D’après pv magazine Espagne
Un an après le blackout du 28 avril 2025, les analyses techniques et les réponses réglementaires ont profondément redéfini la notion de sécurité d’approvisionnement dans le système électrique espagnol, en pleine transformation depuis 2018 sous l’effet d’une forte pénétration des énergies renouvelables. Loin d’être un incident isolé, les rapports d’experts, et notamment ceux du comité mandaté par le gouvernement espagnol, de Red Eléctrica et d’ENTSO-E, concluent que la panne résulte d’une combinaison de facteurs opérationnels et structurels, révélant les vulnérabilités d’un système de plus en plus dominé par les technologies renouvelables.
L’événement a débuté par la perte soudaine d’environ 15 GW de production en quelques secondes, déclenchant une défaillance en cascade ayant conduit à une panne généralisée à l’échelle nationale. La séquence a impliqué des écarts de tension, une instabilité de fréquence et des arrêts automatiques, soulignant l’importance cruciale du contrôle en temps réel du système.
Parmi les principales causes identifiées figure une capacité insuffisante de contrôle de la tension, liée à la moindre présence de production synchrone. Dans un système fortement pénétré par des énergies renouvelables non synchrones telles que le solaire photovoltaïque et l’éolien, la fourniture de services système – notamment l’inertie, la régulation de fréquence et la puissance réactive – devient plus complexe, ce qui limite la capacité du réseau à absorber les perturbations. À cela s’ajoutaient un déploiement encore limité du stockage d’énergie (environ 28 MW de batteries à l’époque) réduisant les capacités de réponse rapide, ainsi qu’un faible niveau d’interconnexion avec les systèmes voisins, restreignant les possibilités de soutien externe.
Le diagnostic global met en évidence une défaillance systémique plutôt qu’une cause unique : une succession de conditions et d’événements ayant dépassé la résilience du système. Cette compréhension a guidé les mesures adoptées par la suite pour renforcer à la fois la gestion opérationnelle et la planification à long terme.
Un essor du stockage
Bien que la capacité installée de stockage par batteries ait augmenté de plus de 500 % depuis la panne, l’Espagne reste en queue de peloton en Europe, loin derrière des pays comme l’Allemagne, l’Italie ou le Royaume-Uni, qui disposent chacun de plusieurs gigawatts installés. Selon Red Eléctrica, l’Espagne ne comptait que 28 MW de capacité de batteries installée en avril 2025. En avril 2026, ce chiffre atteignait 193 MW, soit une progression annuelle de 589 %. Dans le même temps, le portefeuille de projets BESS s’est fortement étoffé, avec une hausse de 464 % des projets en cours de traitement sur un an.
La demande de stockage a également fortement progressé dans le segment de l’autoconsommation. En 2025, la capacité est passée de 155 MWh à 339 MWh, soit une augmentation de 119 %, selon APPA Renovables. Les installations résidentielles ont progressé de 155 %, tandis que les déploiements dans les secteurs commercial et industriel ont augmenté de 95 %, alors que ce segment était quasiment inexistant en 2023.
Autres évolutions réglementaires
La panne a également accéléré l’amélioration des dispositifs de surveillance et de contrôle du système. De nouveaux mécanismes et protocoles imposent désormais une plus grande transparence et un partage des données en temps réel entre tous les acteurs du système électrique. Les pouvoirs de supervision de la Commission nationale des marchés et de la concurrence (CNMC) ont été renforcés, et les procédures d’exploitation ont été mises à jour afin de permettre aux centrales renouvelables de moduler leur production de manière contrôlée, pour éviter les défaillances en cascade.
En outre, les producteurs d’énergies renouvelables sont désormais de plus en plus en mesure de contribuer au contrôle de la tension grâce à des capacités de type « grid-forming », une avancée importante de longue date défendue par le secteur.
Sur le plan des infrastructures, le ministère de la Transition écologique et du Défi démographique (MITECO) a présenté, peu après la panne, sa proposition de planification du réseau de transport d’électricité pour la période 2025–2030. Ce plan prévoit environ 13,6 milliards d’euros d’investissements pour intégrer les énergies renouvelables, renforcer les interconnexions et soutenir l’électrification de l’industrie, avec pour objectif d’atteindre une part de 81 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique d’ici 2030.
