Pour une introduction au th\u00e8me abord\u00e9, on peut se r\u00e9f\u00e9rer \u00e0 l\u2019article de Pierre Gruet, \u00ab\u00a0Enjeux de la gestion des risques sur les march\u00e9s d\u2019\u00e9lectricit\u00e9\u00a0\u00bb, publi\u00e9 dans Variances le 4 janvier 2022 https:\/\/variances.eu\/?p=6923<\/a><\/span><\/span>.<\/p>\n Le pr\u00e9sent article examine la situation simplifi\u00e9e o\u00f9 le syst\u00e8me \u00e9nerg\u00e9tique est uniquement compos\u00e9 de moyens renouvelables, \u00e0 co\u00fbt variable nul, et \u00e9tablit dans quelle mesure la notion de prix de march\u00e9 subsiste n\u00e9anmoins.<\/p>\n ***<\/p>\n Depuis des ann\u00e9es, les march\u00e9s spot d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 contribuent au d\u00e9veloppement et \u00e0 la gestion des syst\u00e8mes de production et de distribution dans de nombreuses parties du monde. Ces march\u00e9s soul\u00e8vent cependant diff\u00e9rents d\u00e9fis d\u00e9sormais bien identifi\u00e9s, mais que le d\u00e9ploiement des dispositifs de production \u00e9olienne et solaire va certainement amplifier davantage. Une des difficult\u00e9s majeures provient du co\u00fbt variable pratiquement nul de ces moyens de production, alors que c\u2019est le principal d\u00e9terminant des prix de march\u00e9. On consid\u00e8re dans cet article un mod\u00e8le simplifi\u00e9 de syst\u00e8me 100% renouvelable, \u00e0 co\u00fbt variable nul, en vue d\u2019appr\u00e9hender de fa\u00e7on analytique comment la notion de prix de march\u00e9 peut garder un sens.<\/p>\n Dans de nombreuses r\u00e9gions du monde, la fourniture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 s\u2019appuie d\u2019un point de vue \u00e9conomique sur l\u2019utilisation de contrats financiers et l\u2019existence de march\u00e9s spot <\/em>organis\u00e9s. Tel est le cas par exemple dans la plupart des pays europ\u00e9ens, ainsi qu\u2019en Am\u00e9rique du Nord. Dans la forme la plus simple du march\u00e9, le prix de gros de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est d\u00e9termin\u00e9 \u00e0 chaque pas de temps (typiquement d\u2019une heure) par l\u2019alignement sur le co\u00fbt variable associ\u00e9 \u00e0 l\u2019unit\u00e9 de production marginale.<\/p>\n Le recours au march\u00e9 spot <\/em>est souvent combin\u00e9 avec d\u2019autres m\u00e9canismes, en vue de garantir \u00e0 chaque producteur un minimum de revenus financiers. Diff\u00e9rents types, plus ou moins \u00e9tablis, de contrats d\u2019approvisionnement \u00e0 long terme, la r\u00e9mun\u00e9ration des r\u00e9serves de production et d\u2019\u00e9quilibrage offre-demande, ainsi que divers m\u00e9canismes d\u2019incitation environnementale (comme les cr\u00e9dits z\u00e9ro-\u00e9mission) sont autant de sources de recettes suppl\u00e9mentaires. Le co\u00fbt variable des diff\u00e9rentes technologies de production n\u2019en reste pas moins l\u2019un des piliers de la formation du prix de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 sur les march\u00e9s d\u2019aujourd\u2019hui. Ce co\u00fbt s\u2019exprime basiquement comme le produit du rendement \u00e9nerg\u00e9tique de chaque technologie par le prix du combustible utilis\u00e9\u00a0: gaz naturel, charbon, p\u00e9trole, uranium, etc.