Deux ensembles de facteurs vont être décisifs pour l'évolution future du système électrique européen : d'une part la nécessité d'une nouvelle vague d'investissements pour le renouvellement et l'expansion des capacités de production, et d'autre part l'émergence et le renforcement des contraintes d'émission de gaz à effet de serre (GES) qui imposeront une mise en conformité avec les politiques et directives européennes. L'idée générale de la thèse est que le système européen d'échange de quotas d'émission (SCEQE) est un instrument qui peut faciliter la décarbonisation du système électrique européen. Cependant, les conditions doivent être réunies dans un contexte libéralisé, en termes de gestion de risque, d'architecture des marchés et de mise en place des instruments complémentaires de politique publique, pour que le nouveau signal prix du carbone donne toute sa mesure. L'objet de la thèse est de détailler ces conditions et d'examiner les scénarios potentiels d'évolution de la structure de production du secteur électrique européen à moyen et long terme sous la contrainte carbone. L'introduction de la libéralisation de l'industrie électrique conditionne de manière significative les comportements d'investissement et les choix technologiques. L'analyse du modèle théorique du marché permet de démontrer l'inadéquation organisationnelle de celui-ci pour développer un mix technologique optimal et pour s'adapter aux problèmes de long terme du fait de signaux de prix difficiles à interpréter. En effet, la logique du marché et de la concurrence désavantage les investissements dans les technologies capitalistiques, même celles favorables du point de vue environnemental, comme les énergies renouvelables, le nucléaire, l'hydraulique ou encore les technologies thermiques intégrant capture et séquestration du carbone (CSC). C'est tout le problème de la gestion de risque à long terme face à de nombreuses incertitudes. L'emploi de la théorie des coûts de transaction permet d'examiner les combinaisons des arrangements verticaux qui demeurent nécessaires afin de gérer le risque et de faciliter les investissements (e.g. l'intégration verticale). L'introduction du SCEQE se superpose aux risques du marché inhérents à la libéralisation, et l'incertitude quant à la valeur du carbone rend le choix des investissements encore plus délicat. L'analyse des premières années de fonctionnement du SCEQE révèle l'importance du design du système : des incohérences dans l'architecture et des contre-incitations peuvent facilement être créées, favorisant ainsi les mauvaises décisions. L'horizon de la contrainte carbone qui demeure limité et la volatilité du prix du carbone compliquent davantage les décisions concernant le renouvellement d'un stock de capital de longue durée de vie. L'ouverture du marché carbone sur les mécanismes du projet et d'autres marchés de type cap and trade influencent également le prix du carbone anticipé par les investisseurs européens tout comme l'interaction entre les objectifs européens de réduction des émissions et ceux portant sur l'augmentation de l'électricité d'origine renouvelable à l'horizon 2020. L'emploi du modèle de prospective POLES permet d'examiner ces diverses configurations du marché carbone et d'établir des scenarios possibles de prix du carbone à moyen et long terme, qui peuvent constituer un élément d'information pour les investisseurs publics et privés dans la production d'électricité. De plus, un certain nombre de mesures destinées à réduire la volatilité du prix du carbone et à faciliter la convergence des anticipations des prix à long terme sont préconisées, en particulier l'utilisation de banking ou encore de prix de réserve. Cependant, la mise en oeuvre réussie de ces mesures repose avant tout sur la crédibilité des Etats dans leurs engagements à long terme. Les exercices de modélisation utilisant le modèle POLES permettent également d'examiner les mix technologiques européens à long terme sous l'incertitude du prix du carbone. Suite à un examen des divers outils pertinents d'aide à la décision d'investissements dans un univers incertain, la voie privilégiée consiste à intégrer la méthode VAR (Valeur à Risque) puis celle d'une analyse moyennevariance dans la simulation des portefeuilles de technologie réalisée par le modèle. Ceci conduit à affecter une prime de risque des technologies intenses en carbone principalement au bénéfice du nucléaire, de l'éolien et du thermique associé à la CSC. Les exercices de modélisation montrent donc qu'il est possible de disposer d'une structure de production d'électricité moins émettrice à l'avenir. Le défi restant est de construire un cadre organisationnel et institutionnel susceptible d'inciter à effectuer ces investissements nécessaires très prochainement.

