L’électricité en Espagne : pionniers des renouvelables, le prix de la fragility

Le mix électrique espagnol en 2024-2025 : le triomphe renouvelable

Une transformation structurelle accélérée

La transformation du système électrique espagnol au cours de la dernière décennie est spectaculaire. En 2024, la capacité installée en photovoltaïque atteint 32 043 MW, dépassant pour la première fois l’éolien (32 007 MW) et devenant ainsi la première source du parc électrique espagnol par capacité installée. Au total, les énergies renouvelables représentent désormais plus de 66 % de la capacité installée totale. La production solaire s’est élevée à 44 520 GWh en 2024, soit 17 % du total, en progression de 23 % par rapport à 2023. L’éolien fournit 23,2 % de la production électrique, l’hydraulique 13,3 %. En 2024, plus de 75 % des jours de l’année, les sources renouvelables ont généré plus d’électricité que le nucléaire et les combustibles fossiles réunis.

L’Espagne se classe en 2024 au 2e rang européen en termes de capacité de production renouvelable, et au 8e rang mondial. Elle est le 2e producteur européen d’énergie solaire (derrière l’Allemagne), et le 1er producteur mondial d’énergie solaire thermodynamique, avec un tiers de la production mondiale. Ces chiffres ne sont pas le fruit du hasard : ils résultent d’une stratégie nationale délibérée, formalisée dans le Plan national intégré énergie-climat 2023-2030 (PNIEC) adopté par le gouvernement Sánchez et soumis à la Commission européenne en septembre 2024.

Le défi de l’intégration : quand l’abondance devient problème

Cette révolution renouvelable engendre des défis techniques inédits. Le 16 avril 2025, pour la première fois de son histoire, l’Espagne a vu les énergies renouvelables couvrir l’intégralité de la demande électrique du pays, avec l’éolien assurant 45,6 % de la production, le photovoltaïque 27 %, l’hydraulique 23,1 % et le solaire thermique 2 %. Le 21 avril, le solaire photovoltaïque seul a atteint un record absolu en couvrant 61,5 % du mix énergétique. Ces records spectaculaires masquent pourtant une réalité technique préoccupante : la vitesse de déploiement du photovoltaïque a surpassé les capacités d’adaptation du réseau. Dès la mi-avril 2025, l’ENTSO-E (l’association européenne des gestionnaires nationaux de réseaux de transport d’électricité) prévoyait des risques de surproduction solaire pour les mois d’avril et mai — un signal d’alerte qui n’a pas été suffisamment entendu.

Le paradoxe est saisissant : l’Espagne produit trop d’électricité renouvelable aux heures ensoleillées, et pas assez de capacité pilotable pour stabiliser le réseau quand cette production fluctue. En 2024, le pays ne classait qu’au 14e rang européen pour l’installation de batteries de stockage, avec moins de 250 MWh de nouvelles capacités — un retard criant au regard de ses ambitions renouvelables. Ce déséquilibre entre production et stockage constitue le talon d’Achille structurel du modèle espagnol.

Le blackout du 28 avril 2025 : anatomie d’une crise systémique

Vingt secondes pour un effondrement

Le matin du 28 avril 2025 s’annonce banal : températures douces, forte production solaire et éolienne, prix de marché au plus bas. Près de 73 % de la demande électrique prévue est alors couverte par le solaire. Mais dès 9 heures du matin, la volatilité des tensions sur le réseau espagnol s’accroît. À 12 h 03 puis 12 h 19, deux vagues d’oscillations surviennent sur le réseau 400 kV de Guillena (centre et sud de la péninsule). Les opérateurs de Red Eléctrica de España (REE) et de REN (Portugal) prennent des mesures d’atténuation, notamment en réduisant les exportations vers la France — mais ces mesures augmentent paradoxalement la tension dans le système ibérique.

À 12 h 32, plusieurs arrêts automatiques de centrales photovoltaïques, thermosolaires et éoliennes se déclenchent dans les régions de Grenade, Badajoz, Séville, Huelva et Ségovie. En moins de vingt secondes, 2,6 GW de production renouvelable disparaissent du réseau. Ces pertes déséquilibrent instantanément le système : la tension s’élève au-delà de 435 kV, déclenchant en cascade d’autres coupures. À 12 h 33, la péninsule ibérique se décroche du réseau continental européen. En quelques secondes supplémentaires, c’est 15 GW de production totale — environ 60 % de la demande instantanée — qui s’évapore. Les interconnexions avec la France et le Maroc se déconnectent l’une après l’autre. Le réseau s’effondre.

