Lundi 13 mars 2006 Direction Optimisation Amont-Aval & Trading / Comité des Risques : Contrat Martigues 1 Comité des risques DOAAT Lundi 13 mars 2006 Contrat

Lundi 13 mars 2006 Direction Optimisation Amont-Aval & Trading / Comité des Risques : Contrat Martigues1

Comité des risques DOAAT

Lundi 13 mars 2006 Contrat Martigues


Contexte contractuel historique sur Martigues

Objectif initial de la contractualisation sur Martigues :

• Garantir à RTE la pérennisation du site pour faire face à ses besoins en région PACA pendant la durée du contrat

• La durée du contrat vise à garantir l’existence du site pour RTE jusqu’à la construction de la ligne 400 kV Boutre – Le Broc-Carros

• Le contrat permet à RTE d’accéder à la production de la centrale de Martigues dans le respect des contraintes environnementales imposées au site (dont la contrainte annuelle de rejet SO2)

Premier Contrat en 2003 :

EDF avait argumenté « sans vos besoins, on ferme… »• Le contrat couvre la totalité des charges de la centrale (PF calée ex ante

pour couverture charges fixes et variables payés sur factures) • Martigues programmée par RTE est donc « écarté » du périmètre

d’optimisation d’EDF• EDF restitue à RTE la valeur de la production aux conditions du

marché et la recette associée à la participation aux services système ;


Contrat actuel : principes sous-jacents

Contrat Avril 2004 Mars 2006 consécutif à l’appel d’offre lancé par RTE :

• Garantie d’une énergie annuelle en propre pour RTE (662 GWh) et d’une énergie partagée (306 GWh, en 1er arrivé / 1er servi) : Martigues redevient donc « accessible » sous contrainte à EDF pour ses besoins propres.

• Incitation à la disponibilité : le paiement de la prime fixe mensuelle est fonction de la disponibilité (bonus jusqu’à 10 %, malus jusqu’à 100 %)

• Une structure prime fixe / prix proportionnel du contrat qui vise à assurer ex ante la couverture de la totalité des coûts associés à la centrale.

Prime fixe :

• EDF a estimé a priori les recettes anticipées associées : Au placement sur le Marché de la production de Martigues ; À la rémunération des services système programmées sur Martigues.

• PF calée pour recouvrir « total des charges fixes » - « recettes anticipées »NB : une rémunération du capital de 7,5 % par an est intégrée dans les charges à recouvrer.

Part variable : charges variables facturées à RTE au « prix coûtant » (hors CO2)

• EDF garde la responsabilité d’approvisionnement du site et conserve les risques/bénéfices constatés dus à l’amélioration des taux de rendement et de rejet SO2.

EDF n’argumente plus « on ferme »… un contrat de « location de la centrale » aux conditions d’un actif régulé


Contrat actuel : construction financière de l’offre

L’équilibre financier du contrat actuel a été déterminé selon les hypothèses suivantes :

• Placement sur le marché par EDF de l’énergie partagée avec RTE (306 GWh) lors des premiers trimestres 2005 et 2006

• Estimation de la valeur marché basée sur les prix forward de l’électricité vus de 2004• Un taux annuel d’indisponibilité de 7,1 %• Un planning d’arrêt programmé pour entretien figé sur 2 ans

Insérer schéma graphique conduisant à la prime fixe annuelle de 28,7 M€ en décomposant le graphique en :

Charges d’exploitation / centrales / impôts/ amortissements / rémunération K /

Recettes Marchés EDF / C209 / Bonus et DMO / décotes de négociation


Problématique CO2

Traitée par Avenant n°3 « CO2 » (en cours de finalisation) ;

• Il permet d’avoir un cadre permettant d’imputer à RTE les enjeux associés à ses propres émissions (à défaut, RTE n’est juridiquement redevable de rien à l’égard d’EDF) ;

• Il détermine le cadre explicite de gestion contractuelle des émissions de CO2 sur Martigues entre RTE et EDF qui doit être retenu dans le contrat 2006-2007.

• Cet avenant permet à EDF de conserver le bénéfice de la règle de 1er arrivé /1er servi en terme d’utilisation du quota annuel alloué au site de janvier 2005 à mars 2006 ;

• Il permet à RTE de gérer en inter-annuel les émissions qui lui sont imputables ;• Quelques chiffres :• Au titre de 2005, RTE est redevable de 270 000 quotas à EDF. Il remplira cette dette

en utilisant par anticipation le stock résiduel de 2006 et paiera le solde au prix de marché du CO2.

