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Les réseaux de distribution français connaissent une forte augmentation des raccordements d’actifs de production d’énergies renouvelables ainsi qu’une hausse structurelle de la pointe de consommation susceptibles d’engendrer des contraintes sur les infrastructures et, donc, des besoins de renforcements.
En parallèle, le développement de gisements de flexibilités décentralisées, stimulé par les mécanismes déjà existants pour la gestion de l’équilibre offre-demande (EOD) et celle des contraintes sur le réseau public de transport (RPT), et la baisse des coûts de certaines technologies offrent de nouvelles solutions alternatives aux renforcements pour les gestionnaires de réseaux de distribution.
Une étude menée par la CRE et publiée en 2016 avait pour objectif d’analyser une quinzaine de « cas d’étude », qui sont des situations types de contraintes se voulant illustratives, afin de quantifier la valeur potentielle nette unitaire de la flexibilité sur les réseaux de distribution et les rationnels économiques sous-jacents. Elle a montré de façon théorique que le recours à la flexibilité pouvait avoir une valeur nette positive pour la gestion des réseaux de distribution, dans certains des cas d’étude décrits.
L’objet de la présente étude est de compléter et poursuivre l’analyse précédente, afin de déterminer la valeur nationale de la flexibilité pour les réseaux publics de distribution (RPD) à l’échelle de la France métropolitaine continentale, d’analyser les différents mécanismes de mobilisation et de valorisation de la flexibilité à l’échelle locale, et enfin d’apporter un éclairage sur l’articulation entre les différents services potentiels de flexibilité et les mécanismes nationaux existants, ainsi que sur les effets d’aubaines envisageables.
Crédit photo : Raul Petri sur unsplash