<\/p>\n Dans l\u2019ensemble, les march\u00e9s spot <\/em>ont montr\u00e9 une grande efficacit\u00e9 dans l\u2019\u00e9change d\u2019importants volumes d\u2019\u00e9lectricit\u00e9, en d\u00e9pit de certaines faiblesses comme la difficult\u00e9 \u00e0 correctement valoriser la production en p\u00e9riode de pointe ou un pouvoir de march\u00e9 potentiellement pr\u00e9occupant conc\u00e9d\u00e9 aux plus gros producteurs. Par ailleurs, l\u2019ad\u00e9quation de leur fonctionnement actuel \u00e0 la bonne int\u00e9gration de sources d\u2019\u00e9nergie renouvelable (EnR), \u00e0 co\u00fbt variable nul (comme l\u2019\u00e9olien ou le solaire), fait encore d\u00e9bat. Pour r\u00e9sumer ce point, selon la logique de merit order <\/em>d\u2019activation par co\u00fbt croissant des unit\u00e9s de production, les EnR tirent le prix spot<\/em> vers le bas, accentuant pour les autres fili\u00e8res de production le probl\u00e8me dit de missing money[1]<\/strong><\/a><\/em>.<\/p>\n Les EnR vont sans aucun doute jouer un r\u00f4le cl\u00e9 dans les futurs syst\u00e8mes \u00e9nerg\u00e9tiques, dans la mesure o\u00f9 elles sont susceptibles de r\u00e9pondre \u00e0 trois pr\u00e9occupations majeures. Elles sont tout d\u2019abord \u00e9conomiquement avantageuses, gr\u00e2ce \u00e0 des co\u00fbts de production au MWh en baisse depuis plusieurs d\u00e9cennies. Pour de nombreux pays, elles contribuent \u00e9galement \u00e0 assurer la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement en amont de la production, en r\u00e9duisant la d\u00e9pendance \u00e0 l\u2019import d\u2019\u00e9nergie primaire, typiquement sous forme de combustibles fossiles. Elles contribuent enfin \u00e0 l\u2019atteinte d\u2019objectifs de lutte contre les changements climatiques, avec de faibles \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre, tant en absolu qu\u2019en termes d\u2019analyse du cycle de vie. Cet ensemble d\u2019atouts explique l\u2019augmentation massive des capacit\u00e9s d\u2019EnR programm\u00e9e dans de nombreuses r\u00e9gions.<\/p>\n Alors qu\u2019on dispose d\u00e9j\u00e0 d\u2019un nombre cons\u00e9quent de publications sur l\u2019organisation du march\u00e9 avec des niveaux interm\u00e9diaires d\u2019int\u00e9gration des EnR (Ketterer 2014, Grubb 2018), la litt\u00e9rature est plus rare s\u2019agissant d\u2019une situation o\u00f9 elles repr\u00e9sentent une part importante de la production. Diff\u00e9rentes pistes ont \u00e9t\u00e9 explor\u00e9es, de l\u2019int\u00e9gration verticale compl\u00e8te \u00e0 un syst\u00e8me purement concurrentiel (Joskow 2021, Roques 2017). Entre ces deux extr\u00eames figure une possible solution bas\u00e9e sur deux structures de march\u00e9 g\u00e9rant distinctement \u00e0 court et long terme les syst\u00e8mes de production \u00e9lectrique. Dans cet article, nous souhaitons n\u00e9anmoins promouvoir la logique de concurrence et de march\u00e9s spot <\/em>au-del\u00e0 d\u2019un syst\u00e8me \u00e0 forte proportion d\u2019EnR, c\u2019est-\u00e0-dire constitu\u00e9 seulement d\u2019EnR et de moyens de stockage, \u00e0 l\u2019exclusion des g\u00e9n\u00e9rateurs conventionnels d\u00e9terminant habituellement les prix de march\u00e9.