Academic literature on the topic 'Services de l'électricité – Tarifs – France'

Plusieurs données de marchés financiers, telles que les prix spot de marchés européens de l'électricité interconnectés, présentent de la longue mémoire, au sens de la décroissance hyperbolique des autocorrélations combinée avec un phénomène d'hétéroskédasticité et de cycles périodiques ou non. Pour modéliser de tels comportements, nous introduisons d'une part les processus GIGARCH à k facteurs et nous proposons deux méthodes d'estimation des paramètres. Nous développons les propriétés asymptotiques des estimateurs de chacune des méthodes. De plus, afin de comparer les propriétés asymptotiques des estimateurs, des simulations de Monté Carlo sont effectuées. D'autre part, nous proposons un modèle longue mémoire généralisé multivarié (MVGARMA à k facteurs) pour modéliser conjointement deux marchés européens de l'électricité interconnectés. Nous donnons une procédure pratique d'estimation des paramètres. Pour la prévision, nous fournissons les expressions analytiques des prédicteurs de moindres carrés pour les modèles proposés et les intervalles de confiance des erreurs de prévision. Enfin, nous appliquons ces deux modèles sur les prix spot de l'électricité des marchés français et allemand et nous comparons leurs capacités prédictives<br>Certain crucial financial time series, such as the interconnected european electricity market spot prices, exhibit long memory, in the sense of slowly decaying correlations combined with heteroskedasticity and periodic or none cycles. In modeling such behavior, we consider on one hand, the k factor GIGARCH process and additionally propose two methods to address the related parameter estimation problem. In each method, we explore the asymptotic theory for estimation. Moreover, the asymptotic properties are validated and compared via Monte Carlo simulations. On the other hand, we introduce a new multivariate long memory generalized model (kfactor MVGARMA) in order to model interconnected european electricity market spot prices. We sugger a practical framework to address the parameter estimation problem. We investigate the analytical expressions of the least squares predictors for the two proposed models and their confidence intervals. To finish, we apply the two proposed models to the french and german electricity market spot prices and a comparison is made between their forecasting abilities

Le marché de l'électricité offre un paradoxe intéressant. Alors qu'il a été ouvert à la concurrence dès 1996, la main visible de l'État n'a pas pour autant disparue. En effet, tandis que l'application croissante du droit de la concurrence sur ce marché tend à y faire régner lesprincipes qu'il véhicule, au premier rang desquels figure la libre fixation des prix, le marché de l'électricité résiste. La présence de plusieurs tarifs réglementés (TURPE, TRVE, TOA, tarif ARENH) en est la parfaite illustration. Ce travail de recherche procède dans un premier tempsà une analyse de la justification juridique du maintien de ces tarifs sur un marché pourtant libéralisé. L'objectif étant de comprendre si leur maintien a su trouver une justification juridique et si des évolutions du régime juridique applicable à ces tarifs ont été nécessaires. Le second temps de cette recherche s’est attaché à analyser si le maintien de ces tarifs ne pourrait pas être affecté par les mutations en cours sur ce marché. Parmi ces mutations figurent l'achèvement de la libéralisation du secteur ainsi que la transition énergétique<br>The electricity market is an interesting paradox. Although it has been open to competition since 1996, the visible hand of the state has not disappeared. In fact, while the increasing application of competition law to this market aims to ensure that the principles it embodies reign supreme, foremost among which the free setting of prices, the electricity market resists. The existence of several regulated tariffs (TURPE, TRVE, TOA, ARENH tariff) perfectly illustrate this. This research first analyses the legal justification for maintaining these tariffs in a liberalised market. The aim is to understand whether there is any legal justification for maintaining these tariffs and if any changes to the legal regime applicable to these tariffs have been necessary. The second part of this research is devoted to analysing whether the maintenance of these tariffs could not be affected by the changes taking place in this market. These changes include the finalisation of the liberalisation of the sector and the energy transition

Cette thèse vise à mettre en exergue le coût des contraintes sur les émissions de carbone pour le secteur électrique. Dans un premier temps, sont présentées les principes théoriques de régulation de émissions de carbone, ainsi que leurs applications en Europe. L’analyse des modèles existants et les étude empiriques mettent en évidence le rôle prépondérant du secteur électrique au sein du marché du carbone. Une approche originale testant l’influence des émissions du parc électrique sur les prix du carbone confirment l’importance du mode de tarification par les producteurs électriques du coût de leurs émissions pour la formation des prix. Dans la deuxième partie, la formation des prix propre au secteur électrique est analysée, et en particulier les principes de la tarification en pointe. Un modèle d’allocation des ressources au sein du secteur électrique est élaboré en intégrant une contrainte sur les émissions. Ce modèle permet de déterminer de manière analytique la valeur du carbone et les paramètres déterminants pour l’imputation des coûts. Une discussion s’ensuit sur son domaine de validité, et sur les hypothèses centrales en vue d’une comparaison avec les prix de marché. Dans la troisième partie, le modèle est calibré avec les données françaises et allemandes et les résultats du modèle sont confrontés aux données du marché. Le modèle permet la révélation des hypothèses de coût implicites au sein des prix à terme et l’influence des prix du carbone. L’analyse des valeurs du carbone issues des simulations permet alors de comprendre les conditions de réalisation d’un équilibre partiel sur les deux marchés et de répondre à la question de l’opportunité pour la France d’intégrer le secteur électrique au dispositif de la taxe sur le carbone.

