Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction consommation de l'énergie électrique

22/07/2015
Auteurs : Arnaud Brugier
Publication 3EI 3EI 2015-81
OAI : oai:www.see.asso.fr:1044:2015-81:13884
DOI :
contenu protégé  Document accessible sous conditions - vous devez vous connecter ou vous enregistrer pour accéder à ou acquérir ce document.
- Accès libre pour les ayants-droit
 

Résumé

Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction  consommation de l'énergie électrique

Métriques

18
6
419.21 Ko
 application/pdf
bitcache://657cfd4263ae444a903e936595e8917100bdaafe

Licence

Creative Commons Aucune (Tous droits réservés)
<resource  xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance"
                xmlns="http://datacite.org/schema/kernel-4"
                xsi:schemaLocation="http://datacite.org/schema/kernel-4 http://schema.datacite.org/meta/kernel-4/metadata.xsd">
        <identifier identifierType="DOI">10.23723/1044:2015-81/13884</identifier><creators><creator><creatorName>Arnaud Brugier</creatorName></creator></creators><titles>
            <title>Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction  consommation de l'énergie électrique </title></titles>
        <publisher>SEE</publisher>
        <publicationYear>2015</publicationYear>
        <resourceType resourceTypeGeneral="Text">Text</resourceType><dates>
	    <date dateType="Created">Wed 22 Jul 2015</date>
	    <date dateType="Updated">Mon 25 Jul 2016</date>
            <date dateType="Submitted">Fri 10 Aug 2018</date>
	</dates>
        <alternateIdentifiers>
	    <alternateIdentifier alternateIdentifierType="bitstream">657cfd4263ae444a903e936595e8917100bdaafe</alternateIdentifier>
	</alternateIdentifiers>
        <formats>
	    <format>application/pdf</format>
	</formats>
	<version>23786</version>
        <descriptions>
            <description descriptionType="Abstract"></description>
        </descriptions>
    </resource>
.

Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction/consommation... La Revue 3EI n°81 Juillet 2015 Thème 7 Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction consommation de l'énergie électrique ARNAUD BRUGIER Enseignant de sciences industrielles de l'ingénieur, option énergie Comité de lecture de La Revue 3ei brugier@iutsd.univ-paris13.fr Département Génie Industriel et Maintenance, IUT de Saint-Denis, Université Paris 13 1. Les étapes de l’intégration des EnR aux réseaux électriques1 1.1. Un préalable, le raccordement au réseau Le raccordement consiste à connecter l’installation de production au réseau d’électricité. Il est un préalable à l’accès au réseau, dont la transparence et l’aspect non-discriminatoire sont garantis par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Les installations de production d’énergie renouvelable (hydraulique, éolien, solaire, biomasse, etc.) doivent être raccordées à un réseau électrique public ou privé pour que l’électricité qu’elles produisent puisse être vendue, sur les marchés ou de façon contractuelle, notamment dans le cadre de mécanismes d’obligation d’achat ou d’appels d’offres, et pour que cette énergie puisse être utilisée par des consommateurs raccordés au réseau. 1.2. Un défi pour les gestionnaires de réseaux L’insertion massive des énergies renouvelables (EnR) sur les réseaux électriques pose des problèmes d’ordre technique, notamment pour les gestionnaires de réseaux. Le premier concerne la localisation des installations de production. L’intégration de la production décentralisée conduit à un fonctionnement bidirectionnel des réseaux traditionnellement conçus pour n’acheminer l’énergie que dans un sens, faisant émerger des besoins de renforcement. Le second relève de la gestion des moyens de production intermittents dans le système électrique. Pour des taux de pénétration inférieurs à 30 %, l’impact de la production intermittente reste limité et peut être pris en charge par le système électrique. En revanche, lorsque le taux de pénétration augmente, des déséquilibres peuvent survenir. En France, la dynamique de développement des installations de production d’électricité de sources renouvelables place en première ligne les gestionnaires de réseau de distribution chargés de raccorder les centrales et d’apporter des réponses à court, moyen et long termes pour garantir un fonctionnement sûr et économique du système électrique. Trois facteurs principaux influent sur l’apparition et l’intensité des contraintes :  l'impact sur le réseau est plus fort quand la production n'est pas corrélée avec la consommation (ce qui est souvent le cas pour le photovoltaïque) ;  le besoin d'investissements est plus élevé quand le développement se fait dans