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Ingénierie

La panne ibérique n'a pas de cause unique. Les 8 réglages vus par le panel s'écartaient des règles

20 octobre 2026 8 min de lecture

Le 28 avril 2025, à 12:33, heure d'été d'Europe centrale, les réseaux électriques de l'Espagne continentale et du Portugal se sont effondrés. L'Espagne a perdu 25 638 MW de demande, la totalité. Le Portugal en a perdu 5 900 MW, la totalité aussi. Le réseau de transport portugais était rétabli à 00:22 le lendemain, l'espagnol vers 04:00. L'enquête publiée par l'ENTSO-E, l'association des gestionnaires de réseaux de transport européens, parle de la panne la plus grave en Europe depuis 20 ans.

Le 20 mars 2026, le panel d'experts constitué selon les règles européennes a publié son rapport final : 472 pages, écrites par 49 experts (30 issus de régulateurs de l'énergie, 19 de gestionnaires de réseau, de centres de coordination régionaux et d'organes de l'ENTSO-E), sous la direction de deux experts d'opérateurs non directement touchés, Klaus Kaschnitz d'APG (Autriche) et Richard Balog de MAVIR (Hongrie). Il s'appuie sur un rapport factuel du 3 octobre 2025 et précise d'emblée qu'il n'a pas vocation à « attribuer une responsabilité ».

Je ne suis pas ingénieur en systèmes électriques. Je construis et j'exploite des logiciels, et le premier jet d'un post-mortem réclame souvent un seul coupable. Celui-ci refuse d'en nommer un, et c'est voulu. J'ai lu son résumé de gestion, l'analyse déclenchement par déclenchement, le chapitre sur le contrôle de la tension et les recommandations. Voici comment le réseau a lâché, et ce qui me semble transposable.

Les 78 secondes, simplement

Un réseau en courant alternatif doit garder sa tension dans une plage. Les opérateurs la pilotent avec la puissance réactive : certains équipements en absorbent et font baisser la tension, tandis que des lignes à haute tension peu chargées la font monter. Juste avant l'événement, la production dans le sud-ouest de l'Espagne était très élevée par rapport à la consommation locale.

Deux épisodes d'oscillations sont venus d'abord. De 12:03 à 12:08, une oscillation locale à 0,63 Hz, que le panel classe comme oscillation forcée pilotée par des convertisseurs, la plus forte près d'une centrale à onduleurs. De 12:19 à 12:22, une oscillation à 0,2 Hz entre l'est, le centre et l'ouest de l'Europe. Les salles de contrôle ont amorti les deux en réduisant les exports vers la France, en couplant des lignes et en changeant le mode de la liaison HVDC vers la France. Ça a marché. Ça a aussi fait monter la tension.

À partir de 12:32:00, la tension a grimpé sur de nombreux nœuds. En 48 secondes, de grandes centrales renouvelables ont réduit leur production d'environ 500 MW. Elles tournaient à facteur de puissance fixe, comme le prévoyaient les règles espagnoles pour les renouvelables : elles absorbaient de la puissance réactive proportionnellement à leur production et ignoraient la tension. Moins de production, moins d'absorption, donc une tension encore plus haute. Dans l'analyse du panel, plusieurs centrales conventionnelles ont fourni moins de soutien en puissance réactive que ne le demandait leur référence. Les inductances shunt, l'outil statique du réseau pour absorber de la puissance réactive, se commutaient à la main, et certaines avaient été déconnectées quelques minutes plus tôt parce que la tension était alors trop basse.

À 12:32:57, premier déclenchement majeur : un transformateur 400/220 kV près de Grenade, qui transportait 355 MW. Puis 727 MW près de Badajoz à 12:33:16, et 928 MW dans cinq provinces à 12:33:18. Ces déclenchements ont retiré des centrales qui absorbaient de la puissance réactive, ce qui a poussé la tension plus haut et provoqué d'autres déclenchements. En comptant la production perdue et la hausse de la charge nette dans les réseaux de distribution, le panel additionne plus de 2,5 GW entre 12:32:00 et 12:33:18. Cela fait 78 secondes.

