Dissertations / Theses on the topic 'Tarif de l'électricité'

Cette these a pour objectif une analyse colparative de la tarification de l'electricite au niveau international et comporte trois parties : - recherche de criteres de choix pour caracteriser un systeme de tarification de l'electricite. Il s'agit, grace a une approche a la fois pragmatique et statistique, de choisir un nombre de pays a etudier, limite, mais representant la diversite des cas possibles. - analyse de la tarification de l'electricite dans les six pays choisis comme cas etudies : l'allemagne, le canada, la chine, la france, le japon et le royaume-uni. - synthese et analyse comparative des tarifications de l'electricite en fonction du contexte economique, de la methode de tarification, des principes de la tarification, de la structure tarifaire ainsi que des aspects paratarifaires
This thesis objective is a comparative analysis of electricity princing in the world and consists of three parts : - determination of criteria of selection for describing a system of electricity princing. The aim of this part is to choose, with a method both pragmatic and statistical, a few countries to be studied precisely but representing the diversity of possible cases. - analysis of the electricity princing in the six countries chosen as case studies : germany, canada, china, france, japan and united-kingdom. - synthesis and comparative analysis of electricity princing from the point of view of economic context, princing method, princing principles, rate structure and aspects related to the tariffs

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

L’introduction de la concurrence dans un système électrique nécessite la dé-intégration des maillons production-transport avec l’activité de transport qui reste régulée. Mais en raison de fortes externalités de réseau, la notion de service de transport dépasse le simple cadre comptable. Un signal tarifaire, défini à chaque nœud du réseau et en temps réel, permet de définir un marché pour ces externalités : un mode de coordination des échanges fondé sur les coûts économiques supportés par l'ensemble des utilisateurs du réseau et non sur des coûts comptables ou des contrats commerciaux arbitraires. Deux modèles d’organisation s’opposent alors. Le modèle centralisé, caractérisé par une coordination technique et économique assurée par une même compagnie, responsable du pool qui centralise les transactions, redistribue les ressources mal allouées en raison des contraintes de réseau et garantit des droits de transport sur les capacités offertes. Une solution alternative, décentralisée, consiste à séparer et coordonner la fonction économique et la fonction technique grâce à un échange minimal d'informations entre l'opérateur du réseau et les acteurs. Ces modèles fournissent une bonne base pour définir des règles concurrentielles tenant compte des décisions décentralisées des acteurs. Cependant, ils ne résolvent pas la question délicate du pouvoir de marché, fondamentale pour la réussite de cette nouvelle structure qui repose en partie sur la flexibilité et la liquidité. Dans le modèle centralisé, les acteurs réagissent passivement au transfert de ressources ce qui permet des comportements de collusion tacite des producteurs. Les règles du second modèle tiennent davantage compte des comportements stratégiques des acteurs, mais les coûts de transaction sont alors trop élevés. Une solution intermédiaire « les flowgates » est peut être une solution intéressante. Il convient peut être aussi d'abandonner les réglementations lourdes fondées sur des mesures imparfaites de la concurrence et d’adopter des mécanismes qui incitent les différents acteurs à agir dans le sens de la concurrence
Opening the electricity market to competition requires the unbundling of the links production – transport, the transport activity being still regulated. Due to strong network externalities the notion of transport services goes behind the simple accounting framework. These externalities could be priced in real time at each node. This way the coordination of exchanges could be achieved through economic costs borne by the network’s users and not only through accounting costs or arbitrary commercial contracts. There are 2 organizational models opposing each other : a centralized model and a decentralized one. A centralized organization model is characterized by an unique company coordinating both the technical and economical questions and in charge of the pool centralizing the transactions, redistributing the misallocated resources resulting from the constraints linked to the network and guaranteing the transport rights on the supplied capacities. On the other hand, in the decentralized organization model, the economical function is separated from the technical function. Their coordination occurs through a minimum exchange of information between the network’s provider and the actors. These models provide adequate frameworks to define the competition rules given the decentralised nature of the actors’s decisions. Nonethesless they do not solve the question of the market power tentamount to the new structure’s success relying on flexibility and liquidity. In the centralized model, the actors react passively to the resources’ transfert therefore leading to tacit collusion between suppliers. The decentralized model takes into account the strategic nature of the actors’ behavior but the associated transaction costs are too high. To that regard, an intermediary solution like the « flowgates » could offer a suitable alternative. It would also be appropriate to phase up the heavy regulations relying on imperfect measure of competition and to implement instead incentive schemes favoring competitive behavior

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
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

