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Réseaux électriques intelligentsValeur économique, environnementale et déploiement d’ensemble

JUIN 2017

Contribution de RTE

SYNTHÈSE

Réseaux électriques intelligents : valeur économique, environnementale et déploiement d’ensemble - 2

LE CONTEXTE

POURQUOI LES SMART GRIDS ?

chauffe-eau) à un système informatique qui permet à un agrégateur, un fournisseur ou un gestionnaire de réseau d’y avoir recours avec une réactivité de quelques secondes.

Il existe en France de nombreuses entreprises pouvant contribuer à ces solutions. Les pouvoirs publics ont sou-haité depuis 2013 engager un travail de structuration de cette filière. Cette démarche est désormais intégrée au sein de l’association Think Smart Grids.

Le déploiement des smart grids peut être un facteur de réduction de la facture énergétique et environnemen-tale. Pour cela, les soutiens publics doivent être orientés vers les filières les plus prometteuses.

Pour réussir la transition énergétique, c’est à dire inté-grer davantage d’énergies renouvelables, faire face à des flux électriques différents, et s’adapter à des profils de consommation qui évoluent, etc., le système élec-trique actuel doit devenir plus flexible.

De nouvelles solutions techniques (smart grids, ou réseaux intelligents) existent pour gérer ces enjeux. Ces solutions permettent d’améliorer la prévision des évo-lutions de court-terme ayant un impact sur le système électrique ou d’adapter en temps réel la demande d’élec-tricité, la production (notamment éolienne ou solaire), et l’état du réseau.

D’un point de vue pratique, elles consistent souvent à connecter (via un réseau télécom/Internet) des objets du système électrique (une ligne électrique haute-tension, une éolienne ou un panneau solaire, mais aussi un véhicule électrique, un radiateur ou un

Le contexte du rapport

En juillet 2015, un premier rapport a été présenté par RTE et ses partenaires (ADEME, ANCRE, CRE, DGE, EDF, Engie, Enedis, GE, G2ELab, Schneider Electric, URM). Ce rapport définissait une métho-dologie pour évaluer l’apport des smart grids sur le plan de l’économie, de l’environnement, et de l’emploi. Il identifiait certaines fonctions dont le déploiement semblait prometteur vu leur potentiel avéré et des bénéfices attendus pour la collectivité.

En novembre 2015, les Ministres de l’énergie et de l’économie ont mandaté un groupement composé de RTE, de l’ADEME, de l’ADeEF et de ENEDIS pour poursuivre ces analyses. Ils ont confié à l’ADEME et RTE le pilotage de ces travaux.

Ceux-ci, pour ce qui concerne l’équilibre entre la production et la consommation ainsi que l’impact sur le réseau de transport, ont été réalisés par RTE en s’appuyant sur un groupe de travail ouvert à toutes les parties prenantes du système électrique souhaitant y contribuer.

Méthodologie et premiers résultats

VALORISATIONSOCIO-ÉCONOMIQUE des réseaux électriques intelligents

JUILLET 2015

3 - Réseaux électriques intelligents : valeur économique, environnementale et déploiement d’ensemble

Pour la première fois, des analyses ont été menées dans le but d’identifier le déploiement pertinent d’un ensemble de solutions smart grids : stockage par batteries ou par utilisation du potentiel hydraulique (STEP), pilotage de la demande dans le secteur industriel ou résidentiel, modu-lation de la puissance des éoliennes en fonction de l’état du réseau (écrêtement de production).

Il s‘agit d’une avancée importante par rapport à l’en-semble des études publiées jusqu’ici sur les smart grids, qui reposent sur des évaluations « solution par solution », consistant à analyser la valeur de chaque solution smart grids, de façon indépendante les unes des autres. Au contraire, les nouvelles analyses donnent un aperçu de la valeur des différentes combinaisons possibles : w elles prennent en compte les effets de concurrence

ou d’éviction entre les différentes solutions (entre l’effacement et le stocka ge, entre les batteries et les moyens hydrauliques) ;

w elles intègrent les conséquences d’un « passage à l’échelle » et permettent de visualiser la profondeur des déploiements envisageables. Ainsi, il est possible de faire la distinction entre certains services associés à une très grande valeur mais pour des volumes très faibles d’une part, et l’espace pour d’autres services pouvant être associés à un déploiement plus impor-tant mais avec une plus faible valeur unitaire.

