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La transition du système électrique français à l’horizon 2030 : une analyse exploratoire des enjeux et des trajectoires / A. Rüdinger, M. Colombier, N. Berghmans, P. Criqui &#38; P. Menanteau. Paris : IDDRI, 38 p. (Study n°05/2017) http://www.iddri.org/Publications/Collections/Analyses/ST0517_AR%20et%20al._transition%20trajectoires%20scenarios.pdfDans le cadre d'une réflexion sur les trajectoires futures du système électrique français, cette étude propose un éclairage sur les enjeux structurels à moyen terme. La première partie analyse les principaux facteurs d’incertitudes qui conditionnent la transition du secteur électrique français sur les plans technique, économique et politique. La seconde partie présente une analyse exploratoire de quatre scénarios d’évolution du système électrique à l’horizon 2030, visant d'une part à évaluer les conditions de mise en cohérence de ces trajectoires, en tenant compte des objectifs politiques, et, d’autre part, à analyser leur capacité à répondre aux enjeux identifiés en première partie, ainsi que leur résilience vis-à-vis des facteurs d’incertitude qui persistent.La demande d’électricité en France : quels enjeux pour la transition énergétique ? / Nicolas Berghmans. Paris : IDDRI, 2017, 32 p. (Study n°6, 2017) http://www.iddri.org/Publications/La-demande-d-electricite-en-France-quels-enjeux-pour-la-transition-energetiqueCette étude identifie cinq enjeux clés liés aux consommations d’électricité à considérer pour le pilotage de la transition du système électrique français : l’articulation entre la stratégie de rénovation du parc de bâtiments et la consommation d’électricité l’intégration de la demande d’électricité provenant du développement des véhicules électriques le traitement de la « pointe » de consommation hivernale par des politiques de demande dédiées l’établissement des modèles économiques de pilotage des consommations d’électricité comme solution de flexibilité pour le système électrique l’impact de l’émergence d’un système électrique décentralisé, équilibré localement et couplé avec d’autres vecteurs énergétiques sur la nature de la demande adressée au réseau électrique.Le Winter Package : quelles ambitions pour quelle cohérence ? / Anna Creti, Jacques Percebois et Boris Solier. Chaire Economie du climat, 28 février 2017, 11 p. (Policy Brief #2017-01) http://www.chaireeconomieduclimat.org/publications/policy-briefs/policy-brief-2017-01le-winter-package-ambitions-coherence/Le « Clean Energy for all Europeans », plus connu sous le nom de «Winter Package», a été rendu public le 30 novembre 2016 et s’inscrit dans la ligne des trois Directives déjà en vigueur depuis 1996 et de divers textes publiés en 2015 et 2016, notamment le « Climate and Energy Package ». Son ambition est d’accélérer l’intégration des marchés de l’électricité en Europe en introduisant des règles de gouvernance plus solidaires, de poursuivre l’intégration des énergies renouvelables et les efforts portant sur l’efficacité énergétique, mais aussi de permettre au consommateur européen de mieux participer au marché et de bénéficier de droits plus importants.Le consommateur européen doit en effet pouvoir accéder à une énergie « propre, sûre et abordable. Toutefois les ambitions du document (plus de 1000 pages et 4000 pages d’annexes) sont modestes concernant l’instauration d’un prix élevé du carbone et certaines questions, comme l’impact d’une proportion élevée de renouvelables sur le fonctionnement du « merit order », ne sont pas soulevées. Les recommandations de ce « Winter Package » (WP) devraient être adoptées en 2017 pour une entrée en vigueur entre 2020 et 2021. Mais les objectifs recherchés ne sont pas toujours clairs et soulèvent parfois des questions de cohérence.Oil Benchmarks: what next? / Liz Bossley. Oxford Institute for Energy Studies, 2017, 6 p. (Oxford energy comment) https://www.oxfordenergy.org/publications/oil-benchmarks-next/For the trading community, 2017’s ‘IP week’ in London (20-23 February) was not just concerned with the forecast level of crude oil prices, but about how those prices are expressed, assessed ​and reported. Once again the security of international oil price benchmarks is a significant cause for concern.  In this comment, Liz Bossley argues that the problem at the core of the Brent market is that, if the contract was functioning as intended, there would be no need for a quality premia to be added to the price of BFOE. It is true that the introduction of the quality premia has increased the incidence of deliveries of Oseberg and Ekofisk into the BFOE contract and has provided the PRAs with sufficient data to continue to assess the prices of the four grades in the basket, markets do not exist just to provide data to PRAs: They exist to provide the necessary tools for companies to buy and sell physical oil and to manage their risk. It is argued that whether or not Troll ends up in the BFOE basket, this issue will not go away: Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk and Troll are all on a declining production trend, suggesting that more and increasingly disparate grades of crude oil will have to be added to the basket over time. The author recommends that the oil industry takes a step back and address the imperfection at the heart of the Brent basket mechanism otherwise the market will continue to forego the liquidity that could be enjoyed if Brent were functioning properly. She warns that the industry is not spoiled for the choice of other oil price benchmarks and therefore urges the players for cooperation and ingenuity in order to cure the Brent benchmark.