correspondre au coût marginal de la quantité offerte13. La fonction d’offre totale théorique peut être déterminée en agrégeant toutes les offres individuelles, en ordonnant les coûts marginaux des producteurs offrant sur le marché.
Dans le graphique 1-1 ci-dessous, nous montrons un exemple de détermination de prix dans un marché spot. Nous supposons trois états différents de la demande. Nous distinguons un état de demande de base (DB), de demande de semi-base (DSB) et de demande haute (DH). En supposant que les producteurs offrent des prix qui correspondent à leurs coûts marginaux, la fonction d’offre totale est déterminé en ordonnant de manière croissante les offres des producteurs. On peut aussi constater la grande diversité de technologie à coût marginal différent. Quand la demande est basse (DB), uniquement les producteurs à faible coût marginal vont voir leurs propositions acceptées. Ces producteurs sont souvent appelés les producteurs de base (la technologie nucléaire par exemple). Le prix de marché (P ) correspond au coût marginal de la dernière unité aceptée. Quand la demande est moyenne (DSB), le prix de marché est déterminé de la mêmeanièrem que précédemment sauf que et les producteurs de base et les producteurs de semi-base vont voir leurs propositions acceptées. Finalement, quand la demande est haute (DH), les trois types de producteurs ont des offres acceptées sur le marché. Le prix de marché (P) correspond au coût marginal de la dernière unité de pointe acceptée.
Cet exemple est très simplificateur. Il suppose tout d’abord un parc total de capacité suffisamment élevé pour satisfaire les trois étatsde demande. Par ailleurs, on essaye d’exposer une situation qui permette une exploitation optimale du système, c’est-à-dire, la technologie de base est amené à produire sur toute l’année, la technologie de semi-base n’est opérationnelle que lorsque la demande est moyenne ou haute et la technologie de pointe n’est disponible qu’en état de demande haute. Finalement, nous avons représenté les différents états de la demande par des droites verticales. Cette hypothèse provient de l’inélasticité de la demande aux prix des marchés, un constat qui caractérise la situation dans la quasi-totalité des marchés électriques comme on l’a évoqué dans la section 1.
Cet équilibre de marché optimal suppose la satisfaction des conditions suivantes :
– A court terme, assurer que chaque demande soit fournie au moindre coût (efficacité productive) et que le bénéfice marginal des consommateurs soit égal au coût marginal de la production d’une unité additionnelle (efficacité allocative)
– A long terme, assurer que la rémunération des différents participants (producteurs, grille de transmission..) génère des incitations pour investir en capacité.
Généralement ce but n’est pas atteint. Les marchésélectriques présentent plusieurs imperfections qui empêchent son efficacité. Cela constituera l’intérêt de la section 3 où nous nous intéressons à la fiabilité du système électrique et à présenter les remèdes possibles face aux imperfections du marché électrique. Mais avantcela, nous finissons cette section par la présentation des contrats de long terme d’électricité.

Les contrats de long terme

Ce sont des contrats bilatéraux entre un producteuret un consommateur ou fournisseur en gros. Dans ce contrat sont définis un prix d’énergie et une quantité à livrer à une date bien précise. Ils sont généralement réalisés des mois desou années avant la livraison effective de l’électricité. L’intérêt de ce type d’échange est dpermettre aux producteurs d’avoir des revenus stables et/ou additionnels. De la même manière, les consommateurs se couvrent contre le risque de hausse imprévisible des prix de marchés suite à des imprévus sur la demande, les prix de combustible, etc.
Ces contrats peuvent être considérés comme une solution pour la fiabilité du système.
Mais la passivité de la demande constitue un obstacle majeur contre leur application (cf. section 3 ci-dessous).