Les micro-réseaux sont considérés comme l'avenir de la production d'énergie et de la distribution dans les réseaux électriques. Beaucoup d’entre eux comportent une production photovoltaïque et un stockage, le plus souvent sous forme de batteries, pour alimenter différentes charges. Cette thèse a pour objectif principal de proposer des stratégies de gestion de l'énergie visant à optimiser les coûts de fonctionnement d'un micro-réseau photovoltaïque avec batterie, tout en respectant des contraintes spécifiques. Ce micro-réseau alimente des logements ainsi que des véhicules électriques.Pour ce faire, cinq stratégies de gestion de l'énergie basées sur des règles, avec une complexité croissante, ont été développées. Ces stratégies ont été comparées à une stratégie d'optimisation par programmation linéaire en termes de performances énergétiques et économiques. Les résultats obtenus indiquent que la stratégie la plus optimale atteint un niveau de performance proche de la stratégie par programmation linéaire, considérée comme « optimale ». Cependant, certaines limitations ont été observées pour les premières stratégies avec notamment la présence de coupures d'électricité dont nous ne pouvons pas nous satisfaire. Pour améliorer ces stratégies, l'effet saisonnier, particulièrement au niveau de la production solaire, a été pris en compte éliminant ainsi les coupures d'électricité. Selon la stratégie choisie, nous avons également observé que les batteries sont plus au moins sollicitées, il convenait donc de considérer ce vieillissement plus au moins important des batteries au niveau des performances. Des modèles de vieillissement adaptés ont ainsi été mis en œuvre. Les résultats ont montré que la rentabilité des batteries dépend du coût d'installation et qu’elles restent économiquement intéressantes pour des coûts inférieurs à environ 175 €/kWh. La stratégie de contrôle basée sur les règles la plus performante intègre la variation du coût du coût de l'électricité, la prévision de la production photovoltaïque, la variation saisonnière de la production PV et la dégradation de la batterie dans son processus de décision. Cette stratégie améliore le gain financier d'environ 68 % par rapport à la stratégie basée sur les règles la plus simple, proche d’une stratégie d’autoconsommationUne analyse de l'influence dans les simulations de différents paramètres tels que le tarif d’achat de l'électricité, la capacité de la batterie, les puissances échangées avec le réseau principal et le profil de consommation a été réalisée. Il a été constaté que le modèle de tarification de l'électricité a un effet important sur la répartition des flux d'énergie ainsi que le gain financier. L'influence de la taille de la batterie, de la limitation de la puissance échangeable avec le réseau principal et du profil de consommation dépend fortement de la stratégie utilisée mais aussi du modèle de tarification de l'électricité.Ce travail met en évidence l'importance d'intégrer les caractéristiques de l'énergie photovoltaïque dans les stratégies de gestion de l'énergie en utilisant différents outils tels que la prévision de la production photovoltaïque. Ces informations sont précieuses pour les décisions d'investissement et d'exploitation
Microgrids are considered as the future of energy production and distribution in electrical grid. Many of them incorporate photovoltaic generation and storage, mostly in the form of batteries, to power various loads. The main objective of this thesis is to propose energy management strategies designed to optimize the operating costs of a photovoltaic microgrid with battery while respecting specific constraints. This microgrid powers residential buildings and electric vehicles.To achieve this, five energy management strategies based on rules, with increasing complexity, were developed. These strategies were compared to an optimization using linear programming in terms of energy and economic performance. The results indicate that the most optimal strategy achieved a performance level close to the linear programming, which is considered "optimal." However, some limitations were observed for the initial strategies, including power cuts, which are not acceptable. To improve these strategies, the seasonal effect, particularly in photovoltaic production, was taken into account, eliminating power cuts. Depending on the chosen strategy, the batteries are more or less stressed, so it was necessary to consider the varying battery aging and its impact on performance. Suitable battery aging models were thus implemented. The results showed that the profitability of batteries depends on their installation cost and they remain economically viable for costs below approximately 175 €/kWh. The most effective rule-based control strategy considers variations in electricity costs, photovoltaic production forecasting, seasonal variation in PV production, and battery degradation in its decision-making process. This strategy improves financial gain by approximately 68 % compared to the simplest rule-based strategy, which is similar to a self-consumption strategy.An analysis of the influence of different parameters, such as electricity purchase tariffs, battery capacity, power exchanged with the main grid and consumption profiles was conducted through simulations. It was found that the electricity pricing model has a significant effect on energy distribution and financial gain. The influence of battery size, limitation of power exchange with the main grid, and consumption profile strongly depends on the strategy used, as well as the electricity pricing model.This work highlights the importance of integrating the characteristics of photovoltaic energy into energy management strategies through the use of various tools such as photovoltaic production forecasting. This information is valuable for investment and operational decision-making