En se basant sur le scénario nouveau mix du Bilan prévisionnel 2014 de RTE, l’espace écono-mique pour les smart grids pourrait atteindre 9 GW à horizon 2030. Dans ce cadre, les filières étudiées contribue-raient de manière importante à l’atteinte des objectifs publics (accroissement de la part des énergies renouvelables et diminution de la part du nucléaire dans le mix) de manière économique.

Ces résultats ne constituent pas des prévisions, mais représentent bien une aide à la décision, en éclairant des configurations possibles ainsi que leurs conséquences sur l’économie du système et les émissions de gaz à effet de serre.

CE QU’APPORTE LA NOUVELLE ÉTUDE DE RTE

LES HYPOTHÈSES STRUCTURANTES

L’analyse économique porte d’une part sur la valeur « équi-libre offre-demande » (sécurité d’approvisionne ment, participation aux marchés, équilibrage offre- demande court-terme) et d’autre part sur la valeur « réseau ».

L’analyse de la valeur « réseau » des flexibilités constitue un défi spécifique, dans la mesure où elle repose sur l’analyse de situations locales hétérogènes (le déploie-ment dans une zone très contrainte présente plus d’in-térêt, et a donc davantage de valeur, que dans un autre territoire moins contraint). RTE a donc développé une méthode basée sur de multiples cas types représenta-tifs (28 situations caractéristiques de réseau) permet-tant de refléter la diversité des configurations locales du réseau de transport et sur la base desquels, il est pos-sible de tirer des enseignements à l’échelle nationale. Cette méthode permet de saisir les principaux ordres de grandeur associés à la valeur « réseau » d’un déploie-ment généralisé de solutions smart grids, localisées à différents endroits du territoire.

Pour les différentes fonctions, les analyses prennent en compte :w les contraintes sur les gisements accessibles (notam-

ment pour l’effacement de consommation) ;w la croissance des coûts d’accès aux flexibilités ;w les effets d’un passage à l’échelle (décroissance de la

rentabilité avec le niveau de déploiement), et w les effets d’éviction et de concurrence entre les solu-

tions de flexibilité.

L’analyse environnementale intègre désormais le cycle de vie des matériels. À ce titre, elle permet de faire varier les résultats selon le lieu de fabrication des com-posants. Ce type d’analyse permet de répondre à des questions régulières, notamment pour ce qui concerne la fabrication des batteries.

Des analyses de sensibilité ont été réalisées sur diffé-rents paramètres structurants de l’analyse (coût des bat-teries, coût des équipements permettant le pilotage de la demande, etc.). Ainsi, les résultats sont présentés pour deux « états » de transition énergétique : une représen-tation de l’état actuel du système (« contexte actuel »), et une projection du système en 2030 (scénario « nou-veau mix », caractérisé par une part du nucléaire et des énergies renouvelables de respectivement 50 et 40 %).

/ CONTEXTE


LES RÉSULTATS

DÉPLOIEMENT GLOBAL DES SMART GRIDS

1. Même à l’horizon 2030, la gestion de la pointe électrique constitue le principal espace économique des flexibilités smart grids en France

À l’horizon 2030, la construction de nouveaux moyens thermiques (cycles combinés, turbines à combustion) est nécessaire pour compenser la diminution de la part du nucléaire, et ce malgré une forte pénétration des énergies renouvelables. Ces moyens sont notamment mobilisés lors des pointes de consommation.

Toute solution permettant de réduire ce besoin en investissement peut dès lors présenter un intérêt éco-nomique. C’est le cas des solutions de flexibilité smart grids. À titre d’exemple, les effacements de consom-mation sont particulièrement bien adaptés à la gestion de la pointe électrique. Il en va de même du stockage par batterie (les batteries se chargent durant la nuit et à la mi-journée, et débitent sur le réseau le matin ou le soir).

Les bénéfices qui en résultent sont importants, à hauteur des coûts d’investissement évités. Dans l’analyse de la valeur des smart grids à cet horizon, cette source de valeur domine.

Un tel résultat n’est pas intuitif. Selon le discours le plus répandu, les smart grids sont fréquemment asso-ciés à la gestion de l’intermittence journalière des ENR, ou au pilotage du réseau en temps réel. De tels besoins existent effectivement, et les études menées permettent de comptabiliser leur valeur économique. Celle-ci demeure pourtant moins importante que celle associée à la gestion de la pointe.