<\/p>\n La prise en compte de la production des EnR dans les march\u00e9s spot<\/em>, o\u00f9 les prix r\u00e9sultent traditionnellement des co\u00fbts variables des g\u00e9n\u00e9rateurs, conduit \u00e0 une forme de paradoxe qui motive notre recherche. Plus pr\u00e9cis\u00e9ment, nous \u00e9tudions la question de la formation du prix dans un march\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 reposant uniquement sur des EnR et des stockages, et donc sans co\u00fbts variables, except\u00e9s ceux associ\u00e9s aux m\u00e9canismes d\u2019effacement forc\u00e9s ou non (d\u00e9lestages cycliques ou effacements)[2]<\/a>.<\/p>\n Nous retenons la m\u00eame formulation analytique que celle d\u00e9velopp\u00e9e dans nos travaux pr\u00e9c\u00e9dents (Korp\u00e5s & Botterud 2020), \u00e0 savoir un simple programme d\u2019optimisation dont la r\u00e9solution fournit les capacit\u00e9s optimales des installations \u00e9oliennes et de stockage correspondant au co\u00fbt de production minimal. Dans cette tentative d\u2019analyse quantitative de l\u2019\u00e9quilibre \u00e0 long terme du march\u00e9 et de ses implications en termes de recouvrement des co\u00fbts, les capacit\u00e9s de production EnR et de stockage sont optimis\u00e9es, plut\u00f4t que fix\u00e9es de fa\u00e7on exog\u00e8ne. L\u2019objectif est d\u2019\u00e9tudier les propri\u00e9t\u00e9s du march\u00e9 dans une configuration \u00ab\u00a0extr\u00eame\u00a0\u00bb, sans n\u00e9gliger le fait que la logique actuelle des march\u00e9s ne s\u2019y applique pas directement et que nos hypoth\u00e8ses sous-jacentes sont manifestement simplistes.<\/p>\n Dans le mod\u00e8le classique avec uniquement des centrales conventionnelles, la solution du probl\u00e8me de planification centralis\u00e9e de la production conduit \u00e0 des prix de march\u00e9 d\u00e9pendant du temps et \u00e9gaux au co\u00fbt variable du g\u00e9n\u00e9rateur marginal (derni\u00e8re unit\u00e9 de production sollicit\u00e9e pour satisfaire la consommation \u00e9lectrique courante). On peut montrer que cette structure de prix correspond \u00e0 une incitation optimale \u00e0 l\u2019investissement en moyens de production, dans la mesure o\u00f9 les co\u00fbts fixes sont amortis et le profit moyen est nul (Stoft 2002, Green 2000).<\/p>\n L\u2019ajout \u00e0 des moyens conventionnels d\u2019EnR et de stockages sans co\u00fbts marginaux directs rend la formulation plus complexe (voir Korp\u00e5s & Botterud 2020), mais elle permet de constater que la structure des prix bas\u00e9e sur les co\u00fbts marginaux est conserv\u00e9e tant que des moyens conventionnels restent pr\u00e9sents. En d\u2019autres termes, ce sont toujours les dispositifs classiques de production qui d\u00e9terminent les prix et ils ont \u00e9galement un impact sur le prix optimal lors des p\u00e9riodes de charge ou d\u00e9charge des stockages, en vertu du principe de co\u00fbt d\u2019opportunit\u00e9. Cependant, plus la part des EnR augmente, plus l\u2019occurrence de prix nuls ou n\u00e9gatifs est fr\u00e9quente (Schmalensee 2019, Joskow 2021) et met en p\u00e9ril la rentabilit\u00e9, principalement pour les \u00e9quipements de pointe.<\/p>\n L\u2019objet du pr\u00e9sent travail est l\u2019examen des r\u00e9sultats d\u2019un mod\u00e8le analogue, mais cette fois sans g\u00e9n\u00e9rateurs thermiques conventionnels, ni co\u00fbts marginaux. Cette situation 100% EnR pr\u00e9sente un double int\u00e9r\u00eat\u00a0: d\u2019une part en raison du rapide d\u00e9veloppement des sources renouvelables qui la rend plus plausible, d\u2019autre part en \u00e9cartant la question de leur \u00e9ventuelle absence de viabilit\u00e9 \u00e9conomique sans m\u00e9canismes d\u2019aide, face \u00e0 la concurrence des centrales thermiques (Roques 2017, Karaduman 2021, Schmalensee 2019).