Conclusion de la section

Dans cette section nous avons traité l’organisation de l’industrie électrique. Elle a été gérée pour plusieurs décennies par un monopole intégré verticalement. Les raisons de cette disposition peuvent être expliquées par les facteurs suivants : 1/ les caractéristiques de la fonction de distribution d’électricité qui rend laconcurrence inefficace à ce stade. 2/ les challenges techniques de la coordination de la production avec la transmission qui demandaient une intégration des deux fonctions via l’opérateur du système. 3/ les économies d’échelle de la fonction de production qui favorisaient le monopole naturel pour la production d’électricité.
Hormis la fonction de production, tous les autres maillons du système électrique demeurent gérés par des monopoles naturels. En effet, depuis une vingtaine d’année ; la production d’électricité commence à s’ouvrir à la concurrence dans la plupart des pays à travers le monde. Les économies d’échelles réaliséelors de cette étape ne sont plus considérées suffisantes pour justifier encore le monopole naturel. Les unités de production sont devenues de plus en plus petites alors que les marchés s’élargissent. Par ailleurs, l’évolution technologique dans plusieurs pays a permis de simplifier la coordination dans le court terme des deux fonctions de production et transmission.
L’ouverture à la concurrence devrait assurer l’effi cacité productive et allocative des marchés d’électricité. Les prix de marché devraients’adapter efficacement à l’évolution imprévisible de la demande et les technologies de productions seraient plus compétitives que dans un système monopolistique.
Nous avons présenté à la fin de cette section l’architecture des marchés électriques dans un système déréglementé. Nous avons distingué entrels contrats de long terme, ayant comme objectif de stabiliser les revenus des producteurs et de protéger les consommateurs contre la volatilité des prix de marché, et les marchés de court terme qui déterminent l’échange effectif de l’énergie. Nous avons aussi présenté un exemple d’exploitation optimal du marché en supposant que les producteurs offrent sur le marché des prix correspondant à leur coût marginal de production et que la capacitéinstallée soit suffisamment disponible pour satisfaire différents états de la demande. Nous allons voir dans la section suivante comment plusieurs imperfections des marchés empêchent la réalisation d’un échange optimal. Nous nous concentrons donc sur la question de la fiabilité du système électrique.

Fiabilité du système électrique

La fiabilité du système électrique constitue la préoccupation majeure des régulateurs des marchés électriques après la restructuration et l’ouverture à la concurrence de l’industrie. Assurer la fiabilité implique un mixte de règles ayant diverses implications économiques et techniques. Le National Electric Reliability Council (NERC)14 définit la fiabilité par la performance du système électrique à satisfaire la demande d’électricité des consommateurs dans les montants désirés et les standards acceptables15.
La fiabilité couvre deux attributs : la sécuritéet l’ adéquation. La sécurité décrit la capacité du système à faire face aux perturbations . L’adéquation représente la capacité du système à satisfaire la demande d’énergie à chaque instant.
Nous allons définir dans les deux prochaines sous-ections les outils mises en place et/ou proposés afin d’assurer la sécurité et l’adéquation du système électrique.

Sécurité du système électrique

La sécurité du système électrique est une problématique de court terme. Elle concerne les opérations visant à assurer la stabilité du système. Ces opérations sont appelées les services auxiliaires qui incluent la prise en compte des pertes en ligne, les besoins de réserves tournantes, les réserves non tournantes, etc. Assurer la sécurité ne permet pas d’éviter quelques externalités et les problèmes defree riding16. En effet, la production de réserves pose un problème économique du fait qu’elles bénéficient à tous les utilisateurs du réseau, autant à ceux qui contribuent à la maintenir qu’à c eux qui n’y contribuent pas. En effet, on ne peut pas exclure des utilisateurs du réseau du bénéfice des réserves. Cette caractéristique est reconnue comme celle d’un bien public (Varian [1995]). Les caractéristiques du bien public sont considérées aussi comme une défaillance du marché éloignant l’électricité de l’idéal de marché parfait (Salanié [2000]). La sécurité nécessite donc une intervention publique pour l’assurer (Oren [2003]). Tous les systèmes électriques restructurés à travers le monde reconnaissent le besoin d’un approvisionnement centralisé et un contrôle des services auxiliaires par l’opérateur du système soit par desenchères basées sur le marché soit par des contrats de long terme avec les producteurs. Dans quelques cas, les acteurs du marchés sont autoriser à se fournir à eux même certains services auxiliaires mais la quantité est imposée par l’OS qui reste le dernier garant de ces services.

