Le rapport final de l’ENTSO-E sur la panne du 28 avril 2025 en Espagne et au Portugal — 472 pages, publié le 20 mars 2026 — est l’analyse la plus détaillée d’un incident majeur sur le réseau électrique européen depuis plus de deux décennies. La conclusion du Groupe d’experts est sans équivoque : il s’agit d’un échec systémique de la gestion de la tension, et non d’un problème technologique. Pour les ingénieurs en protection et commande, ce rapport est une lecture obligatoire.

Échelle de l’incident

L’Espagne a perdu 25 638 MW — soit 100 % de sa charge nationale. Le Portugal a perdu 5 900 MW — également 100 %. L’événement a été classé niveau ICS 3 (OB3), le plus élevé en termes de gravité. La remise en service a pris 12 heures au Portugal et 16 heures en Espagne. La cascade qui a provoqué tout cela s’est déroulée en environ 90 secondes.

Ce qui s’est passé

À 12 h 32 le 28 avril 2025, les premières coupures de production ont eu lieu en Espagne. Le système avait été jugé en sécurité N-1 selon toutes les analyses de coordination des TSO (Transmission System Operator) ce matin-là. En quelques secondes, de grandes installations renouvelables ont commencé à se déconnecter en raison de surtensions. Région de Badajoz uniquement, plus de 700 MW de production photovoltaïque (PV) et solaire à concentration (CSP) se sont déconnectés lors d’un seul événement, suivis par près de 1 000 MW supplémentaires dans cinq provinces au cours des deux secondes suivantes. Lorsque la tension du réseau 400 kV a dépassé 435 kV, les déconnexions sont devenues auto-renforçantes. La connexion avec le Maroc a été interrompue, la synchronisation entre la péninsule Ibérique et la zone synchrone de l’Europe continentale a été perdue, et les liaisons HVDC (High Voltage Direct Current) ainsi que la dernière liaison AC (Alternating Current) avec la France ont suivi dans les secondes qui ont suivi. L’abaissement automatique de charge s’est activé — mais la cascade était déjà au-delà du point de non-retour. À 12 h 33 min 29 s, panne totale.

Causes fondamentales

Le Groupe d’experts a identifié trois défaillances interconnectées qui ont transformé une perturbation en effondrement.

Le contrôle de la tension ne fonctionnait pas comme prévu. La plupart des installations renouvelables en Espagne fonctionnaient en mode facteur de puissance fixe plutôt qu’en mode contrôle de tension. Chaque fluctuation de puissance active provoquait une fluctuation proportionnelle de la puissance réactive — et les fluctuations de puissance réactive entraînent des variations de tension sur le réseau de transport. En même temps, plusieurs générateurs conventionnels ne fournissaient pas leurs valeurs de référence de puissance réactive. Les réacteurs shunt étaient gérés manuellement, introduisant des retards de réponse. Le code du réseau espagnol (P.O. 1.4, datant de 1998) autorisait le fonctionnement du réseau 400 kV jusqu’à 435 kV — bien au-dessus de la fourchette de 380 à 420 kV spécifiée dans les SO GL (System Operator Guidelines), laissant presque aucune marge avant les seuils de protection contre la surtension.

Les réglages des protections ont contribué à la cascade. Un nombre important de relais de générateurs avaient des seuils de surtension qui ne respectaient pas les exigences RfG (Reliability Framework Guidelines) ou SO GL. Certains équipements ont déclenché instantanément en cas de surtension mesurée à un point éloigné du point de raccordement — provoquant des déconnexions lors de transitoires qui auraient dû être supportés. Au moins dix déconnexions ne respectaient pas les exigences applicables. L’automatisation des protections, conçue pour protéger des actifs individuels, est devenue un facteur de cascade dans l’effondrement.

Les petits générateurs étaient invisibles et incontrôlés. Les installations photovoltaïques décentralisées inférieures à 1 MW ont déclenché en masse en cas de surtension pendant les phases critiques de la cascade. Les DSO ne disposaient d’aucune visibilité en temps réel sur leur production — aucun mécanisme pour anticiper ou gérer leur comportement au fur et à mesure que la cascade se développait.

Nicholas Etherden, spécialiste du réseau qui avait écrit sur l’instabilité pilotée par onduleur dès 2013, a résumé les conclusions de l’enquête sur LinkedIn trois jours après la publication :

« Il est désormais officiel que la panne n’a pas été causée par le solaire ou l’éolien en tant que tels. Plusieurs facteurs ont été identifiés, notamment le fait que le contrôle de tension — principalement dans la génération conventionnelle — ne répondait pas aux exigences. De plus, une instabilité pilotée par onduleur a été observée 30 et 10 minutes avant la perturbation. »

« La leçon principale reste cependant la suivante : méfiez-vous des conclusions simplifiées sur des systèmes complexes comme le réseau. »

— Nicholas Etherden, spécialiste du réseau, LinkedIn, 23 mars 2026

Attribuer la cause à une seule technologie — dans un sens ou dans l’autre — manque complètement le point essentiel du rapport.

Ce que les ingénieurs doivent faire maintenant

Les 21 recommandations du Groupe d’experts portent sur la modélisation, les opérations, la conception des marchés et les cadres réglementaires. Pour les ingénieurs en protection et contrôle, trois domaines nécessitent une attention immédiate.

  • Mode de contrôle de tension et plages opératoires harmonisées. Tous les générateurs — y compris les ressources à base d’onduleur — devraient fonctionner en mode contrôle de tension, et non en facteur de puissance fixe. La plage opératoire des réseaux 400 kV devrait être harmonisée à 380–420 kV en Europe, éliminant les dérogations nationales qui réduisent les marges de protection. Les marges de puissance réactive devraient être surveillées en temps réel, avec des alertes avant que les seuils critiques de tension ne soient atteints.

  • Vérification des paramètres de protection. Chaque site devrait vérifier que les seuils de surtension et de sous-tension, les paramètres HVRT/LVRT et les délais de déclenchement sont conformes aux exigences actuelles RfG et SO GL — et que les mesures sont prises au bon point de raccordement. Pour les petits générateurs inférieurs à 1 MW, des exigences réglementaires en matière de résistance aux variations de tension (voltage ride-through) doivent être introduites ; jusqu’à ce moment, les opérateurs doivent comprendre que ces équipements peuvent se déconnecter sans avertissement.

  • Infrastructure de PMU et préparation au redémarrage. L’enquête a été limitée par une couverture insuffisante des PMU — les phénomènes d’oscillation dans les minutes précédant la panne ne pouvaient pas être entièrement reconstitués. Étendre le déploiement des PMU, permettre la détection automatique des oscillations et standardiser le partage des données post-incident entre les TSO et les DSO sont des conditions préalables pour prévenir la prochaine occurrence. Des tests de redémarrage obligatoires — tous les trois ans ou après des modifications importantes des systèmes AVR ou de protection — sont tout aussi critiques.

Lire le rapport complet

Le rapport final du groupe d'experts de l'ENTSO-E fait 472 pages et couvre la modélisation du réseau, le comportement des systèmes de protection, l'analyse des oscillations et 21 recommandations dans le moindre détail technique. Pour les ingénieurs en protection et commande, il s'agit d'une lecture obligatoire.

→ Rapport final sur l'incident du réseau en Espagne et au Portugal le 28 avril 2025