Coupure géante du 28 avril 2025, plus de 20 millions de personnes privées d’électricité en Espagne et au Portugal pendant plusieurs heures selon ENTSO-E. Le réseau ibérique a frôlé l’effondrement global, avec une fréquence tombée autour de 48 Hz en moins de 90 secondes, alors que la norme en Europe reste à 50 Hz.
Ce qui s’est passé le 28 avril 2025 : une chute en moins de deux minutes
Le 28 avril 2025, vers 12 h 33 en Espagne, la péninsule Ibérique a basculé dans le noir. ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de transport d’électricité, parle de la panne la plus grave en Europe depuis plus de vingt ans. Le black-out a touché l’Espagne, le Portugal et quelques poches au Pays basque français, avec des coupures qui ont duré de quelques heures à près de vingt heures selon les zones, comme l’ont rapporté les médias espagnols et portugais.
Les données publiées par ENTSO-E et reprises par Techniques de l’Ingénieur et vie-publique décrivent une séquence très serrée. Entre 12 h 32 min 57 s et 12 h 33 min 20 s, le système perd environ 2,2 GW de production en Espagne, puis en quelques secondes de plus, la perte atteint près de 15 GW, soit autour de 60 % de la demande instantanée selon des analyses techniques comme celle de Libow. La fréquence chute jusqu’à 48 Hz, ce qui déclenche la déconnexion automatique de la quasi-totalité des unités de production de la péninsule et des lignes avec la France, pour éviter la perte de synchronisme de tout le système européen.
Les réseaux français et marocain sont restés synchronisés avec le reste de l’Europe. RTE, le gestionnaire français, explique dans sa FAQ mise à jour en mars 2026 que la France a d’abord isolé son réseau, puis injecté jusqu’à 1 400 MW vers l’Espagne pour aider à la reconstruction progressive du système ibérique. Des foyers du Pays basque français ont été coupés pendant quelques dizaines de minutes, le temps de réalimenter depuis le réseau français et non plus par les lignes venant d’Espagne.
Le rétablissement a pris plusieurs heures. L’électricité est revenue progressivement dans les grandes villes espagnoles dans l’après-midi et la soirée, alors qu’au Portugal certaines zones ont dû attendre beaucoup plus longtemps, comme l’ont documenté les reportages télévisés et la presse locale.
Ce que dit le rapport d’ENTSO-E : surtensions en cascade et failles en série
Le rapport d’experts d’ENTSO-E, présenté publiquement en mars 2026, casse une bonne partie des explications simplistes diffusées à chaud. Son président, Damian Cortinas, parle d’un « cocktail parfait de facteurs défavorables » et d’un phénomène de surtensions en cascade qualifié de « première » en Europe, voire dans le monde, pour un réseau de cette taille.
Contrairement à l’image classique de la panne provoquée par un manque de production, le rapport pointe un enchaînement d’oscillations de tension, de fréquence et de puissance dans la demi-heure précédant la panne. Selon ce document, deux épisodes de fluctuations prononcées frappent d’abord les systèmes espagnol et portugais. Ces fluctuations précèdent une série de pertes de production dans des parcs éoliens et solaires, suivies de déconnexions en chaîne de plusieurs centrales et installations.
Le scénario ressemble à ce que les ingénieurs redoutent depuis des années : un réseau très chargé, une part élevée de production décentralisée, des protections qui déclenchent les unes après les autres et un centre de contrôle qui voit les événements avec une légère latence. La Tribune, comme d’autres médias spécialisés, a mis en avant la combinaison de failles techniques et de décisions trop tardives pour activer suffisamment de réserves et de services de stabilité, alors que le parc de production disponible était théoriquement suffisant pour couvrir la demande.
L’enquête évoque des « défaillances dans la gestion des surtensions », un manque d’outils en temps réel pour suivre les oscillations régionales, et des paramètres de protection pas toujours harmonisés entre différentes zones du réseau. Autrement dit, le système a réagi comme il avait été réglé pour se protéger, mais ces réglages n’étaient plus adaptés à la réalité actuelle du mix espagnol et portugais.
Un point clé mérite d’être souligné : ENTSO-E ne valide pas la thèse du black-out causé par « trop de renouvelables » en soi. Le think tank Ember, qui a analysé le rapport, insiste sur ce point. La panne découle d’une série d’événements en cascade, aggravés par des défaillances de conception et d’exploitation, dans un système où les renouvelables jouent un rôle croissant mais sans être le seul facteur déclenchant.
Renouvelables, capacités pilotables et système espagnol : où se situe la vraie faiblesse ?
