Projet personnel indépendant · France · 2026
Transformer une courbe de charge en coût, couverture et décision commerciale.
Un moteur reproductible reliant prévision gaz-électricité, stratégie de sourcing, empilement des coûts, VaR/CVaR, backtesting et simulation d'offres sur un portefeuille synthétique français.
Données portefeuille synthétiques · Ancrages publics au 11.07.2026
Executive Model Summary
MODEL CHECKS · PASSSites synthétiques
337 000
Volume prévu
2,691 TWh
Budget annuel
172,33 M€
Scénarios corrélés
20 000
as_of · 2026-07-11·France métropolitaine continentale
1,599 TWh
Volume électricité
1,092 TWh
Volume gaz
74,73 €/MWh
Coût complet élec.
50,35 €/MWh
Coût complet gaz
3,06 %
WMAPE élec.
4,64 %
WMAPE gaz
Étape 1
Prévoir
Calendrier, température, HDD/CDD, lags J-1/J-7.
Étape 2
Couvrir
Cal Base/Peak, Quarter-ahead/Month-ahead, résiduel spot.
Étape 3
Provisionner
20 000 scénarios corrélés, VaR et CVaR à 95 %.
Étape 4
Décider
Budget mensuel, architectures d'offre, contrôles opérationnels.
Données portefeuille synthétiques · Ancrages publics datés au 11.07.2026 · Prix hors réseau et taxes.
Prévision
Prévoir le besoin physique avant de couvrir le prix.
Comparaison de trois modèles sur le même découpage temporel. Le gain gaz important vient de la thermosensibilité explicite injectée dans le Gradient Boosting.
WMAPE par modèle et énergie
Plus la barre est basse, meilleure est la prévision.
ÉlectricitéGaz
Protocole
Entrées
Calendrier, HDD/CDD, lags J-1 & J-7, effets weekend.
Découpage
Train jusqu'à 2024, validation 2025, test hors échantillon.
Métriques
WMAPE, RMSE, biais moyen.
Modèle retenu
Gradient Boosting sur les deux énergies.
Électricité · 3,06 % WMAPE
-36,8 % vs naïf J-7
4,8377 % → 3,0596 % (WMAPE test).
Gaz · 4,64 % WMAPE
-75,1 % vs naïf J-7
18,6414 % → 4,6391 %. Gain porté par la thermosensibilité explicite.
Sourcing
Une couverture optimisée pour le coût moyen et la queue de distribution.
La stratégie combine des produits à terme et une part résiduelle spot, calibrée par optimisation moyenne-CVaR.
Allocation d'énergie · Électricité
Répartition en pourcentage du volume couvert.
65%
25%
10%
Cal Base
Cal Peak
Spot / résiduel
Objectif d'optimisation
Objectif = E[coût] + λ × (CVaR₉₅ − E[coût]) + frais
Le paramètre λ arbitre entre coût moyen et queue de distribution.
Coût énergie attendu
64,90 €/MWh
VaR 95 %
68,44 €/MWh
CVaR 95 %
69,97 €/MWh
Objectif optimisé
65,81 €/MWh
Coût complet
Du prix de marché au coût complet d'approvisionnement.
Chaque composante du coût est classée Public, Hypothèse ou Modèle. Le total reconstitue exactement le coût complet publié dans les KPI.
Empilement des coûts · Électricité
Contribution en €/MWh par composant.
Total · 74,73 €/MWh
Energie couverte + residuel spotModele
64,90 €/MWhOptimisation moyenne-CVaR
CapacitePublic
0,72 €/MWhRTE/CRE - prix 2026 et puissance de reference modelisee
Garanties d'origineHypothese
0,99 €/MWhPart verte x prix GO
Ecarts d'equilibrePublic
0,50 €/MWhCRE TRVE 2026
Acces marche et financementMixte
0,42 €/MWhFrais CRE + hypothese de portage
Mark-up risque VaR 95%Modele
7,20 €/MWh20 000 scenarios correles
Légende :PublicHypotheseModeleMixteReglementaire + hypothesePublic + hypothese
Budget annuel 2026
Répartition par énergie.
Total budget
172,33 M€
Électricité
118,67 M€
Gaz
53,66 M€
Budget mensuel 2026 — électricité + gaz
Empilé par énergie · en M€.
ÉlectricitéGaz
Risque & backtesting
Un mark-up doit être mesurable, puis confronté au réalisé.
La provision commerciale est confrontée au risque réalisé sur 36 mois. Le test de Kupiec évalue la couverture inconditionnelle.
Électricité
VaR 95 %
11,52 M€
CVaR 95 %
15,96 M€
Mark-up
7,20 €/MWh
Volume prévu · 1 599,2 GWh
Gaz
VaR 95 %
9,02 M€
CVaR 95 %
12,25 M€
Mark-up
8,26 €/MWh
Volume prévu · 1 091,8 GWh
Backtesting · exceptions VaR₉₅ sur 36 mois
Comparaison modèle initial paramétrique vs modèle recalibré.