À 12:33:19, l'Espagne et le Portugal ont commencé à perdre le synchronisme avec le reste de l'Europe. Le délestage automatique s'est déclenché comme prévu et n'a pas pu arrêter l'effondrement. À 12:33:21,535, des protections ont ouvert les lignes vers la France, ce qui a gardé la perturbation hors du reste du continent.

Un arbre, pas un coupable

La méthode du panel est « vaguement inspirée des 5 pourquoi ». Sa réponse est un arbre des causes racines, et il dit explicitement que l'ordre des facteurs ne les hiérarchise pas. La liste comprend le facteur de puissance fixe, plusieurs producteurs conventionnels qui ont respecté leur référence de puissance réactive dans moins de 75 % des échantillons, une règle sans exigence dynamique ni conséquence économique, l'absence de limite de rampe pour les centrales à facteur de puissance fixe, des inductances manuelles, des réglages de protection écartés des exigences, du solaire en toiture qui se déconnecte sur surtension, et un réseau espagnol de 400 kV exploité dans une plage de tension plus large que le reste de l'Europe.

Deux autres points comptent autant que la liste. Les simulations indiquent que même une inertie nettement plus élevée n'aurait pas empêché la perte de synchronisme, alors que de plus grandes marges de puissance réactive auraient pu empêcher l'effondrement. Et pour de nombreux déclenchements, le panel n'a pas pu établir la cause : les propriétaires invoquaient l'absence d'enregistrements de défaut.

Red Eléctrica, l'opérateur espagnol, a déclaré le 20 mars que le rapport ne montre aucun manquement ni comportement de sa part qui aurait pu causer la panne. Le 17 avril 2026, le régulateur espagnol, la CNMC, a ouvert des procédures de sanction pour des indices de manquement, en ajoutant qu'ils n'attribuent pas à eux seuls la cause de la panne aux entreprises concernées. La presse espagnole a fait état d'une vingtaine de procédures ce jour-là, dont une visant Red Eléctrica elle-même, et Europa Press en a rapporté d'autres plus d'une semaine après. La CNMC indique que ces procédures durent au plus neuf à 18 mois, selon la gravité de l'infraction présumée.

Quatre détails auxquels je reviens sans cesse

L'indicateur de contrôle vivait dans un rapport mensuel. Selon la procédure d'exploitation espagnole 7.4, publiée en 2000, l'opérateur calculait pour chaque producteur conventionnel la puissance réactive attendue, sa référence Q. Cette référence n'était pas envoyée en temps réel. Elle servait après coup, pour la rémunération, les pénalités et les rapports mensuels de respect, et l'opérateur ne surveillait pas l'écart en temps quasi réel. Le service comptait comme rendu si au moins 9 des 12 échantillons d'une heure étaient conformes. Des pénalités existaient sur le papier, mais le panel indique qu'elles ne semblent pas avoir été appliquées en pratique, faute du dispositif économique qu'elles exigeaient. Le président de la CNMC a pour sa part déclaré aux parlementaires espagnols le 21 avril 2026 que la procédure était en vigueur et contraignante ce jour-là. Un amendement proposé en 2021 a été approuvé en juin 2025, après la panne. L'analogie logicielle, et ce n'est qu'une analogie : un objectif de niveau de service qui n'existe que dans la facture.

La marge allait de zéro à 5 kV. La plage harmonisée européenne pour le réseau 400 kV est de 380 à 420 kV, ce que le rapport décrit comme « conçue pour garantir des marges de sécurité suffisantes entre le fonctionnement normal et les tensions où se produisent les déconnexions ». Les dispositions espagnoles permettaient à l'opérateur d'exploiter le réseau jusqu'à 435 kV, alors que les producteurs ne devaient rester connectés que jusqu'à 435 ou 440 kV, selon leur date de mise en service. La tension maximale que le réseau pouvait atteindre et la tension à laquelle les producteurs pouvaient se déconnecter étaient presque le même nombre.