<\/p>\n Pour commencer \u00e0 explorer les implications sur le recouvrement des co\u00fbts, on simplifie le contexte en excluant dans un premier temps la possibilit\u00e9 d\u2019effacement de consommation. Cette hypoth\u00e8se rend plus simple l\u2019analyse du mod\u00e8le et sert de r\u00e9f\u00e9rence pour l\u2019\u00e9tude men\u00e9e dans la section suivante, o\u00f9 l\u2019effacement est r\u00e9introduit. L\u2019analyse en l\u2019absence d\u2019effacement se concentre sur l\u2019\u00e9quilibre du syst\u00e8me entre production EnR et gestion du stockage. Elle correspond \u00e0 une situation o\u00f9 des prix \u00e9lev\u00e9s (contexte g\u00e9n\u00e9ralement synonyme d\u2019effacement ou de plafonnement du prix) sont \u00e9vit\u00e9s par des dispositions r\u00e9glementaires. Il s\u2019agit en fait d\u2019une \u00ab\u00a0solution par r\u00e9gulation\u00a0\u00bb (Stoft 2002).<\/p>\n Si nous appliquons le paradigme pr\u00e9valent des march\u00e9s spot<\/em> (tarification au co\u00fbt marginal) \u00e0 un tel syst\u00e8me, en l\u2019absence d\u2019effacement ou de co\u00fbts variables, le prix de march\u00e9 doit \u00eatre constamment nul. L\u2019activit\u00e9 de march\u00e9 ne procure aucun revenu pour les syst\u00e8mes de production et de stockage, qui enregistrent en cons\u00e9quence des profits globalement n\u00e9gatifs\u00a0: le march\u00e9 ne permet pas d\u2019amortir les co\u00fbts d\u2019investissement de ces deux types d\u2019infrastructures. De plus, le prix moyen pond\u00e9r\u00e9 de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (WAPE – Weighted Average Price of Electricity<\/em>) reste \u00e9galement nul. Il y a d\u00e9saccord avec le co\u00fbt moyen de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (ACE – Average Cost of Electricity<\/em>), qui doit refl\u00e9ter des co\u00fbts d\u2019investissement n\u00e9cessairement non nuls et \u00eatre r\u00e9percut\u00e9 d\u2019une fa\u00e7on ou d\u2019une autre sur le client final.<\/p>\n Si maintenant on consid\u00e8re dans notre mod\u00e8le d\u2019optimisation le multiplicateur de Lagrange \u03bb associ\u00e9 \u00e0 la contrainte d\u2019\u00e9quilibre entre offre et demande, cette quantit\u00e9 correspond \u00e9conomiquement au co\u00fbt marginal d\u2019augmentation de la capacit\u00e9 de fourniture d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 pour satisfaire une demande exc\u00e9dentaire, c\u2019est-\u00e0-dire un prix qui refl\u00e8te les co\u00fbts d\u2019investissement dans le syst\u00e8me. Lorsque la \u00ab\u00a0consommation marginale\u00a0\u00bb correspond \u00e0 la recharge des stockages, le co\u00fbt marginal de l’\u00e9lectricit\u00e9 sera \u03bb fois l’efficacit\u00e9 de stockage[3]<\/a> Structure de prix propos\u00e9e en l\u2019absence d\u2019effacement<\/em><\/p>\n Nous montrons que l’utilisation de cette structure de prix conduit \u00e0 un profit nul pour les syst\u00e8mes de production et de stockage – qui ainsi r\u00e9cup\u00e8rent exactement leurs co\u00fbts totaux – et que le prix moyen pond\u00e9r\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9 est \u00e9gal au co\u00fbt moyen, c’est-\u00e0-dire qu\u2019on a\u00a0: WAPE = ACE.