Dans ce travail on propose une analyse en termes d'équité des politiques de réglementation tarifaire et d'allocation de coût d'une firme multiproduits électrique (organisée en monopole naturel). L'objectif de cette thèse est double. D'un point de vue normatif il s'agit de montrer que la littérature contemporaine dans les domaines de l'économie publique, de l'organisation industrielle et de la réglementation (traditionnellement portée sur des considérations d'efficacité) est capable de donner des clés de lecture pour analyser des problèmes de philosophie morale. D'un point de vue positif on tente de soutenir que le critère d'équité peut se révéler suffisamment opératoire pour jauger des pratiques de gestion tarifaires dans un environnement industriel particulier et servir d'instrument régulatoire à une tutelle soucieuse d'éthique. Le travail que l'on présente est organisé en deux parties. Dans un premier temps on propose une analyse éthique et économique des conceptions d'équité, entre efficacité allocative, efficacité productive et pratiques tarifaires des firmes. On envisage ainsi une conception d'équité particulière apte à fonctionner dans une optique de régulation d'un service public, et l'on évoque les tenants et aboutissants auxquels peut prétendre une théorie de l'équité des pratiques tarifaires. Dans un deuxième temps, on essaye, dans une optique réglementaire d'équité et d'allocations de coût de contribuer a une analyse des conflits d'objectifs entre tutelle et firme régulée. Ici, on définit d'abord un critère d'équité améliorée à partir duquel on construit une mesure. Celle-ci devient un instrument pour le régulateur; on tente alors de comprendre les enjeux sur les politiques d'allocation de coût et de tarification de la firme que suggère son utilisation par un régulateur parfaitement informe puis faisant face à des problèmes d'asymétries d'information.

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
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

Pays en développement avec une demande d’électricité croissante, le Vietnam a instauré la tarification progressive de l’électricité résidentielle. La fixation du tarif de l’énergie est toujours une question délicate, entre gestion de la demande, lutte contre la pauvreté, effets sur l’inflation, besoins d’investissement pour assurer la sécurité énergétique et le développement des technologies vertes. Cette action nécessite une maîtrise très profonde du comportement des consommateurs ainsi que la demande des ménages. La thèse a pour but d’explorer les facteurs qui impactent la demande d’électricité Vietnamienne au niveau résidentielle en se basant sur : les prix, les revenus, la démographie (comprenant la taille et la composition des foyers) et les vagues de chaleur. Les données de « pool et panel » sont collectées à partir des trois micro enquêtes sur le niveau de vie des foyers vietnamiens en 2012, 2014, 2016.Cette thèse estime économétriquement la demande d’électricité des ménages. Elle innove sur deux points de méthode.Premièrement, elle utilise les données individuelles issues des enquêtes nationales, avec le détail de la structure des tarifs et des factures d’électricité des ménages répondants. Cela dépasse donc les limites de beaucoup de recherches passées qui étaient basées soit sur données nationales agrégées, soit sur données individuelles mais avec une quantité et un prix imputés, soit sur données individuelles avec le détail de la structure des tarifs et des factures d’électricité mais au niveau régional seulement. Cette innovation est possible car le marché de l’électricité au Vietnamien est monopolistique, avec un seul vendeur – Electricité de Vietnam (EVN), à qui le gouvernement commande d’utiliser une grille tarifaire homogène pour tout le pays.Deuxièmement, la thèse propose une nouvelle façon d’explorer l’impact des hautes températures sur la demande d’électricité. La méthode propose d’ajouter une variable muette qui représente l’occurrence d’une vague de chaleur. Cette variable est complémentaire de la notion « Degrés-jours de refroidissement » qui représente la température dans la plupart des études précédentes.Les conclusions principales sont que: (i) Les ménages réagissent aux prix marginaux, la demande est élastique par rapport au prix. (ii) Il existe un seuil de revenu à partir duquel la consommation d'électricité des foyers augmente quand le revenu augmente : la consommation d'électricité des foyers ayant ce revenu peut être considérée comme le niveau de besoin fondamental, un seuil de pauvreté pour l’électricité. (iii) La progressivité de la tarification ne pénalise pas les familles nombreuses : le tarif progresse moins vite que les d’économies d'échelle des dépenses d'électricité. (iv) Nous n’observons pas d’effet de la composition du foyer en termes enfants / adultes / personnes âgés sur la dépense d'électricité. (v) Les vagues de chaleur - un phénomène lié au changement climatique - impactent la demande d’électricité et devraient être mieux prises en compte dans l’estimation de la demande
As a developing country with surging demand in electricity, Vietnam has implemented demand-side management in the residential electricity market, such as increasing block tariffs to balance the tension between energy security and the development of clean technology. The implementation of demand-side management requires a deep understanding of customer behaviors and household demand. The thesis aims to explore the factors impacting on Vietnamese residential electricity demand in the period of 2012–16. The exploration focuses on four main factors: prices, income, demographics (including household size and composition), and heatwaves. The data are a pool data set and a panel data set which have been constructed from the three rounds of the micro survey Vietnam Household Living Standard Survey (VHLSS) in 2012, 2014 and 2016.The thesis has two novel points in estimating household electricity demand function.First, it uses micro survey data at national level, with detailed tariff structures and private electricity billing. In the past, researches have often used national aggregate data or national micro survey data with imputed quantity or price. Researches that use micro survey data with detail tariff schedules and electricity bills are often at a regional level rather than at a national level due to the absence of national data on tariff structures. The residential electricity market in Vietnam is a monopoly with a single seller, Vietnam Electricity (EVN). Electricity tariff schedules are proposed by EVN and set by the Government and are thus uniform in national scale. This provides a chance to estimate demand function from national micro survey data, with full detail of electricity prices and billings.Second, the thesis proposes a new way to capture the impact of high temperature on electricity demand. That is, to include an additional dummy variable to represent the extreme distribution of temperature. The additional dummy variable is a complement to the concept of cooling degree days which is a popular representation of temperature in previous researches.The estimate results lead to five main conclusions. (i) Households do respond to marginal prices and demand is elastic to price. (ii) There exists an income threshold from which household electricity consumption increases as income increases. The electricity consumption of households in the income group is the reference level of electricity poverty threshold. (iii) The increasing block tariff does not cancel out economies of scale in electricity expenditure of households. (iv) There is no difference in electricity expenditure across children, adults and elders. (v) Heatwaves – a climate change related phenomenon – do have impacts on electricity demand and need to be addressed carefully in estimating electricity demand in the future