Il existe par ailleurs une valeur « de niche » très impor-tante pour les solutions de flexibilité smart grids sus-ceptibles de fournir des services système, c’est-à-dire de contribuer au réglage de la fréquence en temps réel, qui constitue un service technique très exigeant. Pour autant, le gisement pour de tels services est limité : il est impossible d’extrapoler à des gisements importants les rémunérations unitaires attendues sur les marchés de temps réel.

2. La place économiquement pertinente des solutions de flexibilité smart grids croît avec l’émergence des besoins pour assurer la sécurité d’approvisionnement

La valeur économique des smart grids dépend étroite-ment des autres choix de politique énergétique.

Dans le scénario prospectif envisagé pour 2030, les bat-teries et l’effacement évitent la construction de centrales thermiques de pointe. Plus le besoin pour de telles cen-trales existe, plus l’espace économique pour les smart grids se renforce).

Le besoin apparaît dès que la décroissance du nucléaire est, en puissance, plus importante que la contribution des renouvelables à la gestion de la pointe électrique.

Dans d’autres configurations, la valeur économique des smart grids serait différente. C’est, par exemple le cas dans le contexte actuel, dans lequel la valeur des nou-velles solutions est cantonnée aux gisements de niche déjà évoqués (services système).


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déploiementoptimisé desdifférentes fonctions

3. Ce besoin peut être couvert par un panachage des différentes solutions smart grids (stockage par batterie ou par STEP, modulation de la demande dans le secteur industriel ou résidentiel)

Avant la parution du rapport, les effets de « rivalité » entre fonctions smart grids n’avaient jamais été publi-quement étudiés.

Théoriquement, il était admis que ces fonctions, s’adres-sant aux mêmes gisements de valeur, pouvaient entrer en concurrence. L’éventualité que des ruptures techno-logiques massives interviennent sur l’une d’entre elles – le stockage par batteries par exemple – était considéré comme pouvant conduire à un effet d’éviction.

Les analyses montrent, au contraire, qu’un « panachage » des différentes fonctions peut constituer une solution optimale. Il s’agit d’un résultat fort de l’analyse, décomposé de la façon suivante :

w L’analyse « déploiement optimal » par rapport à celle « fonction par fonction » conduit à diminuer de 2 GW

Figure 1 / Niveaux de déploiement économiquement pertinents des différentes solutions de flexibilité smart grids

Effacement/modulation de consommation résidentielle (pilotage temps réel tous usages via boîtiers dédiés)

Effacement/modulation de consommation résidentielle (pilotage du chauffage via compteurs communicants)

Effacement/modulation de consommation industrielle et tertiaire

Batteries Nouvelles STEP

le volume de solutions smart grids déployées à l’hori-zon 2030. Cela valide l’intérêt d’une démarche globale.

w Il n’existe pas de cannibalisation par l’une ou l’autre des filières smart grids : dans le scéna-rio étudié, il est possible de déployer 1,3 GW de batteries, 1,7 GW de nouveaux projets de STEP, 700 000 foyers ont recours à l’effacement ponctuel de leur chauffage par l’intermédiaire des compteurs communicants et près de 300 000 foyers par l’inter-médiaire de « boîtiers » spécifiques pour des usages au plus proche du temps réel.

w En pratique, l’effet de concurrence joue donc sur-tout entre les filières smart grids et les moyens thermiques dont l’existence serait justifiée par le besoin de sécurité d’approvisionnement.

w Par ailleurs, plus le coût des technologies comme le stockage baisse, plus l’effet de substitution thermique/smart grids est important. Ce n’est donc pas au détriment des autres filières smart grids que jouerait en premier lieu cet effet de concurrence.

/ LES RÉSULTATS


4. Les flexibilités déployées – indépendamment de leur niveau de raccordement – peuvent réduire modérément les besoins d’investissement dans le réseau de transport

Les flexibilités, bien localisés sur le réseau, peuvent contribuer à la gestion des congestions. Ils réduisent dans ce cas les besoins de renforcement du réseau élec-trique. Les bénéfices pour le réseau de transport des différentes solutions de flexibilité dépendent des carac-téristiques propres à chaque solution : il n’y a pas de règle générale.

En particulier, la possibilité d’écrêter ponctuellement la production renouvelable en fonction de l’état du réseau constitue une solution très pertinente pour maîtriser les investissements dans les zones de forte pénétra-tion éolienne. On peut chiffrer à environ 25 M€/an les bénéfices associés pour l’ensemble du réseau de transport pour un volume d’énergie « écrêtée », très limité. Cela veut donc dire que l’utilisation de cette flexibilité est très utile pour le réseau mais sans incidence sur la part des EnR dans le mix électrique.