Adéquation du système électrique

L’adéquation du système électrique signifie l’existence d’une capacité disponible et installée capable de satisfaire, en temps réel, lademande d’électricité anticipée. Dans une perspective technique, la sécurité et l’adéquationvisent le même objectif : améliorer la qualité du service de production en temps réel. Sauf que l’adéquation touche plutôt des questions de long terme. Cela concerne les investissements en capacités de production d’électricité, les décisions de retrait ou d’extension des capacités xistantes ainsi que les décisions d’exploitation de long terme affectant la disponibilité d’une unité de production pour répondre aux besoins du système à un moment donné (Arriaga [2001]).
Bien qu’il existe un consensus sur les outils à met tre en place sur le marché pour assurer la sécurité du système (cf. section 3-1), la question d’adéquation de la production reste sans issue claire et aucun consensus académique n’existe actuellement en la matière. Oren [2003] définit l’adéquation comme unbien privé. Elle peut donc être assurée via des mécanismes de marché.
La question d’incitation aux investissements en capacités de production est le maillon essentiel du débat sur la question de l’adéquation.Il s’agit de s’interroger sur le design de marché optimal permettant de fournir les signaux économiques de long terme nécessaires pour inciter à investir d’une manière adéquate. Investir massivement dans le système peut ne pas être suffisant. Le problème de pouvoir de marché et les tentations de manipulation des prix peuvent inciter les producteurs à limiter leur s disponibilités en retirant leurs capacités de production (opérations d’entretien, maintenance…). Pour cela, le design optimal doit aussi garantir que la capacité disponible soit opérationnelle pour la production dès qu’elle est appelée. Ces deux points constituent les thèmes principaux de cette thèse.
Avant d’effectuer une comparaison relative des différents mécanismes d’incitations aux investissements, nous allons présenter une revue des obstacles fondamentaux à l’efficacité et la fiabilité des marchés électriques. Nous présentons ensuite dans la quatrième partie de ce chapitre les différents mécanismes qui ont été prosésp et éventuellement mis en œuvre afin d’assurer l’adéquation future du système électrique.

Les barrière contre l’efficacité des marchésd’électricité

Depuis la déréglementation de l’industrie électriqu dans le monde, la question de la fiabilité du système et plus précisément celle de’adéquationl est devenue plus complexe à gérer. Quand l’industrie était verticalement intégrée, la réglementation mise en place adoptait plutôt une approche de coût du service fourni. La fiabilité était un ingrédient majeur de la planification centralisée du monopole touchant tousles niveaux : production, transmission et distribution. Cependant, les nouvelles réglementations mises en place après l’ouverture à la concurrence et la création des marchés électriquesdoivent essentiellement assurer que les incitations économiques permettent de maintenir laqualité du service à des niveaux optimaux socialement.
La théorie économique appliquée aux marchés électriques (Caramanis et al. [1982]) montre que le marché spot d’électricité est suffisant pour fournir les signaux nécessaires permettant d’inciter aux investissements adéquats et encourager l’entrée dans le système. Dit autrement, il n’est pas nécessaire d’appliquer des réglementations additionnelles pour garantir la fiabilité du système. En effet, en périodes de areté, les prix de l’électricité augmentent suffisamment, pour inciter à de nouveaux investisse ments, encourager les producteurs existants à offrir plus sur le marché et inciter les consommateurs à réduire leur demande, jusqu’à atteindre un niveau normal de l’offre et rétablir les niveaux des prix de marché (Oren [2003]).
Cependant, plusieurs facteurs présents dans les marchés réels sont des obstacles à la réalisation de ces prédictions théoriques :

Incertitude et aversion au risque

La présence de l’incertitude sur la demande future, l’offre et les prix de combustible réduisent l’efficacité des signaux de marché. Ces ignauxs sont interprétés d’une manière imparfaite à cause du comportement averse au risque des potentiels investisseurs. C’est notamment le cas des producteurs de pointe. Ils ne sont opérationnels que quelques heures durant l’année. Il faut que les prix de marchés soient suffisamment élevés pour qu’ils produisent. Cependant, la grande volatilité des prix due à l’incertitude rend l’investissement plus risqué ce qui les inciterait à rejeter les opportunités d’investir dans le système.

Passivité des consommateurs

Pour obtenir un niveau satisfaisant de la fiabilité, les consommateurs devraient signer des contrats de long terme avec les producteurs existants ou les entrants potentiels. Cela permettrait aux producteurs d’avoir des revenus stables et/ou additionnels et de résoudre les problèmes liés à l’incertitude et à l’aversion au r isque. Il faut noter que la fiabilité du système dépendrait alors de la disposition à payer des consommateurs pour ces contrats de long terme.
Ce type de contrat peut être une solution pour la iabilitéf du système. Cependant, les configurations des marchés électriques tels qu’ilssont définis actuellement gênent la mise en place de ce type de contrats. En effet, dans la plupart des cas, les consommateurs finaux sont complètement à l’abri des prix de marché de l’électricité, soit grâce aux tarifs réglementées qui leurs sont appliquées, soit du fait des procéduresutilisées pour la tarification de l’électricité comme l’application d’un prix plafond. Ces mesures de protection des consommateurs réduisent les incitations pour s’engager dans ce type de contrat. On note enfin que les consommateurs ne sont pas suffisamment « mûres » pour réaliser les risques dans les marchés électriques, en périodes de crises par exemple, etn’ont pas suffisamment la capacité à réduire leur demande en cas de pénurie d’offre.

