Topic description
L'objet de la thèse consiste à effectuer une évaluation économique des challenges de l'intégration progressive des énergies renouvelables (EnR) intermittentes (éolien et solaire)et son impact sur le système électrique européen.
Nous choisissons d'abord d'analyser le tournant énergétique allemand (Energiewende) en explorant l'impact de l'introduction des énergies renouvelables dans le mix électrique de l'Allemagne sur le prix de gros de l'électricité ( Spot) ainsi que sur leur volatilité.
Le prix d'équilibre sur le marché de l'électricité est fixé par l'équipement marginal qui fournit la dernière unité susceptible de satisfaire la demande. L'équipement marginal était toujours une centrale à gaz naturel dont le coût marginal est très élevé, le gaz naturel étant importé et son prix est fixé sur le marché international. Or, les EnR en déplaçant de la courbe d'offre à droite provoque une éviction des centrales à gaz et permettent aux centrales à charbon dont le coût marginal est moins élevé de jouer le rôle d'équipement marginal. Ce qui fait baisser le prix d'équilibre sur le marché de gros de l'électricité. C'est l'effet merit-order. Les études empiriques mettent en évidence que chaque GWh supplémentaire de production de ces énergies renouvelables provoque une baisse des prix de l'électricité sur le marché de gros d'environ 1 Euros/ MWh. Plus il y a des capacités installées des EnR, plus les prix de l'électricité sur le marché de gros vont baisser, et même parfois devenir négatifs .
C'est un signal prix qui exige une disponibilité de technologies de stockage à grande échelle et à coûts compétitifs (barrages (STEP), batteries (BESS)). Cela a un coût que le système électrique doit prendre en compte.
L'éolien et le solaire intermittentes. Il faut donc une production d'électricité suffisamment flexibles afin de compenser les déséquilibres entre Offre/Demande. C'est souvent une centrale à gaz. Ces centrales à gaz, ne pouvant récupérer leurs coûts fixes à partir d'une rémunération par le marché de l'électricité, doivent recevoir des compensations pour leurs capacités installées grâce au marché des capacités. Ce back-up constitue un surcoût qu'il faut intégrer.
En outre, Il faut investir massivement dans les réseaux de transport afin de permettre l'acheminement de l'électricité renouvelable des lieux de production vers les lieux de consommation. Cela correspond à un surcoût.
Enfin, les EnR ont bénéficié de politiques de soutien consistant d'abord à racheter la totalité de leur production d'électricité à des prix de rachat garantis (Feed-In-Tariffs), puis de Feed-in-Premium et ensuite vers un système d'enchères pour les installations d''éolien off-shore.
Le consommateur final de l'électricité et en particulier les ménages ont supporté le coût de ces politiques. En Allemagne, la charge de soutien aux EnR s'est élevée en à 67,56 €/MWh, le prix TTC du kilowattheure d'électricité en Allemagne est le plus élevé en Europe.
Les EnR jouent un rôle central dans la lutte contre le réchauffement climatique grâce à leur effet d'éviction sur les énergies fossiles. Mais, cette externalité positive ne doit pas éviter les débats sur les surcoûts occasionnés par les EnR intermittentes (back-up, stockage, de renforcement de réseaux, prix négatifs, subventions …). Ce qu'on appelle communément les coûs-système.
IDans une deuxième partie, on analysera le système électrique au sein de de l'union. Le développement spectaculaire des échanges transfrontaliers entre pays européens et le couplage de leurs marchés de l'électricité exigent un nouveau market design susceptible d'accélérer la convergence vers un marché unique de l'électricité. Nous allons mobiliser la théorie de portefeuille de Markowitz pour explorer les pistes d'un mix électrique optimal à l'échelle européenne. Ce mix électrique doit garantir aux consommateurs européens une électricité verte, compétitive et avec une grande sécurité d'approvisionnement.
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In this thesis, we carry out an economic assessment of renewable energies sources (RES), taking German energy transition (Energiewende) as a case study.
Electricity price is set by marginal equipment, a coal plant, whose marginal cost is lower that natural gas. Each RES additional GWh production lowers wholesale electricity prices by 1 €/MWh. Due to storage unavailability, electricity prices become sometimes negative.
Intermittent need back-up often a gas plant. However, gas plants, unable to recover their fixed costs from the electricity market, must receive compensation from capacity market. Moreover, investments in transport network due to RES is carried out and costs of RES support policies are borne by households.
RES play a central role in crowding out effect on fossil fuels, their overcosts, called system costs, should be debated .
Development of cross-border electricity exchange between European countries requires a new market design. We use Markowitz's to explore an optimal electricity mix on a European scale that could guarantee consumers green, competitive electricity and security of supply.
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Début de la thèse : 01/10/
Funding category
Public funding alone (i.e. government, region, European, international organization research grant)
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