des zones peu denses où les réseaux de transport et de distribution sont dimensionnés au plus juste (cette situation est souvent rencontrée pour les centrales éoliennes qui sont implantées là où la densité de population est réduite) ;  l'ampleur des adaptations du réseau nécessaires pour l'insertion des installations de Résumé : c'est la publication dans la presse de plusieurs articles traitant du sujet et de deux rapports officiels du Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie6 puis de l'ADEME§6 qui a incité le comité de lecture de La Revue 3ei à aborder ce thème dans son nouveau numéro. Nous souhaitons donc rappeler ici les principes et technologies mis en œuvre dans les «smart-grids » à l'aide de ressources documentaires de la Commission de Régulation de l'Energie (CRE)1 mais aussi présenter les enjeux de l'autoconsommation et de l'autoproduction de l'énergie électrique et ce, principalement à partir de l'introduction du rapport du Ministère. Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction/consommation... La Revue 3EI n°81 Juillet 2015 Thème 8 petite taille en basse tension est très fortement dépendante de leur niveau de concentration. L’intégration des EnR sur les réseaux électriques nécessite une adaptation des infrastructures et de la gestion du système électrique. L’intermittence, le caractère non pilotable et un besoin de gestion de l’équilibre production/consommation à la maille locale constituent un défi pour les gestionnaires de réseau de distribution et imposeront une évolution de la gestion du système électrique. 1.3. Des solutions de « smart grids » Afin de faciliter l’intégration des EnR dans le système électrique, les réseaux devront être gérés de manière plus réactive, grâce aux technologies de « smart grids » ou réseaux intelligents. Ces technologies regroupent de nombreux outils et systèmes pour la gestion des réseaux (comptage communicant, stockage de l’électricité, modèles de marché, onduleurs et charges contrôlables, etc.). Les nouvelles technologies de l’information et de la communication interviendront également afin d’optimiser les flux d’énergie et, notamment, d’assurer l’équilibre « offre/demande ». En développant l’observabilité, la prévisibilité, le pilotage et la flexibilité, les « smart grids » permettront de mieux gérer l’intermittence des énergies renouvelables. Développer l’observabilité permettra de surveiller l’état du réseau à tout moment (défaut, congestion, variation de la tension, etc.), d’anticiper les incidents et de faciliter la prise de décision pour optimiser le réseau et le rendre plus sûr. La multiplication des capteurs, tels que les compteurs communicants, permettra ainsi de mesurer précisément les flux d’énergie sur le réseau et de maintenir l’équilibre et la stabilité du système. Les gestionnaires de réseaux européens développent actuellement les outils de prévision de la production renouvelable, afin de mieux gérer l’équilibre production/consommation et, ainsi, d’améliorer l’insertion de cette production sur les réseaux. Il s’agit de déterminer quelle part de la puissance totale maximale attribuer aux énergies renouvelables. (RTE et IPES / REE et le Cecre) La météorologie joue également un rôle prépondérant pour une meilleure intégration des énergies renouvelables aux réseaux. Les prévisions météorologiques permettent d’opérer des rapprochements statistiques et/ou corrélatifs entre l’aléa météorologique et la production. Ainsi, un faible écart entre les prévisions et la production sera satisfaisant pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande et, ainsi, préserver l’équilibre du système. Afin de mieux intégrer la production décentralisée sur les réseaux en respectant la stabilité et la qualité du système, des outils de contrôle et de pilotage ont été mis en place. Il s’agit d’interagir avec la production décentralisée :  en développant les fonctions d'automatisation (réglages de la tension et de la puissance, reconfiguration après défaut),  en agrégeant les productions décentralisées à travers une « centrale virtuelle » locale. La création de « centrales virtuelles » permet de s'affranchir en temps réel de l'intermittence grâce à la combinaison de marchés locaux de l'électricité et de couples matériels/logiciels assez habiles pour équilibrer, en temps réel, demande et production d'électricité,  en développant la gestion de la demande. Celle-ci permet, en incitant, par des signaux tarifaires, les utilisateurs des réseaux à limiter leur consommation en période de pointe et à consommer en période creuse, de mieux gérer l'équilibre production/consommation. Il s'agit de calquer la consommation sur la production d'électricité renouvelable. Etant