Qu’est-ce qui a changé, qui accuse qui et comment le système évolue ?

Le grand blackout du 28 avril 2025 continue de provoquer une vive tension entre les principales entreprises électriques et la Red Eléctrica de España. Des mois après la panne qui a privé de courant pratiquement toute la péninsule ibérique, les récits sur ce qui s’est passé demeurent conflictuels au Sénat, dans les rapports techniques et au sein du secteur lui-même.

Lors des interventions successives devant la commission d’enquête, Endesa et Iberdrola ont directement désigné l’opérateur du système comme responsable d’une erreur de planification ainsi que d’une réaction insuffisante face aux signaux d’alarme antérieurs. De son côté, Redeia (la société mère de Red Eléctrica) soutient que la cause du problème réside dans le comportement de certaines installations de production, notamment une grande centrale photovoltaïque située à Badajoz.

Le jour du blackout : alertes précoces et accusations mutuelles

Le récit présenté au Sénat par José Bogas (Endesa) et Mario Ruiz-Tagle (Iberdrola Espagne) repose sur une conclusion commune : le système électrique de la péninsule était déjà en proie à des épisodes d’instabilité de tension et de fréquence plusieurs mois avant le blackout, sans que cela n’entraîne des mesures correctives de la part de Red Eléctrica.

Bogas a indiqué que dès les premières heures du matin du 28 avril, les équipes d’Endesa ont détecté “des signes clairs d’instabilité de la fréquence”, avec des oscillations qui ont été rapportées à l’opérateur plus d’une heure avant le blackout. La réponse reçue des techniciens de Red Eléctrica aurait été que “les centrales photovoltaïques entraient et sortaient de la réseau” et que, particulièrement dans le sud de la péninsule, il n’y avait pas assez de génération synchrone disponible pour corriger ces désajustements.

Ruiz-Tagle partage l’avis que ce lundi était un jour “particulièrement tendu” depuis la nuit précédente. Selon lui, il y a eu de nombreux appels et communications formelles signalant des problèmes de contrôle de tension similaires à ceux déjà observés dans les semaines passées, y compris l’arrêt d’une raffinerie de Repsol à Cartagena et des déconnexions ponctuelles dans le réseau ferroviaire d’Adif, qui, selon les entreprises électriques, se raccrochaient au même schéma de défaillance.

Les deux dirigeants s’accordent à dire que la clé du problème ne réside pas dans une addition diffuse de facteurs, mais dans ce qu’ils qualifient de “unique erreur de planification” de la part de Red Eléctrica : la programmation pour ce jour d’un nombre très restreint de centrales capables de réguler dynamiquement la tension, avec peu de génération synchrone (c’est-à-dire des cycles combinés, nucléaire ou hydraulique) répartie de manière peu équilibrée, notamment dans le sud de l’Espagne.

La chaîne des événements menant au colapsus du système

Lors de son intervention, Bogas a retracé la séquence technique du blackout. D’après lui, deux oscillations de fréquence imprévues se sont produites : l’une provenant d’une grande centrale photovoltaïque à Badajoz et l’autre liée à l’interconnexion avec la France. Red Eléctrica aurait rapidement corrigé ces déviations en modifiant la topologie du réseau, les échanges avec le Portugal et la France, ainsi que le mode de fonctionnement.

Le PDG d’Endesa affirme qu’en réalisant ces manœuvres, l’opérateur a considérablement réduit les “outils” disponibles pour contrôler la tension, en retirant une puissance synchrone équivalente à une vingtaine de cycles combinés à gaz alors qu’il n’y en avait que six en fonctionnement. Cela aurait mis le système dans une “situation de faiblesse extrême” juste avant que le blackout complet ne se produise.

Bien qu’une douzaine de centrales conventionnelles aient été signalées comme s’étant déconnectées presque simultanément, Bogas défend que, selon les données qu’Endesa possède, toutes ses installations ont respecté rigoureusement les seuils de sécurité et ne se sont pas déconnectées avant que les conditions du réseau ne dépassent les limites établies. D’après son analyse, pour qu’autant de centrales échouent simultanément, il faut qu’il y ait une instabilité très sévère dans l’ensemble du système.

