Suite aux réformes des marchés électriques, la question du market design, c’est-à-dire l’étude des nouveaux marchés destinés à remplacer l’ancien monopole, est devenue centrale dans la littérature économique. Toutefois, les caractéristiques techniques de l’électricité rendent cette tâche complexe et l’intervention des pouvoirs publics est souvent nécessaire pour établir les règles du jeu efficaces que les acteurs de marché devront suivre. Cela explique pourquoi le market design demeure un sujet d’actualité. Cette thèse contribue aux discussions actuelles en étudiant plusieurs architectures de marché à mettre en place afin d’assurer la fiabilité du système électrique de la façon la plus efficace.La fiabilité est d’abord étudiée sous sa dimension de court terme, appelée sûreté. Pour garantir un équilibre en temps réel, l’opérateur du système doit s’assurer de disposer d’un niveau suffisant de réserves: c’est l’objectif du modèle de sûreté. Dans cette thèse, les impacts économiques induits par un changement de modèle de sureté pour le système électrique français sont évalués. Une modélisation de type Agent-Based est développée pour simuler les décisions des acteurs sur plusieurs marchés de court terme. Les résultats montrent que le modèle de sureté français actuel conduit à des coûts inférieurs à ceux du modèle alternatif mis en œuvre dans d’autres pays européens. Le maintien du modèle actuel en France apparait donc justifié.La dimension long terme de la fiabilité, à savoir l’adéquation, est ensuite étudiée. Les performances économiques d’un marché de capacité et d’un mécanisme de réserve stratégique, deux solutions conçues pour résoudre le problème d’adéquation, sont comparées. Afin de considérer la nature cyclique des investissements, ces mécanismes sont étudiés d’un point de vue dynamique par l’intermédiaire d’une modélisation de type System Dynamics. Celle-ci simule les décisions d'investissements et de fermetures prises par les acteurs de marché, en considérant leurs comportements imparfaits. Les principaux résultats montrent que le marché de capacité résout la question de l'adéquation à un coût moindre. / Following power market reforms, market design, i.e. the study of new markets to replace efficiently the previous monopoly, becomes central in the economic literature. However, due to several technical characteristics of electricity, this task is complex. A third party is then required to help design these markets in an efficient way and to set the rules under which private decentralized market players will interact. This complexity explains why market design remains a work in progress. This thesis contributes to the current discussions by giving insights on the most efficient market designs to implement to ensure the reliability of power systems.A first focus is made on the short-term dimension of reliability, i.e. the security of power systems. To maintain a balanced system, the system operator has to ensure the availability of a sufficient level of reserves in real time: this is the aim of the security model. In this thesis, a quantitative assessment of the economic impacts that a transition to a different security model would have for the French power system is carried out. An agent-based modelling is developed to simulate the decisions of profit-maximizing players on several short-term markets. Simulations show that the current French security model results in lower costs than the alternative one implemented in several European countries, and should therefore be maintained for the French power system.A second focus is made on the long-term dimension of reliability, i.e. the adequacy. The economic performances of a capacity market and a strategic reserve mechanism, two mechanisms designed to solve the adequacy issue, are compared. In order to capture the cyclical nature of investments, these mechanisms are studied from a dynamic point of view. To this end, a long-term model is developed based on a System Dynamics approach. It simulates the investment and shutdown decisions made by market players considering their imperfect behaviours. Main results show that the capacity market solves the adequacy issue at a lower cost than the strategic reserve mechanism.