Pour les autres solutions de flexibilité, la valeur « réseau de transport » existe mais est nettement inférieure aux bénéfices associés aux services pour l’équilibre offre- demande. Cela renforce le besoin de disposer de mécanismes permettant de gérer de manière coor-donnée les besoins d’équilibrage du système et les besoins de gestion du réseau afin de permettre aux flexibilités d’être utilisées prioritairement là où elles sont le plus rentables.

5. Les bénéfices économiques pour la collectivité sont importants : le déploiement des smart grids peut s’effectuer dans l’intérêt du consommateur et pour accompagner la transition énergétique

S’il est réalisé de manière optimale, le déploiement des smart grids conduit à des économies importantes. Celles-ci peuvent être chiffrées à 400 M€/an à horizon 2030, au périmètre des solutions considérées. Les ana-lyses menées par RTE permettent de visualiser la contri-bution des différentes filières à ce résultat.

Ce chiffre correspond essentiellement aux investisse-ments évités dans de nouvelles capacités de produc-tion conventionnelles. Il s’agit d’un chiffre significatif en valeur absolue, mais qui doit être replacé dans son contexte : il correspond à environ 1 % des coûts totaux du système électrique.

Ces bénéfices ne peuvent pas être considérés comme des baisses à venir sur la facture d’électricité pour les consommateurs : il s’agit des bénéfices à dévelop-per les solutions smart grids, toutes choses égales par ailleurs. Certaines solutions smart grids, sont déjà en partie déployées sur le système électrique. C’est notam-ment le cas d’une partie du gisement d’effacement de consommation.

6. Le déploiement des smart grids permet de réduire de manière modérée les émissions du système électrique français, y compris en intégrant dans l’analyse, le cycle de vie des matériels

Le déploiement de l’ensemble des solutions de flexibilité smart grids engendre dans l’ensemble un effet baissier sur les émissions (0,8 MtCO2/an économisés, soit envi-ron 3 % des émissions annuelles du système électrique français).

Une part significative des bénéfices en termes d’émis-sions de gaz à effet de serre provient des solutions de flexibilité (stockage et effacements) qui peuvent four-nir des services système. En évitant de constituer ces réserves sur les groupes nucléaires, ces solutions per-mettent de maximiser ainsi la production électrique de ces centrales, et de réduire d’autant la production à base de combustibles fossiles.

Les nouvelles études intègrent le cycle de vie des batte-ries : il s’agit d’une évolution importante par rapport aux études précédentes.

Si elle ne constitue pas un effet de premier ordre dans l’analyse des résultats, la prise en compte du cycle de vie des batteries permet néanmoins de chiffrer les enjeux environnementaux liés à la localisation géographique de la fabrication des composants.


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Figure 2 / Bilan économique du déploiement global de solutions de flexibilité smart grids à l’horizon 2030 (en M€/an) – Hypothèses de référence sur les coûts des solutions

Coûts fixes des solutions smart grids Coûts d’utilisation des solutions smart grids Coûts de capacités de production évités Coûts de combustible et CO2 évités Coûts du réseau de transport évités

/ LES RÉSULTATS


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StockageÉcrêtement deproduction éolienne

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Batteries NouvellesSTEP

Effets deconcurrence

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Figure 3 / Bilan environnemental du déploiement global de solutions de flexibilité smart grids à l’horizon 2030 (en ktCO2/an)

Cycle de vie des solutions smart grids (et consommations électriques spécifiques) Émissions liées à l’utilisation des solutions smart grids (i.e. combustion des groupes électrogènes) Cycle de vie des capacités de production évitées Émissions liées à la combustion dans le parc de production thermique Cycle de vie du réseau de transport


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30 Hypothèse de coûtactuel des batteriesLi-Ion (2017)

Hypothèse de référencesur le coût des batteriesLi-Ion pour 2030

Figure 4 / Niveaux économiquement pertinents de déploiement des solutions smart grids et des moyens de production thermique pour différentes hypothèses de coûts des batteries Li-Ion dans le scénario Nouveau Mix 2030

Effacement/modulation de consommation résidentielle (pilotage temps réel tous usages via boîtiers dédiés)

Effacement/modulation de consommation résidentielle (pilotage du chauffage via compteurs communicants)

Effacement/modulation de consommation industrielle & tertiaire Batteries Nouvelles STEP Parc thermique (charbon, CCG, TAC)

RÉSULTATS DÉTAILLÉS

1. Stockage électrochimique : à terme, une solution qui n’est plus cantonnée à une niche et peut prendre la place de moyens de pointe thermiques

Dans les conditions actuelles, un développement « de niche » du stockage par batterie apparaît pertinent pour la fourniture de services système.

