La panne géante d’électricité qui a eu lieu récemment, fin avril, dans la péninsule ibérique a mis en évidence une certaine vulnérabilité du système électrique. La sécurité énergétique est donc devenue une question clef d’actualité. 

Mais que signifie la sécurité d’approvisionnement ? Il s’agit de la capacité d’un pays à garantir un flux d’énergie continu, décarboné et à des prix abordables. Ces trois éléments constituent la base du trilemme énergétique. 

• Une structure de réseau obsolète

Le modèle de production d’électricité a considérablement évolué au cours des dernières décennies, passant d’une production centralisée, dominante au XXe siècle, à une production distribuée, le modèle actuel. 

Ce changement pose des problèmes d’infrastructure, car les réseaux électriques ont été conçus pour un système centralisé et non pour une production distribuée. Par conséquent, l’infrastructure du réseau d’approvisionnement en électricité n’a pas évolué au même rythme que la structure de production. 

Actuellement, le système électrique espagnol se distingue par une puissance installée principalement renouvelable. Un exemple clair est la note publiée le 4 février 2025 par REE (Red Eléctrica de España), qui souligne que l’énergie solaire photovoltaïque a dépassé pour la première fois l’énergie éolienne, ensemble, ces deux technologies représentent 50 % du mix électrique. 

Le graphique ci-dessous montre l’évolution de la puissance installée par technologie de production ainsi que la demande d’électricité au cours de la dernière décennie. 

En ce qui concerne l’évolution de la demande, une tendance à la hausse est observée jusqu’en 2018. Par la suite, la demande décroit. Il y a une baisse significative en 2020, due à la pandémie de COVID-19. Puis, en 2021, la demande a montré une légère reprise, avant de poursuivre sa tendance baissière les années suivantes, avec un léger rebond lors de la dernière année analysée. Toutefois, les valeurs actuelles restent inférieures à celles enregistrées en 2018. 

Cette baisse de la demande coïncide temporairement avec une croissance notable: le développement de la puissance installée photovoltaïque, ce qui a contribué à augmenter la vulnérabilité du système électrique. 

Cette évolution de la structure du système de production est essentielle dans le cadre de ce que l’on appelle le trilemme énergétique, car elle a contribué à sa décarbonisation, a modifié la structure des prix, donnant même lieu à des prix négatifs sur le marché de gros, et a également entraîné une série de risques en termes de stabilité de l’approvisionnement. 

À cet égard, l’évolution du mix énergétique au cours de la dernière décennie montre que certaines technologies traditionnelles, comme le charbon et les CCGT, ont perdu de leur poids par rapport à l’énergie photovoltaïque, dont sa contribution a été multipliée par cinq. 

Cette évolution a de graves conséquences sur la stabilité du système électrique, car elle se traduit par une réduction de la capacité d’inertie rotative inhérente au système, c’est-à-dire la capacité à absorber les fluctuations de fréquence. Les centrales conventionnelles ont des générateurs synchronisés qui fonctionnent à la fréquence du réseau. Par conséquent, elles fournissent une inertie au système qui agit comme un tampon contre les défaillances, laissant aux autres sources de production le temps de réagir. 

 Pour atténuer cet effet d’oscillations, les services systèmes, en particulier la réserve primaire, jouent un rôle crucial. L’énergie photovoltaïque, par l’absence totale d’éléments rotatifs, ne contribue pas à l’inertie du système. L’énergie éolienne contribue à l’inertie mécanique, mais celle-ci ne peut être transférée directement à la fréquence du réseau de courant alternatif. Bien que les éoliennes tournent, leur vitesse ne correspond pas à la fréquence du réseau. 

Les experts et les organismes de réglementation ont mis en garde contre les signaux transmis para le système électrique. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), début de l’année 2025, a signalé dans son rapport qu’une forte intégration des énergies renouvelables, associée à une baisse de la demande, pourrait provoquer des oscillations importantes susceptibles d’entraîner des coupures de courant.

• Oscillations sur le réseau 

Le réseau électrique européen fonctionne à une fréquence de 50 Hz, dont le contrôle est essentiel pour garantir la stabilité du système face aux déséquilibres entre la production et la demande. Le réseau ne supporte que de faibles variations de fréquence allant jusqu’à 2 Hz par seconde ; les changements brusques entraînent la déconnexion automatique des centrales pour éviter tout dommages. Les installations doivent fonctionner sans déconnexion tant que la fréquence reste comprise entre 48,5 Hz et 51 Hz. Si ces limites sont dépassées, la déconnexion peut avoir lieu après 30 minutes. 

En ce qui concerne la tension, les actifs raccordés aux réseaux de transport (>110 kV) doivent résister indéfiniment à des surtensions de 11,8 % et à d’autres variations pendant 60 minutes. En revanche, les installations raccordées aux réseaux de distribution (<110 kV) sont soumises à des limites plus strictes : pour une surtension de 10 %, la résistance n’est requise que pendant 1,5 seconde, et dans le cas d’une surtension de 15 %, seulement 0,2 seconde. Par conséquent, les centrales peuvent être mises hors service en raison de fréquences trop basses ou élevées persistantes, d’effondrements de tension ou de tensions excessivement élevées. 

