Black-out de la péninsule Ibérique du 28 avril : nouvelles informations

Trois rapports analysent le black-out du 28 avril en Espagne : que révèlent-ils ?

En seulement une semaine, trois rapports clés ont été publiés concernant le black-out majeur qui a affecté l’Espagne le 28 avril. Le premier émane du ministère de la Transition écologique et du Défi démographique (MITECO) le 17 juin. Le lendemain, Red Eléctrica de España (REE) a publié son rapport, suivi le 23 juin par celui de l’Association des entreprises électriques (AELEC). Deux autres rapports restent encore attendus : l’un de la Commission nationale des marchés et de la concurrence (CNMC), et l’autre d’ENTSO-E.

Oscillations de fréquence : le prélude au black-out

Les trois rapports s’accordent sur les oscillations de fréquence enregistrées sur le réseau durant la matinée précédant le black-out. Les premières oscillations, d’environ 0,2 Hz, semblent avoir une origine naturelle. Selon REE, elles sont compatibles avec une oscillation interzones du système électrique européen synchronisé. Le rapport d’AELEC précise que ces variations du mix correspondent à une réduction du nombre de centrales à cycle combiné connectées au système et que, par conséquent, ces oscillations pourraient être liées au programme de production de cette journée.

Dans tous les cas, ces premières perturbations ont été absorbées par le réseau sans nécessiter de mesures correctives significatives de la part de REE.

Le premier choc majeur : 12h03

À 12h03, une oscillation d’une plus grande ampleur (0,6 Hz) a été enregistrée. Elle a duré 4 minutes et 42 secondes, affaiblissant la capacité du système à amortir les perturbations. Cette oscillation, classée comme forcée et de nature locale, aurait pris naissance — selon le rapport de REE — dans une centrale photovoltaïque située dans la province de Badajoz.

En réponse, REE a activé plusieurs mesures :

• Réduction des échanges exportateurs avec la France de 800 MW, fixant le programme à 1 500 MW dans le sens exportateur.
• Modification du mode d’exploitation de l’interconnexion HVDC avec la France en puissance constante (objectif : 1 000 MW de l’Espagne vers la France).
• Renforcement du réseau par la connexion de cinq circuits 400 kV qui étaient déconnectés afin de réduire l’impédance du système.
• Ouverture de réactances afin de contrer la chute de tension provoquée par les oscillations.

Une situation de plus en plus tendue

Malgré ces actions correctives, une nouvelle oscillation de 0,6 Hz s’est produite à 12h16, provoquant de nouvelles chutes de tension sur le réseau. En conséquence, davantage de réactances ont été activées.

À 12h19, une autre oscillation a été enregistrée, avec une fréquence plus faible (0,2 Hz), mais caractérisée par une amplitude beaucoup plus importante que les précédentes (jusqu’à 200 mHz). L’origine de cette oscillation est attribuée à une oscillation interzones dérivée du mode continental Est-Centre-Ouest du système électrique européen.

En réponse à cette nouvelle perturbation, de nouvelles mesures ont été prises :

• Nouvelles connexions de lignes 400 kV pour réduire l’impédance.
• Réduction des échanges exportateurs avec la France à 1 000 MW (le lien HVDC exportant déjà 1 000 MW de l’Espagne vers la France, cela impliquait un solde nul sur les lignes AC). Cela représente une réduction totale des échanges de 1 300 MW.
• Réduction des échanges exportateurs avec le Portugal de 2 545 MW à 2 000 MW.

À 12h22, une fois la fréquence stabilisée, la tension a commencé à augmenter dans les marges d’exploitation. En réponse, REE a initié le couplage de réacteurs dans différentes sous-stations afin de ralentir cette hausse.

REE souligne que, contrairement aux premières oscillations, ces dernières n’étaient pas d’origine naturelle mais « forcées ». Son analyse pointe à nouveau une centrale photovoltaïque située à Badajoz comme déclencheur possible.

Les mesures correctives ont-elles affaibli le système ?

L’une des questions clés est de savoir si les actions de mitigation elles-mêmes auraient pu, paradoxalement, rendre le système plus vulnérable aux perturbations suivantes.

Cette hypothèse est fortement soutenue dans le rapport d’AELEC, qui estime même l’augmentation de génération réactive provoquée par ces mesures à 3 GVAr, avec un déséquilibre particulièrement marqué dans le sud.

REE reconnaît également que ces actions ont permis de contrôler la situation, mais au prix d’une augmentation de la tension du système.