À l’horizon 2030, la baisse des coûts conduit à rendre pertinents des volumes plus significatifs de stockage par batteries. Celles-ci remplaceraient alors également des moyens de pointe.

Dans la mesure où l’évolution du coût des batteries est un objet de débats récurrents (par exemple dans la pers-pective d’une utilisation de batteries de seconde vie), RTE a souhaité tester la sensibilité des résultats aux hypothèses sur le coût des batteries. Cette analyse permet de saisir l’existence d’un point d’inflexion autour des valeurs généralement retenues comme des cibles crédibles pour 2030. Si la diminution du coût des batteries devait s’avérer plus importante, leur place sur le système électrique croîtrait dans de larges proportions.

Cette analyse permet de rendre compte de la nature et de la dynamique des effets de substitution : w la croissance du volume des batteries interviendrait

prioritairement au détriment de la construction de nouveaux moyens thermiques, et plus marginalement à la place de nouvelles STEP ;

w le développement de l’effacement ne serait que mar-ginalement affecté par la croissance du potentiel des batteries. En effet, le pilotage de la demande serait concentré sur des gisements qui demeurent compé-titifs dans tous les cas (sites de consommation très importants, process industriel adapté à la réalisation d’effacements, etc.).

Le bilan environnemental, tenant compte du cycle de vie des batteries est positif mais limité aux effets résultant de la fourniture de services système.

Enfin, le bilan environnemental est dégradé si les bat-teries sont fabriquées dans des pays où l’électricité est essentiellement produite à base de charbon (comme par exemple la Chine), la fabrication étant un procédé très intensif en électricité.

2. Effacement et modulation de consommation résidentielle : un déploiement tenant compte de l’hétérogénéité des consommateurs et des différents stades de développement de cette flexibilité

Dans un contexte de transition énergétique, la participa-tion active des consommateurs résidentiels aux besoins du système électrique est au cœur des préoccupations des pouvoirs publics français et européens.

Les solutions de pilotage de la demande résidentielle peuvent porter sur différents usages. Parmi ceux-ci, l’eau chaude sanitaire, le chauffage électrique, et la recharge des véhicules électriques ou hybrides rechargeables sont considérés en priorité (ils disposent a priori du plus fort

/ LES RÉSULTATS


Le niveau économiquement pertinent de développe-ment des différentes formes d’effacement/modulation de consommation industrielle et tertiaire est d’environ 3 GW dans le contexte actuel. Il est estimé à 5 GW à l’horizon 2030.

Ce niveau de développement est peu sensible aux évo-lutions possibles des coûts des autres smart grids : une part significative du gisement d’effacement indus-triel et tertiaire est compétitive dans tous les cas de figure.

Le bilan environnemental des différents gisements est très différencié selon les types d’effacements, mais dans tous les cas positif. L’analyse permet de restituer l’impact environnemental des différents formes d’effacement.

4. Commandabilité de la production éolienne : une option « sans regret » qui permet de maîtriser les investissements dans le réseau.

La commandabilité de la production éolienne apparait comme une solution incontournable pour accompagner la croissance des ENR. Elle repose sur l’arbitrage écono-mique entre la valeur de l’énergie écrêtée (qui doit être compensée pour maintenir l’équilibre offre-demande) et les coûts de renforcement du réseau.

RTE a déjà commencé à intégrer cette approche dans ses choix d’investissement. Les bénéfices résultent des coûts réseau évités, diminués des surcoûts de produc-tion pour compenser l’énergie écrêtée et des pertes supplémentaires occasionnées sur le réseau du fait de son moindre dimensionnement. Ils sont de l’ordre de 25 M€/an à l’horizon 2030.

Les volumes d’énergie écrêtée sont extrêmement faibles. Ils n’influencent en rien la part de la production d’éner-gies renouvelables dans le mix électrique.