La réforme du secteur de l'électricité du Nigeria a eu lieu en 2010-2013 mais a été jugée infructueuse par la plupart des parties prenantes. L'échec de la réforme est illustré par une myriade de défis économiques, institutionnels, techniques, financiers et sociopolitiques apparemment insurmontables. Cette thèse a pour objectif de proposer des solutions viables aux défis (ex post) auxquels fait face le secteur électrique du Nigéria, en empruntant aux approches de l'économie de l'énergie sur le market design et la régulation. Elle identifie les principales causes de l'échec de la dernière réforme du secteur : privatisation incomplète, intégration horizontale des opérations de transport et de réseau, infrastructure d'approvisionnement gazière sous-développée et cadre réglementaire faible et inefficace. Ainsi, elle recommande de renforcer le cadre réglementaire comme un bon point de départ pour résoudre les problèmes sectoriels (ex-post) de la réforme.Ensuite, cette thèse démontre que des enchères inversées bien conçues peuvent être un mécanisme de marché approprié à la situation du Nigéria, en précisant les variables importantes pour une implémentation réussie. Cette thèse affirme également que ces variables devraient être fondées sur un cadre institutionnel et réglementaire solide pour réussir. Elle recommande donc de concevoir des enchères inversées pour la technologie de stockage solaire photovoltaïque hors réseau /minigrid, en tant que solution potentielle pour accroître l'accès à l'électricité, attirer les investissements, et également discuté de la voie à suivre afin d’adapter la conception au cadre de marché discuter / réglementaire existant.Enfin, cette thèse comble certaines lacunes de l'état de l'art du secteur électrique nigérian en appliquant et combinant des systèmes d’informations géographiques (GIS), un outil d’optimisation de système énergétique et des connaissances du market design et de la régulation. Elle a identifié les clusters de consommateurs les plus peuplées sans accès à l'électricité, fait des projections de la demande de charge et déterminé les tailles de stockage PV et de batteries optimisées sur le plan techno-économique pour obtenir une alimentation de haute qualité d’électricité avec une certaine gestion de la demande. Également, elle a analysé les besoins en terrains / la disponibilité pour obtenir une liste restreinte de 233 clusters de 7,2 millions d'habitants, nécessitant un solaire photovoltaïque de 3 280 MW pour la vente aux enchères proposée. Enfin, cette thèse a examiné la voie à suivre pour adapter la conception proposée de la vente aux enchères de stockage d’énergie solaire photovoltaïque et de stockage au cadre de market design/réglementaire existant. / The Nigeria Power sector reform was performed in the year 2010-2013 but has been adjudged unsuccessful by most stakeholders. The failure of the reform is evidenced by a myriad of seemingly insurmountable economic, institutional, technical, financial and socio-political challenges. This thesis aims to propose workable solutions to the challenges in the Nigeria Power sector (ex-post) reform from the field of market design and regulation in energy economics. It finds incomplete privatization coupled with the horizontal integration of the transmission and network operations, underdeveloped gas supply infrastructure and the ineffective/weak regulatory framework as the root causes of the reform failure. Thus, it recommends strengthening the regulatory framework as a good starting point to resolve sectoral problems (ex-post) reform.Furthermore, it argues that reverse auction has the potential to be successful in Nigeria with well-designed market variables and provides the market design variables adaptable to the Nigeria case to achieve a successful auction run. It also argues that these variables should be built on a foundation of a robust institutional and regulatory framework to be successful. It thus recommends designing reverse auctions for offgrid/minigrid solar PV plus storage technology as a potential solution to increase power access and attract investment and also discussed the pathway to adapt the design to the existing market/regulatory framework. In addition, it applied and combined Geographical Information System (GIS), energy system optimization tool and market/regulation knowledge to bridge some knowledge gap in the Nigeria Power sector. It identified the most populated consumer clusters without electricity access, made load demand projections and determined the techno-economically optimized PV plus battery storage sizes to achieve high quality power supply with some demand side management. Furthermore, it analyzed the land requirements/availability to achieve a shortlist of 233 clusters with 7.2 million people that require 3,280 MW solar PV for the proposed auction. Finally, it discussed the pathway to adapt the proposed solar PV plus storage auction design to the existing market/regulatory framework.

