Il y a un encart spécial dans le rapport sur l'électronique de puissance, soulignant qu'elle a affectivement des capacités de faire varier la puissance en quelques secondes, mais qui pourrait être contre-productive, car pouvant amener à faire varier la production très rapidement en fonction des prix, et donc à compliquer très sérieusement le contrôle dynamique des tensions et fréquences.

Donc REE confirme que les sites PV peuvent accéder à des prix de marché fluctuants (peut-être surtout les gros sites ?). Voir p10 :

It is important to highlight the rate at which generation output can change within the system. New technologies based on power electronic inverters are capable of adjusting their output within a matter of seconds. While this capability is highly beneficial for the economic optimisation of individual generating plants, it is not necessarily ideal from a power system stability perspective in general.

A clear example of this is the rapid schedule changes in photovoltaic generation driven by price fluctuations in electricity markets. From an electrical standpoint, such abrupt changes in inverter - based generation introduce significant imbalances into the system, because regulation mechanisms haven´t operated yet. These imbalances must be compensated mainly through interconnections, particularly the one with France.

Severe imbalances lead to drastic shifts in power flows across the network, which in turn alter the capacitive and inductive behaviour of the grid. Consequently, system voltages can vary rapidly. This effect is further exacerbated when such generation operates under power factor control and doesn´t provide dynamic voltage control, as it limits the dynamic reactive power support that could otherwise help stabilise voltage.

La conclusion du rapport, p16, est que la blackout n'a pas été du à un manque d'inertie du système, mais à des déconnexions en cascade de centrales renouvelables, suite à des variations de tension, qui n'auraient pas du se déconnecter, qui ont entrainé une perte de 2000 MW de puissance. Voir p16 :

Inertia :

The incident was NOT caused by a lack of system inertia. Rather, it was triggered by a voltage issue and the cascading disconnection of renewable generation plants, as previously indicated. Higher inertia would have only resulted in a slightly slower frequency decline. However, due to the massive generation loss caused by voltage instability, the system would still have been unrecoverable

Avec tous ces éléments, il est difficile de dire que les énergies renouvelables sont hors de cause dans ce blackout en Espagne, même si ce n'est pas complétement direct...

Je n'ai pas encore eu le temps de prendre connaissance du rapport, mais que fais-tu du fait que les centrales conventionnelles se sont elles-aussi mises en sécurité (point 14 et 18 dans ta liste) ?
C'est une question rhétorique Les déconnexions en cascades de tous les moyens de production sur critère de surtension est normale et attendue, c'est une protection imposée d'une part par le grid code, d'autre part par la nécessité de protéger les moyens de production de dommages physiques importants (claquage des condensateurs ou des IGBT dans un onduleur, échauffement excessif/arcing dans les bobines d'un alternateur).

À la lecture des passages que tu cites, et je reviendrai confirmer/infirmer mes dires après avoir lu le rapport, le souci ne me semble vraiment pas lié à une technologie particulière, mais à :
1) un grid code qui n'est pas adapté (injection de réactif à cos phi fixe sans régulation de tension, sur des centrales de 500MWc),
2) des centrales conventionnelles spécifiquement appelées et payées pour faire du réglage de tension qui n'ont pas respecté leur engagement contractuel et n'ont pas répondu à l'appel,
3) une autre centrale CCGT (gaz) qui a été appelée, mais du fait de son temps de démarrage trop important, n'a pas été couplée à temps,
4) une capacité très (trop?) faible de moyens de réguler la tension dans le réseau de transport hors producteurs.

