Le 28 avril 2025, la péninsule ibérique plongeait dans le noir pendant jusqu’à 15 heures : près de 57 millions de personnes privées d’électricité, 7 morts, des pertes économiques se chiffrant en milliards d’euros. Dans les semaines qui ont suivi, un récit dominant s’est imposé dans l’espace public : les énergies renouvelables, trop nombreuses sur le réseau espagnol, auraient été la cause principale de la panne. Un an après, le rapport final du panel d’experts ENTSO-E — 49 spécialistes internationaux mobilisés sur 16 mois — contredit catégoriquement cette thèse et livre des enseignements capitaux pour la France.
28 avril 2025 : le plus grave blackout européen depuis 20 ans
À 12h33 précises, le 28 avril 2025, 15 GW de production se sont déconnectés en quelques secondes du réseau électrique espagnol, déclenchant un effondrement en cascade de la fréquence (tombée à 48,0 Hz, contre 50 Hz en régime normal). En moins d’une minute, l’ensemble de la péninsule ibérique se retrouvait sans alimentation électrique. L’Espagne ne rétablit son réseau qu’aux alentours de 4 heures du matin ; au Portugal, le rétablissement complet n’intervint que peu avant minuit.
Le bilan humain et économique est lourd : 7 personnes décédées (dont trois par intoxication au monoxyde de carbone liée à un groupe électrogène défaillant), des hôpitaux contraints de basculer sur leurs générateurs de secours, des systèmes ferroviaires et de transport public paralysés, et des pertes économiques estimées à plusieurs milliards d’euros pour les deux pays. En France, environ 6 800 clients du grand Sud-Ouest ont été impactés pendant moins de vingt minutes, les interconnexions avec la péninsule ibérique ayant été isolées rapidement par les systèmes automatiques de protection.
Ce que le rapport ENTSO-E révèle un an après
Publié le 20 mars 2026, le rapport final du panel d’experts ENTSO-E (disponible en intégralité sur entsoe.eu) est le fruit de 16 réunions de travail réunissant 49 experts issus des gestionnaires de réseau (GRT), des coordinateurs régionaux (RCC), de l’ACER et des régulateurs nationaux. Ses conclusions sont sans ambiguïté sur les causes profondes de l’incident.
Les vraies causes : une défaillance structurelle de régulation de tension
Le rapport identifie une accumulation de défaillances préexistantes dans la gestion de la tension et de la puissance réactive sur le réseau espagnol :
- Seulement 30 % des inductances shunt espagnoles (équipements de stabilisation de la tension) étaient en service au moment de l’incident — un taux anormalement bas résultant d’une mauvaise planification de la maintenance préventive.
- Les plages de tension admises en Espagne étaient plus larges que la norme européenne (jusqu’à 435 kV au lieu de 420 kV), réduisant les marges de sécurité opérationnelles.
- Des protections mal paramétrées ont provoqué des déconnexions involontaires en cascade, amplifiant le phénomène initial au lieu de le contenir.
- L’opérateur de réseau REE ne disposait pas d’un suivi en temps réel suffisant de la stabilité de tension sur les nœuds critiques.
Les énergies renouvelables : un bouc émissaire injustifié
Au moment du blackout, le mix électrique espagnol était composé à 54,86 % d’énergie solaire, 10,87 % d’éolien, 10,52 % de nucléaire et 9,86 % d’hydraulique. Cette composition a rapidement alimenté un discours faisant des renouvelables la cause principale de l’incident.
Le rapport ENTSO-E réfute explicitement cette thèse : « La survenue du black-out n’est pas liée au niveau de production d’énergies renouvelables au moment de l’incident. » Le problème structurel identifié est que la plupart des installations ENR espagnoles étaient raccordées avec un facteur de puissance fixe, les rendant incapables de participer dynamiquement à la régulation de tension — une lacune réglementaire et technique indépendante de leur niveau de production ce jour-là.
La panne n’est pas due à la quantité d’énergies renouvelables sur le réseau, mais à l’absence de mécanismes de régulation de tension adaptés à un système électrique en transition rapide.
Panel d’experts ENTSO-E, rapport final du 20 mars 2026
Les leçons que la France en tire : des mesures déjà engagées
La France bénéficie de protections structurellement plus robustes que le réseau ibérique. RTE applique des limites de tension plus strictes (420 kV maximum vs 435 kV en Espagne), impose des obligations de soutien réseau à tous les producteurs raccordés au réseau de transport, et dispose de systèmes de régulation automatisés plus granulaires — ce qui a permis aux interconnexions françaises de fonctionner normalement le 28 avril 2025 sans propagation de la panne.
Mais la France ne se contente pas de capitaliser sur ses acquis. Le 6 mai 2026, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a approuvé de nouvelles règles de « service système tension » pour RTE, dont l’entrée en vigueur est fixée au 1er janvier 2027. Ces règles prévoient notamment :
- Une rémunération basée sur l’énergie réactive réellement fournie par les producteurs, créant une incitation financière à la participation active à la régulation de tension.
- Des pénalités renforcées (jusqu’à dix fois la compensation annuelle) pour les producteurs défaillants sur leurs obligations de réglage.
