Espagne : 15 GW solaires font décrocher le réseau

Le 28 avril 2025, l’Espagne et le Portugal ont subi jusqu’à seize heures de coupure après la disparition de 15 GW de production en cinq secondes. L’accident révèle le décalage entre objectifs solaires contraignants et réseaux insuffisamment renforcés.

Le réseau électrique ne pardonne pas les angles morts de planification. Le 28 avril 2025, à 12 h 33 heure locale, environ 15 GW de production ont disparu en cinq secondes, soit l’équivalent de 60 % de la consommation espagnole. Plus de 50 millions de personnes, en Espagne et au Portugal, ont été privées d’électricité pendant jusqu’à seize heures (Gridradar, rapport final d’ENTSO-E). En moins de vingt secondes, un système incapable d’absorber le rythme des raccordements solaires a entraîné deux pays dans la panne.

Comment un réseau électrique cède

Le réseau européen fonctionne à 50 Hz : le courant y change de sens cinquante fois par seconde. Dans une centrale classique, au gaz, nucléaire ou hydraulique, une turbine massive tourne physiquement à ce rythme. Cette masse en rotation sert d’amortisseur : en cas de déséquilibre, son inertie laisse quelques secondes aux opérateurs pour réagir.

Le solaire ne fonctionne pas ainsi. Les panneaux transforment la lumière en électricité via des onduleurs, c’est-à-dire des équipements électroniques sans pièce tournante. Le jour de la panne, le solaire fournissait 53 % de l’électricité espagnole (IEEE Spectrum). Le réseau disposait donc de beaucoup moins d’inertie physique qu’un système dominé par les centrales conventionnelles.

Le rapport final d’ENTSO-E, l’association européenne des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité, pointe toutefois un mécanisme plus précis : l’instabilité de tension. Dans le sud de l’Espagne, des installations solaires étaient configurées pour injecter ou absorber automatiquement de la puissance réactive, cette composante invisible qui maintient la tension du réseau, mais sans pilotage intelligent. Quand une installation fluctuait, d’autres amplifiaient l’oscillation. Les producteurs conventionnels qui devaient contractuellement stabiliser la tension ne l’ont pas fait ; certains ont même contribué au mouvement inverse (rapport REE).

Le plan de réseau dépassé par le solaire

L’Espagne a ajouté environ 8,8 GW de nouvelles capacités renouvelables en 2025, surtout en Andalousie, en Estrémadure et en Castille-La Manche. Ces régions ont du soleil, mais des lignes de transport insuffisantes vers les grands centres de consommation du nord. Red Eléctrica, le gestionnaire espagnol du réseau, a reconnu ensuite que le déploiement solaire réel dans ces trois régions avait dépassé ses hypothèses de planification 2021-2026 de 97 à 118 % (Voz Pópuli). À la mi-2025, 83,4 % des nœuds du réseau étaient saturés, donc physiquement incapables d’accepter davantage de production (Alcircle).

Le ministère a autorisé les centrales. Le gestionnaire de réseau devait vérifier que la capacité de raccordement existait. Le problème politique tient à cette zone grise : chacun dépendait du contrôle de l’autre, sans qu’un mécanisme robuste impose la cohérence d’ensemble. Un an plus tard, le régulateur espagnol, la CNMC, a ouvert 66 procédures de sanction, sans décision définitive à ce stade (Brussels Signal).

L’écart européen entre objectifs et câbles

Le cas espagnol est extrême, mais il n’est pas isolé. L’Union européenne impose des objectifs contraignants de déploiement des renouvelables, avec 42,5 % en 2030, mais ses objectifs d’investissement dans les réseaux restent indicatifs. Aucun texte européen n’oblige à renforcer le réseau avant, ou même en même temps que, les raccordements renouvelables (Clean Energy Wire).

La Commission européenne estime qu’il faudra 584 milliards d’euros d’investissements dans les réseaux d’ici 2030. Les dépenses actuelles atteignent environ 23 milliards d’euros par an, soit moins de la moitié du rythme minimal nécessaire (Commission européenne, Eurelectric). L’Allemagne montre ce que coûte cet écart une fois traduit dans l’exploitation quotidienne : son gestionnaire de réseau dépense 2,7 milliards d’euros par an en redispatch, c’est-à-dire pour payer des centrales afin qu’elles réduisent ou augmentent leur production quand le réseau ne peut pas transporter l’électricité là où elle est nécessaire. Sur les 16 800 km de nouvelles lignes de transport prévues, seuls 21 % sont achevés (n-tv).

Qui paie

Les consommateurs paient. Les coûts de congestion du réseau se retrouvent dans les tarifs d’acheminement intégrés à chaque facture d’électricité. En Espagne, les ménages ont subi une hausse de 13,2 % des prix réglementés de l’électricité dans l’année suivant la panne, sous l’effet des mesures d’urgence destinées à stabiliser le réseau (Infobae). En Allemagne, la facture du redispatch est répartie de la même manière entre les usagers.

Les gagnants, pour l’instant, sont les développeurs solaires arrivés tôt : ils ont obtenu leur raccordement, sécurisé leurs subventions et transféré le coût du réseau vers la collectivité.

Le paquet européen sur les réseaux de décembre 2025 accélère les permis pour les renouvelables comme pour les infrastructures électriques, mais il ne crée toujours aucun mécanisme juridique liant la vitesse des raccordements à la préparation effective du réseau. Onze États membres, qui représentent 80 % de la production électrique de l’Union, manqueront l’objectif d’interconnexion de 15 % fixé pour 2030 (Ember). La question devient donc très concrète : l’Europe construira-t-elle les câbles capables de transporter cette électricité avant la prochaine rupture en cinq secondes ?