Le black-out ibérique a immédiatement été récupéré dans le débat politique sur le mix énergétique. Le président français Emmanuel Macron a expliqué que cette panne illustre, selon lui, les limites d’un modèle très dépendant de l’éolien et du solaire sans assez de capacités pilotables, en ciblant l’Espagne et sa sortie du nucléaire. Dans son discours, le problème vient avant tout du manque de moyens pilotables capables de stabiliser la fréquence du réseau et de compenser les variations rapides de production.
Red Eléctrica, le gestionnaire espagnol, apporte une nuance qui mérite d’être regardée de près. Cinq mois après le black-out, l’entreprise parle d’un « risque imminent » de nouvelle panne, mais insiste surtout sur une intégration massive et mal réglée des énergies renouvelables. Dans une communication d’urgence citée par JeChange, REE lie explicitement les instabilités récentes aux « changements brusques de programme, en particulier, de la génération renouvelable ». Le réseau espagnol a été conçu autour de centrales thermiques et hydrauliques centralisées. La montée rapide du solaire et de l’éolien, très concentrés dans certaines régions, crée des contraintes que les outils actuels gèrent mal.
Le rapport d’ENTSO-E apporte un contrepoint aux critiques les plus brutales. Les experts rappellent que la panne du 28 avril ne vient pas d’un déficit structurel de capacités pilotables au moment T, mais de la façon dont les protections ont coupé des tranches de production en réaction aux surtensions et aux oscillations. En revanche, la composition du mix complique la tâche des opérateurs. Un système avec beaucoup d’injection décentralisée, peu d’inertie mécanique issue de grandes machines tournantes, et une forte dépendance aux interconnexions, réagit plus vite aux perturbations et laisse moins de marge de manœuvre.
Ce point rejoint le débat français sur la sécurité d’alimentation. Les pannes ibériques nourrissent les argumentaires en faveur du nucléaire, mais aussi les travaux sur le stockage, les batteries de grande taille, les services d’inertie synthétique et les réserves rapides. L’Espagne a déjà un parc hydraulique conséquent et un développement massif du solaire, mais la question porte désormais sur la structure fine du réseau et la qualité des services de stabilité, pas seulement sur les mégawatts installés.
Un réseau « au bord de la rupture » : alerte de REE et risque de récidive
Cinq mois après la panne géante, Red Eléctrica a frappé fort dans les médias espagnols en parlant de réseau « au bord de la rupture ». Ce n’est pas une formule marketing. L’opérateur décrit une accumulation de signaux faibles : épisodes d’oscillations de tension, déclenchements de protections sur des parcs éoliens et photovoltaïques, marges de réserve qui se réduisent lors de certains pics de consommation, notamment lors de vagues de chaleur avec une forte utilisation de la climatisation.
Dans l’article de JeChange, REE admet un « risque imminent » de nouveau black-out si rien ne change. Les ingénieurs du gestionnaire mettent en cause l’intégration massive des renouvelables sans adaptation suffisante des protections, des marchés d’équilibrage et des outils de pilotage en temps réel. Ils décrivent un réseau qui reste géré avec une logique héritée des centrales thermiques, alors que le profil de production a basculé en moins d’une décennie.
Cette alerte renvoie à un dossier plus large que nous traitons souvent quand on parle de réseau : la maîtrise de l’architecture globale, des protections jusqu’aux interconnexions. Les mêmes logiques se retrouvent d’ailleurs dans le guide pratique débloquer ports côté numérique. Dans un cas, on ouvre ou on ferme des ports sur un routeur pour gérer les flux de données. Dans l’autre, on ajuste des seuils de déclenchement, des automatismes, des réserves et des lignes pour absorber des chocs de production ou de consommation. Dans les deux univers, une mauvaise configuration crée des effets en chaîne.
Le risque de récidive ne vient pas seulement du mix espagnol. Il vient surtout du décalage entre la vitesse de changement du système électrique et la vitesse de modernisation des outils de contrôle, des règles de marché et des infrastructures physiques. Les câbles sous les Pyrénées restent sous-dimensionnés par rapport aux recommandations européennes. L’Espagne reste une « péninsule électrique », selon les mots mêmes des opérateurs, avec des interconnexions qui pèsent peu face à la puissance installée sur le territoire.
Le rôle des interconnexions avec la France : bouc émissaire ou vrai point dur ?
Très vite après la panne, certains responsables espagnols ont mis en avant l’insuffisance des interconnexions avec la France, accusée d’isoler le système ibérique. Emmanuel Macron a répliqué que le black-out ne résultait pas d’un manque de câbles mais de faiblesses structurelles du réseau espagnol. Les données d’ENTSO-E donnent partiellement raison à cette lecture. Les lignes avec la France se sont déconnectées automatiquement pour protéger le reste de l’Europe face à la chute de fréquence en péninsule Ibérique. Une fois le système ibérique stabilisé à un niveau réduit, la France a rouvert les interconnexions et injecté plusieurs centaines de mégawatts vers l’Espagne.
