Pourquoi lancer le projet Venteea ? Le nom Venteea signifie « voir l'énergie naturelle transformer l'exploitation de l'électricité dans l'Aube  ». Il s'agit d'étudier comment l'essor des renouvelables modifie le réseau électrique de moyenne tension. D'une durée de trois ans, avec un budget de 23 millions d'euros, le projet sera mené à Vendeuvre-sur-Barse, dans l'Aube. Avec 1  600  MW installés et 800  MW en cours de construction, Champagne-Ardenne est la première région éolienne française. La gestion de sources d'énergie intermittentes de fortes puissances y est donc déjà une réalité. En outre, moins de 15 % de l'électricité qui y est produite y est consommée. Il apparaît nécessaire de développer le réseau pour acheminer l'électricité depuis sa production jusqu'à sa consommation. Nous voudrions par ailleurs limiter les investissements nécessaires au raccordement des fermes éoliennes. Faute de pouvoir gérer autrement la multiplication des points d'injection, elles sont aujourd'hui le plus souvent raccordées aux postes sources qui transforment la haute en moyenne tension. Nous voulons une solution alternative gagnante-gagnante pour le gestionnaire du réseau comme pour les producteurs d'électricité. En contrepartie d'un raccordement au point du réseau le plus proche, donc moins onéreux, le producteur pourrait accepter de moduler occasionnellement sa capacité de production pour un meilleur équilibre du réseau. Concrètement, que faut-il pour y parvenir ? Venteea est l'une des douze expérimentations «  smart grid  » menées par ERDF en France, où 95  % des éoliennes sont raccordées au réseau de moyenne tension. Le projet se déroulera au niveau d'un poste source existant, sur lequel sont raccordés 18 MW d'éoliennes, et sur le réseau correspondant, qui alimente 3  000  clients. L'objectif  ? Créer les conditions pour intégrer toujours plus de renouvelables. Dès qu'une source injecte de l'électricité, la tension du réseau augmente. Nous allons concevoir une nouvelle façon de la réguler, avec un équilibrage plus dynamique, tout en maintenant la qualité de l'électricité. Concrètement, nous installerons des capteurs. Ils mesureront le sens du courant, son intensité, la tension, la puissance… Pour traiter ces nouvelles données, nous développerons l'intelligence du poste source, ses algorithmes, son calculateur… Le projet prévoit de réaliser des analyses de cycle de vie des nouveaux matériels. Nous travaillerons aussi sur la prévision météorologique. Enfin, nous avons aujourd'hui la possibilité de reconfigurer nos réseaux pour trouver des itinéraires bis en cas d'aléas. Nous allons utiliser ce type de fonctionnalité pour favoriser la consommation locale d'électricité. Quels seront vos partenaires ? Outre ERDF, le consortium comprend sept industriels et deux universitaires  : Schneider Electric, GE, RTE, Enel Green Power, Saft, EDF R&D, la PME toulonnaise Made – qui est spécialisée dans la détection des défauts des réseaux électriques – Centrale Lille et l'UTT. Avec Saft, nous envisageons de tester le stockage d'électricité par une batterie lithium-ion capable de stocker et produire 2 MW pendant trente minutes. Nous savons qu'une batterie offrant un service unique à un seul acteur n'est pas économiquement viable. L'enjeu est d'offrir plusieurs services à différents acteurs – producteurs, fournisseurs, transporteurs d'électricité – selon les conditions de réseau et de marché. Cette partie stockage du projet ne sera, le cas échant, validée qu'au début 2013