Developpe il y a plus de 45 ans par edf, la gestion au cout marginal condition de l'octroi des prets par la banque mondiale, peut-elle s'appliquer a la societe nationale d'electricite au congo? les desequilibres macroeconomiques, les contraintes financieres sur les entreprises et la structure particuliere du tissu economique congolais meritent examen pour une tarification optimale de l'electricite. La tarification d'electricite au congo s'appuie en effet sur une gestion au cout moyen, qui comme son non l'indique realise une moyenne des couts et impute a chaque consommateur le cout comptable qu'il fait support a l'entreprise publique. Mais une telle gestion a l'inverse de la methode marginaliste ne contribue pas a une affectation efficace des ressources, dans la mesure ou pour qu'il y ait affectation efficace des ressources, il faudrait que les prix soient rapportes aux couts en facteurs de production des variations de la consommation. Nous avons donc developpe la methode de la vente au cout marginal qui repond a une telle exigence, puis associe a la recherche de l'efficacite economique la preoccupation de la distribution des revenus
Marginal cost pricing theory date since the wole of j. Dupuit. Hotelling provided a comprehensive review of work on the subject up to the 1940s. But the development of theory, specially for application in the electric power sector received a shong impetus from the work of boiteux and steiwer in the 1950s. The definition of marginal cost when warket imperfections accurlike the in congo - induces some requirements. In the first stage of calculating the marginal cost, the objective of economic efficiency in setting tarifs is satisfed, because the method is based on future economic resource costs and incorporats economic considerations such as stradow plices. In the second stage of developing a tarif based on marginal cost, deviations from the stict marginal cost are conssidered to wret important financial, social, economic (second best), and political criteria

Cette thèse porte sur l'étude de modèles mathématiques de l'évolution des prix sur les marchés de l'électricité, du point de vue de la statistique des processus et de celui du contrôle optimal stochastique. Dans une première partie, nous estimons les composantes de la volatilité d'un processus de diffusion multidimensionnel représentant l'évolution des prix sur le marché à terme de l'électricité. Sa dynamique est conduite par deux mouvements browniens. Nous cherchons à réaliser l'estimation efficacement en termes de vitesse de convergence, et de variance limite en ce qui concerne la partie paramétrique de ces composantes. Cela nécessite une extension de la définition usuelle de l'efficacité au sens de Cramér-Rao. Nos méthodes d'estimation sont fondées sur la variation quadratique réalisée du processus observé. Dans la deuxième partie, nous ajoutons des termes d'erreur de modèle aux observations du modèle précédent, pour pallie le problème de surdétermination qui survient lorsque la dimension du processus observé est supérieure à deux. Les techniques d'estimation sont toujours fondées sur la variation quadratique réalisée, et nous proposons d'autres outils afin de continuer à estimer les composantes de la volatilité avec la vitesse optimale en présence des termes d'erreur. Des tests numériques permettent de mettre en évidence la présence de telles erreurs dans nos données. Enfin, dans la dernière partie nous résolvons le problème d'un producteur qui intervient sur le marché infrajournalier de l'électricité afin de compenser les coûts liés aux rendements aléatoires de ses unités de production. Par ses actions, il exerce un impact sur le marché. Les prix et son anticipation de la demande de ses consommateurs sont modélisés par une diffusion à sauts. Les outils du contrôle optimal stochastique permettent de déterminer sa stratégie dans un problème approché. Nous donnons des conditions pour que cette stratégie soit très proche de l'optimalité dans le problème de départ, et l'illustrons numériquement
In this thesis, we study mathematical models for the representation of prices on the electricity markets, from the viewpoints of statistics of random processes and optimal stochastic control. In a first part, we perform estimation of the components of the volatility coefficient of a multidimensional diffusion process, which represents the evolution of prices in the electricity forward market. It is driven by two Brownian motions. We aim at achieving estimation efficiently in terms of convergence rate and, concerning the parametric part of those components, in terms of limit law. To do so, we must extend the usual notion of efficiency in the Cramér-Rao sense. Our estimation methods are based on realized quadratic variation of the observed process. In a second part, we add model error terms to the previous model, in order to tare for some kind of degeneration occurring in it as soon as the dimension of the observed process is greater than two. Our estimation methods are still based on realized quadratic variation, and we give other tools in order to keep on estimating the volatility components with the optimal rate when error terms are present. Then, numerical tests provide us with some evidence that such errors are present in the data. Finally, we solve the problem of a producer, which trades on the electricity intraday market in order to tope with the uncertainties on the outputs of his production units. We assume that there is market impact, so that the producer influences prices as he trades. The price and the forecast of the consumers' demand are modelled by jump diffusions. We use the tools of optimal stochastic control to determine the strategy of the producer in an approximate problem. We give conditions so that this strategy is close to optimality in the original problem, as well as numerical illustrations of that strategy