donné que les quantités d'électricité produites et consommées doivent toujours être égales, que les EnR sont par nature intermittentes et qu'il est très difficile de stocker l'électricité, on efface ou on déclenche certaines consommations afin de préserver l'équilibre du système. Il faut alors concevoir des infrastructures de communication et de gestion des données pour intégrer la production décentralisée dans la conduite du système Les technologies de « smart grids » permettront de développer la flexibilité des réseaux et, ainsi, de gérer l'intermittence et la variabilité des énergies renouvelables. Les FACTS (« flexible alternative current transmission systems » – systèmes de transmission flexible de courant alternatif), les compensateurs statiques et les condensateurs permettent le transfert d'une plus grande quantité d'énergie sur les lignes électriques existantes tout en améliorant la stabilité de la tension et accroissent la résistance du réseau électrique aux oscillations de système et aux perturbations. Le stockage de masse et le renforcement des interconnexions apparaissent comme des solutions complémentaires aux FACTS pour améliorer la flexibilité du système électrique. En effet, en offrant la possibilités de lisser la production de pallier Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction/consommation... La Revue 3EI n°81 Juillet 2015 Thème 9 l’intermittence des EnR, ils permettront de mieux intégrer les énergies renouvelables au système électrique. 2. Expérimentations à l'échelle « d’îlots urbains »1 Dans son dernier ouvrage intitulé « la troisième révolution industrielle », l'économiste américain Jeremy Rifkin, anticipe un futur proche où chaque bâtiment pourra devenir à la fois producteur, consommateur, réserve (avec la batterie d'un véhicule par ex.), fournisseur d'énergie électrique, le tout via les réseaux intelligents (« smart grids » - mais ne devrait- on pas dire « smarter grids » tant le réseau actuel l'est déjà ?). Ce modèle « distribué et horizontal » est l'objet d'un grand nombre d'études et d'expérimentations. La CRE (Commission de Régulation de l'Energie) publie également sur son site dédié aux « smart-grids » (http://www.smartgrids-cre.fr) les définitions suivantes relatives aux « micro-grids », réseaux intelligents à l'échelle d'un ilôt urbain : Fig. 1 : le « micro-grid »1 Producteurs : les « micro-grids » sont alimentés par un ou plusieurs générateurs : installations de production d'électricité à partir de ressources renouvelables intermittentes (micro-turbines, éoliennes, centrale solaire PV, …) mais également installations de production conventionnelles. Les « micro-grids » permettent une gestion optimisée de la production d'électricité de source d'origine renouvelable à l'échelle locale. Ils permettent également de différer des investissements de réseaux, la proximité entre production et consommation rendant possible l'optimisation de l'acheminement de l'énergie. Cependant, dans le même temps, la production décentralisée induit des problématiques en matière de qualité d'alimentation et de stabilité du réseau. Expérimentation « micro-grid » producteurs : Smart ZAE à Toulouse. Raccordement au réseau : les « micro-grids » sont connectés au réseau public de distribution (cas des zones artisanales ou industrielles, des campus universitaires et des éco-quartiers) mais peuvent également fonctionner en mode iloté, en cas de défaut dans le réseau principal (cas des zones isolées ou des bases de vie). Le fonctionnement en mode iloté pose des questions techniques, mais également de modèle économique. De nouveaux mécanismes sont à étudier pour faciliter le développement de l'auto- consommation à une maille plus grande, celle de l'îlot ou du quartier par exemple, plutôt que celle de l'utilisateur individuel. Ces dispositifs seraient de nature à améliorer le synchronisme entre production et consommation à une maille locale, par exemple en incitant les consommateurs du « micro-grid » à déplacer leur consommation aux périodes de production locale d'électricité. Expérimentation « micro-grid » îloté : Kaw en Guyane et raccordé au réseau : iBATs en Suisse. Consommateurs : les « micro-grids » alimentent plusieurs consommateurs. L'objectif de déploiement d'un « micro-grid » est souvent de trouver une solution pour l'alimentation de consommateurs isolés ou pour parer à des situations climatiques extrêmes pouvant couper certains consommateurs du réseau principal pendant une longue période. Expérimentation « micro-grid » destinée à faire face à des conditions climatiques extrêmes : PAESI en Corse. Stockage : les « micro-grids » comportent des systèmes de stockage tels que des volants d'inertie, des