1. est une des sources majeure de l'incident et découle directement de la responsabilité de REE.
Les onduleurs peuvent tous être pilotés pour injecter du réactif dynamiquement et l'implémentation d'une boucle de régulation de tension est relativement simple, surtout sur des grosses centrales. J'ai codé et mis en oeuvre de telles fonctions personnellement sur plusieurs centrales solaires ou hybrides (certes plus petites) et sur des systèmes de stockage. Je ne vois pas de souci technique particulier.
Il n'y a même pas d'argument financier... tous les onduleurs savent le faire depuis des années, des petits SMA Sunny Boy 1kW (ou leur équivalent chinois) aux plus gros de plusieurs MW, sans surcoût ou licence spéficique de la part des constructeurs. Tout ce qu'il faut, c'est un lien de comm (Ethernet ou autre) entre le SCADA et l'onduleur, chose qui est de toute facon déployée pour des questions de supervision et de maintenance, pour pouvoir lui envoyer des consignes de puissance réactive.
Tu mesures la tension au point d'interco de la centrale, tu appliques l'abaque Q(U) qui t'es demandé et tu dispatches les consignes de puissance réactive aux onduleurs. Éventuellement, tu donnes au gestionnaire du réseau de transport la possibilité d'envoyer des consignes manuellement, auquel cas tu stoppes ta boucle de régulation automatique.

Le point 2. est intéressant. Chez nous, si RTE appelle un acteur qui s'est engagé sur un marché de services systèmes (peu importe le marché: ca peut être de la réserve, de l'effacement, de l'injection de réactif, etc.) et que cet acteur ne répond pas à l'appel, les pénalités financières sont assez importantes. Si cela se reproduit de facon répétée, l'acteur en question peut se voir exclu du marché.
Je me demande bien comment c'est géré côté espagnol.

Les points 4. et 1. sont indicatifs d'un système électrique qui n'a pas évolué assez vite et qui considère toujours les capacités de production ENR comme un "plus", insignifiant par rapport aux moyens de prod pilotables conventionnels. Évidemment, quand ton mix électrique est à ~70 % composé de sources ENR autour de midi, ca peut poser des problèmes.

The incident was NOT caused by a lack of system inertia. Rather, it was triggered by a voltage issue and the cascading disconnection of renewable generation plants, as previously indicated. Higher inertia would have only resulted in a slightly slower frequency decline. However, due to the massive generation loss caused by voltage instability, the system would still have been unrecoverable

Les centrales conventionnelles ont peut-être failli à contrôler les variations de fréquence/tension, à voir, mais ce ne sont pas elles qui se sont déconnectées les premières.

1. REE affirme finalement ce que je pensais initialement : il n'y a pas eu de manque d'inertie dans le système. À mon sens, c'est bien qu'ils le disent aussi clairement que cela, car cela tord le cou au mythe de la nécessité d'une inertie importante issue de sources conventionnelles, pilotables et à alternateurs (>=70% si on considère le chiffre de 30% max tolérable d'ENR dans le mix avancé par certains)

2. Les centrales conventionnelles n'ont pas répondu à l'appel de fourniture de services systèmes de REE. Elles n'ont pas non plus été capables de rester couplées lors des perturbations, si on en croit la séquence des évènements.
La raison pour laquelle elles sont restées un peu plus longtemps couplées que les autres est simple : vu qu'on leur demande de faire de la régulation de tension, elles l'ont fait à leur point d'injection, et ont donc automatiquement abaissé la tension aux bornes de leurs génératrices dans une certaine mesure. Selon moi, le fait qu'elles soient quasiment toutes géographiquement proches les a probablement beaucoup aidé également, car elles ont pu "unir leurs forces" pour abaisser la tension localement, si je puis dire.
Si il y avait eu des moyens de régulation de tension actifs dans le sud du pays, je suis prêt à parier que l'évènement ne se serait pas produit... ce qui est assez ironique, car, justement, toutes ces grosses centrales solaires auraient pu participer à la régulation de tension. Mais je radote.

La perte en cascade de 15 GW en quelques secondes provient bien des centrales EnR.

À mon sens, tu es induit en erreur par le fait que la perte de production n'est pas la source du blackout. C'est une *conséquence* de la déconnexion des moyens de production du fait d'un manque de moyens de régulation de tension :
pas assez de moyens de réguler la tension à certains endroits du réseau -> la tension dépasse localement les bornes acceptables -> les producteurs dont la tension observée sort de ce gabarit acceptable se découplent -> en se découplant, ces producteurs arrêtent d'injecter de la puissance active (mais ce n'est *pas* ce qui est important ici) et de la puissance réactive, puisqu'on leur demande d'injecter à cos phi fixe -> cette diminution de réactif contribue à la propagation de la surtension dans le réseau de transport -> d'autres producteurs observent une tension anormalement élevée et se découplent, et ainsi de suite.
Il en résulte, en effet, une perte de production de puissance active et donc une chute de fréquence, mais comme le dit bien REE, lorsque la fréquence a chuté, le système ne pouvait déjà plus être stabilisé depuis longtemps.

