Blackout espagnol : des causes inédites et des enseignements multiples

Gestion de la tension, énergie réactive, services réseau… comprendre les causes du blackout espagnol du 28 avril 2025 n’est pas chose aisée. Pour autant, le rapport final de l’Association européenne des gestionnaires de réseaux de transport tire une conclusion simple : l’évolution récente des systèmes électriques nécessite une adaptation des cadres réglementaires et l’adoption de bonnes pratiques de la part de l’ensemble des acteurs.

Il ne faut pas moins de 472 pages à l’Entsoe pour détailler les raisons ayant mené à l’effondrement du réseau électrique espagnol le 28 avril 2025. Dans un contexte de surtension et de très forte pénétration des énergies renouvelables, il a suffi de quelques secondes pour que la situation devienne incontrôlable. Dans les grandes lignes, des phénomènes de surtension notamment dans le sud du pays ont conduit à une série de déconnexions d’équipements, entraînant à leur tour une hausse de la tension. Une réaction en chaîne qui s’est alors autoalimentée, comme l’expliquait la RGN dans un article retraçant la cinétique de cet incident, et s’est conclu avec la déconnexion du réseau ibérique au reste du continent.

Dans son nouveau rapport publié le 20 mars 2026, l’Association européenne des gestionnaires de réseaux de transport rappelle que les raisons du blackout européen le plus important depuis 20 ans sont multiples. L’Entsoe liste ainsi 17 causes sur lesquelles les différents acteurs auraient pu intervenir pour éviter la défaillance du réseau. Une certitude ressort cependant : le blackout n’est ni lié aux technologies ENR intrinsèquement, ni à un manque d’inertie du système.

Nouveau paradigme

En Espagne, comme partout en Europe, la gestion du réseau électrique est bousculée par l’arrivée massive des énergies renouvelables depuis plusieurs années. En effet, les stratégies de gestion et les pratiques d’exploitation des réseaux sont historiquement basées sur des technologies dites conventionnelles : thermique, hydraulique ou encore nucléaire. L’arrivée des ENR a rebattu les cartes de ces logiques, en apportant à la fois des bénéfices mais aussi de nouveaux défis. Les cadres réglementaires doivent donc s’adapter pour répondre à ces nouvelles contraintes.

« Le secteur de l’énergie étant fortement innovant, les règles techniques peuvent devenir obsolètes ou inefficaces avec le temps. Un suivi régulier et proactif doit associer les acteurs du marché concernés et viser à aligner les exigences applicables sur les besoins techniques actuels (et, dans la mesure du possible, futurs) du système ainsi que sur les conditions du marché », souligne ainsi le rapport.

Un cocktail explosif

Concrètement, trois grands sujets sont mis en avant comme « causes profondes » : le contrôle de la tension, les effets des oscillations de fréquence, et la gestion des déconnexions des unités de génération ou d’évacuation. Elles traduisent de réels écarts de la part de tous les acteurs. A titre d’exemple, on peut citer des interprétations divergentes des obligations de contrôle de la tension. Ou les limites maximales de tension autorisées sur le réseau à 435 kV qui laissent peu de marge par rapport au seuil de déconnexion des moyens de production (440 kV). Mais du côté des producteurs d’énergie, le rapport met aussi en avant un manque de services réseau dynamiques qui auraient pu absorber la surtension.

Ces comportements proviennent aussi d’un manque de clarté dans la régulation et d’absence d’obligation de flexibilité sur les questions de tension. « Les autorités nationales compétentes devraient suivre et évaluer régulièrement les rôles et responsabilités attribués par le cadre réglementaire aux différents acteurs et, le cas échéant, réexaminer si cette répartition reste efficace et pertinente au regard de l’évolution des réalités techniques et du marché », explique l’Entsoe.

Tirer les enseignements

« Les recommandations [du rapport] comprennent le renforcement des pratiques opérationnelles, une surveillance accrue du comportement du réseau, une coordination et un échange de données plus étroits entre les acteurs du secteur électrique », poursuit l’Entsoe. Nouvelles exigences de régulation de la tension, mesures en temps réel et automatisation, éclaircissements et contrôles des exigences pour chaque acteur font ainsi partie des 21 recommandations majeures de ce rapport.

« Cette panne illustre comment les évolutions locales peuvent avoir des répercussions à l’échelle du système et souligne l’importance de maintenir des liens étroits entre les comportements et la coordination des systèmes locaux et européens, tout en veillant à ce que les mécanismes de marché, les cadres réglementaires et les politiques énergétiques restent adaptés aux limites physiques du système », conclut l’Enstoe.

Moins de risques en France

Dans une mise à jour de sa foire aux questions sur le blackout, le gestionnaire de réseau de transport d’électricité RTE souligne que « la France est moins exposée aux phénomènes d’instabilité de tension et en est mieux protégée grâce à des règles et des conditions d’exploitation plus exigeantes ». Les marges de sécurité sont ainsi plus strictes avec une tension d’exploitation maximale de 420 kV, « ce qui laisse plus de temps pour réagir en cas de hausse de la tension ». Le rapport confirme aussi « la pertinence d’actions déjà engagées en France », rappelle RTE. Le gestionnaire de réseau met notamment en avant les travaux visant à étendre l’obligation de réglage de la tension aux batteries et aux moyens de production renouvelable de faible puissance. ■