super-condensateurs et des batteries qui permettent de stocker l'énergie produite qui n'est pas consommée instantanément et de la réinjecter au besoin sur le réseau. Le stockage permet également de lisser la production des énergies renouvelables intermittentes avant de l'injecter sur le réseau. Le stockage est un des défis technologiques à relever pour accélérer le déploiement des « micro- grids ». Les technologies de stockage devront progresser et leur prix devra diminuer pour qu'elles soient plus accessibles et plus rentables. La Commission de Régulation de l'Energie (CRE) lance d'ailleurs des appels d'offres pour l'équipement en Systèmes Electriques Insulaires (SEI) à destination des Zones Non Interconnectées (ZNI) – DOM, Corse... - qui réclament des solutions adaptées. Notamment avec Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction/consommation... La Revue 3EI n°81 Juillet 2015 Thème 10 des moyens de stabilisation du réseau grâce au stockage énergétique Expérimentation « micro-grid » testant l’îlotage grâce au stockage : Nice Grid à Carros. Voir aussi l'article dédié dans ce numéro de La Revue 3ei. On peut également évoquer ici le projet Pegase « Prévision des énergies renouvelables et garantie active par le stockage d’énergie » qui a pour objectif de répondre aux spécificités des réseaux électriques insulaires des départements d’outre-mer, et en particulier de celui de la Réunion. Le système électrique de la Réunion présente des spécificités par rapport aux grands systèmes continentaux. Le taux de pénétration des EnR intermittentes y est élevé et présente une croissance telle que celui-ci atteindra plusieurs fois par an, d’ici 2013, le seuil des 30 % de puissance produite intermittente par rapport à la puissance consommée. Le système électrique est, du fait de sa petite taille, intrinsèquement plus fragile que les grands systèmes interconnectés continentaux avec un risque de rupture plus important de l’équilibre instantané offre/demande, notamment lié à des variations brutales et de fortes amplitudes des ENR intermittentes. Le parc de production d’électricité comporte une part importante de moyens thermiques émetteurs de CO2 qui, sans moyens de prévision de l’intermittence EnR et de compensations par le stockage d’énergie, pourraient être plus fortement sollicités, annulant ainsi les gains environnementaux liés aux EnR. Neuf partenaires – Aérowatt, EDF EN, EDF R&D, EDF SEI, EP-LMD, Météo France, Sidec, l’Université de la Réunion ont conçu le projet Pegase, dont l’objectif est de développer les méthodes et outils :  de prévision court terme (jusqu’à 48 heures) et très court terme (jusqu’à quelques heures) de gabarits de production de parcs photovoltaïques et éoliens à partir de moyens de prévisions météorologiques ;  de gestion de l’information pour être en mesure de gérer l’ensemble des flux de données en temps réel et rendre le réseau électrique plus intelligent ;  de gestion du stockage d’énergie par batterie NaS (sodium-soufre) pour corriger les écarts de production avec la prévision photovoltaïque et éolienne tout en permettant des services à différents horizons temporels allant du transfert d’énergie (quelques heures) au réglage de fréquence (quelques secondes).  L’expérimentation Pegase participe donc à l’atteinte des objectifs suivants pour le système électrique réunionnais :  optimiser l’équilibre offre-demande ;  mieux intégrer les énergies renouvelables dans le mix de production de l’île ;  améliorer la stabilité du système électrique. Cette expérimentation a permis de coupler, pour la première fois en France, une ferme photovoltaïque et/ou éolienne (de 3 à 10 MW) avec un moyen de stockage par batterie NaS (1 MW) suivant un plan de production qui intègre la prévision de production. Elle permet aussi de tester une gestion foisonnée de plusieurs centrales renouvelables en temps réel, avec le stockage d’énergie. Autoproduction : les ENR décentralisées permettent de produire de l'électricité au plus près du consommateur. La notion de bâtiment à « énergie positive » fait référence à un édifice qui produit en moyenne plus d'énergie qu'il n'en consomme. Initialement pensés à l'échelle d'un bâtiment, les objectifs d'optimisation de la consommation du parc bâti et de mobilisation des ressources renouvelables locales ouvrent la possibilité d'élargir ce concept au- delà du bâtiment : à l'échelle de l'îlot, du quartier, voire de la ville ou du périmètre de concession. Cette question est prégnante dans le cas des « micro-grids » qui doivent optimiser l'équilibre offre/demande à leur propre maille. La maille du « micro-grid » est d'ailleurs intéressante dans la mesure où elle permet de combiner des usages et besoins