L’impact environnemental est très légèrement négatif mais ne peut justifier de renoncer à cette solution, sauf à attribuer une valeur de plus de 1 000 € à la tonne de CO2.

Par ailleurs, la participation des installations éoliennes aux réserves d’équilibrage et à l’ajustement à la baisse présente un intérêt, du fait des contraintes pesant sur la baisse de production des autres moyens de produc-tion (délais, durée minimales, etc.). À l’horizon 2030, le bénéfice économique potentiel pour le système élec-trique se situe autour de 12 M€/an.

potentiel de flexibilité mobilisable avec un impact maî-trisé sur le confort des consommateurs).

L’analyse permet de distinguer trois « stades » de déve-loppement de cette flexibilité : w les dispositifs de gestion active de la demande dans le

secteur résidentiel qui sont déjà développés (notam-ment à travers le signal heures pleines - heures creuses) permettent de tirer une partie importante des bénéfices associés à la flexibilité sur les usages résidentiels ;

w les fonctionnalités des compteurs communicants en cours de déploiement permettront d’améliorer mar-ginalement la mobilisation de cette flexibilité. Le coût associé est réputé nul ou faible puisque la décision du déploiement de ces compteurs a déjà été prise par ailleurs ;

w au-delà, le déploiement de dispositifs spécifiques dédiés (les « boîtiers ») pour permettre un pilo-tage dynamique au plus proche du temps réel des usages résidentiels présente un intérêt éco-nomique pour un gisement limité, correspon-dant aux plus gros consommateurs résidentiels. Ces « gros » consommateurs sont estimés au nombre de 300 000 en tenant compte d’un critère d’éligibilité à cette démarche.

Comme pour le stockage, une analyse de sensibilité a été réalisée par rapport au coût complet des boîtiers (hors compteurs communicants) : w si, sous l’effet d’une rupture technologique ou de

l’émergence de modèles de mutualisation des maté-riels ou des gestes d’installation, ces coûts dimi-nuaient de façon importante, alors un déploiement de ces boîtiers auprès de près de 3 millions de foyers serait pertinent ;

w dans ce cas, le déploiement des boîtiers prendrait essentiellement la place des solutions de stockage par batteries.

Le bilan environnemental est positif. Il tient compte du cycle de vie des matériels et de leur consommation électrique en tant que tel. L’ampleur de ce bilan dépend fortement de l’hypothèse sur le taux de report des effa-cements sur le chauffage.

3. Gestion active de la demande industrielle et tertiaire : une option « sans regret » du déploiement des smart grids

Les capacités d’effacement/modulation de consommation de sites industriels et « gros » tertiaire présentent un inté-rêt important pour le système électrique, essentiellement à travers leur contribution à la sécurité d’approvisionnement.


LES SUITES

Les travaux d’évaluation socio-économique des solutions smart grids, restitués dans ce rapport, apportent un éclairage inédit sur les enjeux associés à leur déploie-ment dans le système électrique français. Ils permettent désormais d’évaluer niveau de déploiement pertinent des différentes solutions smart grids en tenant compte des effets de concurrence entre ces solutions pour l’accès aux gisements de valeur.

Pour autant, ces résultats ne constituent pas une image figée. Ils devront faire l’objet d’actualisation et de variantes sur la base d’évolution des scénarios pros-pectifs pour demeurer un outil d’aide à la décision utile dans la durée.

Le cadre méthodologique, testé avec succès, sera désormais intégré au bilan prévisionnel élaboré par RTE en application de la loi. Concrètement, cela signifie que les solutions smart grids étudiées (le stockage, les

différentes formes d’effacement) feront partie intégrante de la construction des futurs scénarios long-terme. Ceux-ci seront établis sur la base d’un « bouclage éco-nomique » qui permettra d’évaluer les déploiements éco-nomiquement pertinents dans les différents contextes prospectifs. Le prochain Bilan Prévisionnel sera publié à l’automne et conduira à de nouveaux scénarios, éclairés à différents horizons temporels et représentant un panel élargi des évolutions possibles du système électrique.

Une analyse sur les effets du déploiement des smart grids sur les réseaux de distribution a été publiée par l’ADEeF et ENEDIS en juin 2017.

L’analyse des effets sur l’emploi des déploiements des smart grids identifiés sera menée par l’ADEME, sur la base de ces résultats et de ceux publiés par les ges-tionnaires de réseau de distribution. Cette analyse est prévue à l’automne 2017.

/ LES SUITES

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