La bonne nouvelle, c'est que REE peut relativement aisément imposer aux grosses centrales ENR de faire de la régulation de tension : les solutions techniques sont simples à mettre en oeuvre (probablement une étude puis reconfiguration des onduleurs et du power plant controller, éventuellement ajout d'un peu de matériel pour quelques copeks... mais clairement pas de remplacement d'onduleurs ou transformateurs), la volonté politique de faire évoluer le grid code sera probablement forte et donc le cadre légal sera adapté pour permettre à REE d'introduire des amendements techniques aux contrats existants.

Il va probablement aussi qu'ils frappent très fort sur les doigts des opérateurs de centrales conventionnelles qui n'ont pas honoré leurs engagements de services systèmes.

Maintenant qu'on sait que les centrales ENR ne participent pas ou peu à la régulation de tension, le fait que REE ait augmenté significativement la part de production nucléaire dans le mix suite à l'évènement prend tout son sens : ils font le choix d'écrêter des ENR en plus grande quantités (bonjour les prix négatifs) pour maintenir les génératrices conventionnelles à des points de fonctionnement leur permettant de faire assez de réactif pour pouvoir régler la tension dans tout le système.

Je pense que dès que les centrales ENR commenceront à participer au réglage de tension, la part de nucléaire diminuera probablement à nouveau, et en toute sécurité pour le système.

1. REE affirme finalement ce que je pensais initialement : il n'y a pas eu de manque d'inertie dans le système. À mon sens, c'est bien qu'ils le disent aussi clairement que cela, car cela tord le cou au mythe de la nécessité d'une inertie importante issue de sources conventionnelles, pilotables et à alternateurs (>=70% si on considère le chiffre de 30% max tolérable d'ENR dans le mix avancé par certains)

A mon avis, cette affirmation de REE est justement extrêmement contestable, car son propre gouvernement lui a reproché le contraire, d'avoir le  plus bas niveau de centrales conventionnelles pour réguler la tension et fréquences depuis le début 2025.

En outre, « le système ne disposait pas d'une capacité suffisante de contrôle de la tension » ce jour-là, a poursuivi la ministre, en pointant le rôle du gestionnaire du réseau électrique espagnol REE, qui avait prévu ce jour-là son dispositif « le plus faible depuis le début de l'année 2025 ».

https://tecsol.blogs.com/mon_weblog/2025/06/black-out-espagne-le-solaire-et-l%C3%A9olien-disculp%C3%A9s-par-un-rapport-officiel.html

Et je rappelle qu'il y avait seulement 3 réacteurs nucléaires sur 7 en service le 28 Avril, et 2 barrages hydroélectriques sur 5. Depuis, on voit que le nucléaire est utilisé fortement tous les jours (98.75% dimanche dernier, ensoleillé, par exemple). Il y a eu aussi une centrale conventionnelle qui s'est désistée la veille à 10h du soir, sans qu'elle soit remplacée, car REE pensait que celles qui restaient seraient suffisantes. REE défend son action, évidemment, mais on peut avoir des doutes sur ses affirmations.

Il est clair, avec ce rappel incessant qu'elles sont soumises à des obligations de régulations des variations de tension et fréquences selon l'article de loi "Generation under P.O. 7.4", que REE compte essentiellement sur ces centrales conventionnelles pour cela, et pas d'autres moyens comme de l'électronique de puissance, ou des masses inertielles en rotation.

Or justement, il est prévu d'augmenter encore la part des EnR, et de diminuer celles des centrales conventionnelles, dont l'arrêt de deux réacteurs nucléaires en 2027 (il est vrai qu'ils datent des années 1970, là aussi le parc n'a pas été renouvelé), ce qui veut dire que la situation sera de plus en plus dangereuse dans les années à venir, avec la diminution des capacités de contrôle de la tension et fréquence.