Parallèlement, Ruiz-Tagle souligne que le 28 avril était précisément le jour où il y avait le moins de cycles combinés et de centrales nucléaires en fonctionnement, et que la distribution géographique de ces centrales était particulièrement basse dans le sud de la péninsule, où se trouve également la centrale photovoltaïque de Badajoz et la plupart des oscillations enregistrées.

Les deux dirigeants insistent sur le fait que, bien que les énergies renouvelables compliquent le contrôle de la tension, il existe des outils techniques et opérationnels pour atténuer ces risques, et que la responsabilité finale de décider quels groupes doivent fonctionner pour garantir la stabilité repose sur Red Eléctrica, qui peut modifier les résultats du marché quotidien en appliquant des restrictions techniques.

La centrale photovoltaïque Núñez de Balboa et le rôle des énergies renouvelables

L’un des points les plus délicats du débat concerne la centrale photovoltaïque de haute puissance à Badajoz, désignée par Redeia comme source de l’oscillation de fréquence de 0,6 Hz enregistrée à 12h03, peu avant le blackout. Au Sénat, la présidente de Redeia, Beatriz Corredor, a affirmé que cette installation “s’est comportée de manière inappropriée” et qu’elle avait déjà connu un incident similaire un an plus tôt.

Lors de son témoignage, Mario Ruiz-Tagle a reconnu “pour la première fois” que la centrale est propriété d’Iberdrola et a confirmé qu’il s’agissait de Núñez de Balboa, une des plus grandes centrales photovoltaïques d’Europe, avec environ 500 MW. Cependant, il a nié que l’installation ait été à l’origine du blackout ou qu’une mauvaise gestion ait eu lieu ce jour-là. Selon lui, la centrale “ne fait que répondre aux oscillations du réseau” sans être capable de les provoquer par elle-même.

Le PDG d’Iberdrola a rappelé un incident antérieur, en mars 2024, où un essai d’évacuation par un transformateur unique avait généré une oscillation de 0,8 Hz qui s’était dissipée sans impact sur le système électrique. Pour lui, cet antécédent montre que les oscillations à elles seules ne suffisent pas à faire tomber le réseau, tant que celui-ci est bien soutenu par une génération synchrone et une opération adaptée.

Les entreprises électriques admettent que la forte pénétration des énergies renouvelables intermittentes – éoliennes et solaires – complique la gestion de la tension et de la fréquence, mais considèrent que le problème réside non pas dans l’existence de ces technologies, mais dans la manière dont le soutien thermique et la distribution géographique des ressources synchrones sont planifiés. À leur avis, « il ne peut pas être normal » que chaque printemps et automne, des épisodes similaires se reproduisent sans que la méthode d’opération ne soit modifiée en profondeur.

En arrière-plan, se pose un débat plus vaste sur dans quelle mesure les codes de réseau doivent exiger des centrales conventionnelles. Ruiz-Tagle rappelle que ces installations doivent respecter des normes techniques dans au moins 75 % des échantillons recueillis par l’opérateur, accusant Red Eléctrica de vouloir augmenter ces exigeances à des niveaux que les éoliennes ne pourraient physiquement pas supporter.

Red Eléctrica, opération renforcée et coût de l’électricité

Après le blackout, Red Eléctrica a mis en place un mode d’“opération renforcée”, en vigueur depuis mai 2025. Ce schéma consiste, essentiellement, à programmer plus de groupes synchrones – principalement des cycles combinés à gaz – tout au long de la journée pour disposer d’un coussin de stabilité supplémentaire en fréquence et en tension face à des événements imprévus.

Selon les données fournies par l’opérateur, ce renforcement a coûté entre mai et décembre environ 516 millions d’euros, l’équivalent de 2,18 % des coûts totaux du système électrique espagnol durant cette période. La présidente de Redeia, Beatriz Corredor, a affirmé que ce mode d’opération sera maintenu tant qu’il ne sera pas prouvé que “tout le monde respecte les exigences réglementaires de contrôle de tension”.