différents (école, salles de sports, logements, bureaux, commerces, équipements de voirie, etc...) et de bénéficier de cette mutualisation pour mieux équilibrer le réseau. Expérimentation « micro-grid » auto-production : Kergrid en Bretagne. NdlR : on peut également citer des exemples européens comme l'écoquartier de Kempele3,4 , à 12 km au sud d’Oulu, en Finlande ou celui de Feldheim5 , village du Brandebourg, en Allemagne (un parmi bien d'autres car la loi est plus favorable à ce genre d'installations !). Dans ces deux cas, les objectifs sont principalement financiers (amortissement des investissements ENR locaux et stockage par la réduction des frais de gestion du réseau public et la non consommation d'un kWh dont le tarif augmente) et/ou écologistes (production d'ENR locale et déconnexion du réseau public et des producteurs centralisés et émetteurs de Gaz à effet de serre ou nucléaires). Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction/consommation... La Revue 3EI n°81 Juillet 2015 Thème 11 3. Enjeux et contexte de l'autoconsommation autoproduction 6 Le ministère de l’écologie a publié le 12 février 2015 les conclusions des travaux menés au niveau national sur l’autoconsommation de l’électricité renouvelable, dans son rapport de synthèse2 . La publication de ce rapport avait été annoncée par Ségolène Royal, ministre de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie, lors de la présentation du grand chantier sur cette question, avec cinq axes de travail pour soutenir le développement des énergies renouvelables. Ce rapport est l’aboutissement d’une réflexion lancée par le ministère en décembre 2013. Elle a rassemblé dans un groupe de travail une quarantaine d’organismes qui se sont réunis treize fois en séance plénière entre décembre 2013 et juillet 2014. L’objectif de ce groupe était d’identifier et de caractériser les enjeux et défis soulevés par l’autoconsommation/autoproduction dans le but de prévoir les dispositions adaptées pour y répondre. L’autoproduction consiste à produire sur son propre site (maison, entreprise, etc.) tout ou partie de l’électricité que l’on consomme. Cette pratique est destinée à se développer dans un contexte où les coûts de production des installations d’électricité renouvelable diminuent et où les prix de l’électricité augmentent. Compte tenu de ses caractéristiques (énergie facilement accessible), cela est particulièrement vrai pour la filière photovoltaïque, sur laquelle les travaux du groupe ont donc été déclinés. 4. Définitions6 L’autoconsommation peut se définir comme le fait de consommer sa propre production d’électricité. Elle est associée à la notion d’autoproduction, qui est le fait de produire sa propre consommation. Fig. 2 : autoconsommation et autoproduction6 ▶ Exemple 1 : si un consommateur, dans sa maison, recourt à une installation photovoltaïque de taille réduite, la production d’électricité de cette installation sera faible. Sa maison pourra donc consommer entièrement la production locale : son taux d’autoconsommation atteindra 100 %. En revanche, dans la mesure où la taille de l’installation ne permettra pas de produire à hauteur de la consommation totale de la maison, le taux d’autoproduction sera très faible. Le consommateur utilisera donc l’électricité du réseau traditionnel pour assurer une partie de sa consommation. ▶ Exemple 2 : si le consommateur recourt à une installation de taille plus importante qui lui permet de produire son électricité à hauteur de sa consommation totale, le taux d’autoproduction sera de 100 %. Cependant, dans ce cas, il est très probable que, pour couvrir sa consommation, l’installation soit surdimensionnée et produise en excès à des moments de consommation faible. Dans ce cas, l’auto- consommateur aura également besoin du réseau traditionnel pour réinjecter l’électricité produite localement et son taux d’autoconsommation sera vraisemblablement très faible (inférieur à 30%). Ainsi, dans la mesure où certaines installations renouvelables ne produisent pas d’électricité en permanence et ne peuvent donc pas couvrir à tout instant les besoins de consommation d’un site (notamment lors des périodes de pointe comme celle de la consommation du soir pour les installations photovoltaïques par exemple), dans la majorité des cas, le site devra pouvoir avoir recours au réseau électrique traditionnel. Une situation d’autoconsommation/autoproduction ne signifie pas être en autarcie énergétique. Les sites de consommation auront toujours besoin, à quelques exceptions, de recourir pendant certaines périodes au réseau électrique traditionnel soit pour se fournir en électricité, soit pour injecter l’électricité produite en excédent. 