La panne d’électricité ibérique : Ce qui s’est passé et premières leçons

J’ai consacré cette semaine une partie de mon temps à l’analyse de la panne d’électricité massive qui a frappé l’Espagne et le Portugal il y a quelques jours, et je partage aujourd’hui une partie de ce que j’en ai appris. Je commence par un bref aperçu du fonctionnement du réseau, suivi de quelques réflexions préliminaires sur l’importance de la panne ibérique.

Le Financial Times explique ce qui s’est passé :

[D]ebut de semaine, l’Europe a connu l’une des pires pannes de courant de son histoire en Espagne et au Portugal, qui s’est étendue de lundi midi à mardi matin. Cet épisode souligne que les économies avancées ne peuvent pas non plus se permettre de se reposer sur leurs lauriers quant à leur résilience électrique.

L’électricité a été rétablie dans la péninsule ibérique. Mais les scènes de blocage et de confusion ne seront pas oubliées de sitôt.

Les causes de la panne restent floues. Les autorités espagnoles affirment que l’Espagne a perdu 60 % de son approvisionnement en électricité en seulement cinq secondes lundi. La fréquence du réseau a chuté brutalement, provoquant l’arrêt des centrales électriques, qui s’est ensuite répercuté sur le Portugal.

Mark Nelson, de Radiant Energy, a partagé hier sur X/Twitter (et traduit de l’espagnol) le point de vue éclairé d’un expert espagnol anonyme en énergie sur les causes de la panne d’électricité :

Les événements du 28 avril ont une origine bien précise : le corridor Aragon-Catalogne, l’une des autoroutes électriques les plus importantes d’Espagne. Il s’agit non seulement de l’électricité produite par nos parcs solaires et éoliens du nord-est, mais aussi de celle que nous importons de France. Cette interconnexion internationale, bien que faible (elle ne peut contribuer qu’à 3 % de notre demande, bien en deçà du minimum de 10 % fixé par l’UE), est essentielle à l’équilibre du réseau en période de tension.

À 12 h 32, une décharge électrique s’est produite dans le corridor Aragon-Catalogne. Que signifie exactement « secousse » ? Cela signifie que, soudainement et anormalement, la puissance circulant dans ces lignes a commencé à varier violemment, augmentant et diminuant en très peu de temps.

Ce que l’on sait, c’est qu’à la suite de ce tremblement de terre, l’interconnexion avec la France a bondi : nous nous sommes retrouvés isolés juste au pire moment, quand la péninsule avait besoin d’un soutien extérieur pour se stabiliser.

Sans l’aide française, la fréquence du réseau péninsulaire (qui devrait toujours être de 50 Hz exactement) a commencé à chuter rapidement. La fréquence est comme le cœur du réseau : si elle chute trop, les systèmes comprennent que le patient (le réseau) est en train de s’effondrer et se déconnectent automatiquement pour éviter l’autodestruction. Ainsi, en seulement cinq secondes, les parcs solaires et éoliens ont été éteints — très sensibles aux variations de fréquence —, 15 GW de puissance ont été soudainement perdus (60 % de toute l’électricité produite à ce moment-là), et le réseau n’a plus pu le supporter : il s’est complètement effondré, affichant la plateforme Redeia (REE) à « 0 MW » à l’échelle nationale. Cela ne signifie pas que toutes les turbines étaient physiquement éteintes, mais qu’aucun générateur n’était synchronisé à la fréquence commune de 50 Hz. C’était, en pratique, un pays hors service.

Qu’est-ce que la fréquence du réseau ? L’ Oxford Institute for Energy Studies explique :

La fréquence du réseau électrique est la vitesse de rotation des éléments rotatifs du système électrique et se mesure en hertz (Hz), c’est-à-dire en oscillations par seconde. ¹ Les zones synchrones, c’est-à-dire celles qui partagent une fréquence de réseau et donc la tâche de la maintenir, ne correspondent souvent pas aux frontières nationales, ni même à la juridiction des systèmes d’échange d’électricité. Par exemple, le réseau américain est divisé en trois réseaux synchrones (ou « interconnexions »). En revanche, vingt-quatre pays d’Europe continentale partagent un réseau synchrone commun. La fréquence nominale de tous les réseaux électriques mondiaux est de 50 Hz ou 60 Hz. ²

Pour maintenir la fréquence à ce niveau stable prédéterminé, un équilibre précis entre production et consommation est nécessaire sur l’ensemble du réseau. L’objectif d’un fonctionnement normal est de maintenir la fréquence à +/- 0,5 Hz du niveau nominal. Dans la plupart des réseaux, le système entre en mode de fonctionnement d’urgence et peut subir des pannes partielles, planifiées ou non. Si l’écart s’aggrave, il peut entraîner une panne du système, avec perte totale de l’alimentation électrique. Le rétablissement d’une telle situation peut prendre un temps considérable, avec des conséquences extrêmes tant sur le plan économique que sur le bien-être humain.