Les oscillations de tension et de fréquence se sont multipliés ces derniers temps. Par exemple, le 22 avril 2025, d’une part, le réseau ferroviaire entre Madrid et les Asturies a subi un déséquilibre due à un excès de tension qui a activé les protections des sous-stations de Chamartín à Pajares, selon le ministre des Transports. D’autre part, la raffinerie Repsol de Cartagena (Murcie) a connu un arrêt inattendu, également attribué à des problèmes techniques d’approvisionnement en électricité. 

• La panne géante d’électricité

La panne géante d’électricité du 28 avril est la plus grande preuve des importantes vulnérabilités du système en termes de sécurité d’approvisionnement. Cet événement a fait l’objet d’une analyse exhaustive que nous vous recommandons de lire : flash info – Iberian Peninsula’s blackout on 28 April.  

 Le début de cet événement correspond à une série d’oscillations de fréquence qui ont conduit à une perte de production d’environ 2,2 GW dans la moitié sud de l’Espagne. La fréquence a alors chuté jusqu’au point critique de 48 Hz. Cela a entraîné la déconnexion automatique des interconnexions avec le Portugal et la France, suivie d’une défaillance complète du réseau. 

Le rétablissement du système électrique a été progressif et dépendait de la capacité de démarrage à froid (black-start) des centrales principales. Le succès d’une centrale portugaise dotée de cette capacité a souligné l’importance de disposer d’infrastructures prêtes à redémarrer le réseau sans dépendre d’autres connexions.

• Infrastructure du réseau

 

L’un des principaux points mis en évidence par la panne est la saturation de l’infrastructure du réseau en Espagne, qui nécessite des investissements urgents et importants. Cette situation est la conséquence du changement de paradigme susmentionné ; passage d’un modèle de production centralisée, pour lequel le système électrique espagnol a été conçu, à un modèle basé sur une production plus distribuée. 

Cependant, la saturation du réseau électrique n’est pas une conséquence directe du black-out, car ce problème avait été signalé auparavant par des associations du secteur, telles que AELEC, – Association des Entreprises d’Energie Electrique, qui avaient mis en garde contre la nécessité de renforcer massivement les réseaux. 

Si les investissements nécessaires ne sont pas réalisés pour renforcer le réseau électrique, l’Espagne risque de se retrouver pratiquement isolée, avec une capacité d’interconnexion très limitée avec d’autres pays et un degré élevé de saturation de bon nombre de ses lignes intérieures. En cas de crise ou de besoin ponctuel, cette faible capacité de connexion avec l’extérieur réduit considérablement les possibilités d’importer de l’énergie provenant des pays voisins. Les interconnexions électriques sont donc essentielles pour assurer la sécurité et la stabilité de l’approvisionnement en Europe.  

La péninsule ibérique fonctionne pratiquement comme une « île énergétique » au sein de l’Union européenne, avec une capacité d’interconnexion de seulement 3 GW avec la France et 4 GW avec le Portugal. Actuellement, seulement 6,5 % de l’électricité produite en Espagne peut être exportée vers les pays voisins. Ce qui le place en troisième position des pays avec les plus faibles taux d’interconnexion de l’UE, devant Chypre et la Pologne. Si l’on exclut le Portugal, la capacité d’interconnexion avec le reste du continent est réduite à 2 %. 

Bien que le Conseil européen ait fixé comme objectif pour tous les pays membres d’atteindre un taux d’interconnexion de 10 % en 2025 et de 15 % d’ici 2030, l’Espagne dépasse à peine 4 % en 2025, soit la moitié de l’objectif fixé pour cette année-là et seulement un tiers de l’objectif fixé pour les cinq années à venir. En 2024, la liaison avec la France a été saturée plus de 67 % du temps, ce qui prouve l’urgence d’améliorer cette infrastructure. 

Le graphique révèle une grande disparité entre les pays de l’UE : alors que la Slovénie, la Lituanie ou le Danemark dépassent actuellement l’objectif européen de 15% d’interconnexion d’ici à 2030, d’autres pays sont bien en deçà. Dans le cas de l’Espagne, pour remédier à cette situation, une nouvelle interconnexion sous-marine avec la France est déjà en cours de construction, composée de quatre câbles qui ajouteront 2 GW de capacité, portant le total à 5 GW. L’achèvement des travaux est prévu pour 2028. 

• Les onduleurs

Dans la transition énergétique actuelle et avec l’intégration croissante des énergies renouvelables, les onduleurs jouent un rôle clé en fournissant l’inertie auparavant assurée par les actifs synchrones. Cependant, tous les onduleurs ne fonctionnent pas de la même manière. 