• RTE dispose d’un stock CO2 de 550 000 quotas pour ses appels du 01 avril 2006 à fin 2007 (environ 670 GWh)


Contrat actuel : Un équilibre constaté très favorable pour EDF

Effets positifs constatés lors de l’exécution du contrat :

• Taux de Disponibilité très élevé des tranches ; Chiffres Bonus élevé

• Taux de rendement énergétique et taux de rejets SO2 meilleurs que les taux normatifs contractuels ;

• Prix de marché de l’électricité en forte hausse : Combiné à un effet volume : Placement sur le marché par EDF d’un volume

de production sur Martigues largement supérieur aux volumes valorisés ex-ante lors de la construction du contrat :

385 GWh sur neuf mois en 2004 (0 GWh valorisés sur la période)

660 GWh en 2005 (306 GWh valorisés sur Q1 2005) ;

Des appels importants par EDF sur le premier trimestre 2006. Gains de substitution importants apportés par la participation des tranches

de Martigues aux réglages de la fréquence (Services Système) valeur de substitution sur 21 mois (14,7 M€) pour une valeur du service de

4,6 M€ aux conditions du contrat 209 (et une décote d’origine de 0,9 M€ sur la période)


Contrat actuel : Bilan d’avril 2004 à décembre 2005

Insérer 3 schémas graphiques parallèle pour mettre en regard l’équilibre vu de 2004 sur 21 mois et le réalisé (avec gains de substitution C209 ou valorisation à 14,6 par h.MW)

Dessous : présentation en parallèle de la rémunération du K attendue sur 21 mois et le solde calculé selon les deux méthodes.

Précision sur la non-évaluation du premier trimestre 2006 (2004 : énergie appelée et valeur marché espérée ; 2006 : énergie appelée …)


Négociation d’un nouveau Contrat d’avril 2006 à fin 2007 (1/)

RTE a demandé la re-négociation de gré à gré d’un nouveau contrat Martigues

La période d’application visée par ce contrat est :

• 01 avril 2006 31 décembre 2007 Le dispositif CO2 à compter du 01 janvier 2008 est inconnu ; Le stock annuel d’émission SO2 devrait baisser début 2008 ;

Hypothèses de construction :

• Base contractuelle = version consolidée du contrat 2004-2006• Garanties en énergie identiques à celles de 2004• Planning d’arrêt arrêté d’avril 2006 à fin 2007 sur la base des derniers échanges

DOAAT - DPI• Récupération des données comptables et budgétaires nécessaires au chiffrage ;• Valorisation ex-ante de la valeur marché des appels d’EDF en tenant compte des coûts

associés aux émissions CO2 sur la base des prix forward arrêtés le 06 mars 2006 et des recettes associées aux Services Système:

Sur 2006 : compte tenu des appels déjà effectués en 2006 par EDF : placement marché de 60 GWh sur le 4ème trimestre 2006 (associé à un taux de souffre de 0,95 %)

Placement de l’énergie partagée par EDF sur S1 2007 (306 GWh) Placement de l’énergie dédiée à EDF et sans risque (110 GWh) sur Q4 2007



Chiffrage :

Insérer schéma de construction : schéma haut, raisonnable et basse avec mise en correspondance des degrés de liberté



Clauses en négociation

• À périmètre constant par ailleurs• EDF et RTE ont convenu l’ajout d’une clause permettant de donner de la

souplesse infra journalière sur le produit programmé par RTE en J-1 : Cadre d’application limité aux contraintes de production sur le site de

Tricastin dues aux températures de rejet dans le Rhône ; EDF évalue, suite à une demande de RTE, ses capacités de substituer la

production prévue sur Martigues par des moyens moins chers ; EDF restitue cette valeur à RTE en la bornant à la valorisation initiale Points en débat :

Possibilité de jokers (5 max. annuels ?) permettant à RTE d’étendre le champ d’application de cette clause

Confirmation que RTE accepte de limiter les engagements d’EDF associés aux services système à hauteur des participations initialement programmées, sans remettre en cause la rémunération de la prescription définitive d’EDF