Les chiffres fournis par le secteur, en revanche, sont sensiblement plus élevés. Endesa a calculé que l’opération renforcée augmente la facture électrique d’environ 1,100 millions d’euros par an, pratiquement le double du chiffre avancé par Red Eléctrica. José Bogas a qualifié ce surcoût de “fête que les citoyens paieront finalement”, car elle se répercute en partie sur les prix finaux.

Ruiz-Tagle a reconnu qu’une partie de cette augmentation est déjà répercutée sur les consommateurs, notamment ceux ayant des tarifs indexés au marché, tandis que les clients aux prix fixes le ressentiront lors du renouvellement de leurs contrats. Les grandes industries, qui ont rencontré des interruptions soudaines de lignes de production durant le blackout, sont également parmi les plus touchées par ces coûts.

Des études telles que celle de l’OBS Business School estiment les pertes totales de l’incident entre 1,000 et 5,000 millions d’euros, en additionnant les dommages directs et indirects, en particulier au secteur industriel. À cela s’ajoutent les réclamations qui affluent vers les entreprises électriques – jusqu’à présent, selon Bogas, pour “quelques millions” – et le manque à gagner potentiel de nombreuses entreprises.

Un système de plus en plus renouvelable avec une tension politique croissante

Le blackout d’avril 2025 a déclenché un débat politique et industriel sans précédent sur l’état du réseau et sur la gestion d’un mix électrique de plus en plus dominé par les énergies renouvelables. Le gouvernement, qui a également élaboré son propre rapport, a pointé du doigt tant Red Eléctrica que les grandes entreprises pour leur rôle dans cet incident.

Le rapport de Moncloa évoque un épisode multifactoriel, où se sont mêlés des défaillances dans la gestion du réseau, des réponses inappropriées de certaines installations et une configuration de génération insuffisamment robuste. Cependant, Endesa et Iberdrola rejettent cette interprétation “corale” et soutiennent que la cause “centrale et déterminante” est la programmation de l’opérateur, avec un nombre limité de groupes ayant un contrôle dynamique de la tension.

Bogas lui-même a remis en question l’indépendance de l’enquête européenne de Entso-E, considérant qu’il s’agit d’une “mauvaise pratique” que Red Eléctrica fasse partie du groupe qui analyse un incident dans lequel elle est directement impliquée. Il estime que le système électrique espagnol est solide et que le cadre de planification – le PNIEC – est raisonnable, mais que la gestion quotidienne n’a pas su s’adapter à la réalité opérationnelle.

En outre, les acteurs du secteur rappellent que l’Espagne a été un modèle européen après la grande modernisation des réseaux des années 1980 et que le défi actuel reste de taille : intégrer une vague de production renouvelable et de nouvelles demandes sans compromettre la sécurité de l’approvisionnement. Le blackout de 2025, le premier de cette ampleur dans l’UE, remet en question si le pays a répondu avec suffisamment d’anticipation.

Pour sa part, Red Eléctrica défend qu’elle a agi dans le cadre des procédures et avec les informations disponibles, et que le véritable problème réside dans la réponse de certaines centrales et le non-respect de certaines exigences techniques. L’échange d’accusations, loin d’éteindre l’incendie, maintient la controverse sur qui a échoué et à quel moment.

CNMC, permis de raccordement et saturation du réseau après le blackout

En parallèle de l’enquête sur le blackout, la Commission Nationale des Marchés et de la Concurrence (CNMC) mène une audit exhaustive des points d’accès au réseau électrique espagnol : combien ont été accordés ou sollicités, dans quelles sous-stations et au nom de qui. Cela représente la première cartographie de ce type en Espagne, en grande partie motivée par le sentiment de réseau saturé et de “goulot d’étranglement” que le blackout a accentué.

L’analyse couvre environ 800,000 kilomètres de réseaux de transport et de distribution, avec environ 6,000 sous-stations, beaucoup partagées entre différentes entreprises. L’objectif est de détecter la surdemande de permis, d’éventuelles duplications et des projets occupant de la capacité sans développement, dans un contexte de boom de demandes de raccordement tant pour la production renouvelable que pour de nouveaux gros consommateurs : centres de données, hydrogène vert, grands parcs industriels électrifiés ou réseaux de recharge pour véhicules électriques.

