La transition énergétique, en partie caractérisée par le déploiement massif des énergies renouvelables, a relancé un débat de longue date sur les architectures de marché fournissant les meilleures incitations aux investissements dans les marchés libéralisés de l’électricité. Ces incitations sont essentielles pour garantir la sécurité d’approvisionnement à long terme. Pour choisir l’architecture de marché adéquate, les décideurs publics doivent évaluer et comparer les performances économiques des solutions disponibles. La présente thèse complète la littérature sur les incitations aux investissements et la sécurité d’approvisionnement en étudiant trois aspects importants : (i) le comportement des marchés de l'électricité en présence d’acteurs averses au risque, (ii) la compatibilité entre les incitations des acteurs à mettre leurs actifs sous cocon et les objectifs de sécurité d’approvisionnement et (iii) les performances économiques de différentes architectures de marché dans un contexte de forte pénétration des énergies renouvelables. Pour ce faire, une modélisation de type System Dynamics est utilisée pour représenter les dynamiques de long terme résultant des décisions des acteurs dans un marché libéralisé. La thèse est organisée en trois chapitres correspondant à chacun des points mentionnés ci-dessus. Les principaux résultats sont les suivants : Premièrement, les mécanismes de capacité sont nécessaires pour faire face aux effets néfastes de l’aversion au risque des investisseurs. Ce phénomène affecte de manière significative les marchés de l’énergie de type energy-only, qui subissent alors une baisse des investissements et des pénuries plus importantes. Les marchés de capacité résistent mieux à l’aversion au risque des investisseurs. Cependant, cette résilience dépend du plafond des prix dans les enchères de capacité. Pour qu'une telle architecture de marché donne des résultats satisfaisants en termes de sécurité d’approvisionnement, ce plafond de prix doit tenir compte du risque d'investissement supporté par les acteurs. Deuxièmement, si les acteurs du marché en ont la possibilité, leurs décisions de mettre leurs actifs sous cocon peuvent modifier les dynamiques d'investissement et de fermeture à long terme. En outre, dans un monde caractérisé par des actifs indivisibles, cette possibilité augmente le niveau de coordination nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement. Cela est particulièrement vrai pour les marchés de type energy-only, dans lesquels la mise sous cocon augmente le niveau des pénuries, au point de contrebalancer les économies de coûts qu’elle génère. En revanche, les marchés de capacité peuvent fournir la coordination nécessaire pour assurer la sécurité d’approvisionnement même lorsque les acteurs ont la possibilité de mettre leurs actifs sous cocon. Troisièmement, parmi les architectures de marché proposées dans la littérature, les marchés de capacité apparaissent comme la meilleure solution du point de vue du surplus social. Néanmoins, du point de vue des investisseurs, et dans certaines conditions liées à une forte pénétration des énergies renouvelables, les marchés de capacité avec des contrats annuels ne suppriment pas entièrement le problème dit de "missing money". Les résultats indiquent que l'attribution de contrats de capacité pluriannuels atténue le problème. / The ongoing energy transition, partly characterized by the massive deployment of renewables, has reignited a long-lasting debate on the best market design options to provide adequate investment incentives and ensure capacity adequacy in liberalised electricity markets. To choose the appropriate market design, policymakers need to assess and compare the economic performances of available solutions in terms of effectiveness and cost-efficiency. This dissertation complements the existing literature on market design for long-term capacity adequacy by focusing on three research topics: (i) understanding how electricity markets perform under different assumptions regarding investors’ risk preferences, (ii) analysing the compatibility of private agents’ incentives to mothball capacity resources with security of supply objectives and (iii) assessing the economic performance of different market designs in a context of a high penetration of renewables. To this end, the System Dynamics modelling framework is applied to represent long-term dynamics resulting from private agents’ decisions in liberalised electricity markets. The dissertation is organised in three chapters corresponding to each of the topics mentioned above. The main results are outlined below. Firstly, capacity remuneration mechanisms are necessary to deal with the detrimental effects of investors’ risk aversion. Energy-only markets are significantly affected by this phenomenon as they experience reduced investment incentives and higher levels of shortages. Capacity markets are more resilient to private investors’ risk aversion. However, this resilience depends on the level of the price cap in the capacity auctions. For such a market design to provide satisfactory outcomes in terms of capacity adequacy, this price cap should account for the investment risk faced by market participants. Secondly, when market participants have the possibility to mothball their capacity resources, these mothballing decisions can potentially modify investment and shutdown dynamics in the long run. Furthermore, in a world with capacity lumpiness (i.e. indivisibilities), mothballing increases the level of coordination needed to ensure capacity adequacy. This is especially true in energy-only markets, where mothballing increases the level of shortages to an extent that seems to overweigh the cost savings it generates at system level. Capacity markets can provide the required coordination to ensure capacity adequacy in a world with mothballing. Thirdly, among proposed market designs in the literature, capacity markets appear as the preferable solution to ensure capacity adequacy from a social welfare point of view. Nevertheless, from a private investor’s perspective and under certain conditions related to high penetration of renewables, capacity markets with annual contracts do not entirely remove the so-called “missing money” problem. The results indicate that granting multiannual capacity contracts alleviates the problem.