<\/p>\n Cette structure de prix constitue donc une solution math\u00e9matiquement acceptable du probl\u00e8me de planification d\u2019un syst\u00e8me sans effacement. Autrement dit, si les moyens de production et de stockage sont r\u00e9mun\u00e9r\u00e9s selon ce sch\u00e9ma pour chaque heure de l’ann\u00e9e, leurs co\u00fbts finiront par \u00eatre amortis. Il convient de noter que nous n’abordons pas l’unicit\u00e9 de cette solution, qui est report\u00e9e \u00e0 des travaux ult\u00e9rieurs. Nous avons par ailleurs v\u00e9rifi\u00e9 que cette solution analytique co\u00efncide avec le multiplicateur trouv\u00e9 par un mod\u00e8le num\u00e9rique, avec une pr\u00e9cision de 99,8 %.<\/p>\n Dans le cadre retenu ici (EnR et stockage uniquement), il faut d\u2019abord remarquer que l\u2019effacement peut se produire de diff\u00e9rentes mani\u00e8res. Dans le contexte typique d\u2019un syst\u00e8me \u00e0 base de combustibles fossiles, l\u2019effacement intervient lorsque la charge demand\u00e9e exc\u00e8de la capacit\u00e9 totale de production disponible – en laissant de c\u00f4t\u00e9 les probl\u00e8mes d\u2019approvisionnement, comme une fourniture de gaz limit\u00e9e, les arr\u00eats forc\u00e9s ou planifi\u00e9s de centrales ou l\u2019\u00e9puisement des r\u00e9servoirs hydrauliques. Dans le cas 100\u00a0% EnR, l\u2019effacement peut \u00e9galement se produire en raison d\u2019un remplissage du stockage insuffisant au moment d\u2019une pointe de charge, et non pas seulement parce que sa capacit\u00e9 totale est d\u00e9pass\u00e9e. Dans cette analyse, le dimensionnement de capacit\u00e9 des stockages n’est pas trait\u00e9 explicitement. Nous nous int\u00e9ressons plut\u00f4t \u00e0 l\u2019effacement traditionnel \u00e0 capacit\u00e9 limit\u00e9e, avec des r\u00e9sultats d\u00e9taill\u00e9s sur la fa\u00e7on dont le type d\u2019effacement est influenc\u00e9 par les co\u00fbts relatifs des EnR et du stockage. Ce choix s’applique au moins dans le cas o\u00f9 les co\u00fbts d’investissement des EnR sont faibles par rapport \u00e0 ceux du stockage et o\u00f9 le niveau courant d\u2019\u00e9nergie stock\u00e9e n\u2019est pas la source d\u2019effacement.<\/p>\n Dans ce cadre avec possibilit\u00e9 d\u2019effacement, nous obtenons une structure de prix bas\u00e9e sur la value-of-lost-load<\/em> Structure de prix propos\u00e9e en pr\u00e9sence d\u2019effacement<\/em><\/p>\n La structure propos\u00e9e se distingue de la tarification de l’\u00e9lectricit\u00e9 de mani\u00e8re uniforme avec soit 0 $\/MWh, soit l’ACE. Au contraire, elle d\u00e9pend du temps avec des valeurs plus importantes pour les p\u00e9riodes de demandes les plus \u00e9lev\u00e9es et z\u00e9ro lorsque la production est r\u00e9duite en p\u00e9riodes creuses. Comme dans la section pr\u00e9c\u00e9dente, la principale constatation ici est que, contrairement au cas des g\u00e9n\u00e9rateurs conventionnels, nous ne pouvons plus s\u00e9parer les questions de planification et d’exploitation op\u00e9rationnelle.