Pouvoir de marché et manipulation des prix

En périodes de pointe, les producteurs peuvent utiliser leur pouvoir de marché afin de manipuler et augmenter les prix de marché. Plusieur études ont montré que le retrait de capacité pour maintenance, entretien, etc. était l’une des causes de plusieurs crises à travers le monde (Crampes et Creti [2001]). Ce pourvoir de marché constitue une défaillance majeure des marchés électrique dès lors qu’aucune obligation de disponibilité n’est imposée aux producteurs.

Le problème de Missing Money et l’application d’un prix plafond

Joskow [2007] soulève un problème important qui réduit l’efficacité des signaux de marchés pour inciter aux nouveaux investissements. C’est le problème de missing money. Le prix compétitif du marché doit théoriquement correspondre au coût marginal de la dernière unité appelée à produire. Ce prix ne permet pas decouvrir à la fois les coûts d’exploitation et d’investissement des producteurs, notamment pour les unités de production de pointe. Cela a, au moins, deux conséquences. Premièrement, les nouveaux entrants rejettent les possibilités d’investir dans le système. Deuxièmement, les producteurs existants ont plus tendance à ne pas offrir l’intégralité de leur capacité de production sur le marché afin d’augmenter les prix de marché.
Par ailleurs, dans plusieurs systèmes électriques où le prix de marché est jugé élevé et inefficient, les régulateurs optent généralement pour l’imposition d’un prix plafond pour limiter les prix à des niveaux acceptables. Cette m esure ne permet pas aux producteurs de bénéficier de la rente de rareté –en périodes de hautes tensions- nécessaire pour couvrir leurs coûts de production.
Compte tenu des éléments que nous venons de présenter, on peut anticiper que l’adoption d’un marché d’électricité unique sans aucun mécanisme additionnel ne permettrait pas d’assurer, d’une manière permanente, la fiabilité du système électrique. Face à cette problématique, plusieurs travaux se sont penchés sur la recherche du design de marché optimal permettant d’assurer la fiabilité, sans contrarier les objectifs initiaux de la dérégulation. La question pourrait se formuler en esc termes : faut-il modifier le design initial du marché électrique d’une manière à assurer les signaux nécessaires aux nouveaux investissements ou bien implémenter un mécanisme aditionnel ? L’application d’un mécanisme suivant une logique de subvention peut-il apporter des solutions ou bien un mécanisme marchand est-il nécessaire ?
Nous allons présenter dans la section 4 les différents designs et mécanismes qui ont été appliqués et/ou proposés jusqu’à maintenant. Nous ffectuons une revue de littérature sur les conclusions que l’on peut identifier concernant l’efficacité de chacun. Ce travail nous sert à identifier les mécanismes potentiellement efficaces avant d’effectuer une analyse analytique et expérimentale dans la suite de cette thèse. Avant cela, nous finissons cette section par expliquer brièvement l’utilité de l’adoption d’un mécanisme d’incitation aux investissements dans le contexte actuel des systèmes électriques.

Solution: mécanismes d’incitation aux investissements

La mise en place de mécanismes incitatifs aux investissements révèle plus ou moins profondément une forme de « défaillance » des marchés de l’électricité, au moins tels qu’ils sont ressentis par les pouvoirs publics :
– Soit parce que mettre en place des instruments de facturation, comptage, coupure individualisée en temps réel et à une maille fine est considéré comme trop coûteux pour la société et / ou difficile à assumer pour le politique.
– Soit parce que les pics de prix sur l’énergie se sont révélés socialement inacceptables et ont incité à mettre en place des prix plafonds qui ont limité d’autant les possibilités de rentabiliser un nouvel investissement. Le problème de la rentabilisation des investissements se pose d’autant plus que les investissements considérés sont hautement capitalistiques. C’est le cas d’un investissement nucléaire bien-sûr, mais aussi des centres de production de pointe et de super-pointe, du fait de leur durée de fonctionnement réduite. Ces centrales de pointe et de super-pointe sont pourtant également celles qui permettent de répondre aux variations de la consommation le plus économiquement étant donnéesa lréactivité de ces centrales.
La mise en place d’un mécanisme incitatif aux investissements repose donc toujours, plus ou moins explicitement en fonction du mécanisme considéré, sur une appréciation d’un paysage de défaillance « cible » et d’un niveau probable de risque de défaillance à éviter.