Électricité· Kupiec p = 0,881
Cible · 5 %
Initial · 5/36 (13.89 %)Recalibré · 2/36 (5.56 %)
Gaz· Kupiec p = 0,400
Cible · 5 %
Initial · 4/36 (11.11 %)Recalibré · 3/36 (8.33 %)
Provision finale = max(seuil paramétrique, P95 empirique) × 1,05
Boundary du test
Le test de Kupiec vérifie la couverture inconditionnelle : il ne démontre ni l'indépendance temporelle des exceptions, ni la stabilité structurelle du modèle. Il doit être complété par une surveillance opérationnelle continue.
Cible
Taux d'exception 5 % à 36 mois
Statistique
Kupiec (unconditional coverage)
Seuil d'acceptation
p-value > 0,05
Offer Lab
Tester une architecture d'offre sans masquer le transfert de risque.
Chaque offre reconstitue prix indicatif = coût d'approvisionnement + mark-up risque + marge commerciale.
Trier par prix
| Offre | Énergie | Coût approv. | Mark-up risque | Marge | Prix indicatif | Design | Statut |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
Gaz Indexe PEG | Gaz | 49,50 €/MWh | 4,54 €/MWh | 4,50 €/MWh | 54,00 €/MWh | Indexation PEG; risque prix transfere | GO |
Gaz Fixe Serenite | Gaz | 50,35 €/MWh | 8,26 €/MWh | 4,50 €/MWh | 54,85 €/MWh | Couverture QA/MA + CPB | GO |
Gaz Vert 10% | Gaz | 50,52 €/MWh | 8,26 €/MWh | 4,50 €/MWh | 55,02 €/MWh | 10% GO biomethane | GO |
PPA Solaire Entreprise | Électricité | 65,70 €/MWh | 1,20 €/MWh | 4,50 €/MWh | 70,20 €/MWh | 45% PPA + residuel marche | GO |
Dynamique 15 min | Électricité | 73,58 €/MWh | 4,47 €/MWh | 5,30 €/MWh | 78,88 €/MWh | Signal spot; garde-fous et pilotage requis | GO |
Flex Mobilite | Électricité | 74,48 €/MWh | 5,91 €/MWh | 4,50 €/MWh | 78,98 €/MWh | Deplacement de 12% des pointes du soir | GO |
Essentiel Fixe | Électricité | 74,73 €/MWh | 7,20 €/MWh | 4,50 €/MWh | 79,23 €/MWh | Couverture 85-95%; prix stable | GO |
Autoconsommation Residuelle | Électricité | 76,53 €/MWh | 7,78 €/MWh | 4,50 €/MWh | 81,03 €/MWh | Cout unitaire residuel plus eleve; volume reseau -22% | GO |
Flex Mobilité
Déplace 12 % de la demande de pointe du soir.
PPA Solaire Entreprise
Couvre 45 % du besoin à 52 €/MWh + risque profil/résiduel explicité.
Autoconsommation Résiduelle
Réduit le volume réseau de 22 % mais élève le €/MWh résiduel.
Assumptions
Panneau pédagogique de scénarios.
Ajustez les hypothèses non-modèle pour visualiser l'impact sur le coût complet. Les résultats officiels du projet restent ceux du cas central.
Architecture & gouvernance
Pipeline reproductible, entrées tracées, sorties publiques.
Pipeline analytique
- 1Données horaires
- 2Features & forecasts
- 3SQL marts
- 4Hedge optimization
- 5Cost & risk
- 6Backtesting
- 7Offer simulator
- 8Public outputs
- Gradient Boosting pour prévision gaz/électricité
- Simulation Monte-Carlo · 20 000 scénarios corrélés
- Optimisation moyenne-CVaR pour les poids de couverture
- Génération des graphiques d'analyse
Checks
- Weights = 100 %PASS
- Budget reconcilesPASS
- Offer prices reconcilePASS
- Kupiec p-values > 5 %PASS
- SQL checks PASSPASS
Méthodologie & limites
Une lecture concise, avec formules et frontières explicites.
Découpage temporel strict (train ≤ 2024, val 2025, test hors échantillon). Variables : calendrier, HDD/CDD, lags J-1 et J-7, effets weekend. Trois modèles comparés (Naïf J-7, Ridge, Gradient Boosting) sur WMAPE, RMSE et biais.
Téléchargements
Rapport, modèle et package reproductible.
Les livrables sont servis directement depuis ce site, sans redirection vers GitHub.
PDF
Rapport complet
Méthode, résultats, limites et sources publiques citées.
Télécharger
XLSX
Modèle exécutif
Formules Excel transparentes, sorties Python documentées.
Télécharger
ZIP
Package reproductible
Python, SQL, notebooks, données synthétiques et tests.
Télécharger
MD
Note méthodologique
Référence audit-friendly, périmètre et hypothèses.
Télécharger
Code source
Explorer le dépôt analytique complet
Python, SQL, Excel, tests, données synthétiques et documentation versionnés sur GitHub.