Analyse micro-économique des mécanismes de subvention à la production d'électricité éolienne et solaire

The deployment of intermittent renewable energy is supported by public authorities in many countries, particularly in Europe, through production support mechanisms. Increasingly, these take the form of subsidy contracts that are awarded through competitive bidding to projects that bid the lowest amount of subsidy in an auction. These mechanisms vary over time and across jurisdictions, particularly with respect to the design of the contract that determines the subsidy paid, which can range from a fixed feed-in tariff to a system of pure feed-in premiums to more complex systems of sliding feed-in premiums. The design of these contracts has consequences on the incentives transmitted to the developers of renewable power plants, consequences on the risk borne by investors, and can sometimes open the way to strategic behavior detrimental to the objectives pursued by the public authorities. This thesis attempts to analyze these different dimensions through a microeconomic modeling of the behavior of firms subsidized to develop solar and wind power plants, using tools from contract theory and auction theory. Elements of quantification are introduced through bottom-up modeling of the electricity system and the production of wind and solar power in France.In particular, the location of power plants or technical choices (e.g., the types of wind turbines to be installed, the orientation of solar panels) depend on how exposed (or not) firms are to price signals from electricity markets. These price signals induce firms to place a higher value on projects that are likely to produce when electricity is most expensive, provided that their revenues depend on market electricity prices. This is the case with feed-in premium systems, but not with fixed feed-in tariffs. Although significant, the role of these incentives must be weighed against the increased risk to firms created by exposure to market electricity prices, which is likely to be reflected in higher risk premiums that will be factored into the bids submitted in the auction that determines the level of subsidy. Simulations of the electricity system presented in this paper show that in France in the late 2010s, the increase in risk premiums that would result from a pure feed-in premium subsidy scheme is an order of magnitude higher than the welfare gains that would result from better incentives for developers. However, some systems of sliding feed-in premiums can keep the risk for investors low while improving the incentives for developers, as long as these systems are well designed (which is not true of all systems in place in Europe today). However, the growing share of intermittent renewables in the electricity mix may change these conclusions in the longer term.Although risk limitation for investors is found to be an important issue in the design of subsidy contracts, this paper also highlights the pitfalls of trying to insure investors against the production risk of their projects (which depends, inter alia, on weather conditions): it is shown that contract designs aimed at insuring against this risk are very likely to induce strategic behavior on the part of developers that would lead to additional costs and/or inefficiencies in the development of renewable energy. This observation applies in particular to the mechanism used by France for offshore wind in the early 2010s.Le déploiement des énergies renouvelables intermittentes est soutenu par les pouvoirs publics de nombreux pays, particulièrement en Europe, via des mécanismes de subvention à la production, souvent sous la forme de contrats de subventions accordés par appels d’offres. Ces mécanismes, et en particulier le design des contrats qui déterminent la subvention versée, varient dans le temps et suivant les juridictions : ils peuvent aller d’un tarif d'achat fixe à un système de primes de marché en passant par des systèmes plus complexes de compléments de rémunération. Ce choix a des conséquences sur les incitations transmises aux développeurs de centrales renouvelables, des conséquences sur le risque supporté par les investisseurs, et peut parfois ouvrir la voie à des comportements stratégiques nuisibles aux objectifs poursuivis par les pouvoirs publics. Cette thèse s’emploie à analyser ces conséquences à travers la modélisation microéconomique du comportement des firmes subventionnées pour développer des centrales solaires et éoliennes, en mobilisant des outils de théorie des contrats et de théorie des enchères. Des éléments de quantification sont apportés par la modélisation technico-économique du système électrique et de la production d’électricité éolienne et solaire en France. Les choix de localisation des centrales ou les choix techniques (ex. : modèles des turbines éoliennes installées, orientation des panneaux solaires) dépendent notamment de la manière dont le revenu des firmes dépend (ou non) des prix des marchés de l'électricité. Si c’est le cas, comme avec un système de primes de marché mais pas avec des tarifs d’achat fixes, les firmes sont incitées à accorder une plus grande valeur aux projets susceptibles de produire au moment où l'électricité est la plus chère. Bien que significatif, le rôle de ces incitations est à mettre en regard des risques accrus que génère l’exposition aux prix de marché pour les firmes. Ces dernières exigeraient des primes de risques plus élevées en compensation au travers des appels d’offres. Des simulations présentées dans cette thèse montrent qu'en France, aujourd'hui, cette augmentation des primes de risques suite à l’adoption de primes de marché serait d'un ordre de grandeur supérieur aux gains de bien-être résultant des meilleures incitations fournies aux développeurs. Cependant, certains systèmes de complément de rémunération permettent de limiter le risque pour les firmes tout en améliorant les incitations qui leur sont fournies, à condition que ces systèmes soient bien conçus (ce qui n'est pas toujours le cas des systèmes en place en Europe aujourd'hui). La part croissante des énergies renouvelables intermittentes dans le mix électrique pourrait cependant modifier ces conclusions à plus long terme. Bien que la limitation des risques pour les investisseurs apparaisse comme un enjeu majeur du design des contrats de subventions, cette thèse met également en évidence un écueil qui consisterait à vouloir assurer les investisseurs vis-à-vis du risque lié à la production de leurs projets (qui dépend notamment des conditions météorologiques): il est montré que des contrats visant à assurer vis-à-vis de ce risque sont susceptibles d'induire des comportements stratégiques de la part des développeurs, qui entraineraient des surcoûts et/ou inefficacités dans le développement des renouvelables. Ce constat s'applique en particulier au mécanisme utilisé par la France pour l'éolien en mer au début des années 2010