- L’obligation pour toutes les installations ENR raccordées au réseau de transport de participer activement à la régulation de tension dynamique — exactement le manquement identifié par ENTSO-E en Espagne.
En parallèle, RTE prévoit de tripler ses ressources de régulation de tension d’ici 2040, avec l’ajout de 210 unités supplémentaires dans le cadre d’un plan d’investissement de 4,24 milliards d’euros en 2026, financé en partie par la Banque des Territoires via le Livret A et le LDDS. (Source officielle : CRE, mai 2026)
Ce que cela change pour les propriétaires de panneaux solaires
Pour les propriétaires d’installations photovoltaïques en France, les implications pratiques se dessinent à deux horizons.
À court terme (2026-2027) : les installations inférieures à 10 MW ne sont pas directement concernées par les nouvelles obligations de régulation de tension de RTE — ces exigences visent les producteurs raccordés au réseau de transport. En revanche, les propriétaires d’onduleurs plus anciens (antérieurs à 2020) devraient vérifier que leur équipement est compatible avec les normes EN 50549-1/2 qui régissent la participation des petits producteurs à la régulation de fréquence et de tension sur les réseaux de distribution.
À moyen terme (2028-2030) : les nouvelles installations photovoltaïques devront intégrer des fonctions de régulation active de tension dès leur conception. Les onduleurs hybrides avec stockage présentent ici un double avantage : ils améliorent l’autonomie en cas de coupure locale et contribuent positivement à la résilience collective du réseau en absorbant ou restituant de la puissance réactive selon les besoins. Consulter notre guide sur les énergies du futur pour anticiper les évolutions du cadre réglementaire.
21 recommandations ENTSO-E : un chantier de long terme
Le rapport ENTSO-E formule 21 recommandations à destination des gestionnaires de réseau espagnol et portugais, mais aussi des régulateurs européens. Les principales portent sur :
- Le renforcement des exigences de connexion pour les nouvelles ENR (obligation de réglage dynamique de tension).
- La révision des paramètres de protection des centrales pour éviter les déconnexions involontaires en cascade.
- L’amélioration de la surveillance opérationnelle en temps réel chez les gestionnaires de réseau.
- Le renforcement des capacités d’échange aux interconnexions entre la péninsule ibérique et le reste de l’Europe (actuellement limitées à ~3 GW vers la France).
Sur ce dernier point, les travaux de pose du câble HVDC (courant continu haute tension) France-Irlande ont débuté en mai 2026, et l’interconnexion électrique sous-marine France-Espagne via le golfe de Gascogne est en cours d’étude avancée — deux projets qui renforceront structurellement la résilience du réseau d’Europe occidentale face aux incidents futurs. Ces investissements d’infrastructure participent à la trajectoire de l’Europe vers un système énergétique 100 % décarboné.
Le surplus renouvelable qui fragilise le réseau se manifeste aussi sur les marchés de gros — voir notre analyse des → prix négatifs électricité : 1 223 heures dans l’UE au T1 2026.
La France risque-t-elle un blackout similaire au blackout ibérique ?
Le risque est nettement plus faible en France qu’en Espagne, pour plusieurs raisons structurelles : des limites de tension plus strictes appliquées par RTE (420 kV vs 435 kV en Espagne), des obligations de participation au réglage de tension déjà imposées aux grands producteurs, et un réseau d’interconnexions plus dense vers l’Allemagne, l’Italie et la Suisse. Les nouvelles règles CRE du 6 mai 2026 (en vigueur au 1er janvier 2027) renforcent encore ce dispositif, en imposant aux ENR de participer activement à la régulation de tension. Un blackout généralisé reste possible en cas d’accumulation de facteurs exceptionnels, mais le niveau de risque actuel est bien inférieur à celui de la péninsule ibérique en 2025.
Pourquoi les ENR ont-elles été accusées à tort du blackout ?
Parce qu’au moment de l’incident, le mix électrique espagnol comportait 65 % d’énergies renouvelables (dont 54 % de solaire), ce qui a facilement alimenté un récit de cause à effet. Mais le rapport ENTSO-E est formel : le niveau de production ENR n’est pas la cause du déclenchement. La cause réelle est la défaillance des mécanismes de régulation de tension — 30 % seulement des équipements stabilisateurs étaient opérationnels, et les protections étaient mal configurées. Les ENR auraient pu être à 30 % du mix que la panne se serait produite de la même façon si ces défaillances structurelles avaient été présentes.
Que doivent vérifier les propriétaires d’installations solaires en France après ce rapport ?
En pratique, les petites installations résidentielles (moins de 10 kWc) ne sont pas directement concernées par les nouvelles obligations de RTE qui visent les producteurs du réseau de transport. Cependant, il est conseillé de vérifier que votre onduleur est homologué selon les normes européennes EN 50549-1 (pour les puissances jusqu’à 11 kW). Si vous avez un onduleur antérieur à 2018, renseignez-vous auprès de votre installateur sur sa compatibilité avec les futures exigences de réglage de tension. Les onduleurs hybrides récents intègrent déjà ces fonctionnalités par défaut.