Des données préliminaires diffusées par l’association professionnelle Aeléc – qui regroupe Iberdrola, Endesa et EDP – indiquent qu’à la fin de 2024, plus de 67,000 MW de nouveaux points d’accès avaient été demandés, équivalant à la moitié de la puissance installée en Espagne et largement au-delà du pic historique de demande. Une part substantielle de ces demandes provient de centres de données et de projets de stockage par batteries, ainsi que de développements urbanistiques, d’hydrogénérateurs et de stations de recharge.

La CNMC croisera les données de toutes les entreprises pour vérifier s’il existe des projets ayant demandé des permis dans plusieurs nœuds simultanément, si des licences anciennes restent inactives des années après et en quoi cette masse de demandes contribue à la saturation réelle du réseau. L’objectif est de disposer d’une base solide pour “nettoyer” les permis sans perspectives d’exécution et, le cas échéant, d’envisager des modifications réglementaires.

Cette audit s’ajoute à la cartographie des lacunes de capacité que le gouvernement souhaite réaliser pour identifier où il reste de la marge réelle de raccordement, tant au niveau du réseau de transport de Red Eléctrica qu’au sein des réseaux de distribution gérés par les grandes entreprises électriques. Ces deux outils sont très liés au débat ouvert après le blackout : le système peut-il absorber toute la nouvelle puissance qui souhaite se connecter et dans quelles conditions doit-on le faire pour ne pas augmenter le risque d’instabilité ?

Réactions des entreprises, confiance du marché et prochaines étapes

Le blackout a non seulement eu un impact réglementaire et politique, mais il a également entraîné un changement d’attitude parmi les entreprises connectées au réseau. Des rapports tels que celui de Grant Thornton indiquent qu’environ 86 % des entreprises espagnoles de taille moyenne ont renforcé leurs protocoles internes de continuité des activités et de réponse aux pannes massives. Seule une minorité considère cet événement comme un épisode isolé ne nécessitant pas de changement.

Sur le plan financier, les dirigeants de Endesa et Iberdrola soulignent que la stabilité réglementaire et la clarté des responsabilités seront essentielles pour maintenir le rythme des investissements dans les réseaux et la génération. Les deux ont plaidé publiquement pour adapter, avec flexibilité, le Plan National Intégré de l’Énergie et du Climat à la réalité quotidienne du système sans remettre en question ses objectifs, mais en critiquant la manière dont cela doit être mis en œuvre.

Le secteur, les institutions et les opérateurs européens s’accordent à demander des protocoles d’opération plus robustes pour les systèmes fortement renouvelables, avec un plus grand accent sur le contrôle dynamique de la tension, la réponse rapide aux oscillations et une dimension appropriée de la puissance synchrone disponible à tout moment. Dans ce contexte, l’opération renforcée actuellement maintenue en Espagne est perçue tant comme un pansement d’urgence que comme un avant-goût de ce qui pourrait devenir la norme de fonctionnement à l’avenir.

Au niveau parlementaire, la commission du Sénat continue d’écouter des dirigeants, des régulateurs et des experts, attendant la conclusion des divers rapports – nationaux et européens – qui devront clarifier définitivement ce qui s’est passé le 28 avril. Les conclusions influenceront la répartition des responsabilités, la révision éventuelle des codes techniques et les modifications possibles dans la gouvernance du réseau.

La bataille pour le récit de la “Red Eléctrica du blackout” résume, au fond, les tensions d’un système électrique qui évolue rapidement vers les énergies renouvelables tout en essayant de maintenir la sécurité et la compétitivité : d’un côté, un opérateur qui défend son action et demande plus d’investissements ; de l’autre, des entreprises qui réclament des règles claires, plus de soutien synchrone et une répartition équitable des coûts ; et au milieu, des entreprises et des foyers qui regardent avec inquiétude à la fois le risque de nouveaux blackouts et l’impact de cette lutte sur leur facture d’électricité.