Autres Clauses en négociation

• Actualisation des primes fixes et du prix variable• Indexation sur le prix fioul des coûts de démarrage et réduction de DMO

RTE devrait selon toute vraisemblance conditionner son accord à une justification au cas par cas des coûts réellement engagés par EDF à chaque couplage et réduction de DMO

Suite à proposition de RTE estimer si le risque associé à la non-indexation des coûts est suffisamment élevé pour ajouter par ailleurs un traitement opérationnel complexe de paiement au « juste coût » des services demandés par RTE

• Gestion des AND Inciter financièrement RTE à replacer des Arrêts Négociés à la Demande (AND)

demandées par le site et refusées par RTE Donner le droit à des AND suite à une utilisation importante d’une tranche par

RTE

• Précisions éventuelles sur les utilisations exceptionnelles de Martigues sur le MA pour d’autres raisons que les congestions « réseau » (« P=C », « Marges »)

• Précisions sur la gestion des Délais de Mise en Œuvre• Valoriser les demandes de fonctionnement dérogatoire de Martigues à l’initiative au prix

du combustible utilisé (TTBTS)• Définir un planning d’arrêt convenu sur la période du nouveau contrat• Précisions rédactionnelles sur le calcul du Kd et la clause « incidents graves »


Proposition de mandat de négociation au Comité des Risques

1. Validation de la construction de l’offre sur la base des principes de 2004

2. Point d’entrée de la négociation avec RTE sur les hypothèses suivantes :

• Part fixe annuelle de XXX k€ (avec clauses demandées par EDF)

3. Mandat de négociation :

Viser de conclure sur la base de la répartition des possibilités d’appel actuelles :

• Une part fixe annuelle minimale de YYY k€• Tout passage en-deçà de cette valeur nécessite un arbitrage et remettrait en

cause les hypothèses de construction

• Recherche de l’accord de RTE sur la clause AND suite à sollicitation forte • Valorisation de la clause pour EDF = 400 k€

• Deux clauses négociables contre la pression à la baise sur la prime fixe 5 « Jokers » hors Tricastin offerts à RTE sur la souplesse infra J Pas d‘indexation sur prix du fioul des coûts de démarrage

Si conclusion impossible,

• Etre prêt à accepter une baisse de la PF contre une diminution limitée des garanties de volumes pour RTE (une centaine de GWh)

4. Validation des signataires EDF : Ph Huet et B Dupraz pour le futur contrat et x pour l’avenant CO2


Comité des risques DOAAT

Lundi 13 mars 2006 Contrat MartiguesAnnexes


Contrat actuel : évolutions par avenant

Le contrat 2004-2006 a été modifié par trois avenants :

– Avenant n°1 « correctif » ;

– Avenant n°2 « Coût de démarrage et impact des essais programmés dans le calcul du taux de disponibilité » ;

• Cet avenant a permis de lever pour EDF le risque de perdre 2,4 M€ sur 2004 et de se prémunir d’un risque équivalent fin 2005 ;

• En contrepartie, EDF reverse à RTE les coûts de démarrage « trop-perçus » sur le Mécanisme d’Ajustement (environ 1,5 M€ sur deux ans)

–Avenant n°3 « CO2 » (en cours de finalisation) ;

• Il permet d’avoir un cadre permettant d’imputer à RTE les enjeux associés à ses propres émissions (à défaut, RTE n’est juridiquement redevable de rien à l’égard d’EDF) ;

• Il détermine le cadre explicite de gestion contractuelle des émissions de CO2 sur Martigues entre RTE et EDF qui doit être retenu dans le contrat 2006-2007.

• Cet avenant permet à EDF de conserver le bénéfice de la règle de 1er arrivé /1er servi en terme d’utilisation du quota annuel alloué au site de janvier 2005 à mars 2006 ;

• Il permet à RTE de gérer en inter-annuel les émissions qui lui sont imputables ;• Quelques chiffres :• Au titre de 2005, RTE est redevable de 270 000 quotas à EDF. Il remplira cette dette en utilisant par

anticipation le stock résiduel de 2006 et paiera le solde au prix de marché du CO2.• RTE dispose d’un stock CO2 de 550 000 quotas pour ses appels du 01 avril 2006 à fin 2007 (environ 670

GWh)

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