En Europe, la transition énergétique du secteur électrique est unique à la fois d'un point de vue géographique et historique. D'une part, elle s'inscrit dans un double processus d'addition et de substitution technologique. Par ailleurs, elle appelle les électriciens à sortir du paradigme thermique et à mobiliser de nouvelles connaissances pour cela. L'objet de ce travail de recherche est de caractériser les stratégies d'innovation mises en œuvre au niveau des six plus importants groupes électriciens européens (EDF, Enel, Engie, E.ON, Iberdrola et RWE) et à l'échelle du secteur. En nous appuyant sur les brevets déposés entre 2007 et 2013 et sur les projets collaboratifs conduits dans le cadre du 7eme PCRD, nous analysons les stratégies technologiques qui concernent la direction du progrès et les stratégies d'acquisition des connaissances qui concernent la démarche mobilisée par les électriciens pour introduire les technologies bas carbone. Nous mettons en évidence qu'à l'échelle du secteur, les technologies d'addition sont privilégiées aux technologies de substitution et que ces dernières font l'objet d'une démarche d'ouverture moins marquée que les technologies d'addition. En outre, il apparaît que les électriciens les plus émetteurs ne sont pas ceux qui mobilisent une stratégie de substitution technologique la plus marquée. En revanche, ils mettent en œuvre une démarche d'ouverture la plus prononcée pour acquérir les nouvelles connaissances. / In Europe, the energy transition of the power sector is unique both from a geographical and historical standpoint. First, it is part of a two-way process of technological addition and substitution. Furthermore, it calls power corporations to exit the thermal paradigm and, in this perspective, gain new knowledge. The purpose of this research work is to characterize the innovation strategies implemented by six of the major European power companies (EDF, Enel, Engie, E.ON, Iberdrola and RWE) and by the industry. Based on the registeted patents between 2007 and 2013 and collaborative projects conducted in the frameword of the 7th PCRD, we will analyze the technology strategies relating to direction of progress and strategies relating to knowledge acquisition implemented by power companies in order to introduce low carbon technologies. We will highlight that at industry level, addition technologies are favoured in comparison with substitution technologies. We will also demonstrate that the latter shall be less prone to an open approach than addition technologies. Moreover, it seems that power companies with the largest emissions are not those who develop the most significant technology substitution strategy. However, they carry out the most openness based strategy in order to gain new knowledge.

Dans le contexte des accords internationaux sur le changement climatique, de nouveaux mécanismes de marché sont proposés pour inclure les pays émergents dans le marché carbone développé par les pays plus industrialisés au-delà du Mécanisme de Développement Propre (MDP). La thèse rassemble des analyses complémentaires visant à quantifier les impacts à attendre de ces nouveaux mécanismes sectoriels. Le premier chapitre est une modélisation, avec le modèle d'équilibre général calculable Emissions Prediction and Policy Analysis du MIT, du couplage entre un hypothétique marché carbone américain et le secteur électrique chinois d'une part, et entre le marché carbone européen et le secteur électrique de plusieurs pays émergents d'autre part. Le niveau de bien-être dans le(s) pays émergent(s) diminue malgré les transferts financiers liés à la vente de permis. Le chapitre 2 introduit, dans la simulation d'un accord entre le marché carbone européen et le secteur électrique chinois, une limite au volume de permis échangés entre les deux régions. Si la rente associée à la différence de prix induite entre les deux régions est attribuée aux foyers chinois, il est possible de trouver une situation pareto améliorante pour l'Europe et la Chine. Le chapitre 3 est une analyse en séries temporelles qui vise à étudier, sur l'expérience de la coexistence des permis européens et des crédits MDP, l'impact de la nature financière des permis carbone sur les interactions entre marchés carbone. Le chapitre 4 examine les conditions du déploiement de l'énergie éolienne au Danemark et les compare avec les niveaux de prix carbone observés dans les deux premiers chapitres.

La question de la réduction des émissions de CO2 est aujourd’hui clairement posée dans le monde entier et la COP21 a mis en évidence les nouvelles exigences internationales auxquelles les pays pourraient ou devraient être confrontées à court terme. L’objectif fondamental de la thèse consiste à contribuer à l’identification des solutions possibles dans le domaine de la production croissante d’électricité dans un pays en développement, le Vietnam, en tenant compte de la nécessaire réduction des sources d’énergie carbonées. Dans ce but, plusieurs scénarios concernant le développement du secteur électrique au Vietnam sont construits en vue de mesurer les effets des choix relatifs à la production d’électricité sur les émissions de CO2.Après avoir présenté un panorama de la situation énergétique du Vietnam et mis en évidence l’augmentation rapide de la consommation d’électricité du fait de la pression démographique et de l’expression de nouveaux besoins, la question des importations de charbon et de gaz et celle de la production de nouvelles forme d’énergie sont posées, au regard des contraintes économiques, mais aussi environnementales. Les réflexions théoriques, l’étude de la construction des plans directeurs d’électricité, l’analyse des outils économiques disponibles et l’application des modèles de la prévision de la demande d’énergie permettent de comprendre la complexité du « pari électrique » auquel est confronté le Vietnam. Après