# Note méthodologique

## 1. Question de gestion

Le modèle répond à quatre décisions liées : combien d'énergie le portefeuille consommera-t-il, comment couvrir cette consommation, quel coût complet doit être budgété et quelle provision protège le prix contre les risques résiduels ? La réponse est construite à la maille horaire puis agrégée par mois, énergie et architecture d'offre.

## 2. Périmètre et nature des données

Le portefeuille est entièrement synthétique : 245 000 sites électricité et 92 000 sites gaz. Les profils combinent effets calendaires, saisonnalité, thermosensibilité, usages résidentiels et professionnels et bruit autocorrélé. L'année de livraison est 2026 et la profondeur historique couvre 2024-2025.

Les ancrages publics ne sont pas mélangés aux hypothèses. Chaque paramètre est étiqueté comme :

1. **Public** : valeur directement issue d'une publication officielle.
2. **Hypothèse** : valeur de scénario modifiable, sans prétention de représenter un acteur réel.
3. **Modèle** : résultat calculé à partir des données et hypothèses.

## 3. Prévision de consommation

Les features comprennent cycles horaires et annuels, jour de semaine, week-end, jours fériés, température, HDD18, CDD22 et retards J-1/J-7. Trois modèles sont comparés sur 2026 hors échantillon : naïf J-7, Ridge et Histogram Gradient Boosting.

La métrique principale est :

`WMAPE = somme(|prévision - réalisé|) / somme(|réalisé|)`

Elle est complétée par RMSE et biais. Les intervalles P10-P90 utilisent les quantiles des résidus d'apprentissage. Cette approche est volontairement simple et auditable ; un déploiement réel utiliserait une validation temporelle glissante et une prévision météo disponible à la date de décision.

## 4. Courbes de prix et sourcing

La PFC électricité conserve un niveau calendaire 2026 de 63,9 EUR/MWh et une forme horaire intégrant pointes matin/soir, thermosensibilité et creux solaire. Le PEG gaz reprend les références mensuelles publiées pour 2026, dont la moyenne est 35,10 EUR/MWh.

Les stratégies candidates sont évaluées sur 20 000 scénarios corrélés de température, prix et volume. L'objectif minimise :

`E[coût] + lambda x (CVaR95 - E[coût]) + frais de transaction`

Les contraintes empêchent une couverture irréaliste : 70-95 % en électricité et 65-95 % en gaz. Le résiduel reste exposé au spot pour absorber forme, churn et erreur de volume.

## 5. Empilement des coûts

### Électricité

Le coût comprend énergie couverte et résiduelle, capacité, garanties d'origine, écarts d'équilibre, accès au marché, portage financier et mark-up de risque. La capacité est calculée à partir d'une puissance de référence froide P99 majorée de 7 %, multipliée par 4 401 EUR/MW.

### Gaz

Le coût comprend molécule PEG, transport-stockage, CPB, garanties d'origine biométhane, équilibrage, frais de marché et mark-up. Le CPB applique le coefficient légal 2026 de 0,0041 certificat/MWh PCS à la consommation éligible, multiplié par un prix de scénario visible.

## 6. Risque et provision

Le coût total de chaque scénario combine choc de prix et choc de volume corrélés. Le mark-up est défini comme la VaR 95 % de l'écart au coût attendu divisée par le volume prévisionnel. La CVaR 95 % est conservée comme mesure de sévérité de queue ; elle n'est pas additionnée au prix pour éviter un double comptage.

Risques couverts : prix résiduel, volume/température, forme, churn agrégé, équilibrage et attributs environnementaux. Risques non modélisés : défaut de contrepartie individuel, liquidité intraday détaillée, margin calls path-dependent, erreurs de mesure et changements réglementaires discrets.

## 7. Backtesting

Le premier modèle paramétrique utilise moyenne historique plus 1,645 écart-type. Il est volontairement conservé dans les outputs afin de montrer son diagnostic : les pertes sont asymétriques et la couverture initiale est insuffisante. La version retenue ajoute un plancher empirique P95 sur l'historique disponible et une marge de prudence de 5 %.

Le test de Kupiec vérifie l'hypothèse que le taux de dépassement est cohérent avec 5 %. Un p-value supérieur à 5 % signifie que l'hypothèse n'est pas rejetée ; cela ne prouve pas la qualité du modèle et doit être complété par un test d'indépendance et des analyses de stress.

## 8. Design d'offres

Le simulateur compare prix fixe, dynamique, flexibilité véhicule électrique, PPA solaire, autoconsommation résiduelle et offres gaz fixe/indexée/verte. Chaque architecture modifie simultanément le coût d'énergie, le risque conservé et le niveau de service. Les prix affichés sont indicatifs, hors réseau et taxes.

## 9. Gouvernance

Les résultats publiés sont générés une seule fois par le pipeline puis consommés par le workbook et le website via `web_payload.json`. Les contrôles vérifient volumes, somme des couvertures, absence de valeurs manquantes, réconciliation coûts x volumes, statut des checks SQL et absence de références éditoriales incompatibles avec un projet indépendant.