Analyse détaillée de l’impact des mesures adoptées

• Renforcement du réseau : la connexion de cinq lignes 400 kV a permis de réduire les impédances, mais a également augmenté les flux de puissance réactive. Si cette puissance n’est pas correctement absorbée, elle peut entraîner une augmentation dangereuse de la tension. AELEC souligne que la reconnexion de lignes restées inactives pendant plusieurs jours a aggravé la situation de surtension.
• Modification de l’interconnexion avec la France : le passage d’un échange AC à un échange DC a permis de stabiliser les premières oscillations, mais pourrait avoir réduit la flexibilité du système face aux perturbations ultérieures. Le rapport d’AELEC indique qu’une analyse plus détaillée est nécessaire pour évaluer pleinement son impact.

Malgré des signes de reprise du système, la tension a continué d’augmenter. Initialement dans les limites admissibles, elle a fini par les dépasser, suggérant que les mesures de contrôle étaient insuffisantes ou inadaptées.

Pourquoi la surtension n’a-t-elle pas été contenue ?

Le rapport du MITECO suggère trois causes possibles expliquant le manque de capacité automatique du système à gérer la surtension :

1. Défaillance de planification : l’opérateur du système (REE) n’avait pas programmé suffisamment de centrales conventionnelles connectées pour réguler la tension.
2. Défaillance d’exécution : les centrales programmées n’ont pas rempli leur fonction, malgré leur disponibilité.
3. Combinaison des deux : il n’y avait pas suffisamment de centrales, et celles disponibles n’ont pas correctement fonctionné.

Une divergence majeure apparaît ici :

• REE défend l’idée d’une défaillance d’exécution : les centrales n’ont pas répondu conformément à la Procédure d’Exploitation 7.4.
• AELEC pointe plutôt une défaillance de planification, soulignant que le nombre de groupes alloués était le plus faible de l’année et concentré dans le nord, limitant ainsi leur efficacité.

Le rapport d’AELEC insiste notamment sur le fait que REE a décidé de ne pas remplacer une centrale à cycle combiné (CCGT) prévue le jour du black-out dans la zone sud, déclarée indisponible la veille au soir en raison d’un incendie. REE répond toutefois que, malgré cette indisponibilité, le système restait sécurisé.

Une déconnexion massive trop précoce ?

Le second grand sujet de débat concerne la déconnexion soudaine de plus de 2 000 MW de production en quelques secondes et sur différentes installations.

• MITECO et REE détaillent la séquence de ces déconnexions.
• AELEC estime qu’il doit exister une cause systémique expliquant ce comportement simultané et généralisé.

À 12h32:57, un transformateur s’est déconnecté dans une sous-station de Grenade. REE affirme dans son rapport que cette déconnexion était incorrecte, car la tension sur le réseau de transport restait dans les limites réglementaires.

À 12h33:16, soit à peine 19 secondes plus tard, une autre déconnexion est survenue à Badajoz. Là encore, REE indique que les niveaux de tension étaient conformes aux marges établies.

Ces déconnexions ont provoqué une nouvelle hausse de la tension du système, la capacité d’absorption de puissance réactive de ces générateurs ayant été perdue, tout comme la circulation de puissance du sud vers le nord.

L’ensemble de ces événements a conduit à une perte en cascade de capacités de production. Cela a impliqué une perte simultanée de la capacité dynamique de contrôle de tension et de l’absorption de puissance réactive, alors même que les technologies conventionnelles perdaient leur rôle de soutien, conduisant finalement à un « zéro électrique » du système.

Conclusion

Les trois rapports publiés jusqu’à présent s’accordent pour souligner le caractère multifactoriel du black-out, bien que chacun mette l’accent sur différents aspects en fonction du rôle et des compétences de l’organisme émetteur.

Alors que REE défend que la capacité du système à contrôler la tension était suffisante, MITECO et AELEC estiment tous deux que cette capacité était la plus faible enregistrée de toute l’année et la jugent clairement insuffisante.

Par ailleurs, REE et MITECO affirment que certaines centrales n’ont pas correctement appliqué la Procédure d’Exploitation 7.4 relative au contrôle de tension sur le réseau de transport, un point qu’AELEC n’aborde pas dans son rapport.

En l’absence de données publiées par l’opérateur du système, AELEC évite de se prononcer en détail sur le phénomène des déconnexions en cascade des installations de production. De son côté, REE considère que ces déconnexions se sont produites de manière incorrecte.

Dans l’attente des rapports d’ENTSO-E et de la CNMC, tel est l’état actuel de l’analyse du black-out du 28 avril.

Depuis Haya Energy Solutions, nous continuerons à vous tenir informés de toute évolution pertinente.

 

Pablo Gandullo Romero