une présentation des instruments quantitatifs potentiels de simulation, ELECsim a été choisi pour la modélisation du secteur électrique au Vietnam. Les scénarios se basent sur plusieurs hypothèses concernant l’évolution de la croissance économique et de la démographie, le prix de l’énergie, le développement des technologies de production d’électricité, la valeur déclarée du carbone, les taux d’actualisation et les taux de change. Le Vietnam peut d’abord maîtriser la croissance de la demande par une action forte sur l’efficacité énergétique, tout en réduisant parallèlement à la fois les coûts de production de l’électricité et les émissions de CO2. Plusieurs scenarios sont alors proposés, mettant en évidence à la fois la nécessité de la recherche d’une plus grande efficacité énergétique et la promotion des énergies en bas carbone, dans le cadre d’une réorientation rapide des choix politiques face aux nécessités d’un développement économique accéléré, mais aussi durable. Six scenarios ont été construits, sur la base d’un scenario de référence, insistant successivement sur l’efficacité énergétique, le nucléaire, la technologie CCS, les énergies renouvelables et un mix électrique plus équilibré. La contrainte environnementale globale (réduction des émissions de CO2) est prioritaire dans le processus de construction des scénarios. Cette approche multicritères est très nouvelle au Vietnam, pays plutôt préoccupé, aujourd’hui, par la contrainte des coûts d’approvisionnement. Les scénarios analysés dans la thèse prennent en compte la réduction de l’intensité carbone du secteur électrique du Vietnam. Il est alors proposé, comme seuil du critère de référence, le niveau d’émission de 50 à 80 g/kWh (choisi à partir des seuils étudiés par deux économies asiatiques voisines du Vietnam telles qu’Indonésie et Inde). Les différents mix de production électrique proposés semblent offrir des solutions pertinentes. Elles permettent de relever les défis économiques et environnementaux lié à l’expansion du secteur électrique du Vietnam. L’analyse prend en compte notamment la pression croissante de la demande, la sécurité de l’approvisionnement des combustibles avec des choix alternatifs, la réduction des coûts totaux d’une production électrique élevée, le contrôle de la facture extérieure, la prise en compte de l’impact social (notamment sur la santé des citoyens) et de l’occupation des sols et, enfin, le respect des normes relatives à la protection de l’environnement régional, national et mondial. / Reduction of CO2 emissions issue is clearly a world challenge today and COP21 highlighted the international requirements for countries to address related issues in the short and long term. The fundamental objective of the thesis is to contribute to the identification of possible climate policy solutions related to growing electricity production in a developing country, namely Vietnam, taking into account the need to reduce carbon energy sources. For this purpose several scenarios for electricity sector development are constructed in order to measure effects of choices related to the electricity production on CO2 emissions.The thesis presents an overview of the energy situation in Vietnam and highlights the rapid increase in electricity consumption due to population pressure and new needs. It also considers major issues of coal and gas imports, new energy sources, in light of economic constraints but also environmental challenges. The theoretical and analytical chapter reviews the analyses of electricity master plans construction, major available economic tools for energy demand forecast models. This forms the framework to understanding the complexity of the "electric bet" which Vietnam faces. After a presentation of potential quantitative simulation instruments, ELECsim was chosen for modeling the electricity sector in Vietnam. This leads to a comprehensive scenario approach; Scenarios are based on several assumptions about the evolution of economic growth and demographics, energy prices, the power generation technology development, the declared carbon value, discount rates and change rate. As a first step in energy and climate policy Vietnam can control the demand growth by strong action on energy efficiency, while reducing parallel to both the electricity production costs and CO2 emissions. Several scenarios are then proposed, highlighting both the need to search for higher energy efficiency and the promotion of low-carbon energies. Research envisages a rapid shift in policy choices to face the needs of an accelerated but sustainable economic development. Six scenarios were constructed on the basis of a reference scenario, focusing successively on energy efficiency, nuclear, CCS, renewables and a more balanced electricity mix. Environmental constraints (CO2 emissions reduction) have priority in the scenario building process. This multi-criteria approach is very new in Vietnam, a country more familiar with supply cost-based approach. Scenarios analyzed here take into account the carbon intensity reduction of Vietnam's power sector. It is proposed as the benchmark threshold, the emission level of 50-80 g/kWh (similar to reference level studied in two of Vietnam’s neighboring Asian economies such as Indonesia and India). In our research, the different mix of electricity generation offer relevant solutions. They allow meeting the economic and environmental challenges related to the expansion of the Vietnam’s electricity sector. The analysis takes into account several dimensions such as the increasing demand pressure, fuels supply security with alternative choices, reduced high electrical production total costs, control of external bill, considered social impact (especially on health of citizens) and land use and, finally, compliance with standards related to the regional, national and global environment/climate protection.