Conclusion de la section

Cette section a porté sur la question de fiabilitédu système électrique. Nous avons distingué deux attributs de la fiabilité selon l’horizon de son traitement : la sécurité qui est une problématique de court terme et qui concerne les opérations liées à la stabilité du système. Et l’adéquation, qui repose sur les décisions d’investissements des producteurs et qui est donc plutôt une problématique de long terme. Nous avons mis l’accent sur la question d’adéquation du système en évoquant les principales imperfections des marchés électriques qui sont autant d’obstacles à l’efficacité des marchés électriquesdérégulés. Ces imperfections se résument aux éléments suivants : 1) l’incertitude et l’aversion au risque des investisseurs ; 2) La passivité des consommateurs ; 3) l’exercice de pouvoir de marché par les producteurs ; 4) Le problème de missing money ; et 5) Les effets néfastes de la pratique des prix plafonds sur les marché.
Pour faire face à ces obstacles, l’adoption d’un mécanisme d’incitation aux investissements peut constituer la solution. Il existe plusieurs mécanismes qui ont été adoptés récemment et/ou proposés sans être mis en œuvre. Nous consacrons la prochaine section à la présentation de ces mécanismes que nous classifionsen trois catégories : la solution sans aucune intervention, les mécanismes non marchands et les mécanismes marchands.

Les mécanismes d’incitation aux investissements

L’adéquation d’un système électrique libéralisé devrait reposer sur les décisions d’investissement des producteurs. En théorie, des prix libres sur le marché de l’énergie, avec des pointes même sporadiques, devraient fournir lesincitations suffisantes aux investisseurs potentiels. Or force est de constater que quelques années après la libéralisation des systèmes électriques –libéralisation qui s’est souvent effectué dans un contexte de surcapacités- la sécurité d’approvisionnement commence à poser problème dans de nombreux pays. Le besoin d’investissement bute sur l’aversion des investisse urs face au risque à investir en pointe du fait de la volatilité des prix du marché, de la durée aléatoire des pics de pointe et des risques réglementaires pesant sur ces pics (avec la menace d’intervention comme l’instauration d’un prix plafond), difficiles à accepter socialement et politiquement. Dans un environnement incertain, on assiste à un conflit d’intérêt entreles producteurs qui s’accommodent d’une situation de sous-capacités et la société dans sonensemble pour qui le coût social de la défaillance est tellement élevé qu’elle est prête supporterà un certain coût lié à la sous utilisation de certaines centrales. Les autorités publiques se sont donc emparées du problème des investissements en production en le considérantcomme enjeux majeurs à ce stade de la déréglementation. La question qui se pose est de savoir si les producteurs en place et les entrants potentiels sont suffisamment incités à investir dans les capacités de production adéquates (notamment les moyens de pointe) pour assurer la sécurité d’approvisionnement ou s’il faut mettre en place des mécanismes incitatifs additionnels et, le cas échéant, lesquels. Plusieurs mécanismes sont envisageables en théorieet dans la pratique certains mécanismes sont déjà utilisés depuis plusieurs années. Nous distinguons trois catégories de solutions. La première catégorie consiste à ne pas intervenir et à laisser faire le marché. Nous désignons ce choix comme la solution All-Market. La deuxième catégorie regroupe les solutions déjà pratiquées dans plusieurs pays sous forme de mécanismes non marchands. On y trouve les bilans prospectifs suivis d’appels d’offres, la con tractualisation de réserves stratégiques, les achats d’unités de pointe par l’opérateur du système et les paiements de capacité. La dernière catégorie concerne les mécanismes marchands commeesl obligations de capacité, les marchés de capacités à terme et les options de fiabilité. Ce dernier n’a pas été appliqué en pratique.
Nous présentons en détail ces différents mécanismesdans la suite de ce chapitre. Pour chacun des mécanismes, nous commençons par sa description suivie des objectifs visés et nous finissons par son évaluation en se basant soitsur le retour d’expérience dans le cas où le mécanisme a été appliqué soit sur les travaux decherchere effectués dans ce domaine.