Nous analysons la capacité des marchés spot à envoyer les bons signaux et à donner les bonnes incitations à investir. A l’aide d’un modèle d’optimisation, nous simulons les prix spot passés qui nous permettent de caractériser les signaux envoyés par les prix observés mais aussi les espérances de prix futurs qui déterminent les incitations à investir. Dans une première partie, à l’aide de données empiriques, nous simulons les prix de concurrence parfaite sur 2003-2005 en France avec le mix optimal et le parc actuel. Les prix observés surestiment la profitabilité en base et sous-estiment la profitabilité en pointe mais, les rentes de rareté sont plafonnées par les tarifs réglementés. Dans une deuxième partie, nous simulons les espérances des prix futurs. Quand l’entrée est libre les incitations données par les prix spot sont cohérentes avec un mix optimal qui prend en compte les interconnexions. Quand des barrières à l’entrée sont présentes pour les nouveaux entrants en base, une firme dominante n’a pas d’incitations à investir dans le nucléaire à moins que les unités soient offertes stratégiquement. De plus, la firme dominante peut limiter l’entrée pour augmenter ses revenus futurs. Quand la capacité nucléaire est divisée en cinq, les incitations à investir réapparaissent
We look at how prices from energy-only power markets can send the right signals and give the correct incentives for investments in production capacity. Through numerical simulations of spot prices over 2003-2005 we compare the investment signal sent by observed electricity prices in France and what would be competitive prices with an optimal mix and with the installed capacity. The observed prices tend to overestimate profitability for the baseload and underestimate profitability for the peak load. However, as a large share of consumers is still paying regulated tariffs, scarcity rents are capped. We simulate future prices for France for 2010 to 2020 to understand the incentives to invest. When the entry is free, the incentives to invest given by the future prices are consistent with the optimal mix including the interconnections and nuclear build is strong. With barriers for new entrants (i. E. Finding new sites), there are no incentives for the incumbent to add more nuclear capacity unless units are bid strategically. Moreover, it can also be profitable to limit prices and entry in order to increase future revenues. When the baseload is less concentrated and instead of a dominant firm the nuclear capacity is divided into five (equal share) firms, incentives to invest reappear

La thèse porte sur une décomposition explicite de Föllmer-Schweizer et d'une classe importante d'actifs conditionnels lorsque le cours du sous-jacent est un processus à accroissements indépendants ou une exponentielle de tels processus. Ceci permet de mettre en oeuvre un algorithme efficace pour établir des stratégies optimales dans le cadre de la couverture quadratique. Ces résultats ont été implémentés dans le cadre du marché de l'électricité
The thesis focuses on an explicit decomposition Föllmer-Schweizer and an important class of contingent assets when the price of the underlying is a process with independent increments (PII) or exponential PII process. This allows to provide an efficient algorithm for solving the mean variance hedging problem. Applications to models derived from the electricity market are performed