Le chantier de nouvelles interconnexions reste pourtant central. Aujourd’hui, la capacité d’échange entre l’Espagne et la France tourne autour de quelques gigawatts, loin de l’objectif de 15 % de la capacité installée fixé par l’Union européenne. Les projets de câbles sous-marins dans le golfe de Gascogne ou à travers les Pyrénées prennent du retard pour des raisons techniques, financières et politiques. Tant que ce verrou reste en place, l’Espagne reste plus exposée qu’un pays mieux interconnecté à un effet domino interne.
Cela n’exonère pas les gestionnaires espagnols et portugais. Un réseau très interconnecté ne résout pas un problème de protections mal réglées ou de manque de services de stabilité. La FAQ de RTE sur le black-out du 28 avril 2025 insiste sur ce point : la France a été en mesure de rester stable grâce à ses propres mécanismes de défense, puis d’aider l’Espagne depuis une position robuste. Un système national fragilisé restera vulnérable, même avec des câbles supplémentaires.
Ce que ce black-out change pour les systèmes électriques européens
Le rapport d’ENTSO-E ne s’arrête pas à la description de la panne ibérique. Les experts européens y voient un avertissement pour tous les systèmes électriques qui basculent vers un mix très renouvelable. Ils décrivent un phénomène de surtensions en cascade et de déconnexions chaotiques qui pourrait, dans un autre contexte, toucher un autre pays. Les recommandations portent sur trois axes très concrets.
D’abord, le renforcement des services dits « systémiques » : inertie, contrôle de tension, réserves rapides, capacités de redémarrage autonome. Cela passe par des exigences plus strictes vis-à-vis des parcs éoliens et solaires, qui doivent fournir des services de soutien à la fréquence et non plus seulement injecter des mégawattheures. Le rapport rappelle que des technologies existent déjà, comme l’inertie synthétique via les convertisseurs ou les batteries de grande capacité.
Ensuite, l’adaptation fine des protections et des plans de défense. Les seuils réglés pour un système dominé par des centrales thermiques ne conviennent plus à un réseau dominé par des injections renouvelables. Le cas ibérique montre qu’une succession d’ordres de délestage, de protections sur les parcs et de coupures de lignes peut, en quelques secondes, faire basculer un système entier dans le noir. Les gestionnaires vont devoir réviser ces schémas, renforcer la coordination régionale et tester régulièrement des scénarios d’incident extrême.
Enfin, la modernisation de la surveillance et des données. Un système électrique saturé de capteurs, mais piloté avec des outils qui agrègent les signaux avec trop de retard, réagit mal aux chocs. Les opérateurs réclament des systèmes de mesure en temps réel type PMU (phasor measurement units), une meilleure visualisation des oscillations de fréquence et de tension, et des algorithmes capables d’identifier en quelques instants les zones à isoler. Ce niveau de granularité rejoint, dans un autre registre, les préoccupations des ingénieurs réseau qui travaillent sur des sujets comme le guide pratique débloquer ports pour gérer les flux numériques de façon fine.
Le cas espagnol se retrouve déjà cité dans les débats nationaux sur la résilience, la cybersécurité et la préparation aux risques, au même titre que les discussions sur l’électricité en France, la place du nucléaire ou le développement des renouvelables. Les questions qui émergent sont très directes : combien de temps un pays peut-il tenir sans courant sur une grande partie de son territoire ? Quel est le coût économique d’une journée de black-out national ? Et qui paie pour des infrastructures de stabilité qui ne produisent pas d’énergie mais évitent le chaos ?
Le black-out du 28 avril 2025 ne se résume pas à une défaillance technique isolée ni à un procès expéditif contre les énergies renouvelables. Il met à nu un réseau espagnol qui s’est transformé vite, avec un mix très décarboné sur le papier, mais une architecture encore calée sur le monde d’hier. L’alerte de Red Eléctrica sur un réseau « au bord de la rupture » doit être prise au sérieux. Les chiffres, eux, ne discutent pas : une chute à 48 Hz en moins de 90 secondes, 15 GW effacés, plus de 20 millions de personnes plongées dans le noir. Pour éviter la prochaine fois, il ne suffira pas d’ajouter quelques câbles ou quelques batteries. Il faudra traiter en profondeur la manière dont l’Europe conçoit, règle et pilote ses réseaux électriques au moment où elle électrifie massivement son économie.