La problématique de cette thèse porte sur les conditions technico-économiques et sociales d’émergence des techniques de Captage, transport et Stockage géologique du Carbone (CSC) dans le secteur électrique. Il existe effectivement un hiatus entre le niveau actuel de déploiement du CSC et son rôle dans les scénarii climatique de long terme. Les travaux s’appuient sur deux approches complémentaires ; l’approche positive met en exergue les déterminants économiques et sociaux nécessaires à l’émergence du CSC et répond à deux interrogations : pour quel prix du CO2 devient-il intéressant d’investir dans des centrales CSC ? Quand l’usage du CSC est-il socialement optimal ? Sur le plan normatif, diverses recommandations relatives au déploiement optimal du CSC sont apportées. Elles concernent notamment le portefeuille optimal d’instruments de soutien au CSC. Cette thèse s’articule en quatre chapitres. Dans l’optique de minimiser les coûts de la transition énergétique, les deux premiers chapitres embrassent la vision investisseur et mettent en évidence les déterminants économiques indispensables au déploiement commercial du CSC. Les deux derniers chapitres adoptent la vision de la puissance publique. Bien que compétitive, une technologie peut ne pas se développer du fait de problèmes d’acceptabilité sociale ; c’est l’objet du modèle du Chapitre 3. Le Chapitre 4 élargit le propos et intègre la problématique de décision dans le CSC en univers ambigu, en s’appuyant sur des simulations numériques. / This thesis analyses the techno-economic and social conditions required for the emergence of Carbon Capture and Storage (CCS) techniques in the power sector, in compliance with CCS role in long-term mitigation scenarios. The research combines two complementary approaches: the positive one deals with the economic and social determinants necessary to trigger CCS investments, and addresses two significant issues: (1) for which CO2 price is it worth investing in CCS plants, and (2) when is CCS use socially optimal? The normative approach gives recommendations on how CCS can best be deployed as part of a least cost approach to climate change mitigation. Notably, recommendations are provided about the optimal combination of CCS policy supports that should be implemented. This Ph.D. dissertation is composed of four chapters. The first two chapters embrace the investor’s vision and highlight the determinants necessary for CCS commercial emergence. The last two chapters embrace the public decision-makers’ vision. Based on the fact that, although cost-effective, one technology may not be deployed because of social acceptance issues, Chapter 3 deals with CCS public acceptance and optimal pollution. Chapter 4 goes further and addresses the optimal CCS investment under ambiguity by providing a decision criterion with simulations on the European Union’s 2050 Energy Roadmap.

La libéralisation des marchés énergétiques est un objectif primordial pour tous les Etats membres et candidats à l'Union européenne. Dans le but d'arriver à un marché de l'énergie, la Commission européenne a mis en place trois paquets énergie pour l'ouverture complète des marchés électriques et gaziers à la concurrence étape par étape. Pour mieux comprendre les législations et les politiques énergétiques en France et en Turquie, il est indispensable d'avoir une connaissance principale sur l'organisation et le fonctionnement de leurs marchés électriques et gaziers dès l'origine en élaborant les institutions et entreprises monopolistiques en tant que EDF, TEK, GDF BOTAS, et leur évolution historique jusqu'à la mise en place des directives énergétiques européennes. Par la suite, il est important d'examiner chronologiquement chaque étape de libéralisation imposé par les paquets énergie (mise en place du marché intérieur 1996-2000, le deuxième paquet énergie 2000-2007, le troisième paquet énergie 2007-2011,prochaine étape Energy 2020), et comparer la procédure juridique du procès de la libéralisation des marchés énergétiques en examinant leurs législations en vigueur et leurs modifications pendant l'implémentation des directives énergétiques européennes. / The liberalization of energy markets is primary objective for each member and candidate State of the European Union. In order to achieve an internal energy market, European Commission set up three energy packages for electricity and gas market complete opening up to the competition step by ste^p. For a better understanding of the energy legislations and policies in France and in Turkey, it is essential to have a main knowledge related to the organisation and operation of their electricity and gas markets from the beginning by examining the institutions and monopolistic companies such as EDF, TEK, GDF, BOTAS, and their historical evolution period until the european energy directives implementation. Thereafter, it is prominent to examine chronologically every step of the liberalisation enforced by the energy packages (internal energy market 1996-2000, second energy package 2000-2007, third energy package 2007-2011, next step Energy 2020), and compare the legal procedure of the energy market liberalization process by analyzing their legislations in place and modifications during the european energy directives implementation process.