Il a même été dit, voir le journal anglais Le Telegraph, qui cite une source à Bruxelles (qui je suppose l'a dit sur le ton de la plaisanterie), que le 28 Avril le gouvernement espagnol faisait un test avec ses 3 réacteurs nucléaires sur 7, pour vérifier qu'il pouvait bien se passer de deux réacteurs en 2027. Là, cela va être compliqué de le garantir...

https://www.telegraph.co.uk/business/2025/05/23/spains-blackout-story-is-disintegrating/

Je n'ai pas encore eu le temps de prendre connaissance du rapport, mais que fais-tu du fait que les centrales conventionnelles se sont elles-aussi mises en sécurité (point 14 et 18 dans ta liste) ?

Normal, quand les variations de fréquence dépassent certains niveaux (ici < 48.5 Hz), toute centrale se met en sécurité pour éviter de graves destructions. C'est inévitable, conventionnel ou pas; Elles ont résisté plus longtemps, mais arrivé à un certain point, ce n'est plus possible.

Normal, quand les variations de fréquence dépassent certains niveaux (ici < 48.5 Hz), toute centrale se met en sécurité pour éviter de graves destructions. C'est inévitable, conventionnel ou pas; Elles ont résisté plus longtemps, mais arrivé à un certain point, ce n'est plus possible.

Oui, bien sûr, le grid code va imposer une déconnexion sur critère de sous-fréquence. Les machines tournantes ont également des seuils mécaniques liés à leur vitesse de rotation minimale, mais elles devraient être largement capables de tenir 45Hz en continu s'il le fallait... elles doivent de toute façon accepter des plages de vitesse de rotation très inférieures à 50Hz pour leurs phases de démarrage et d'arrêt, qui durent plusieurs heures.

Contrairement à la tension, la fréquence est la même en tout point d'un réseau bien interconnecté (j'exclus ici les intercos avec la France et le Maroc, qui n'avaient pas la capacité nécessaire pour acheminer la puissance nécessaire à maintenir le synchronisme).
Le fait qu'il se passe pas mal d'évènements entre les points 15 et 18 a attiré mon attention. Et en effet, en regardant dans le rapport :

The undesired disconnection of CCGT located in the east occurs when the frequency reaches 49.5 Hz and the substation voltage is 419.6 kV. This loss implies a loss of voltage control and system inertia.

C'est l'évènement 15.

Je n'ai pas (encore) trouvé la raison de cette déconnexion. La tension est dans les normes et la fréquence est loin d'arriver au seuil de découplage généralement exigé (<48Hz, bien souvent 46.5Hz, car on veut justement éviter la perte en cascade de capas de production lorsque ces dernières sont extrêmement importantes).
Peut-être un critère ROCOF (rate of change of frequency, la dérivée par rapport au temps de la fréquence pour les matheux) ? Mais dans ce cas, la fréquence étant la même dans tout le réseau, d'autres unités auraient dû se découpler en même temps...
Si le découplage provient d'un trip des protections de cette centrale CCGT, elles n'étaient probablement pas bien réglées.

On voit clairement que le fait de concentrer la responsabilité de la régulation de tension sur certaines technologies, minoritaires dans le mix à cette heure ci et en cette saison, est très risqué. Surtout quand le nombre de centrales de ce type couplé à ce moment là était très faible, et que la technologie de ces centrales fait qu'elles mettent longtemps à démarrer et à se coupler.
Pour ce point, et comme je le prédisais dans mon post précédent (avant d'avoir lu le rapport), REE a bien noté le besoin et a entamé les travaux nécessaires pour faire participer tous les producteurs, indépendamment de leur technologie, à l'effort de régulation de tension :

Approval of the System Operator’s proposal for Operating Procedure P.O. 7.4 regarding voltage con-
trol service in the Spanish mainland power system, mandating that all generation units capable of real-
time voltage regulation must actively perform such control, and establishing penalties for non-compli-
ance.

(1ère recommandation dans le chapitre 4 du rapport)

Je ne sais pas si REE attend la validation d'une de ses instances internes ou d'une instance du gouvernement.

Je suis entièrement d'accord avec le fait que REE ne dispose que de trop peu de capacités de régulation de tension en propre sur le réseau de transport, et qu'il faut qu'il en installe massivement :

Enhancement of system resources for continuous and dynamic voltage control, beyond generation
units, through the deployment of synchronous condensers or STATCOMs, rather than relying solely
on discrete devices such as reactors or capacitors.

