Black-out en Espagne : cascade de défaillances pour le plus grave incident depuis 20 ans
Jour, nuit !
Le black-out en Espagne et au Portugal n’est pas la conséquence d’une seule cause, mais d’un ensemble d’éléments. Le rapport final est disponible avec le déroulement des faits. Nous y avons ajouté des comparaisons avec le réseau français, plus résilient sur plusieurs points (mais pas invulnérable). Les experts formulent enfin des recommandations.
Le 28 avril 2025, l’Espagne et le Portugal ont subi un important black-out électrique pendant plusieurs heures. Dans une bien moindre mesure, certaines zones du sud-ouest de la France ont aussi été légèrement affectées.
Rapidement, les hypothèses se sont emballées sur le sujet, alors que l’enquête officielle de l’ENTSO-E, le réseau européen des gestionnaires de réseau(x) de transport d’électricité, ne faisait que commencer et promettait de durer des mois.
Incident de niveau 3, « le plus grave et le plus inédit » depuis plus de 20 ans
Presque un an plus tard, le rapport définitif a été mis en ligne, en fin de semaine dernière (PDF de 472 pages et de plus de 50 Mo). Cet incident est classé de niveau 3 (le plus élevé) sur l’échelle Incident Classification Scale (ICS). Le rapport est le fruit du travail de dizaines d’experts, qui ont tenu plus d’une quinzaine de réunions.
Selon le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E), « il s’agissait de la panne de courant la plus grave survenue sur le réseau électrique européen depuis plus de 20 ans, et une première du genre ». La bonne nouvelle étant que « le reste du système électrique européen n’a connu aucune perturbation significative à la suite de l’incident ».
En mai dernier, la ministre espagnole de la Transition écologique avait détaillé le déroulement des faits qui ont entraîné cette panne de courant d’envergure. La piste de la cyberattaque était officiellement écartée au passage. Le gestionnaire du réseau de transport français, RTE, publiait de son côté une foire aux questions.
Dans les grandes lignes, selon les autorités espagnoles, il est question d’une « « surtension » qui a déclenché une « cascade de pertes de production » », entrainant à son tour « une chute de production à « grande échelle » qui a provoqué une « perte de synchronisation » entre la péninsule ibérique et le reste de l’Europe ».
Mais comment en est-on arrivé à cette situation ? L’ENTSO-E donne les éléments en sa possession et retrace le déroulement des faits. Son enquête conclut que la panne n’a pas une cause unique, mais résulte « d’une combinaison de nombreux facteurs ».
Déroulement des faits, au millième de seconde près
Comme vous pouvez le voir sur la capture ci-dessous, la cause profonde du black-out est loin d’être attribuée à un seul élément. Si vous la trouvez compliquée, n’allez pas voir la topologie de la grille électrique espagnole à 12h32 (page 37 du rapport).
Les causes sont en effet nombreuses puisque le réseau de gestionnaires européens cite « des oscillations, des écarts de tension et dans la gestion de la puissance réactive, des différences dans les pratiques de régulation de la tension, des déconnexions et baisses des générateurs en Espagne, ainsi que des capacités de stabilisation inégales. Ces facteurs ont conduit à des augmentations rapides de tension et à des coupures de production en cascade, entraînant des coupures de courant en Espagne continentale et au Portugal ».
Reprenons calmement avec des explications concernant les différentes étapes.
Commentaires (29)
Le 23 mars à 16h04
Modifié le 23 mars à 16h32
Le 23 mars à 17h10
Le 23 mars à 17h17
Avec la coupure des stations de production d'électricité, la fréquence du réseau a chuté, rendant impossible de garder le réseau ibérique synchronisé avec le reste du réseau européen : coupures en cascade des interconnexions et blackout.
Est-ce que j'ai bien compris ? J'avoue que c'est un peu confus pour moi.
Modifié le 23 mars à 20h20
Le 23 mars à 17h51
j'aurais dû écouter en cours d'élec, mais ça m'a jamais intéressé, résultat j'y capte rien.
Le 23 mars à 18h14
Le 23 mars à 20h25
Les causes sont en effet multiples, mais l’origine principale reste le fait que toute la production solaire n’est pas reliée à une masse tournante «réelle» comme dans un générateur électrique classique.
On ne se rend pas compte, mais le réseau européen interconnecté présente une «masse tournante» considérable. En Europe ce sont plusieurs milliers de tonnes d’acier qui sont en rotation parfaitement synchrone au 50 Hz du réseau. Toute cette masse est très utile pour stabiliser le réseau lors d’événements transitoires (p.ex arrêt d’urgence d’une centrale électrique, perte d’une ligne à haute tension, etc).