Les conséquences sont immédiates et massives : avis d’évacuation des métros de Madrid, Barcelone, Valence ; fermeture d’urgence des aéroports ; arrêt brutal du trafic ferroviaire ; pannes des réseaux de téléphonie mobile et d’Internet ; défaillances dans les services d’urgence. Le rétablissement du courant prendra 12 à 20 heures selon les régions, grâce notamment à un appoint d’électricité fourni par le Maroc via les deux câbles sous-marins du détroit de Gibraltar, et aux interconnexions réactivées avec la France.

Un bilan humain sous-estimé

Le coût humain du blackout s’est révélé plus élevé que les premières déclarations officielles ne le laissaient entendre. 7 décès directs ont été recensés : 6 en Galice, dont trois membres d’une même famille décédés d’intoxication au monoxyde de carbone après utilisation d’un groupe électrogène défectueux dans leur domicile privé d’électricité. Mais une étude publiée dans la revue médicale Eurosurveillance et menée par l’Instituto de Salud Carlos III dévoile un bilan bien plus lourd : sur la période du 28 au 30 avril, les statistiques d’état civil révèlent une surmortalité de 147 personnes, soit 4,2 % de plus que ce qui était prévisible. La principale cause n’est pas la coupure elle-même, mais l’effondrement simultané des réseaux de communication : les téléphones mobiles et les lignes fixes (VoIP) sont tombés en panne, rendant les numéros d’urgence inaccessibles aux victimes de crises cardiaques ou d’AVC.

Les causes : multifactorielles et déjà politisées

Le rapport gouvernemental présenté le 17 juin 2025, 49 jours après les faits, par la ministre de la Transition écologique Sara Aagesen, écarte la thèse d’une responsabilité des énergies renouvelables. L’origine du blackout est décrite comme un « phénomène de surtensions multifactoriel » : trois facteurs se sont combinés. Premièrement, le système manquait de capacité dynamique de régulation de la tension ; plusieurs centrales synchrones (nucléaire, hydraulique, cycle combiné) qui devaient contrôler la tension n’ont pas absorbé la puissance réactive attendue. Deuxièmement, l’opérateur REE avait mal planifié ses moyens de contrôle : une des dix centrales thermiques de réserve requises s’était déclarée indisponible la veille, sans que REE ne prenne de mesures compensatoires. Troisièmement, des déconnexions automatiques en cascade de générateurs exposés à une haute tension persistante ont précipité l’effondrement.

Le rapport de l’ENTSO-E publié le 3 octobre 2025 confirme ces éléments tout en soulignant un manque de données : plusieurs producteurs privés espagnols n’ont pas livré l’intégralité de leurs enregistrements de défauts. Le rapport final, attendu au premier trimestre 2026, devra identifier la cause première. La politisation a été immédiate : le Parti populaire (PP) a accusé le gouvernement de s’appuyer trop exclusivement sur les renouvelables et demandé un retour au nucléaire, tandis que Pedro Sánchez a catgoriquement rejeté cette interprétation.

Le débat nucléaire : une fracture politique et sociétale

Sept réacteurs en sursis

L’Espagne dispose actuellement de sept réacteurs nucléaires répartis sur cinq centrales (Almaraz, Ascocó, Cofrentes, Trillo, Vandellós), pour une puissance totale d’environ 7 GW qui couvre près de 20 % de la production électrique nationale. Le PNIEC confirm la fermeture progressive et échelonnée de ces centrales entre 2027 et 2035 : Almaraz 1 et 2 d’abord, puis les autres. Cette décision, présentée comme irréversible par les gouvernements successifs de Pedro Sánchez, constitue l’un des choix énergétiques les plus contestés d’Espagne. En 2024, la hausse de 30 % de la taxe Enresa (contribution liée à la gestion des déchets radioactifs) a été interprétée par les exploitants comme une pression fiscale visant à précipiter les fermetures.