L’une des façons de maintenir la fréquence du réseau à un niveau constant est l’inertie du système, définie par l’ERCOT (Electricity Reliability Council of Texas) comme suit :

L’inertie d’un système électrique se définit comme sa capacité à s’opposer aux variations de fréquence dues à la résistance des masses en rotation. Le niveau d’inertie d’un système dépend à tout instant de la quantité d’énergie cinétique stockée dans les masses en rotation des machines interconnectées de manière synchrone, notamment des générateurs de différents types et des moteurs fonctionnant de manière synchrone. À mesure que la pénétration des ressources de production asynchrones basées sur des onduleurs (par exemple, l’éolien, le solaire, les batteries) augmente dans le mix de production ERCOT, l’inertie synchrone du système diminue inévitablement, notamment en cas de faible charge.

L’inertie du système détermine le taux initial de déclin de fréquence après une perte soudaine de production.

Détaillons cela un peu. Une forte inertie du système signifie qu’une baisse de fréquence du réseau, causée par exemple par la mise hors service inattendue d’une centrale électrique, sera atténuée dans une certaine mesure, évitant idéalement une défaillance en cascade du système. Une inertie plus faible atténue moins la baisse de fréquence et augmente donc le risque de défaillance systémique.

Pour revenir aux commentaires de l’expert énergétique espagnol anonyme partagés ci-dessus, lorsque le corridor électrique Aragon-Catalogne a subi un choc et a été mis hors ligne, la fréquence du réseau espagnol a commencé à baisser et l’inertie du système était insuffisante pour empêcher une défaillance en cascade du système, ce qui a entraîné une panne massive.

La figure ci-dessous, via John Kemp , montre ce qui s’est passé ensuite.

Par John Kemp , 1er mai 2025

La figure indique pourquoi le réseau espagnol avait une inertie si faible à midi le 28 avril, ce qui rendait difficile d’amortir la perte de l’interconnexion française. Au moment où l’électricité a été perdue, la production était principalement solaire et éolienne, qui n’apportent aucune inertie à un réseau électrique, comme vous pouvez le voir dans la figure ci-dessous.

Source : OIES 2023

Le nucléaire génère la plus grande inertie du système, suivi du gaz naturel (cycle combiné). L’ Oxford Institute for Energy Studies explique :

[La figure] montre que les masses en rotation les plus lourdes sur un réseau, celles qui offrent souvent la plus forte inertie, tant en termes relatifs qu’absolus, sont les groupes turbines à vapeur des grandes centrales nucléaires. Pour les plus grandes tranches nucléaires d’une puissance supérieure à 1 200 mégawatts (MW), le train de tiges, avec ses turbines et ses rotors d’alternateur, peut atteindre 70 mètres de long et avoir une masse en rotation totale supérieure à 1 100 tonnes. Des turbines de cette taille fonctionnent à « demi-vitesse », ce qui signifie que cette masse tourne à la moitié de la fréquence du réseau (1 500 tours par minute pour les réseaux à 50 Hz, 1 800 pour les réseaux à 60 Hz), afin de limiter les contraintes de traction. Accélérer ou ralentir un composant aussi lourd nécessite une énorme quantité d’énergie, ce qui explique l’effet d’amortissement qu’une telle turbine exerce sur toute perturbation du réseau.

L’impact de la pénétration croissante de l’énergie éolienne et solaire sur la stabilité du réseau électrique est reconnu depuis longtemps. En 2009, par exemple, la Commission fédérale de réglementation de l’énergie a commandé une étude sur les risques liés à l’augmentation de l’énergie éolienne et solaire pour la fiabilité du réseau électrique.

Maintenir une fréquence constante sur le réseau n’est pas le seul avantage de l’inertie du système. Le tableau ci-dessous, tiré de l’OIES 2023 , illustre plusieurs raisons pour lesquelles l’inertie est importante pour la fiabilité du réseau.

Un réseau peut-il fonctionner sans l’inertie des centrales électriques conventionnelles ? Personne ne semble le savoir. Le Laboratoire national des énergies renouvelables a conclu en 2020 :

Les coûts (ou la nécessité) de développer un système capable de fonctionner de manière fiable dans des conditions d’inertie quasi nulle doivent encore être analysés en détail, notamment en comparaison avec le maintien du système synchrone actuel avec des modifications suffisantes pour s’adapter à des niveaux très élevés de pénétration de la production variable.

Voici quelques conclusions provisoires tirées de cette étude :

• L’énergie nucléaire est non seulement sans carbone, mais elle contribue de manière significative à la fiabilité du réseau électrique ;

• L’énergie solaire et éolienne, si elles sont produites à des niveaux élevés, créent des instabilités et des risques pour le réseau ;

• L’évolution des systèmes énergétiques a progressé sans accorder suffisamment d’attention aux risques et aux vulnérabilités résultant du changement du système ;

• L’inertie du système était un avantage de la production d’électricité de base à grande échelle, mais elle a été sous-estimée. Ce n’est plus le cas.

La leçon principale que je tire de la panne d’électricité en Espagne est que, quel que soit le rôle futur du solaire et de l’éolien dans la production d’électricité, ce rôle doit s’appuyer sur l’énergie nucléaire, complétée par du gaz naturel distribuable. 

Je doute que la panne d’électricité en Ibérie soit la dernière, en raison de la faible inertie du système.