Des mesures visant à accélérer l’électrification ont également été adoptées. Un décret royal approuvé en novembre 2025 favorise le raccordement de nouvelles activités économiques , notamment industrielles, au réseau. Il introduit également une durée de validité de cinq ans pour les droits d’accès au réseau afin de limiter la spéculation et la rétention, et réduit les délais de réponse pour les extensions des réseaux de distribution, y compris celles liées aux infrastructures de recharge pour véhicules électriques.
Défis persistants
Malgré les progrès des énergies renouvelables, plus de 70 % de la consommation totale d’énergie en Espagne dépend encore des combustibles fossiles. Selon la Fondation des énergies renouvelables, les seules importations de gaz et de pétrole ont coûté plus de 51 milliards d’euros l’an dernier. Réduire cette dépendance au gaz et accélérer l’électrification des transports, de l’industrie et du chauffage demeure une priorité majeure.
Les contraintes du réseau restent également un enjeu important. Si 2025 a été une année de forte production renouvelable, elle a aussi mis en évidence des problèmes de saturation ayant conduit à des limitations de production. En moyenne, 3,11 % de l’électricité renouvelable n’a pas pu être injectée dans le réseau, avec des pics dépassant 10 % en juillet. Au total, 5 414 GWh d’électricité renouvelable ont été écrêtés. Dans le même temps, l’Espagne a enregistré un nouveau record d’heures de prix négatifs de l’électricité, avec 397 heures au premier trimestre.
Conséquences négatives
Une conséquence indirecte de la panne a été une dépendance accrue à la production d’électricité à partir de gaz pour stabiliser le réseau. Red Eléctrica a activé des mesures de renforcement reposant sur des centrales à cycle combiné, entraînant une hausse de 50 % de la production électrique à base de gaz entre mai et décembre 2025. En conséquence, les émissions de CO₂ du secteur électrique ont augmenté de 9 % sur un an, soit 2,44 millions de tonnes supplémentaires, selon l’Observatoire de la durabilité.
Les coûts du système ont également fortement augmenté. Les coûts d’exploitation ont atteint 1,8 milliard d’euros depuis le début de l’année, selon l’Observatoire des coûts des services système. Les coûts des services auxiliaires sont passés de 0,017 €/kWh en février 2025 à 0,029 €/kWh en février 2026. Toutefois, ces dernières semaines ont montré un certain apaisement de ces coûts, à mesure que davantage de producteurs renouvelables commencent à fournir des services de contrôle de la tension.
La panne a également mis en lumière le faible niveau d’interconnexion de l’Espagne avec le reste de l’Europe. Un an plus tard, la capacité d’échange transfrontalière ne représente toujours qu’environ 4 % de la capacité de production installée, bien en deçà des recommandations de l’Union européenne.
Des avancées sont néanmoins en cours. En 2025, la construction de l’interconnexion sous-marine dans le golfe de Gascogne avec la France a débuté : ce projet de 400 km permettra de porter la capacité d’échange de 2 800 MW à 5 000 MW. Plus récemment, le MITECO a signé un protocole d’accord avec l’Irlande pour étudier une nouvelle interconnexion sous-marine.
Responsabilités et enquêtes
La CNMC a engagé des premières démarches administratives après près d’un an d’enquête sur la panne. Le 17 avril, elle a lancé 20 procédures de sanction : une pour infraction très grave visant Red Eléctrica et 19 pour infractions graves concernant des actifs détenus par Endesa, Iberdrola, Naturgy, Repsol et Bahía de Bizkaia Electricidad.
Le régulateur a depuis élargi son enquête à 35 dossiers supplémentaires, principalement liés à Endesa et Iberdrola, dont certains concernent des incidents remontant à deux ans et sans lien direct avec la panne. La CNMC dispose désormais d’un délai pouvant aller jusqu’à 18 mois pour conclure ses investigations et, le cas échéant, prononcer des sanctions.
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