Ce rapport s'inscrit dans les travaux de prospective 'Transition(s) 2050' de l'ADEME et accompagne le feuilleton 'Transition(s) 2050: Mix electrique / Quelles alternatives et quels points communs?' contenant les grandes conclusions de l'ADEME sur ce sujet et decrit plus en details les systemes electriques des scenarios. Le rapport revient sur la structure du mix electrique et sa position dans le systeme europeen, sur les dynamiques et synergies d'investissements au niveau regional etant donne la structure du mix existant et la localisation des potentiels EnR, sur le role et l'utilisation des flexibilites (en particulier flexibilite de la demande et electrolyse) dans ces mix fortement renouvelables, et enfin sur des complements d'analyse economique des systemes electriques envisages. Les resultats presentes dans ce document s'appuient sur des modelisations horaires du systeme electrique sur la periode consideree, pour plusieurs scenarios climatiques. L'ensemble des hypotheses technico-economiques et choix de modelisations sont presentes dans le cahier d'hypothese publie simultanement. Pour completer l'analyse, plusieurs trajectoires complementaires a celles realisees dans le cadre de Transition(s) 2050 ont ete produites, notamment sur la repartition regionale des EnR et sur la structure du mix electrique du scenario S3. Plusieurs resultats cles ressortent de ces analyses: - Si le bilan exportateur net est presque nul en 2050 pour l'ensemble des scenarios, les echanges avec les pays voisins s'intensifient d'ici 2050 pour optimiser l'emploi des capacites EnR de part et d'autre de la frontiere. - Sous l'impulsion du developpement des EnR, la repartition regionale de la production d'electricite est plus decentralisee en 2050 qu'en 2020 dans tous les scenarios. Le developpement du reseau interregional est necessaire dans tous les scenarios, et il doit etre pense conjointement au developpement des EnR. - Une installation regionale des capacites EnR fondee uniquement sur les meilleurs LCOE conduit a augmenter significativement les besoins de reseau (+17% pour S1 en 2050, + 8% pour S3EnR Offshore) et les besoins de flexibilite pour absorber localement les productions EnR (+ 4 GW de batteries pour S1 en 2050, + 8 GW pour S3EnR Offshore). A l'inverse, l'optimisation economique prenant en compte tout le systeme incluant le reseau, conduit a une repartition des capacites sur le territoire minimisant les couts pour la collectivite. - L'installation des moyens de flexibilites (batteries, electrolyseurs flexibles, centrales a gaz) dans certaines regions prioritaires, a determiner conjointement aux deploiements EnR, permet a la fois de contribuer a l'equilibre offre-demande national et d'integrer les EnR a l'echelle regionale, en limitant le besoin de renforcement du reseau. - Le bon fonctionnement des systemes modelises repose sur la mobilisation de toutes les flexibilites disponibles. Les flexibilites de la demande (en particulier charge intelligente des VE et electrolyse) apparaissent comme un element indispensable pour la bonne integration de la production PV. - Les electrolyseurs exploitent les potentiels renouvelables sans peser sur les periodes critiques. Les electrolyseurs flexibles produisent avec des taux de charge de 25 a 30% en 2050 dans l'ensemble des scenarios. - Le prix de marche de l'electricite augmente dans tous les scenarios d'ici 2050, lie a l'augmentation prevue des prix du gaz et du carbone, et s'approche du cout complet de l'electricite, le systeme etant moins surcapacitaire qu'en 2020. Cette augmentation des prix, decorrelee des couts de production, suggere une evolution substantielle de la repartition du surplus collectif entre producteurs et consommateurs. Le cahier d'hypotheses joint au rapport vise a decrire la methodologie et les choix d'hypotheses et de donnees pour les modelisations et simulations realisees, notamment pour les simulations de trajectoires du systeme electrique considerees dans le projet Transition(s) 2050