Le 28 avril 2025, j'étais dans un Cercanías (RER) en banlieue de Madrid quand le train s'est arrêté en gare. Plus de courant. On est sortis à pied, on a traversé une gare éteinte, puis une ville entière dans la rue. Les gens s'informaient par autoradio, des voitures avec la radio à fond et des gens autour. Ce moment de vie sans électricité était vraiment intéressant à vivre, je recommande.

Les systèmes électriques de l'Espagne et du Portugal venaient de s'effondrer en 84 secondes. Près de 60 millions de personnes sans électricité (dont moi et mon pote Sullivan).

Dans les jours et semaines qui ont suivi, le récit dominant s'est construit autour d'une explication simple : trop de renouvelables sur le réseau. Ce récit a été repris au plus haut niveau politique. Emmanuel Macron, dans un entretien au journal El País le 10 février 2026 : « Le problème de l'Espagne, c'est qu'elle repose sur un modèle 100% renouvelable que son propre réseau national n'est pas en mesure de soutenir. » Et d'ajouter : « Aucun système, du moins avec la technologie actuelle, ne peut supporter une telle dépendance aux énergies renouvelables. »

Le rapport final du panel d'experts ICS (49 experts issus de TSOs, régulateurs et organismes européens, 10 mois d'investigation) vient d'être publié le 20 mars 2026. On peut enfin comprendre ce qui s'est passé. Et ça raconte une histoire très différente de celle qui a été racontée par les « experts » à droite à gauche.

84 secondes : ce qui a vraiment fait tomber le réseau

Le blackout ibérique n'a pas été déclenché par un déséquilibre entre production et consommation. Le problème central était la tension sur le réseau 400 kV, qui montait de façon incontrôlée depuis la fin de matinée.

Pour comprendre, il faut imaginer un château d'eau.

La tension dans un réseau électrique, c'est la hauteur d'eau dans le réservoir :

• trop basse, l'eau n'arrive plus aux robinets ;
• trop haute, la pression fait sauter les canalisations.

Maintenant, remplacez l'eau par de la bière. Ce qui ajuste le niveau dans le réservoir, c'est la mousse, en électricité : la puissance réactive. On ne la boit pas, elle ne produit pas de travail utile, mais c'est elle qui permet d'atteindre le bon niveau.

Ce jour-là, aucun des acteurs censés réguler la tension (apporter ou enlever de la mousse) ne le faisait efficacement. Quand la tension a dépassé les limites, les protections des centrales se sont activées en cascade : chaque déconnexion retirait de l'absorption de puissance réactive, ce qui faisait monter la tension davantage, provoquant de nouvelles déconnexions. C'est ce que montre le graphique ci-dessus. En 84 secondes, trois vagues de déconnexion ont fait disparaître plus de 2,5 GW de production. La péninsule ibérique a perdu le synchronisme avec le reste de l'Europe. Le système s'est effondré.

Trois acteurs, zéro régulation

Le rapport identifie trois catégories d'acteurs qui devaient maintenir la tension.

Les centrales conventionnelles (gaz, charbon, nucléaire).

Les groupes synchrones jouent un rôle important dans le contrôle de tension en adaptant la puissance réactive. Concrètement, elles auraient dû absorber l'excédent de puissance réactive pour faire baisser la tension.

Or, le rapport montre que plusieurs d'entre elles ne fournissaient pas de manière suffisamment régulière le soutien réactif attendu par le TSO.

Le problème ne tient pas seulement à la performance de certaines unités : le cadre applicable ne fixait pas explicitement d’exigences précises de comportement dynamique et ne prévoyait pas de conséquence économique effective en cas de sous-performance.

Les réacteurs shunt.

Ce sont des équipements du réseau de transport qui n'ont qu'une fonction : absorber de la puissance réactive et faire baisser la tension. On les active quand la tension monte, on les coupe quand elle redescend.

En Espagne, ils étaient manœuvrés manuellement par les opérateurs de Red Eléctrica. Chaque manœuvre nécessitait une décision humaine, un traitement, un temps de réaction incompatible avec la vitesse de la cascade.