Forcément, lorsque la production solaire est au maximal, les autres centrales électriques sont mises à l’arrêt et cela réduit la masse tournante totale reliée au réseau. Les onduleurs solaires n’ont aucune masse tournante, et il est malheureusement impossible de «simuler» une masse tournante de manière «software» car il faudrait une réserve d’énergie considérable pour le faire. Dans un générateur classique, la réserve d’énergie c’est l’inertie de la masse du rotor en rotation.
C’est une conséquence qui était prévisible avec l’augmentation de la production décentralisée. Malheureusement il aura fallu ce black-out pour mettre le doigt dessus.
Les solutions techniques existent pour augmenter la masse tournante totale même lorsque la production solaire est au maximum. Ce sont des machines synchrones avec un rotor «alourdi» qui sont reliées au réseau. Un autre avantage de ces machines sont de pouvoir stabiliser la tension sur le réseau moyenne/haute tension en produisant ou en consommant du réactif quasiment instantanément lorsque c’est nécessaire. Ya plus qu’à
Le 23 mars à 20h50
Le 23 mars à 20h58
Le 23 mars à 23h08
Proche, ou en urbain, ça à l'avantage de nettoyer les harmoniques
Le 24 mars à 11h38
Le 23 mars à 20h47
Ce rapport a l'avantage d'être beaucoup plus condensé (18 pages contre 400) tout en apportant une petite analyse et des recommendations.
Le 23 mars à 21h09
Le 23 mars à 21h23
Modifié le 25 mars à 17h33
Le 26 mars à 07h44
This can be explained by the rapid reduction in synchronising torque in the Iberian Peninsula (due to cascading generator tripping) that led the system to rapidly reach the point of no return
Le 23 mars à 23h56
Il manque un petit "5 POURQUOI" pour aller au fond, mais ça devait rentre un peu trop dans les considérations politico-économiques.... et hors du mandat des experts.
Par exemple, de mémoire d'articles antérieurs (disclaimer: fiabilité limitée, je n'ai pas retrouvé ma source):
Il y a une régulation par des centrales conventionnelles prévue pour ce type d'incident. Elle n'a pas fonctionné car il y a avait moins de centrales "en astreinte" que prévu car certaines en travaux (autorisé par le régulateur) et en plus des centrales "en astreinte" restantes étaient peu réactives car coupées pour raisons économiques (l'électricité ne valant rien à ce moment-là).
Il semble confirmé que la réponse des centrales conventionnelles aux demandes n'a pas été suffisante (4.1.2.4.4).
Par contre, les experts ne donnent pas de motivation aux écarts constatés.
Le 24 mars à 03h48
Il est indiqué que 70% des réactances Shunt étaient déconnectées, il me paraitrait intéressant de se poser la question de comment on a pu en arriver à un tel nombre ? Le rapport indique il quelque chose sur le sujet ?
Modifié le 25 mars à 16h35
Le 26 mars à 07h50
Le 24 mars à 12h01
Pour info on teste à 420 kV et la tension de service est de 400 kV.
Monter au dessus de 420 kV c'est prendre le risque d'endommager définitivement du matériel très coûteux dont les délais de remplacement sont typiquement de 1-2 (switchgear) ou bien plus (transfo).
Le nouveau Grid Code pour l’Europe va nous faire passer à 440 kV pour adapter le réseau mais le matos a une durée de vie de 40 ans donc on a encore de belles années avec des limites strictes.
Dans ma boîte on est content de voir que ce n'est pas notre équipement a l'origine du problème.
Pour tout ceux qui n'aiment pas les lignes haute tension, ce problème de puissance réactive est l'un des nombreux effets de mettre des câbles dont le coût n'a pas égal que l'aberration écologique et de maintenance qu'ils représentent.
Les critères de qualité Swissgrid se font plus stricts en Suisse pour compenser ça. Vous prenez des amendes si vous injectez de la puissance réactive sur le réseau national. La solution ce sont des réactances de plusieurs millions d'euros qui évacuent des MVAr en permanence.
C'est aussi un défi pour nous de manœuvrer ces réactances quotidiennement pendant 40 ans sans maintenance. On atteindra probablement la fin de vie avant. Et c'est plus dur sans le SF6 qu'on essaie de remplacer.
Le 24 mars à 19h46
Par avance merci.
Le 25 mars à 07h20
Le 420 kV c'est une tension de design et d'essais de l’appareillage. Les normes européennes sont en train de revoir cette valeur pour la monter à 440 kV pour suivre les changements récents et à venir.
Le réseau lui est exploité à une tension plus faible, plutôt de 380-400 kV. L'objectif c'est que les surtensions temporaires ne dépassent pas la tension maximale de 420 kV.