L’objectif de cette thèse est de développer et étudier des modèles mathématiques d’échanges économiques, basés sur la flexibilité de la demande, entre fournisseurs et consommateurs d’électricité. D’une part, des fournisseurs d’électricité offrent des prix dépendant de l’heure de consommation. D’autre part, des consommateurs adaptent leur usage, minimisant leur facture et le désagrément lié aux changements de consommation induits. La structure de ces problèmes correspond à des problèmes d’optimisation bi-niveau. Trois types de modèles sont étudiés. Tout d’abord, l’interaction entre un fournisseur et un opérateur de smart grid est modélisée par un problème à un seul meneur et un seul suiveur. Pour cette première approche, le niveau de détails du suiveur est particulièrement élevé, et inclut notamment une gestion stochastique de la production distribuée. La meilleure réponse d’un fournisseur dans un modèle à plusieurs meneurs et plusieurs suiveurs fait l’objet de la seconde partie de la thèse. Celle-ci intègre aussi la possibilité d’avoir des agrégateurs comme suiveurs. Deux nouvelles méthodes de résolution reposant sur la sélection d’équilibres de Nash entre suiveurs sont proposées. Enfin, dans une troisième et dernière partie, on se focalise sur la recherche d’équilibres non coopératifs pour ce modèle à plusieurs meneurs et plusieurs suiveurs.Tous les problèmes abordés dans cette thèse le sont non seulement d’un point de vue théorique, mais également d’un point de vue numérique
The objective of this thesis is to develop and study mathematical models of economical exchanges between energy suppliers and consumers, using demand-side management. On one hand, the suppliers offer time-of-use electricity prices. On the other hand, energy consumers decide on their energy demand schedule, minimizing their electricity bill and the inconvenience due to schedule changes. This problem structure gives rise to bilevel optimization problems.Three kinds of models are studied. First, single-leader single-follower problems modeling the interaction between an energy supplier and a smart grid operator. In this first approach, the level of details is very high on the follower’s side, and notably includes a stochastic treatment of distributed generation. Second, a multi-leader multi-follower problem is studied from the point of view of the best response of one of the suppliers. Aggregators are included in the lower level. Two new resolution methods based on a selection of Nash equilibriums at the lower level are proposed. In the third and final part, the focus is on the evaluation of noncooperative equilibriums for this multi-leader multi-follower problem.All the problems have been studied both from a theoretical and numerical point of view

Les autorités publiques ont choisi de créer un marché unifié d'électricité en Europe. Pourtant, la création du marché intérieur européen ne s'est pas traduite par la mise en place d'un unique gestionnaire de réseau. Dans ce contexte, cette thèse traite de l 'harmonisation des méthodes de tarification du transport d'électricité. L 'harmonisation des méthodes tarifaires est en effet centrale pour assurer des conditions concurrentielles non discriminatoires et l'efficacité du marché intégré. En pratique, on observe néanmoins que plusieurs processus d 'harmonisation sont appliqués. L'objectif de ma thèse est de proposer une analyse de l'efficacité comparée de ces processus d'harmonisation. Le raisonnement adopté s'articule autour de trois constats : tout d'abord, les spécificités physiques de l'électricité, à l'origine d'externalités entre les usagers du réseau; ces externalités se manifestent via les pertes et les congestions ; la diversité des méthodes mises en oeuvre pour tarifer les pertes et les congestions ; cette diversité contraint les processus d'harmonisation ; enfin, la diversité des processus d'harmonisation avec le choix de l'uniformisation aux Etats-Unis et de la combinaison en Europe. Cette thèse analyse les deux modèles polaires de tarification du transport, également efficaces en théorie, mais qui doivent être comparés au regard de la Structure du réseau considéré. Elle montre que le choix d'une harmonisation par la combinaison pose un problème d'aléa moral pour les gestionnaires de réseau. L 'harmonisation par combinaison doit donc s'accompagner d'une structure de régulation qui contrôle la gestion des échanges transfrontaliers et associe les gestionnaires aux bénéfices de ces échanges. Enfin, elle montre qu'en dépit des risques de l'harmonisation par combinaison, le processus de détermination des tarifs de transport en Europe justifie la diversité des méthodes tarifaires. La convergence nécessite un régulateur voire un gestionnaire unique.

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 porte sur la proposition d’une approche décentralisée pour la gestion de la demande d’énergie dans le cadre des smart grids. L'objectif principal est de promouvoir les économies d'énergie et l'utilisation des ressources énergétiques propres, tout en incitant les utilisateurs à participer activement à la gestion de la demande. A cet égard, la maîtrise de la consommation énergétique devient une priorité. Elle s’applique à plusieurs niveaux depuis le quartier jusqu’à la ville. Les travaux présentés dans cette thèse se situent dans ce cadre. Nous présentons en premier une modélisation des comportements divers des agents présents au sein du marché de l’énergie, basée sur la théorie des jeux tout en prenant en compte plusieurs contraintes comme l’hétérogénéité de producteurs et de consommateurs présents, et les contraintes spatiales et temporelles. Ensuite, nous essayons de répondre à leurs besoins en : (1) optimisant la demande de l’énergie (de la part des consommateurs qui deviennent eux-mêmes des producteurs d’énergie grâce à l’intégration des énergies renouvelables) et (2) son prix (de la part des producteurs). Enfin, nous proposons des algorithmes distribués partagés entre les joueurs pour atteindre un état stable du jeu. Des comparaisons avec des scénarios conventionnels connus dans ce domaine ont montré l’efficacité de nos contributions
This thesis focuses on the proposal of a decentralized approach for managing energy demand in the context of smart grids. The main objective is to promote energy savings and the use of clean energy resources, while encouraging users to actively participate in demand management. In this regard, controlling energy consumption becomes a priority. It applies at several levels from the neighborhood to the city. The work presented in this thesis falls within this framework. We first present a modeling of the various behaviors of the agents present within the energy market, based on game theory while taking into account several constraints such as the heterogeneity of producers and consumers present, and the spatial and temporal constraints. Then, we try to meet their needs by: (1) optimizing the demand for energy (from consumers’ side who themselves become energy producers through the integration of renewable energies) and (2) its price (from producers’ side). Finally, we propose distributed algorithms shared between players to achieve a stable state of the game. Comparisons with conventional scenarios known in this field have shown the effectiveness of our contributions