<\/p>\n Nous avons analys\u00e9 un cas stylis\u00e9 avec 100% d’\u00e9nergie renouvelable et des capacit\u00e9s de stockage, dans lequel toutes les incitations \u00e0 la construction du syst\u00e8me \u00e9lectrique proviennent des prix \u00e0 court terme. Nous montrons qu’une solution pour minimiser les co\u00fbts d’investissement et d\u2019effacement est donn\u00e9e par les moyens de production et de stockage qui remplissent deux conditions d’\u00e9quilibre, \u00e0 savoir la conservation du stockage d’\u00e9nergie et celle d\u00e9duite de la valeur duale de l’\u00e9quilibre offre-demande. Ces conditions conduisent elles-m\u00eames \u00e0 des prix \u00e0 court terme qui int\u00e8grent des co\u00fbts fixes, qui \u00e0 leur tour garantissent que les co\u00fbts d\u2019investissement sont recouvr\u00e9s par les syst\u00e8mes. Ces conditions d’\u00e9quilibre diff\u00e8rent des situations avec pr\u00e9sence de g\u00e9n\u00e9rateurs conventionnels, dans lesquelles les aspects op\u00e9rationnels et les prix \u00e0 court terme correspondants peuvent \u00eatre dissoci\u00e9s des co\u00fbts fixes des technologies de production.<\/p>\n Nos r\u00e9sultats peuvent \u00eatre interpr\u00e9t\u00e9s de diff\u00e9rentes mani\u00e8res, en gardant \u00e0 l’esprit qu’ils sont issus d\u2019un mod\u00e8le simplifi\u00e9. D’une part, on pourrait les consid\u00e9rer comme la preuve que les march\u00e9s spot<\/em> ne peuvent pas fonctionner uniquement avec des EnR, puisque les op\u00e9rateurs de march\u00e9 ne sont pas en mesure de s’assurer que les producteurs et gestionnaires de stockage offrent leur juste prix. On peut d\u2019autre part y voir la n\u00e9cessit\u00e9 d\u2019une modification des march\u00e9s existants, dans lesquels de nouvelles r\u00e8gles de surveillance doivent \u00eatre introduites pour permettre aux acteurs du march\u00e9 de refl\u00e9ter les co\u00fbts du capital dans leurs offres. C\u2019est donc un \u00e9l\u00e9ment suppl\u00e9mentaire indiquant que les futurs march\u00e9s spot<\/em> bas\u00e9s sur les EnR seront probablement plus complexes \u00e0 surveiller et \u00e0 exploiter.<\/p>\n Globalement, nous ne pr\u00e9tendons pas proposer une v\u00e9ritable organisation du march\u00e9 bas\u00e9e sur notre mod\u00e8le simplifi\u00e9 et cette \u00e9tude de cas. Nos r\u00e9sultats illustrent n\u00e9anmoins le besoin de prolonger les recherches pour mieux comprendre la formation des prix sur les futurs march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 \u00e0 faible \u00e9mission de carbone. Cela suppose notamment de s\u2019int\u00e9resser \u00e0 l’impact d’un plus grand nombre de participants sur le march\u00e9, la gestion de la demande, les contraintes de capacit\u00e9, l’incertitude, etc. Diverses pistes d\u2019\u00e9tudes compl\u00e9mentaires restent donc \u00e0 explorer dans des travaux futurs. Premi\u00e8rement, la concurrence entre un ensemble de diff\u00e9rents g\u00e9n\u00e9rateurs EnR et technologies de stockage, et pas seulement avec un de chaque type, doit \u00eatre analys\u00e9e. Par ailleurs, l’ajout de co\u00fbts d’investissement explicites pour les capacit\u00e9s de stockage d’\u00e9nergie est un domaine qui doit \u00eatre approfondi. L\u2019analyse est rendue plus complexe, les co\u00fbts fixes d’un syst\u00e8me de stockage \u00e9tant influenc\u00e9s par la fa\u00e7on dont il est exploit\u00e9. Enfin, la prise en compte d’une demande sensible aux prix (Roques 2017) est essentielle, car une demande in\u00e9lastique est souvent consid\u00e9r\u00e9e comme un obstacle au d\u00e9ploiement plus large des EnR et une demande sensible aux prix peut influencer \u00e0 la fois la formation des prix et le besoin de stockage dans le syst\u00e8me.