Cette thèse explore les évolutions récentes du photovoltaïque en France, et en particulier l'essor rapide du photovoltaïque connecté au réseau qu'ont entrainé les politiques de soutien mise en place dans les années 2000. Dans une perspective relevant de la théorie de l'acteur-réseau, elle propose une description matérielle et relationnelle du photovoltaïque français comme technologie modulaire dont le développement a été porté par la mise en place de prix politiques, les tarifs d'achat. Cela amène à interroger les liens entre évolution technologique, mise en marché et mise en politique. Après une description du photovoltaïque comme une technologie émergente et modulaire et des tarifs d'achat comme agencements marchands et politiques, la thèse analyse leur trajectoire dans trois sites. Une première étude de cas retrace la constitution des tarifs d'achat comme instrument dominant de soutien au photovoltaïque dans le contexte de la mise en place d'une politique européenne de développement des énergies renouvelable. On se penche ensuite sur le cas français, où les débordements du marché régulé du photovoltaïque ont déclenché une crise politique qui a remis en cause les dispositifs de soutiens. Enfin, une dernière étude de cas explore le travail de constitution des tarifs d'achat photovoltaïques en opportunités et en ressource territoriale à travers le cas du projet mené par une coopérative agricole du Lot<br>This thesis explores the recent evolutions of photovoltaics in France, and in particular the rise of grid-connected photovoltaics as it was triggered by support policies set up in the 2000s. The chosen actor-network theory approach leads to a material and relational description of French photovoltaics as a modular technology whose development was driven by political prices in the shape of feed-in tariffs for PV-generated electricity. From this perspective, the intertwinement of technological evolutions, market-making and politicisation is interrogated. After suggesting a description of photovoltaics as emergent modular technologies and of feed-in tariffs as political market agencements, the thesis analyses the interwoven trajectories of feed-in tariffs and photovoltaics in three sites. First, it traces back the constitions of feed-in tariffs as a dominant form of support to photovoltaics in the context of the development of a European Policy for renewable energy. It then zooms on the French case, where the overflowing of the regulated photovoltaic market triggered a political crisis and led to the reconsideration of photovoltaic support schemes. The last case study is a material exploration of the constitution of feed-in tariffs photovoltaic market triggered a political crisis and led to the reconsideration of photovoltaic support schemes. The last case study is a material exploration of the constitution of feed-in tariffs for PV-generated electricity into an opportunity and a resource for territorial development in the context of a project developed by a rural cooperative in the South-West of France

Les deux derniers siècles ont connu une révolution exceptionnelle dans l'organisation des marchés électriques dans le monde entier. Ainsi, traditionnellement organisé autour de monopoles verticalement intégrés et soumis à la régulation, le secteur électrique connait un processus de réforme et évolue vers une organisation décentralisée qui favorise les mécanismes du marché. Le passage des tarifs régulés à des prix du marché, compte tenu des structures concentrées et les caractéristiques particulières de l'industrie électrique, accroît la possibilité que certaines entreprises puissent manipuler les prix du marché en exerçant leur pouvoir de marché. Les questions de "pouvoir de marché" dans un secteur donné ont été abondamment étudiées dans la littérature de l'économie Industrielle depuis la fin des années 1970, mais des études théoriques et empiriques de "pouvoir de marché dans les marchés électriques" n'ont été développées que récemment. Dans cette thèse, nous essayons de mener une recherche approfondie autour des questions de pouvoir de marché sur les marchés de gros de l'électricité en Europe. Nous conduisons des études empiriques dans deux des plus grands marchés européens: la France (sur des données 2009-2012) et l'Allemagne (sur des données de 2011), en utilisant des méthodes économétriques et des modèles de simulation des marchés électriques. Le sujet semble pertinent dans la période de transition énergétique en Europe<br>The two last centuries have witnessed an exceptional revolution in the organization of electric power markets worldwide. The industry's organization has changed from vertically integrated monopolies under regulation to unbundled structures that favor market mechanisms; known as reform process in Europe. The shift to reliance on market prices, given concentrated structures and particular characteristics of electricity industry, raises a possibility that some firms could influence the market prices by exercising their market power. The issues of "market power" in a given industry have been abundantly employed in the literatureof Industrial Organization since the late 1970s but theoretical and empirical studies of "market power in electricity markets" have only been developed recently. In this thesis, we attempt to carry out an insight research around market power questions in deregulated wholesale electricity markets in Europe, as regarding the way of defining and measuring it. We carry out empirical studies in two of the biggest liberalized electricity markets in Europe: France (2009-2012's data) and Germany (2011's data), using econometric regressions and electricity simulation models as main methodologies. The subject is particularly relevant inthe context of energy transition in Europe (transition energetique in France and Energiewende in Germany)