Le blackout du 28 avril a ravivivement ouvert la fracture. Le groupe énergétique Iberdrola a averti que la fermeture des centrales nucléaires entraînerait une hausse significative des prix de l’électricité pour les ménages et les entreprises. Le 30 octobre 2025, l’exploitant Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) a officiellement soumis une demande au ministère de la Transition écologique pour prolonger l’exploitation des deux unités d’Almaraz jusqu’en juin 2030 — demande qui constitue un bras de fer direct avec le gouvernement. En parallèle, en janvier 2025, l’Espagne a frisé nouveau d’un blackout : cette fois, des parcs éoliens ont dû être arrêtés en urgence face à la tempête Kristin, créant des tensions de réseau comparables à celles du printemps.

La bataille de la stabilité du réseau

La question technique au cœur du débat est celle de l’inertie électromécanique. Les centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques classiques sont dotées de grandes masses rotatives (turbines, alternateurs) qui opèrent comme des « éponges » capables d’absorber les fluctuations de fréquence et de tension en cas d’incident. Les panneaux solaires et les éoliennes ne possèdent pas cette inertie naturelle : connectés au réseau via des convertisseurs électroniques, ils peuvent certes simuler cette inertie par des systèmes dits « grid-forming », mais ceux-ci restent insuffisamment déployés en Espagne. C’est cette absence d’inertie qui a transformé des oscillations gérables en cascade catastrophique le 28 avril.

Le gouvernement Sánchez a réaffirmé dès mai 2025 son refus de revenir sur la sortie du nucléaire, privilégiant un accélération des renouvelables couplée à une stratégie de stockage. En 2025, le marché espagnol du stockage par batteries devrait entrer dans le Top 5 européen grâce à une nouvelle vague de projets à grande échelle. Mais les experts soulignent que ce retard ne se rattrape pas en quelques mois : entre 2024 et 2025, l’Espagne n’avait raccordé que 800 MW de nouvelles capacités renouvelables, contre 1 600 MW l’année précédente — un rythme insuffisant pour tenir les objectifs 2030.

Les enjeux géopolitiques et européens de l’électricité espagnole

L’isolement ibérique : une île électrique au sein de l’Europe

Le blackout a mis en lumière une vulnérabilité structurelle de la péninsule ibérique : son faible niveau d’interconnexion avec le reste du réseau européen. L’Espagne ne dispose que de six lignes transfrontières avec la France, pour une capacité d’interconnexion qui ne dépasse pas 5 % de sa puissance installée — loin du seuil de 15 % recommandé par la Commission européenne. En comparaison, un pays comme l’Allemagne est relié à ses voisins par des dizaines d’interconnexions. Ce sous-dimensionnement explique pourquoi le système ibérique n’a pas pu bénéficier du soutien du réseau européen une fois déstabilisé, et pourquoi les protections automatiques ont dû isoler la péninsule pour éviter la propagation de la crise à l’ensemble du continent.

En France, l’impact a été limité mais réel : arrêt automatique d’un réacteur de la centrale nucléaire de Golfech sur la Garonne, coupures brièves chez certains consommateurs du Sud-Ouest. Le président Macron, dans un entretien au quotidien espagnol El País en février 2026, a jugé « fallacieux » le débat sur le manque d’interconnexions — suggérant que le problème relevait davantage de la gestion interne du réseau espagnol que de la solidarité électrique européenne. Cette sortie diplomatiquement inhabituellement directe illustre les tensions latentes entre Paris et Madrid sur les choix énergétiques : la France, adepte du nucléaire, s’inquiète de la fragilité que fait peser le modèle espagnol sur l’ensemble du réseau européen.

L’hydrogène vert et H2Med : l’Espagne comme fournisseur de l’Europe

Au-delà de l’électricité, l’Espagne ambitionne de devenir un fournisseur stratégique d’hydrogène vert pour l’Union européenne. Le PNIEC 2023-2030 prévoit l’installation de 12 GW d’électrolyseurs (machines servant à produire l’hydrogène vert à partir d’électricité renouvelable) d’ici 2030, contre 4 GW initialement prévus. En 2025, le gouvernement a confirmé la mobilisation de 2,3 milliards d’euros pour ce secteur, dont 1,2 milliard spécifiquement dédié à l’hydrogène vert. Le projet phare est le pipeline H2Med (anciennement BarMar), qui doit relier Barcelone à Marseille pour exporter l’hydrogène vert espagnol vers l’Europe continentale, avec une mise en service prévue en 2030. Cette infrastructure s’inscrit dans la stratégie européenne REPowerEU visant à réduire la dépendance au gaz russe.

