Les énergies renouvelables sont souvent critiquées pour l’intermittence de leur production : pour pallier ce problème, les expérimentations de stockage de l’électricité se multiplient. Dans l’Aube, la plus grosse batterie de France métropolitaine, baptisée Venteea, vient d’être installée par une association de huit industriels de l’énergie et connectée à deux parcs éoliens de 6 et 12 MW. Cette batterie sera en mesure de stocker 1,3 MWh d’énergie.

En 2011, le gouvernement français a lancé un Appel à Manifestation d’Interêt du programme « Réseaux Electriques Intelligents », en partenariat avec l’ADEME. En juin 2012, le projet Venteea a été retenu pour une durée de trois ans. Il vise, entre autres, à mettre au point un démonstrateur pour mieux insérer l’électricité verte sur le réseau électrique et ainsi favoriser le développement des énergies renouvelables.

Le projet Venteea est porté par huit partenaires industriels (ERDF, Saft, Schneider Electric, General Electric, EDF R&D, Boralex, RTE et Made) et deux structures universitaires (l’Université de Technologie de Troyes et le Laboratoire d’électrotechnique et d’électronique de puissance (L2EP) de Lille).

C’est dans le cadre de ce projet que la plus grande batterie de France vient d’être installée et connectée dans l’Aube à deux parcs éoliens d’une puissance de 6 et de 12 MW situés au Sud de Troyes.

Cette batterie lithium de type « Intensium » max 2MW/1,3MWh a été mise au point par Saft et associée à l’Energy Storage Box de Schneider Electric. Ce démonstrateur a coûté 23 millions d’euros, en partie financés par l’ADEME.

Au-delà de stocker l’énergie et donc de mieux répondre à la demande, cette batterie a la faculté de lisser l’approvisionnement électrique et de gérer les variations grâce à un système de pilotage intelligent par informatique qui permet à la batterie de communiquer directement avec le réseau électrique. Ce système intelligent, qui s’appuie notamment sur des prévisions de production de la veille pour le lendemain en fonction des conditions météo,  permet de limiter les effets négatifs de l’intermittence sur le réseau (hausse de la tension, pertes en ligne…) .

Ce genre d’expérimentations doit permettre de contribuer à la hausse de la part des énergies renouvelables intermittentes dans la consommation française d’énergie (celle-ci doit atteindre 32% en 2050) mais aussi à la conversion de notre réseau en « smart grid ».

Crédit photo : Olympi