Un processus de l'ordre de la minute, pour répondre à une cascade qui a pris 84 secondes.

Les centrales renouvelables.

Le rapports distingue deux niveaux :

1 - Elles fonctionnaient en mode « facteur de puissance fixe » : un ratio constant de puissance réactive par rapport à leur production, sans aucune adaptation aux conditions du réseau.

Quand la tension montait, elles ne réagissaient pas.

En revanche, le mode de fonctionnement à facteur de puissance fixe leur avait été imposé par la réglementation.

2 - Certaines installations se sont déconnectées alors même que la tension au point de raccordement n’avait pas encore atteint les niveaux qu’elles étaient censées supporter.

Plusieurs réglages de protection surtension divergeaient des exigences applicables, ou n’étaient pas alignés avec les besoins du système.

Chaque déconnexion retirait en plus une partie de l’absorption réactive disponible, ce qui accélérait la cascade.

Le paradoxe : on a accusé les ENR, alors qu'on leur avait interdit d'agir

Les onduleurs qui connectent les parcs solaires et éoliens au réseau sont physiquement capables de réguler la tension en ajustant leur puissance réactive, et peuvent le faire plus vite que les alternateurs conventionnels. Un onduleur moderne d'une centrale ENR ajuste sa puissance réactive en moins de 20 millisecondes. Un alternateur d'une centrale conventionnelle met entre 100 et 500 millisecondes pour le même ajustement [1][2].

Sur le problème précis qui a déclenché ce blackout (la régulation rapide de la tension), les ENR disposaient d'un temps de réponse 5 à 25 fois plus rapide que les machines conventionnelles. Elles n'ont pas pu l'utiliser parce que la réglementation ne le leur demandait pas.

C'est comme embaucher un chirurgien et lui demander de ne prendre que les températures. Le jour où il faut opérer en urgence, on lui reproche de ne pas avoir sauvé le patient.

Les ENR ont été accusées sur des notions d’inertie, or le 28 avril, le déclencheur n'était pas un déséquilibre production-consommation. La fréquence n'a chuté qu'après que la cascade de surtension ait déjà compromis le système. Bien que le rapport souligne le caractère multicausal du blackout, il identifie la perte de contrôle de tension comme le phénomène central de la cascade menant à la surtension parmi plusieurs facteurs interagissants. (L’autre paramètres ce sont les deux épisodes d'oscillations sous-synchrones dans la demi-heure précédente avaient déjà fragilisé le système avant la cascade de tension, mais ils se sont amortis d'eux-mêmes avant la cascade, n'ont pas directement déclenché de déconnexions, et ne sont pas une conséquence des ENR).

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Note technique : tension et fréquence, deux problèmes distincts

Il faut distinguer ce débat de celui sur l'inertie. La fréquence du réseau dépend de l'équilibre instantané entre production et consommation (puissance active injectée et soutirée). Lors de variations brutales, l'inertie des machines synchrones aide à ralentir la chute ou la hausse de fréquence, mais elle n'est pas le seul levier : réponse fréquentielle rapide, réserves et contrôle des convertisseurs jouent aussi un rôle central. [3][4]

Sur ce point, les machines synchrones conservent un avantage physique : leur inertie est native, liée aux masses tournantes. Les onduleurs ne la fournissent pas spontanément, mais peuvent en reproduire certains effets via des contrôles adaptés, notamment en mode grid-forming, avec l'appui de volant d'inertie. Ces solutions existent et leur faisabilité est largement documentée, mais posent encore des questions de standardisation et de coût. [5][6][7]

C'est comparable au débat sur les carburants d'aviation durable (SAF). On peut techniquement faire voler un avion avec 100% de SAF. On choisit de garder du kérosène parce que c'est aujourd'hui moins cher et plus simple industriellement. C'est un arbitrage économique et social, pas une impossibilité physique.

Pour les réseaux électriques, la dynamique est la même, avec une différence importante : le SAF restera durablement plus cher que le kérosène, alors que le grid-forming associé au stockage et solutions synchrones (flywheel) pourrait devenir moins cher que le maintien de centrales conventionnelles, vu la trajectoire des coûts du solaire et des batteries inverse à celle des centrales conventionnelles.

