L'autorité de régulation du marché de l'énergie espagnole entame des procédures de sanction contre REE et les principaux producteurs espagnols :

L'autorité de régulation des marches de l'énergie espagnoles (CNMC), qui est un peu l'équivalent de le CRE en France, a annoncé avoir entamé des procédures de sanction suite à des indices de violation des règles et procédures envers le gestionnaire du réseau, REE, et les principaux producteurs, dont Iberdola, Naturgy, Repsol, Endesa..., mais aussi l'association des producteurs nucléaires etc... C'est en fait une procédure d'enquête, les divers impliqués pourront apporter leurs réponses, et la CNMC indique que ces infractions ne sont pas forcément en lien direct avec le blackout de l'an dernier.

Voir le CP de la CNMC : https://www.cnmc.es/en/node/419776

Traduction Google :

17 avril 2026

La CNMC engage des procédures de sanctions pour des infractions présumées dans le cadre des enquêtes sur la panne de courant du 28 avril 2025


Secteur : Communiqué de presse - Domaine d'expertise de la CNMC : Énergie

Suite à l'incident du 28 avril, la CNMC a engagé plusieurs procédures afin d'analyser les circonstances de l'incident au regard de la réglementation du secteur de l'électricité.

Ces actions ont permis de conclure que l'incident avait une origine multifactorielle, due à une série d'événements qui ont progressivement déstabilisé le système et abouti à une panne de courant due à une surtension.

Cependant, des preuves de violations de la réglementation du secteur ont été relevées sur une période prolongée et doivent faire l'objet d'une enquête formelle, même si elles ne constituent pas la seule cause de l'incident.

Suite à la panne de courant du 28 avril 2025, la Commission nationale espagnole des marchés et de la concurrence (CNMC) a engagé plusieurs enquêtes préliminaires afin d'analyser les circonstances de la panne et de déterminer les faits pertinents au regard de la réglementation du secteur de l'électricité.

Suite à ces investigations, la CNMC a relevé plusieurs indices de non-conformité, dont certains ont persisté pendant de longues périodes, susceptibles d'avoir affecté le fonctionnement du réseau électrique et de constituer des infractions administratives.

Dans ce contexte, la CNMC a engagé une procédure d'enquête formelle sur ces indices. Cette procédure de sanction est ouverte dans le cadre des investigations menées sur l'incident du 28 avril 2025. Toutefois, les faits faisant l'objet de l'enquête n'impliquent pas, en eux-mêmes, d'imputer l'origine ou la cause de la panne aux entreprises concernées, étant donné que l'incident a eu de multiples causes.

L'ouverture de cette procédure ne préjuge en rien de l'issue de l'enquête. Sa durée maximale varie entre neuf et dix-huit mois, selon la gravité de l'infraction. Les parties intéressées peuvent, en tout état de cause, présenter des arguments et proposer le recueil de tout élément de preuve qu'elles jugent pertinent.

Voir la liste (longue) des procédures ici : https://www.cnmc.es/listado/expedientes_energia_sancionadoras_en_tramitacion/block/250

Et aussi les articles de Reuters et du Financial Times :
https://www.reuters.com/business/energy/spains-watchdog-opens-probes-into-historic-blackout-after-finding-rule-breaches-2026-04-17/
https://www.ft.com/content/37615c69-1566-42bc-abf3-b62baf3637b6?syn-25a6b1a6=1

On va voir donc voir dans 9 à 18 mois ce qu'il en sort...

Le problème, c'est qu'il faut des sources d'électricité pilotables, alors que les renouvelables comme l'éolien et le solaire ne le sont pas. En particulier, le solaire surproduit le jour au printemps et à l'été, et amène à des prix de gros négatifs (où les EnR ont intérêt à arrêter de produire...), mais ne produit pas la nuit, et en hiver, où la consommation est la plus importante, les nuits sont longues. On le voit en Allemagne, où ils ont prévu de rajouter 20 GW de centrales à gaz, pour avoir des sources pilotables, et remplacer à terme les centrales à charbon.

on voit moins de prix de marché spot négatifs du côté de l'espagne en ce moment, est ce qu'ils auraient développé aussi le stockage batterie ou bien ils déconnectent au milieu de journée ?
On voit 10% de stockage hydro, ainsi qu'une grosse capacité au portugal, mais ça n'explique pas tout probablement.

Attention, le mix GW / GWh dans les pourcentages ce n’est pas très propre, même si ça ne change pas le fond de ton propos.