L’ambition est à la mesure des atouts géographiques de la péninsule : avec son ensoleillement exceptionnel (3 000 heures de soleil par an sur certaines régions d’Estrémadure et d’Andalousie) et ses capacités éoliennes, l’Espagne dispose d’un avantage comparatif considérable pour produire de l’électricité renouvelable bon marché, et donc de l’hydrogène vert compétitif. En réduisant sa dépendance aux énergies fossiles importées de 70 % (2023) à 50 % (2030), l’Espagne réduit simultanément sa vulnérabilité géopolitique et repositionne sa puissance sur la scène européenne.

Civilisation et identité : l’électricité comme révélateur de l’Espagne contemporaine

La crise du 28 avril comme épreuve sociale

Le blackout du 28 avril 2025 a fonctionné comme un révélateur anthropologique de la société espagnole contemporaine. L’élément qui a le plus frappé les observateurs n’est pas le chaos, mais au contraire la solidarité spontanée : les récits de voisins s’organisant pour partager des ressources, de restaurants offrant de la nourriture, de bris d’Espagnols réglant la circulation aux carrefours dépourvus de feux. Cette résilience sociale a été soulignée comme l’une des caréacteristiques positives de la gestion de la crise. Pedro Sánchez déclarait dès le 29 avril que « le pire de la crise était passé », mais plusieurs communautés autonomes — notamment Valence, encore traumatisée par les inondations d’octobre 2024 — ont demandé au gouvernement central d’exercer une gestion de tutelle au titre des pouvoirs d’urgence.

La dimension politique interne a été immédiate. Le Partido Popular, principale force d’opposition, a exploité la crise pour attaquer la stratégie énergétique du gouvernement : il a dénoncé l’absence de réponse claire sur les causes, avancé la thèse nucléaire et visé directement Beatriz Corredor, présidente de Red Eléctrica et ancienne ministre du gouvernement Zapatero, dont la nomination est présentée comme une « instrumentalisation politique » de l’opérateur. La presse conservatrice (El Mundo, ABC) a accusé Sánchez de « tenter de se faire passer pour un héros pour avoir rétabli l’électricité, alors qu’il devrait assumer la responsabilité d’un échec historique ». Beatriz Corredor, de son côté, a refusé de démissionner : « À ce jour, cela ne va pas se reproduire parce que nous avons appris. »

La transition énergétique comme projet de société

Au-delà de la crise, la stratégie énergétique espagnole porte une vision de société qui dépasse le cadre technique. L’Espagne mise sur sa transition énergétique pour rétablir une souveraineté énergétique que son histoire géologique ne lui a pas offerte : peu de pétrole, peu de gaz, une dépendance aux importations fossiles historiquement élevée (70 % en 2023). Avec le solaire, l’éolien et l’hydrogène vert, l’Espagne fait de ses atouts climatiques et géographiques un levier de puissance économique et diplomatique. Ce projet n’est pas seulement écologique : il s’inscrit dans une revendication d’identité nationale et de modernité européenne. Teresa Ribera, négociatrice de l’Accord de Paris et aujourd’hui Vice-Présidente de la Commission européenne chargée de la transition écologique, incarne ce positionnement : l’Espagne ne subit pas la transition, elle en est le porte-étendard continental.

Pourtant, le blackout du 28 avril a rappelé que l’ambition ne suffit pas. La capacité à décarboniser à marche forcée dépend d’investissements massifs dans le stockage, les réseaux intelligents et les interconnexions : des infrastructures couteuses, lentes à déployer et politiquement peu spectaculaires. L’Espagne fait face à la contradiction fondamentale de toute transition accélérée : plus on avance vite, plus les risques systémiques augmentent dans la phase intermédiaire, avant que les nouvelles infrastructures de flexibilité soient en place pour stabiliser le système. Le rapport final de l’ENTSO-E, attendu pour le premier trimestre 2026, devra tirer les enseignements de cette crise pour l’ensemble du continent européen.