(4e recommandation)

Ils vont d'ailleurs plus loin au point 6, en demandant des investissements en ce sens sur le réseau de distribution :

Reinforcement of voltage control capabilities within the distribution network is recommended

REE note également qu'il faut revoir les règles de mise en application des changements de régime liés au marché :

Extend the ramp times for generation schedule changes to a fixed duration of 10 minutes. It has been
demonstrated that the current ramp times of 100 to 120 seconds, as required for facilities subject to
Order TED/749/2020, impose stress on the system and have proven to be both unnecessary and
detrimental.

Imposer à des producteurs d'appliquer des changements de plusieurs GW de production, à la hausse comme à la baisse, en moins de 2 min, c'est assez cocasse. Surtout si ces producteurs injectent à cos phi fixe, ne font pas de régulation de tension et donc, mécaniquement, que la variation de leur production influe sur les niveaux de tension.

Upgrade of pre-TED/749/2020 RCW generation units to ensure that production changes follow a con-
trolled ramp profile rather than abrupt step changes occurring within seconds or milliseconds

Encore pire : il existait un temps où on ne demandait pas de rampes aux producteurs lors d'un changement de régime lié au marché. Dans ce cas précis, le grid code a été ajusté, mais il semblerait que les producteurs mis en service avant cet ajustement n'aient pas été contraints de modifier... et là, franchement, aucune excuse. Les rampes dans un onduleur, c'est un paramètre à modifier... 0 coût additionnel, c'est 100x plus simple à implémenter qu'un algo de réglage de tension, qui est déjà facile à mettre en place.

Enfin, REE recommande de vérifier la configuration des protections (comprendre : corriger les erreurs grossières qui font qu'un disjoncteur s'ouvre alors qu'aucune grandeur physique ne sort des gabarits impośes par le grid code, et relaxer un peu les seuils partout ailleurs pour avoir plus de marges), que ce soit au niveau de l'interco avec les producteurs, dans le réseau de transport lui-même, aux intercos transport<>distribution et dans les centrales elles-mêmes.

Ce rapport est bien fait et très complet techniquement. Il manque des analyses de défaillances de certains acteurs externes (centrales CCGT et producteurs ENR), dont les centrales se sont soit découplées inopinément alors que le grid code leur imposait de rester couplées (CCGT, point 15), ou qui ne contribuaient pas à l'injection de courant réactif à la hauteur de ce qui leur était demandé (CCGT d'une part et centrales PV d'autre part).
Sur ce dernier point, on peut noter REE qui dit :

RCW generation not integrated under P.O. 7.4 failed to meet power factor requirements in approxi-
mately 22% of cases. Analysis shows that this non-compliance is concentrated among plants with
lower active power output, indicating that compliance with reactive power requirements only begins
above a certain active power threshold.

(chapitre 3 "Relevant Aspects", section "Voltage Control")

Duh, oui, logique : si on demande aux onduleurs d'injecter à cos phi fixe, ils le font à leurs bornes... et donc à faible puissance produite, il ne contribuent pas assez de réactif pour compenser ce qui est absorbé par le réseau de distribution interne à la centrale (lignes et surtout transformateurs). D'où la nécessité de faire un contrôle au niveau du point d'interco avec le réseau de transport et d'ajuster les consignes de réactif des onduleurs en fonction du cos phi au point d'injection.
Pour faire cela, il faut avoir installé la métrologie et les régulateurs temps-réel nécessaire (des gros mots pour dire "un automate/PLC et un compteur", équipements déjà présents car ils font partie du SCADA dans 99% des installations).
Donc si on en est là, entre implémenter une boucle fermée sur le cos phi ou implémenter Q(U) pour faire de la régulation de tension, ou une combinaison des deux, ce n'est que du software.

Je suis probablement loin d'être expert dans tous ces domaines (ok... j'y connais un rayon), mais de mon point de vue, le blackout espagnol découle quasiment exclusivement d'un grid code non adapté et d'un non-respect de ce dernier par les producteurs (ils ne font pas d'essais et de fiches de test lors de la mise en service?!).