L'industrie est le plus grand consommateur d'énergie dans le monde et la majeure partie de sa consommation est électrique. Pour moduler la consommation et équilibrer les périodes creuses et de pic, les producteurs d'électricité dans de nombreux pays pratiquent une tarification différenciée, en anglais "time-of-use (TOU) policy", afin d’encourager les industriels et les particuliers à adapter leur consommation. Cette stratégie incite les gros consommateurs industriels, en particulier le secteur semi-conducteur où la fabrication se fait souvent par lots, à réduire leurs factures d’électricité en adaptant leur production.Dans ce travail, nous étudions plusieurs problèmes d’ordonnancement de production par lots avec tarification différenciée d'électricité. Nous nous intéressons d’abord à l’ordonnancement d’une machine par lots pour minimiser le coût total d’électricité et le makespan. Le deuxième problème étudié généralise le premier en considérant le coût d’électricité pendant les périodes inactives de la machine telles que les périodes de réglage ou d'attente. Enfin, nous traitons l’ordonnancement sur machines parallèles par lots avec des pièces non identiques. Pour chacun de ces problèmes, nous construisons des modèles mathématiques appropriés, et évaluons sa complexité. Pour la résolution, nous proposons plusieurs méthodes de ɛ-contrainte dans lesquelles des sous-problèmes sont transformés en problèmes de sac-à-doc, de sacs-à-doc multiples et ou de bin packing. Nous développons aussi une méthode itérative à deux étapes. Les performances des méthodes développées sont évaluées à l'aide d'un grand nombre d'instances représentatives générées au hasard. Les résultats numériques montrent l'efficacité de ces méthodes par rapport au logiciel commercial CPLEX
The industrial sector is the largest consumer of the world's total energy and most of its consumption form is electricity. To strengthen the grid's peak load regulation ability, time-of-use (TOU) electricity pricing policy has been implemented in many countries to encourage electricity users to shift their consumption from on-peak periods to off-peak periods. This strategy provides a good opportunity for manufacturers to reduce their energy bills, especially for energy-intensive ones, where batch scheduling is often involved. In this thesis, several bi-objective batch scheduling problems under TOU tariffs are studied. We first investigate a single machine batch scheduling problem under TOU tariffs with the objectives of minimizing total electricity cost and makespan. This primary work is extended by further considering machine on/off switching. Finally, a parallel batch machines scheduling problem under TOU tariffs with non-identical job sizes to minimize total electricity cost and number of enabled machines is studied. For each of the considered problems, appropriate mathematical models are established, their complexities are demonstrated. Different bi-objective resolution methods are developed, including knapsack problem heuristic based ɛ-constraint method, multiple knapsack problem heuristic based ɛ-constraint method, bin packing heuristic based ɛ-constraint method and two-stage heuristic based iterative search algorithm. The performance of the proposed methods is evaluated by randomly generated instances. Extensive numerical results show that the proposed algorithms are more efficient and/or effective for the studied problems than the commercial software CPLEX

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
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