Solution « All-Market »

Description

Cette solution repose uniquement sur un libre marché pour l’échange de l’électricité. Appelée aussi la solution « Leave-it-to-market», elle n’exige aucune intervention sur les prix et en particulier l’absence de prix plafond. Les consommateurs peuvent participer librement à ce marché et les producteurs doivent expérimenteribrementl l’évolution des prix.

Objectif

La solution All-Market vise à corriger les lacunes discutées plus haut en éliminant toute intervention ou interférence sur le marché. La volatilité des prix à laquelle les agents de marché font face doit constituer le moteur essentiel pour promouvoir l’adéquation future du système. En effet, la rente de rareté provoquée parcette volatilité, spécialement en périodes de tension, devrait attirer des nouveaux investissements en capacités de production. D’un autre côté, les consommateurs doivent réagir à une augmentation brusque des prix en réduisant leur consommation en temps réel.

Evaluation

L’application de cette solution a rencontré plusieurs obstacles dus aux imperfections des marchés électriques (Arriaga [2001]). L’inélasticit de la demande face aux prix de marché constitue un obstacle majeur. De même, sur la quasi-totalité des marchés, les consommateurs ne participent pas à la détermination des prix de marché. Leurs réactions face à une hausse des prix est très lente et même absente dans plusieurscas (Roques et al. [2004]). Cette passivité de la demande couplée à l’aversion aux risques des investisseurs induisent une inadéquation des systèmes électriques et provoquent une pénurierégulière dans les marchés, plus particulièrement dans les périodes de haute tension(Arriaga [2001]). Enfin, La manipulation des prix en périodes de hautes tensions et l’apparition des cycles d’investissements sont considérés comme deux limites essentielles de ce design (De Vrie [2003]).
Pratiquée dans quelques marchés électriques, elle généralement provoquée plusieurs incidents de productions (en Californie et en Australie). Quelques pays nordiques comme le Suède et la Finlande, ont décidé dernièrement de sortir de cette solution de marché et d’appliquer des mesures plus interventionnistes pour assurer la fiabilité de leurs systèmes électriques.
Cette solution est considérée comme le cas de référence dans les études analytiques et expérimentales présentées dans cette thèse.

Les mécanismes non marchands

Les mécanismes d’incitation aux investissements dits non marchands requièrent une politique plus ou moins interventionniste de l’opérateur du système afin de garantir la fiabilité. Cette intervention peut être au niveau ed la fixation du prix du mécanisme, de la planification des nouveaux investissements des producteurs, de la participation à l’offre d’énergie sur le marché, etc. Quatre mécanismes sont les plus courants : les bilans prospectifs suivis d’appels d’offres, la contractualisation de réserves stratégiques, les achats d’unités de pointe par l’opérateur du système et les paiementsde capacité.

Table des matières

Introduction Générale
Chapitre 1: Déréglementation et fiabilité du système électrique
Introduction
Section 1 : Les aspects essentiels de l’électricité
Section 2 : Organisation de l’industrie électrique
Section 3 : Fiabilité du système électrique
Section 4 : Les mécanismes d’incitation aux investissements
Section 5 : Conclusion du chapitre
Chapitre 2: Modèle à un seul agent des mécanismes d’incitation aux investissements
Introduction
Section 1 : Analyse dynamique des choix d’investissements
Section 2 : Modèles dynamiques des mécanismes d’incitation aux investissements
Section 3 : Simulations numériques et discussion
Section 4 : Conclusion du chapitre
Chapitre 3: Modélisation des mécanismes d’incitation aux investissements par la théorie des jeux
Introduction
Section 1 : Hypothèses de modélisation des mécanismes d’incitation aux investissements
Section 2 : Les méthodes de résolution mobilisées: le choix des effets à boucle fermée
Section 3 : Modèles dynamiques des mécanismes d’incitation aux investissements
Section 4 : Simulations numériques et discussion
Section 5 : Conclusion du chapitre
Chapitre 4: Analyse de l’efficacité du mécanisme des marchés des capacités à terme par l’économie expérimentale
Introduction
Section 1 : Eléments méthodologiques
Section 2 : Hypothèses de l’expérience
Section 3 : Modèle économique sous-jacent à l’expérience
Section 4 : Résultats expérimentaux
Section 5 : Conclusion du chapitre
Conclusion Générale
Annexes
Bibliographie

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