La nationalisation de l’électricité en France par la loi du 8 avril 1946 crée un nouveau monopole public, Électricité de France. Un petit groupe, principalement issu du corps des Ponts-et-Chaussées, est réuni pour doter l’entreprise d’une doctrine tarifaire. Marcel Boiteux, Gabriel Dessus et Pierre Massé, pour ne citer que quelques noms, pensent, au début des calculs, appliquer la meilleure science économique du temps, la théorie du rendement social de Maurice Allais. Celle-ci stipule que l’égalisation des prix aux coûts marginaux permet de porter le secteur électrique vers l’état d’efficacité maximale, donc de le gérer selon l’intérêt général et de résorber en raison les débats sur les fins de la nationalisation. La suite de l’histoire recèle un changement notable. De manière tâtonnante, partielle, progressive, souvent contradictoire, l’activité tarifaire, loin d’appliquer au secteur électrique français, par transferts de nécessité, les lois de l’efficacité, permet plutôt de décrire et donc de discuter les projets d’exploitation possibles. Nous proposons d’appeler ce processus formulation de l’optimum. Son repérage semble susceptible d’alimenter le débat sur le statut de la science économique, le type de vérité qu’elle produit, ce que l’on peut en attendre, surtout lorsqu’elle fonctionne au plus près de la décision politique<br>The Act of 8 April 1946 nationalized electricity in France and created a new public monopoly, Électricité de France. A small group of people, mainly from the corps des Ponts-et-Chaussées, was assembled to provide the public utility with a pricing policy. Marcel Boiteux, Gabriel Dessus et Pierre Massé, to mention only a few names, thought they would apply to the power sector the best economic theory of their time, Maurice Allais’ théorie du rendement social. The theory claimed that marginal cost pricing would bring the power sector to a state of maximum efficiency, that it would help governing the sector according to the public interest, and solve rationally the issue of nationalization and its aims. But the story turned out to be quite different. Pricing electricity did not mean applying to the sector the laws of efficiency through transfers of necessities. Rather, in a tentative, partial, progressive, often contradictory manner, the work allowed to describe and thus discuss possible exploitation projects. I propose to term this process the formulation of the optimum. Identifying such a process, I suggest, might contribute to the debate on the status of economics, the kind of truth it produces, and what we can expect from it, especially when it is closely associated with political decision making

Bien que deux des trois traités constitutifs, le traité CECA de 1954 et le traité Euratom de 1957 soient consacrés à l'énergie, aucun d'entre eux ne prévoit explicitement la mise en place d'une politique commune et globale dans ce domaine. Très récemment, c'est la volonté d'achèvement du marché intérieur, telle qu'affirmée par l'acte unique européen de 1986, qui a justifié l'intérêt communautaire pour la question énergétique, laissée jusque-là à la compétence exclusive des états. La réalisation du marché commun de l'électricité commande concrètement la réunion des marchés nationaux des quinze états membres et l'introduction d'une forme de compétition entre les différents participants au marché qui se situe en complète rupture par rapport à l'organisation traditionnelle du secteur électrique. C’est pourquoi l'approche communautaire se veut graduelle afin de permettre une réalisation progressive du marché intérieur de l'électricité. Le droit communautaire a donc commencé par règlementer les prix, les marchés publics dans ce secteur avant d'introduire une libéralisation générale au sein des activités de production et de fourniture d'électricité. Toutefois et compte tenu de la spécificité et de la sensibilité du secteur électrique, la réalisation du marché intérieur de l'électricité n'interdit pas la reconnaissance d'une certaine marge de manœuvre aux états qui pourront choisir le régime le mieux adapté à leur situation propre et ainsi garantir d'une part les obligations de service public, d'autre part, la sécurité d'approvisionnement à long terme et l'indépendance énergétique

La politique des prix des entreprises publiques est-elle soumise a un objectif de politique economique ou alors a une norme d'action exprimant la reference a des concepts de l'analyse economique et aux mecanismes qui les sous-tendent? repondre a une telle question c'est choisir, pour determiner le mode de raisonnement entre la conception individualiste qui sous-tend la theorie traditionnelle de l'optimum et celle qui permet de mieux decrire le fonctionnement d'un systeme economique mixte. Le probleme de second rang trouvera alors son origine dans l'insuffisance des instruments de politique economique. Un essai de modelisation, issu de l'analyse theorique est applique au cas de l'electricite en egypte afin de servir la problematique de l'etude a savoir l'analyse du relevement des tarifs de l'organisme egyptien de l'electricite (o. E. E. ) de 1982<br>The political price of public entreprises is subjected to political-economic objectives or then a norm is presented as a reference point to enable economic analysis, and the norm is a mecanism for that analysis? to answer this question there is a decision to determine the mode of reasoning between individuel concepts which underlie traditional theory of the optium, and that which permits the best description of the fonctioning of a dual economic system. The origin of the problem of the "second best" will be found in the lack of political-economic instruments. An attempt at modernization is a result of theoretical analysis which is applied in the case of the "egypt electricity organisation" to study the augmentation of tariffs which were in effect in 1982