L'objet de cette thèse est d'analyser le système communautaire d'échange de quotas d'émission (SCEQE) et son efficacité économique en utilisant différentes techniques économétriques. Elle vise à répondre de façon détaillée à deux questions majeures concernant cet instrument de politique environnementale : i) comment et dans quelle mesure le prix du C02 est-il répercuté dans le prix de l'électricité; et ii) quels sont les déterminants du prix des permis d'émission de C02. Cette thèse s'articule autour de trois chapitres. Le premier chapitre traite de l'impact économique du système communautaire d'échange de quotas d'émission (SCEQE), durant ses deux premières phases (2005-2007 et 2008-2012) sur les prix de gros de l'électricité en France et en Allemagne. Ce chapitre cherche à savoir si le SCEQE est un outil incitatif et économiquement performant pour tenir les engagements de Kyoto. Le deuxième chapitre de cette thèse constitue une suite directe du premier et explore la présence d'effets de seuil dans la relation liant les prix de l'électricité, en France et en Allemagne, à celui des permis d'émission pendant la seconde phase du SCEQE. Il a pour objectif d'approfondir les résultats du chapitre précédent relatifs à l'impact de la deuxième phase du SCEQE sur les prix de l'électricité. A ce titre, il confirme la robustesse des résultats de la modélisation précédente tout en permettant de surmonter certaines de ses lacunes. Le troisième chapitre étudie les déterminants de long terme et de court terme du prix du carbone au cours de la deuxième phase du SCEQE (2008-2012). En posant l'hypothèse de marchés efficients, ce chapitre examine dans quelle mesure le prix du quota de carbone peut être expliqué par les coûts marginaux d'abattement.

Cette thèse vise à répondre à trois questions soulevées par la vague de réformes dans les secteurs de l’électricité: est-ce que la libéralisation de la fourniture d’électricité a atteint ses objectifs dans l’Union Européenne ? Comment les producteurs qui utilisent des sources renouvelables et non renouvelables se font concurrence dans le marché libéralisé ? Quel est l’'impact de l’augmentation de la production d’électricité à partir de sources renouvelables sur la congestion du réseau et sur les différences de prix zonaux en Italie ? Le premier chapitre fournit une évaluation à mi-terme de la libéralisation de la fourniture d’électricité en Europe. On propose une théorie complète sur la libéralisation de la fourniture et on teste sa cohérence avec la pratique dans l’Union Européenne. L’analyse met en évidence la persistance d’une structure oligopolistique dans la fourniture, un faible engagement des clients et des asymétries dans le taux et la vitesse de transfert des coûts d’approvisionnement dans les prix des contrats. L’attribution aux enchères des services par défaut et de dernier recours semble la meilleure solution afin de favoriser le développement de la concurrence. Dans le deuxième chapitre, nous étudions les interactions stratégiques entre une technologie de production traditionnelle et une renouvelable caractérisée par une capacité aléatoire. Nous employons une version modifiée du modèle de Dixit sur les investissements stratégiques de dissuasion à l’entrée avec deux configurations pour la concurrence après l’entrée: concurrence à la Cournot dans un jeu en deux étapes et le cadre entreprise dominante-frange concurrentielle dans un jeu en trois étapes. Dans les deux cas, l’analyse suggère que le producteur renouvelable exploite l’ordre de mérite afin de remplacer la production de son rival. Dans le troisième chapitre, nous analysons l’impact de la production d’énergie renouvelable sur la congestion et sur les différences de prix zonaux en Italie. En utilisant une base de données unique, nous estimons deux modèles économétriques sur cinq couples de zones: un modèle logit multinomial pour l’occurrence et la direction de la congestion et un modèle MCO pour la taille des différences de prix. L’analyse montre que dans une région importatrice l’effet de l’augmentation de la production renouvelable locale est de diminuer (augmenter) la probabilité de congestion provoquée par la région limitrophe (causée à la région limitrophe). L’augmentation de la production d’énergie renouvelable semble avoir un impact significatif sur les zones insulaires, en diminuant (augmentant) le niveau des différences positives (négatives) des prix
The objective of this thesis is to answer to three questions raised by the wave of reform in electricity industries: has retail liberalization achieved its objectives in European Union? How traditional and renewable generators compete in a liberalized market? What is the impact on congestion and zonal price differences of increased production from renewable intermittent sources in Italy? The first chapter provides a mid-term evaluation of liberalization of electricity retailing in Europe. We propose a comprehensive theory on retail liberalization and test its consistency with the practice in European Union. The analysis highlights the presence of an oligopolistic supply structure, a limited level of customer engagement in the market and asymmetries in the rate and speed of cost-pass through. The attribution of the Default/Last Resort service through an auction mechanism seems the best solution to favor the development of competition. In the second chapter we study the strategic interactions between a traditional generation technology and a renewable one characterized by an intermittent availability of capacity. We employ a modified version of the Dixit model for entry deterrence with two post entry competition settings: the Cournot framework in a two stage game and the dominant firm-competitive fringe setting in a three stage game. In both cases, the analysis suggests that the renewable generator exploits the merit order rule to crowd out the production of its rival. In the third chapter we analyze the impact of renewable generation on congestion and zonal price differences in Italy. Using a unique database we estimate two econometric models on five zonal pairings: a multinomial logit model for the occurrence and direction of congestion and an OLS model for the size of paired-price differences. The analysis shows that in an importing region the effect of a larger local renewable supply is to decrease (increase) the probability of congestion in entry (exit). Increasing renewable generation seems to have a significant impact on the islander zones, decreasing (increasing) the level of positive (negative) price differences

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
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
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