Cette thèse évalue les interactions entre le système européen d’échange de quotas de CO2 et les marchés de l’électricité sur la période 2005-2012. Elle est réalisée à partir d’instruments économétriques et de modélisation, permettant d’expliquer les évolutions observées des marchés et de dégager des enseignements pour la conduite des politiques futures. L’analyse ex-post de l’introduction d’un prix du carbone sur les marchés électriques en Europe fait apparaître trois types d’interactions : sur la formation des prix de l’électricité ; sur les choix techno-économiques et les émissions de CO2 ; sur la formation des rentes électriques. Les estimations empiriques mettent en évidence que le degré de répercussion du prix du carbone sur les prix de l’électricité n’est généralement pas homogène mais varie selon les périodes et les marchés en fonction d’une combinaison de facteurs. Les impacts du prix du carbone sur le mix technologique et les émissions de CO2 du secteur électrique sont estimés à partir du modèle de simulation ZEPHYR-Elec, qui a pour objet de reproduire l’équilibre de court terme offre-demande d’électricité. Les réductions d’émissions de la production électrique induites par le marché européen des quotas représentent 3% à 5% des émissions contre-factuelles. Depuis 2012, le prix du carbone ne permet plus de compenser le différentiel de prix gaz-charbon en Europe. Les effets distributifs du prix du carbone sur le secteur électrique sont introduits dans le modèle ZEPHYR-Elec à partir d’une représentation analytique de la formation des rentes. Les estimations suggèrent que les profits du secteur électrique sont globalement plus élevés du fait du prix du carbone, y compris en cas d’allocation aux enchères des quotas. / This thesis is an evaluation of the interaction between the European Union Emissions Trading Scheme and electricity markets over the period 2005-2012. It rests on econometric and modelling instruments to both explain the development of markets and draw lessons for the conduct of future policies. The ex-post analysis of the introduction of a carbon price into electricity markets in Europe unveils three types of interactions with: the formation of electricity prices; the technical and economic choices and CO2 emissions; the formation of electricity rents. Empirical estimates show that the degree to which the carbon cost is passed on through electricity prices is generally not homogeneous but rather varies over both time and markets, contingent upon a combination of factors. The impacts of the carbon price on both the technological mix and the CO2 emissions from the power sector are estimated using the simulation model ZEPHYR-Elec, which aims at replicating the short-term equilibrium between electricity supply and demand. Emission reductions in the electricity sector induced by the European carbon market amount to between 3% and 5% of counterfactual emissions. From 2012 on, the carbon price has not been high enough to compensate for the gas-to-coal price differential in Europe. Distributional effects of the carbon price on the electricity sector are introduced into the ZEPHYR-Elec model using an analytical representation of the formation of rents. Estimates suggest that profits made by the electricity sector are generally higher with a carbon price in place, including when allowances are auctioned.

Les marchés électriques libéralisés sont supposés assurer la coordination de long terme des investissements afin de garantir sécurité d’approvisionnement, viabilité et compétitivité. Dans le modèle de référence energy-only, la formation des prix par alignement sur le coût variable de l’équipement marginal sur les marchés horaires successifs fournit un signal prix pour les investisseurs. Cependant, en pratique, ce modèle est remis en question quant à sa capacité à déclencher des investissements dans les technologies bas-carbone et en particulier les énergies renouvelables (EnR) et quant à sa capacité à garantir la sécurité d’approvisionnement. Cette thèse cherche d’abord à caractériser ces deux défaillances de marché puis s’intéresse à différentes solutions pour faire face à chacune d’entre elles. Pour cela, la réflexion s’appuie sur un modèle en System Dynamics développé afin de simuler les investissements dans les marchés électriques.D’une part, les résultats montrent que le remplacement des mécanismes de support hors marché par des investissements par le marché avec l’aide d’un prix du carbone apparait comme une solution pour déclencher le développement des EnR à condition d'un engagement politique fort en faveur d’un prix du carbone élevé. D’autre part, il apparait aussi que le marché energy-only avec des prix plafonnés ne parvient pas à assurer l’adéquation de capacité. L’ajout d’un marché de capacité ou la suppression du plafond de prix permettent une amélioration en termes de nombre d’heure de délestage et de bien-être collectif. De plus, le marché de capacité apparaît comme le meilleur choix pour le régulateur parmi les architectures de marché considérées. / In liberalised electricity systems, power markets are expected to ensure the long-term coordination of investments in order to guarantee security of supply, sustainability and competitiveness. In the reference energy-only market, it relies on the ability of power markets — where the hourly price is aligned with the marginal cost of the system — to provide an adequate price-signal for investors. However, in practice, questions have been raised about its ability to trigger investments in low-carbon technologies including in particular Renewable Energy Sources of Electricity (RES-E), and its ability to ensure capacity adequacy. After a characterisation of these market failures, this dissertation tackles the two research topics within a methodological framework based on a System Dynamics model developed to simulate private investment decisions in power markets.First, the results show that substituting out-of-market support mechanisms for RES-E by market-based investments helped by the sole implementation of a carbon price appears as a feasible solution to trigger RES-E development providing that there is a political commitment on a high carbon price. Second, it also appears that the energy-only market with price cap is ineffective to ensure capacity adequacy. Adding a capacity market or removing the price cap both bring benefits in terms of loss of load expectation and social welfare. Moreover, the capacity market is identified as the best option for regulators among the considered market designs.