L'écrasante majorité des systèmes de stockage stationnaires déployés sont 1h-2h (donc ~200-400MWh pour ces 193MW, peu ou prou). Vu la chute des prix, on voit parfois 4h dans les plus récents, mais ca dépend de ce qu'on veut en faire.

La charge peut être lente car on a entre 2 et 5h de prod solaire très peu chère (voire négative), la décharge se concentre souvent entre 18h30-20h30, mais cela va s'étaler avec le temps (comprendre: la puissance crête moyenne appelée par installation va diminuer), au fur et à mesure que le parc installé grandit.

cela fait environ 0.23% de la capacité totale, donc c'est ridicule.

La capacité de stockage hydro-électrique est bien plus importante, 3.5 GW, mais cela ne fait encore que 4% de la capacité totale solaire + éolien.
Donc le plus important, cela doit être l'adaptation de la production au prix du marché.

L'adaptation de la consommation, pour beaucoup, c.f. la courbe de conso espagnole dans la journée vs chez nous, où l'effort d'adaptation et de flexibilité n'en est qu'à ses balbutiements.

Note que pour stabiliser un système électrique face aux déséquilibres offre/demande (excédent ou déficit), le besoin en réserves est faible car le marché est structuré pour suivre les fluctuations.
De mémoire, RTE contractualise généralement entre 2 et 3GW de réserves pour une journée normale, puis il y a ~4-5GW de STEP.
Avant cela, les marchés de flex, par le biais des agrégateurs, a fait le plus gros du travail. Ils comprennent batteries, action sur la conso et sur une partie de la prod ENR.
Les marchés d'ajustement comme SPOT vont également avoir une forte incidence pour brider la prod ENR lorsqu'elle est excédentaire.

Donc finalement, l'explosion du stockage est plus là pour stabiliser les prix (absorber le solaire en excédent à ~1 euro/MWh, si ce n'est pas négatif, décharger aux pointes) et pour de nouveaux usages (limiter les coûts de renforcement du réseau de distribution pour les stations de recharge rapide le long des autoroutes, par exemple) que pour stabiliser le réseau.
Le stockage disponible actuellement pour effectuer du réglage de tension/fréquence est suffisant *si le réseau est bien opéré*.

On en a parlé de maintes fois, je n'interviens plus trop ici car je sonne probablement comme un disque rayé, mais l'incident espagnol était lié à un grid code qui n'a pas évolué avec le mix énergétique (spécifiquement: les centrales ENR devaient injecter à cos phi fixe plutôt que de participer à l'effort de régulation de tension). La capa de prod en puissance active étaient là, les réserves aussi, ce n'est pas le sujet.
La fréquence n'a dégringolé qu'après le début de la déconnexion en cascade des centrales solaires. Ces centrales solaires se sont déconnectés pour deux raisons:
1. au début, car les prix de gros sont passés négatifs, donc un premier (gros) lot de centrales s'est découplé volontairement.
Il n'y a pas eu à ce stade de déséquilibre de puissance active qui ne pouvait pas être compensé par les réserves (interco, centrales hydrauliques, thermiques et nucléaires, batteries) -> la fréquence a tenu.
2. le déséquilibre de puissance *réactive* occasionné par la déconnexion volontaire de ces centrales n'a pas pu être compensé par les autres moyens de productions connectés.
REE ne dispose que de très peu de moyens de régulation de tension dans le réseau, c'est à dire non dépendant d'un moyen de prod.
Certaines centrales restées couplées ont vu, localement, la tension s'élever du fait de ce déséquilibre de puissance réactive. Vu que leur contrat ne leur demande pas de participer à l'effort de régulation de tension, elles n'ont pas réagi car pas paramétrées pour, et le tir n'a pas été rectifié.
3. La tension moyenne constatée par ces centrales a fini par dépasser un hysteresis temporel et occasionner la déconnexion de ces centrales (ca, pour le coup, c'est exigé par le grid code et elles ont réagi comme demandé).
4. Ces centrales s'étant découplées, elles sont arrêtées à leur tour d'injecter de la puissance réactive -> la tension perçue en d'autres point du réseau a dépassé certains seuils de déconnexion spécifiés dans le grid code.
5. Un effet domino s'est produit, avec la déconnexion d'une grosse partie du parc de production (plusieurs GW, et pas seulement ENR: des centrales à gaz et nucléaires se sont aussi découplées sur critère de seuil de tension).

Ce n'est qu'à ce moment là que la fréquence a chuté et que le réseau s'est écroulé.