La quasi-totalité des hypothèses relayées dans la presse ne tient pas :
- "il y avait trop de solaire dans le mix, le solaire n'est pas fiable (peu importe ce que cela veut dire), trop variable et a mené au blackout, il faut plus de nucléaire et de gaz" ou ses variantes "il faut absolument une bonne moitié de sources pilotables dans un système", "un système ne peut pas fonctionner sans 'base-load generation'"
On voit clairement dans ce rapport que si les sources ENR avaient été incluses dans l'effort de régulation de tension, il n'y aurait pas eu de problème.
On voit aussi que les centrales conventionnelles ne sont pas la panacée pour se protéger de ce genre d'évènements : elles ont un temps de réaction bien plus long que l'électronique de puissance, sont techniquement plus limitées en ce qui concerne le réactif et peuvent, comme toute centrale, ne pas répondre à un appel du gestionnaire de réseau.

Les centrales pilotables sont nécessaires pour servir de moyens de réserve et d'ajustement si la production ENR ne peut pas satisfaire la consommation. L'hydraulique (barrages et STEP) est d'ailleurs plus adapté que le nucléaire pour effectuer ce travail, mais ce qui est le plus efficace pour stabiliser un système, c'est les parcs de batterie grid scale (et donc de l'électronique de puissance, j'ai dit un gros mot? :-))
Le nucléaire est très utile à la basse saison (peu de soleil, mais plus de vent) et lors des pics de consommation (soirée, nuit et petit matin, lorsqu'il y a peu de soleil).

- "il n'y avait pas assez d'inertie dans le système"
Le blackout n'est pas lié à un manque de production et/ou une instabilité de la fréquence. La chute de fréquence est la conséquence de la mise en sécurité (à tort ou à raison) de producteurs, y compris conventionnels, face à une tension qu'ils jugeaient anormalement élevée à leur point d'interconnexion. L'inertie d'un système électrique, peu importe la définition qu'on lui donne, n'a pas d'incidence sur la tension.

- "le déploiement des ENR / la transition du système électrique a été exécutée de façon trop rapide et anarchique"
Ce rapport nous dit que c'est la mise à niveau du cadre réglementaire (grid code) et du réseau de transport (trop peu de STATCOM et/ou de bancs de capa/inductances dans le réseau, pas de PMU/phasors pour monitorer en temps réel, etc.) qui ont été trop lents.

- "La surproduction solaire à midi est la cause du blackout"
Il n'y a pas eu de surproduction. Si cela avait été le cas, on aurait constaté une élévation de la fréquence. Je rappelle qu'une élévation de la tension n'est pas la conséquence d'une surproduction de puissance active. Dans ce cas précis, elle est due à l'inadéquation du grid code concentrant l'effort de régulation de tension sur quelques centrales conventionnelles, qui ne l'ont d'ailleurs pas bien exécuté.

- "les onduleurs sont moins adaptés que les générateurs conventionnels pour stabiliser un système électrique"
Potentiellement la facon dont on leur demande de fonctionner l'est? Ici, si on leur demandait de faire du réglage de tension plutôt que d'injecter à cos phi fixe, cela se passerait un peu mieux.
Mais ils savent le faire... et, tiens, REE recommande un déploiement important de STATCOM, qui ne sont rien d'autre que des gros convertisseurs de puissance (sans batterie ni production PV/éolienne derrière).


Si on donne un minimum d'importance aux faits et qu'on s'intéresse à la technique (devrais-je dire la physique?), on voit que l'ambiance et le discours politique qui tourne autour de ce blackout est ubuesque, pour ne pas dire autre chose (ou en tout cas l'a été, ca semble s'être tassé).
En ne faisant pas évoluer son réseau de transport et en ne *validant pas les propositions émises par REE pour amender le grid code* (!), le législateur et/ou régulateur s'est tiré une balle dans le pied et a causé ce black-out massif.
La classe politique ferait bien d'en prendre note et d'opérer les modifications nécessaires, plutôt que de passer du temps à brasser du vent autour de la nécessité de maintenir des centrales nucléaires ou d'en construire d'autres, qui n'a pas grand chose à voir avec la choucroute ici.