Des variations très courtes similaires à de la foudre et dues à divers événements sont autorisées et dépassent les 1000 kV pic, mais globalement on ne peut pas garantir plus que 420 kV.
Ces équipements sont gérés par RTE, l'organisme de transmission (TSO) français. Enedis fait surtout la distribution (DSO) et donc plutôt sur de la moyenne tension avec quelques exceptions. RTE est un très grand TSO en Europe. En Suisse il y a Swissgrid, ELIA en Belgique, TenneT aux Pays-Bas, TERNA en Italie, etc. Certains pays ont plusieurs TSOs et certains TSOs sont dans plusieurs pays.
Les fabricants sont principalement Hitachi (ex ABB), GE Vernova (ex Alstom, mon employeur), Siemens Energy. Il y a aussi des Coréens qui tentent d'entrer sur le marché (Hyundai, Hyosung). Nos normes sont une combinaison de normes internationales (CEI), régionales (CENELEC) et de spécifications locales (RTE, TERNA, National Grid (UK)).
Ça protège nos entreprises mais on a vendu récemment notre appareil en Espagne mais fabriqué par notre usine chinoise directement. Nos grandes usines GE Vernova en Europe sont globalement à Aix-les-Bains, en Suisse, vers Venise, à Villeurbanne et en Allemagne (triées par importance). On produit notamment de l'appareillage urbain, dit GIS ou PSEM en français, en opposition au conventionnel aérien (AIS).
Je mentionnais les câbles pour le sujet de la puissance réactive. RTE et d'autres comme Swissgrid sont vus de mauvais œil quand ils font la promotion des lignes haute tension à l'opposition de câbles. Les câbles sont véritablement extrêmement coûteux. Ils demandent des tranchées énormes, sont limités en puissance à cause de la chauffe, vieillissent mal, et sont très complexes à réparer. En cas de défaut, la section du cable est globalement à réparer alors que la ligne survit. Donc les opérateurs doivent gérer beaucoup plus finament les risques. Les lignes aériennes ont pratiquement pour seul désavantage l'esthétique, qui reste mesurée en comparaison des routes, agglomérations, et autres constructions humaines. Les oiseaux se posent et nichent dessus sans problème #Alsace.
Les câbles ont une isolation très dense ce qui les rend capacitif. Ils stockent aussi cette énergie même déconnectés, comme un condensateur. Cela demande des adaptations. Mais le plus gênant et qu'il faut donc installer des réactances pour compenser cette capacitance. Ce sont des équipements gros, coûteux et consommateurs. Vraiment, les câbles doivent être considérés comme une exception et pas une alternative. Cela a été voté en Suisse justement et ça permet d'éviter des années de tractations pour justifier une ligne au lieu d'un câble. On a parfois 10-20 ans pour obtenir l'autorisation, ce qui est simplement bloquant pour l'adaptation du réseau à l'électrification et aux énergies renouvelables. Je ne plaide évidemment pas pour mettre des lignes partout et les conditions de dédommagement doivent être adaptées. Comprenez bien que remplacer les kW de charge de voiture électrique doivent bien passer quelque part.
Le 28 mars à 16h44
Le SF6 est 2,5 fois plus isolant électrique que l'air selon wikipedia et il ne s'ionise pas donc il ne peut pas y avoir d'arc lors de la séparation des contacts pendant l'ouverture en charge des disjoncteurs.
Mais le problème est que, comme beaucoup de composés fluorés, il est quasiment indestructible. C'est donc un polluant éternel. Les autorités cherchent donc à le supprimer, comme cela a été déjà fait pour pas mal d'autres substances dans le cadre de RoHS et REACH.
Techniquement, il ne semble pas y avoir de remplacement possible/crédible au SF6 donc il faut changer totalement la conception des disjoncteurs pour s'en passer.
Il existe par exemple des ampoules à vide mais je ne sais pas si elles sont utilisables pour couper une ligne en 400kV. Dans une ampoule à vide poussé, il ne peut pas y avoir d'arc car un arc est un plasma donc des atomes de gaz ionisés. Pas d'atomes = pas d'arc.
Le problème du vide est qu'il faut le maintenir et le garantir alors que réaliser une étanchéité à un pression proche de l'ambiant, c'est super simple.
Modifié le 24 mars à 20h50
Le 25 mars à 15h22
Article intéressant, on a enfin le pourquoi du comment.
Le 25 mars à 18h13
https://i0.wp.com/next.ink/wp-content/uploads/2026/03/image-172-1024x639.png
Version uploadée : https://i0.wp.com/next.ink/wp-content/uploads/2026/03/image-172.png (sans le redimensionnement à la fin)
Faudrait juste pouvoir afficher la grande version en fait, pas celle redimensionnée. C’est noté en tout cas, je vais regarder
Le 25 mars à 19h04
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