Un seuil de coupure que personne en amont n'avait revu. Le propriétaire du transformateur de Grenade l'avait réglé pour déclencher à 242 kV côté 220 kV, soit 1,10 par unité, sans temporisation. L'opérateur n'a pas revu ce réglage, car il n'avait pas à être coordonné avec la protection du réseau de transport. Juste avant le déclenchement, le côté 400 kV affichait 417,9 kV, dans la plage normale. Un enregistreur à environ 500 mètres ne montre pas le transitoire de 5 millisecondes qui l'a provoqué ; le panel juge possible un transitoire de mesure ou une erreur du relais. Sur les 19 déclenchements entre 12:32:57 et 12:33:19, dont 18 après 12:33:16, le panel constate que 9 s'écartaient des exigences applicables, pour 1 866,7 MW. Il a reçu les réglages de surtension de 8 dispositifs de protection. Les 8 s'écartaient.

Il y avait eu une répétition. Le 22 avril, six jours plus tôt, la position nette commerciale de l'Espagne a chuté de 1,6 GW à 19:00 quand les programmes de production ont changé, alors que la production solaire déclinait. Les tensions ont monté ; un point de mesure 400 kV a enregistré 452 kV à 19:02:27, et des installations de production et de consommation se sont déconnectées sur surtension. Environ trois minutes après 19:00, des centrales conventionnelles en cours de connexion ont atteint leur minimum technique et pu contrôler la tension, et à 19:05 l'opérateur avait connecté 22 inductances shunt. Le 22 avril n'a donné aucune cascade, ni enquête selon l'échelle européenne de classification des incidents. Parmi les différences que souligne le panel : le 22 avril, il n'y avait pas d'oscillations notables ni de période de basse tension avant la hausse.

Ce que je copierais

Pas la physique. Les habitudes.

  1. Surveille l'objectif de contrôle en direct. Un indicateur calculé seulement pour un rapport mensuel n'est pas un contrôle.
  2. Écris la marge entre le fonctionnement normal et le point où le système se déconnecte lui-même, et alerte bien avant.
  3. Fais l'inventaire des protections que d'autres parties règlent sur ton système. Le seuil de coupure sans temporisation d'un tiers fait partie de ton architecture, que tu l'aies revu ou non.
  4. Demande ce que chaque correctif fait à la prochaine panne. Amortir les oscillations a fait monter la tension. Le délestage était là pour stopper la chute de fréquence, mais certaines des unités qu'il a déconnectées, des stations de pompage-turbinage par exemple, absorbaient de la puissance réactive, et le rapport dit que cela a aggravé la surtension.
  5. Traite un presque-accident comme un incident. Le 22 avril n'a eu aucune enquête européenne ; le 28 avril en a eu 472 pages.
  6. Conserve les preuves. Les responsables du panel ont échangé plus de 240 e-mails et courriers avec des tiers en Espagne entre le 28 juin 2025 et le 17 février 2026 pour collecter des données, et certains déclenchements n'ont toujours aucun enregistrement de défaut. Une de ses 21 recommandations numérotées demande un paquet de données standard après événement dans les 24 heures.

Les recommandations sont volontaires, et le rapport dit que leur suivi sort de son mandat. Elles comprennent un mode de contrôle de la tension pour les producteurs, la commande automatique des inductances shunt, l'application de la plage de tension harmonisée et des essais de reconstitution du réseau (black-start), de préférence tous les trois ans.

Le réseau n'a pas lâché parce qu'une pièce a cassé. Il a lâché parce que de nombreux réglages et règles locaux, chacun détenu par une partie différente, n'ont jamais été surveillés ensemble, à la vitesse à laquelle la tension bougeait.

Sources

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