5. Principaux constats6 A : La baisse attendue du coût de production des énergies renouvelables décentralisées conjuguée à la hausse prévisible des prix de vente TTC de l'électricité ainsi que l’aspiration de certains consommateurs à pouvoir répondre à leurs besoins électriques par des moyens de production locaux dits « verts » vont ouvrir la voie au développement de l’auto-consommation / autoproduction. B : L’autoconsommation / autoproduction présente des opportunités de réduction des coûts du réseau Introduction aux « smart-grids » et à l'autoproduction/consommation... La Revue 3EI n°81 Juillet 2015 Thème 12 électrique par une amélioration de l’intégration des énergies renouvelables décentralisées à celui-ci, à la condition qu’elle permette de réduire les puissances maximales injectées ou soutirées du réseau. Elle représente un concept physique intimement lié au réseau électrique et à son équilibrage et est souvent confondu à tort avec les seules relations commerciales d’achat et de vente de l’électricité, déconnectées des enjeux techniques sous-jacents. C : Deux leviers peuvent permettre une telle amélioration : l’incitation au bon dimensionnement des installations de production au regard des besoins locaux de consommation et la mise en œuvre de mesures d’optimisation des profils de consommation et de production afin d’en accroître la synchronisation. D : L’autoconsommation / autoproduction peut être appréhendée à différentes échelles : au niveau d’un site unique de production et de consommation ou à l’échelle plus macroscopique « d’îlots urbains » tels que : bâtiment collectif, groupe de bâtiments voire territoire ou quartier. A l’échelle des « îlots urbains » il convient de distinguer le simple foisonnement des consommations et des productions permis par l’existence des réseaux publics de distribution et les mesures supplémentaires visant à améliorer l’adéquation des courbes de production et de consommation. Deux types d’actions supplémentaires sont envisageables :  les actions de planification visant à optimiser le dimensionnement des installations de production en fonction notamment du réseau électrique et de la demande, qui sont à la main des pouvoirs publics;  les actions et initiatives qui font appel plus largement aux consommateurs et producteurs locaux et qui visent par le pilotage de l’offre et de la demande à optimiser localement les flux d’électricité, et plus particulièrement leurs pointes maximales, en allant au-delà de ce que permet le simple foisonnement. E : Certains profils de producteurs et de consommateurs apparaissent spontanément plus adaptés à un modèle d’autoconsommation / autoproduction du fait d’une bonne synchronisation de leurs courbes de consommation et de production. Pour le photovoltaïque, ces profils sont notamment ceux des secteurs tertiaires et industriels, dont la consommation est plutôt régulière et continue et concomitante avec les périodes de production. F : Le développement de l’autoconsommation / autoproduction, dont le modèle de rémunération repose sur une économie de facture TTC par la réduction de la quantité d’électricité soutirée du réseau, conduit à des modifications du mécanisme de couverture des coûts du système électrique et des recettes sur certaines contributions et taxes. Ces effets peuvent induire notamment des transferts de charges entre auto- consommateurs et autres utilisateurs des réseaux (TURPE et CSPE) et des baisses de recettes de certaines taxes et contributions (CTA, TCFE et TVA). Ces transferts de charges et baisses de recettes pourront devenir significatifs en cas de développement massif du modèle d’autoconsommation / autoproduction. NdlR : la suite du rapport éclairera le lecteur sur les dispositifs de soutien pouvant être mis en place et la situation particulière du photovoltaïque. 6. Références 1- CRE : http://www.smartgrids-cre.fr 2- CRE :http://www.smartgrids- cre.fr/index.php?p=zonesinsulaires 3- http://www.vttresearch.com 4- « Énergie: Oulu, fière de ses déconnectés », Libération du 24/02/2013, Gabriel SIMÉON- http://www.liberation.fr/economie/2013/02/24/energie-oulu- fiere-de-ses-deconnectes_884208 5- « À Feldheim, l’électricité faite maison », Nathalie Versieux, Libération 6- http://www.developpement-durable.gouv.fr/Rapport- sur-l-autoconsommation-et.html « Rapport sur l'autoconsommation et sur l'autoproduction de l'électricité renouvelable », groupe de travail national sur l'autoproduction de l'électricité renouvelable, Direction de l'énergie et du climat, Ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie + « Vers un mix énergétique 100% renouvelable en 2015 », ADEME , http://www.ademe.fr/sites/default/files/assets/documents/rapp ort100enr_comite.pdf