D’une part, les onduleurs « grid-following » sont les plus courants dans les installations solaires et éoliennes connectées au réseau. Leur fonctionnement repose sur la synchronisation de la tension, fréquence avec les valeurs du réseau existant. Ils ne peuvent pas fonctionner de manière autonome si le réseau s’arrête où se déconnecte ; ils nécessitent une référence externe pour fonctionner.  

En revanche, les onduleurs « grid- forming » peuvent générer et maintenir la tension et la fréquence de manière autonome, sans avoir besoin d’un réseau préexistant. Grâce à des algorithmes de contrôle avancés, ils peuvent fournir une inertie synthétique, ce qui améliore la stabilité du système. Bien que leur coût soit plus élevé – environ 100 €/kW de plus que les onduleurs grid-following – ils sont essentielles pour garantir la fiabilité de l’approvisionnement dans les réseaux à forte pénétration d’énergies renouvelables, en remplaçant l’inertie mécanique des centrales électriques conventionnelles par une inertie virtuelle. 

• Batteries

Dans un système électrique de plus en plus dominé par la production d’énergie renouvelable, des technologies de secours rapides et flexibles sont indispensables. Dans ce contexte, les batteries, également connues sous le nom de BESS (Battery Energy Storage Systems), jouent un rôle clé. Grâce à leur capacité à injecter de l’énergie en quelques millisecondes en cas de déséquilibre ou d’interruption imprévue, elles sont devenues un outil essentiel pour stabiliser le réseau et garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité. Leur efficacité a déjà été démontrée dans des situations réelles. Un exemple marquant s’est produit en Australie, où une batterie a réussi à répondre avec une variation de 100 MW en moins d’une seconde après une déconnexion entre régions, surpassant même la vitesse de réponse des centrales hydroélectriques. 

En Espagne, le déploiement de systèmes de stockage par batterie apparaît comme l’un des piliers fondamentaux de la transition énergétique. Ces systèmes permettent non seulement de stocker l’énergie renouvelable excédentaire pour la restituer lorsque la demande augmente, mais aussi de fournir des services d’équilibrage au système électrique, de réduire la volatilité du marché et de renforcer la résilience du réseau. 

Conformément à cette vision, la nouvelle loi espagnole (413/2014) introduit un changement réglementaire important : pour le raccordement et accès au réseau la priorité est accordée aux installations d’énergie renouvelable qui intègrent des systèmes de stockage et ne consomment pas d’énergie du réseau électrique. 

À l’heure où les acteurs de l’industrie évaluent précisément les options de technologies innovantes, notre équipe HES peut vous accompagner et propose des solutions d’optimisation pour évaluer et maximiser la performance des actifs. Si vous souhaitez en savoir plus sur le rôle des batteries dans le système électrique espagnol, nous vous invitons à consulter notre newsletter : Le rôle des batteries en Espagne.

• Comparaison internacionale

Le système électrique espagnol présente des caractéristiques différentes par rapport à d’autres grands pays européens, tels que la France, l’Allemagne et l’Italie. Il se distingue par une forte pénétration des énergies renouvelables et un faible niveau d’interconnexion. Cette singularité peut être mise en évidence lorsque l’on analyse le mix énergétique espagnol par rapport à celui du reste de l’Europe, comme le montre le graphique suivant, de l‘année 2024. L’une des différences les plus significatives dans la comparaison est le cas de l’énergie solaire, dont le pourcentage en Espagne est environ le double de celui de l’Europe dans son ensemble. 

• Perspectives d’avenir 

La transformation du système électrique espagnol vers un modèle plus durable et renouvelable a apporté des avantages importants en termes de décarbonisation. Toutefois, elle a également mis en évidence des faiblesses structurelles qui compromettent la sécurité de l’approvisionnement. Il s’agit notamment d’un manque d’inertie rotative, d’une croissante des oscillations de fréquence et de tension, et des interconnexions limitées. Ces vulnérabilités sont devenues particulièrement évidentes après des épisodes récents tels que la grande panne d’électricité du 28 avril 2025. 

L’Espagne est confrontée au défi d’adapter ses infrastructures et sa réglementation à un nouveau paradigme énergétique. Cela implique des investissements urgents dans les réseaux électriques, dans les technologies de secours telles que les onduleurs et les systèmes de stockage de batteries, ainsi que dans le développement de nouveaux mécanismes de marché pour garantir la disponibilité de la capacité. L’expérience internationale montre que ces défis ne sont pas exclusifs à l’Espagne, même s’ils nécessitent des solutions adaptées aux caractéristiques locales. 

Chez Haya Energy Solutions, nous insistons sur la nécessité d’évoluer vers un système électrique plus résilient, flexible et interconnecté, capable de supporter une forte pénétration des énergies renouvelables sans compromettre la stabilité de l’approvisionnement. Ce n’est qu’ainsi qu’il sera possible d’assurer une transition énergétique sûre, efficace et conforme aux objectifs climatiques européens. 

Irene Sánchez-Haro Montero & Pablo Gandullo Romero