<\/p>\n <\/p>\n Mots-cl\u00e9s :<\/strong> March\u00e9s de l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 – Conditions d\u2019optimalit\u00e9 – \u00c9quilibre de march\u00e9 – \u00c9nergies renouvelables – Syst\u00e8mes de stockage d\u2019\u00e9nergie – Courbes de charge.<\/p>\n Green (2000), Competition in Generation: The Economic Foundations, Proceedings of the IEEE<\/em>, 88 (2): 128\u201339. Retrieved from https:\/\/doi.org\/10.1109\/5.823994<\/a><\/span><\/span><\/p>\n Grubb (2018), UK Electricity Market Reform and the Energy Transition: Emerging Lessons, The Energy Journal 39, no. 6<\/em>, 1\u201326<\/em>. Retrieved from https:\/\/www.jstor.org\/stable\/26606242<\/a><\/span><\/span><\/p>\n Joskow (2021), From Hierarchies to Markets and Partially Back Again in Electricity: Responding to Deep Decarbonization Commitments and Security of Supply Criteria, MIT CEEPR Working Paper Series<\/em>.<\/p>\n Karaduman (2021), Large Scale Wind Power Investment\u2019s Impact on Wholesale Electricity Markets, <\/em>MIT CEEPR Working Paper Series.<\/p>\n Ketterer (2014), The impact of wind power generation on the electricity price in Germany, Energy Economics<\/em>.<\/p>\n Korp\u00e5s & Botterud (2020), Optimality Conditions and Cost Recovery in Electricity Markets with Variable Renewable Energy and Energy Storage, MIT CEEPR Working Paper<\/em>.<\/p>\n Roques (2017), Adapting electricity markets to decarbonisation and security of supply objectives: Toward a hybrid regime? Energy Policy<\/em>, 584-596.<\/p>\n Retrieved from https:\/\/doi.org\/10.1016\/j.enpol.2017.02.035<\/a><\/span><\/span><\/p>\n Schmalensee (2019), On the Efficiency of Competitive Energy Storage, MIT CEEPR working paper series<\/em>.<\/p>\n Stoft (2002), Power system economics: designing markets for electricity, IEEE Press<\/em>.<\/p>\n [1]<\/a> NDLR\u00a0: <\/em>R\u00e9f\u00e9rence \u00e0 une critique courante du march\u00e9 de gros selon laquelle le prix ne refl\u00e8te pas correctement les co\u00fbts d\u2019investissement, notamment ceux correspondant aux infrastructures qui assurent la fiabilit\u00e9 du syst\u00e8me \u00e9lectrique.<\/p>\nIntroduction<\/strong><\/h3>\n
Objectifs<\/strong><\/h3>\n
D\u00e9marche<\/strong><\/h3>\n
La situation sans m\u00e9canismes d\u2019effacement<\/strong><\/h3>\n
![\"\eta _{e}\"](\"https:\/\/variances.eu\/wp-content\/ql-cache\/quicklatex.com-7238e1f6564c8252f92edf105b657d25_l3.png\" "\\"Rendered")
.\u00a0 Sur la base de cette approche, nous pouvons d\u00e9finir la structure de tarification suivante en fonction du temps :<\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/variances.eu\/wp-content\/uploads\/2023\/06\/o1.png\")
<\/em><\/p>\nAjout de la possibilit\u00e9 d\u2019effacement<\/strong><\/h3>\n
![\"\nu _{s}\"](\"https:\/\/variances.eu\/wp-content\/ql-cache\/quicklatex.com-7baba774b3dee7eba77ff47c93daf5ef_l3.png\" "\\"Rendered")
\u00a0(cf. note 2) et, comme dans la section pr\u00e9c\u00e9dente, sur l’efficacit\u00e9 de stockage \u00a0et le multiplicateur de Lagrange \u03bb associ\u00e9 \u00e0 la contrainte d’\u00e9quilibre offre-demande. Cela conduit \u00e0 l\u2019\u00e9galit\u00e9 WAPE = ACE et \u00e0 un recouvrement des co\u00fbts pour les syst\u00e8mes de production et de stockage.<\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/variances.eu\/wp-content\/uploads\/2023\/06\/o2.png\")
<\/p>\nR\u00e9sultats et perspectives<\/strong><\/h3>\n
\nREFERENCES<\/strong><\/h3>\n
\n