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Et c'est là toute l'ironie : on a accusé les ENR, alors que sur le problème précis qui a déclenché cette cascade : la régulation de tension, les onduleurs qui connectent les ENR sont objectivement plus rapides et plus précis que les alternateurs des centrales conventionnelles. De plus, le rapport montre que les centrales renouvelables ont été exploitées dans le mode prévu, à l’inverse, plusieurs groupes conventionnels, pourtant supposés assurer ce soutien, ne l’ont pas fourni de manière suffisamment régulière.

La vraie question à poser après cet événement : à quel rythme réorganise-t-on les règles, les marchés et les responsabilités pour que le système fonctionne avec son nouveau mix (et son futur mix).

Le vrai sujet : un cadre qui n'a pas évolué avec son mix

Le réseau espagnol de 2025 fonctionnait avec un mix du 21e siècle et un cadre de régulation de tension du 20e siècle. Les règles avaient été écrites quand les machines synchrones fournissaient l'essentiel de la production et de la régulation.

Quand la part des renouvelables a augmenté, on ne leur a pas confié de responsabilité dans la régulation de tension. On les a intégrées comme des productrices passives : elles injectent des électrons, point. La responsabilité de la stabilité est restée sur les épaules des conventionnelles, qui ne fournissaient pas la puissance réactive attendue.

C'est un schéma classique de transition technologique. Les acteurs historiques conservent les responsabilités mais réduisent leur capacité à les remplir. Les nouveaux entrants, plus performants sur certains services, n'y sont pas autorisés. Le système fonctionne sur une allocation de rôles qui ne correspond plus à la réalité. Les outils existent. C'est l'architecture institutionnelle qui n'a pas suivi.

Un système électrique très largement fondé sur les ENR est physiquement viable. Le choix d'un système plutôt qu'un autre relève d'abord d'arbitrages politiques et économiques, pas d'une impossibilité technique. Il existe un débat distinct sur l'inertie et la stabilité en fréquence (voir note technique ci-dessous), mais le 28 avril, le déclencheur était la tension. Et sur la tension, les onduleurs sont objectivement plus rapides et plus précis que les alternateurs.

Le rapport du panel d'experts ICS conclut dans cette direction. Parmi ses recommandations principales : passer tous les générateurs (dont renouvelables) en régulation active de tension, renforcer les exigences de puissance réactive pour tous les producteurs, automatiser le pilotage des équipements de réseau. Autrement dit : donner aux nouveaux acteurs les responsabilités que leurs capacités techniques justifient.

Le risque n'est pas les renouvelables sur le réseau.

Le risque est de maintenir un cadre construit pour un système qui n'existe plus.

Et de découvrir, à chaque incident, que l'absence de modernisation des règles du jeu coûte plus cher que la transition elle-même.

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Source :

Source principale : ICS Investigation Expert Panel, Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025, Final Report, 20 mars 2026.

1. NREL, Grid-Forming Inverter Research and Development, 2021.
2. Poolla et al., "Placement and Implementation of Grid-Forming and Grid-Following Virtual Inertia and Fast Frequency Response", arXiv:2003.04715.
3. A. Hadavi, S. Golshannavaz, M. Abedi, "Frequency stability in modern power systems with 100% renewable energy penetration," Results in Engineering, 2025.
4. G. Zhang, Z. Liu, J. Dai, et al., "Security assessment method for inertia and frequency stability of high proportional renewable energy system," International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 2023.
5. H. Kikusato, D. Orihara, J. Hashimoto, et al., "Performance evaluation of grid-following and grid-forming inverters on frequency stability in low-inertia power systems by power hardware-in-the-loop testing," Energy Reports / CPESE 2022 proceedings, 2023.
6. A. Sajadi, B. Stott, R. W. Kenyon, et al., "Synchronization in electric power networks with inherent heterogeneity up to 100% inverter-based renewable generation," Nature Communications, 2022.
7. M. M. Hasan, M. A. Hannan, S. Mansor, et al., "Advanced control and protection strategies for grid-forming inverters in microgrids—A review," International Journal of Electrical Power & Energy Systems, 2025.