EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 1 Réserves et passage de lhiver Audition CRE 18 - 11 - 2003 Pratiques historiques : dimensionnement.

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1 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 1 Réserves et passage de lhiver Audition CRE 18 - 11 - 2003 Pratiques historiques : dimensionnement de la pointe ********

2 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 2 16 h J - 1 JMensuel Annuel Pluri- annuel Horizons & décisions P = C > 3 ans Gestion prévisionnelle J-1 Horizon des investissements Dimensionnement de la pointe Gestion prévisionnelle pluri- annuelle/ annuelle Parc fixé : gérer le parc existant A - Les pratiques historiques Equilibre offre demande aux différents horizons temporels Décider des plannings dentretien nucléaires et thermiques - Préparer la gestion des stocks hydrauliques et des effacements contractuels (EJP…) Démarrer les moyens nécessaires pour faire face aux aléas résiduels entre J-1 et J -aléa résiduel sur la demande -risque fortuit en production Quelle puissance nécessaire à construire ? Prévoir la demande Prévoir loffre Quel critère ? Pratiques historiques Présentation EDF Pratiques historiques Présentation RTE

3 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 3 A- Les pratiques historiques dimensionnement du parc de production : les aléas sur la demande En tendance, scénarii macro économique affinés par secteur dactivités En infra annuel : sensibilité à laléa climatique 56 chroniques historiques : 25 GW décart possible sur puissance de pointe en janvier 55 TWh décart maximal en énergie

4 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 4 A- Les pratiques historiques dimensionnement du parc de production : les aléas sur loffre HYDRAULIQUE : 40 Chroniques dhydraulicité historiques : 20 TWh décart possible entre années extrêmes THERMIQUE : Prévisions durées dentretien & taux dindisponibilité fortuite des centrales existantes et nouvelles

5 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 5 A - Les pratiques historiques : dimensionnement du parc paysage de qualité Puissance à construire calée pour atteindre un paysage physique de qualité sur ces 560 scénarii : Une fréquence de défaillance dune année sur dix; Ce qui donne une espérance de durée de défaillance annuelle de lordre de 4h Simulation de léquilibre sur 560 scénarii annuels obtenus par croisement De chroniques historiques climatiques et dhydraulicité De tirages aléatoires sur la disponibilité des centrales Critère calé début des années 1990 Validation en CA dEDF Calage après réunion ad hoc avec la DIGEC

6 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 6 Au critère physique est associé un coût implicite de défaillance qui traduit larbitrage économique entre investir et accepter de délester : Coût implicite de défaillance (9000/MWh) * espérance de durée de défaillance = coût danticipation du moyen de pointe A - Les pratiques historiques : dimensionnement du parc paysage de qualité et coût de défaillance Défaillance 4 heures On recherche la cohérence de ce coût implicite avec la valorisation explicite de la défaillance (préjudice subi par la clientèle en cas de coupure) - Avant 1990, valeur de la défaillance explicite entre 5 et 20 F/kWh … qui a conduit à un paysage physique jugé inacceptable - Calage du critère physique de 1 année sur 10 en 1990 … qui conduisait à une valorisation implicite de la défaillance à 130 F/kWh décalée par rapport aux valorisations explicites alors autour de 40- 50 F/kWh - Réconciliation au milieu des années 90 entre 60F/kWh (9000/MWh) et le critère 1 année sur 10 (du fait de lévolution des coûts de la pointe et de la modélisation affinée de laléa de demande).

7 EDF – Audition CRE - 18-11-2003 – Pratiques historiques 7 A- Les pratiques historiques paysage de qualité Paysage de défaillance à parc ajusté : 10 % de scénario avec défaillance – 40 heures en moyenne environ sur ces scénarios soit 4 heures environ en espérance Paysage de défaillance : probabilité d'occurrence des chroniques défaillantes, par durée de défaillance de la chronique 0.00% 0.50% 1.00% 1.50% 2.00% 2.50% 3.00% 3.50% 0-10 h 10-20 h20-30 h30-40 h40-50 h50-60 h60-70 h70-80 h80-90 h 90-100 h 100-110 h110-120 h120-130 h130-140 h140-150 h150-160 h160-170 h170-180 h180-190 h190-200 h Durée de défaillance Probabilité Dont 1 % avec des durées supérieures à 100 heures