L’Espagne fera face à l’hiver prochain avec un avertissement sans précédent concernant sa sécurité d’approvisionnement en électricité. L'opérateur européen Entso-e, chargé de coordonner le réseau continental à haute tension, a inclus pour la première fois l'Espagne dans la liste des pays présentant un risque modéré de faire face à des « situations proches de la pénurie » pendant les mois froids.
Jamais auparavant, depuis la rédaction de ces rapports saisonniers, il n'avait été explicitement indiqué que le système électrique espagnol pourrait être mis à rude épreuve à de tels niveaux.
Ce diagnostic intervient également après une année marquée par des signes avant-coureurs : la panne d'électricité du 28 avril, la chute brutale de 2 300 MW d'une tranche nucléaire qui a contraint à activer les réserves d'urgence ; un été considéré comme le plus chaud depuis 1961 ; et une augmentation soutenue de la demande d'électricité qui a surpris même les techniciens du secteur.
Le réseau d'opérateurs détaille précisément les quatre facteurs qui pourraient pousser le système espagnol vers des marges d'adaptation étroites : une hausse significative de la demande attendue pour cet hiver, tirée par l'électrification croissante de la consommation ; des arrêts programmés de centrales thermiques combinés à plusieurs pannes prolongées en cycles combinés ; la possibilité d'épisodes de tempête parfaite pour le système électrique (faible production renouvelable et forte demande), ces longues périodes de basses températures et d'absence d'apport renouvelable qui ont déjà touché une grande partie de l'Europe l'hiver dernier ; et l'érosion des réserves hydroélectriques après des mois de sécheresse, une donnée particulièrement sensible car l'eau est le grand « poumon » flexible du système.
L'opérateur européen ne mentionne pas le nucléaire parmi les facteurs de risque, mais la lecture en Espagne est sans équivoque : si, avec le parc atomique toujours en activité, un risque modéré est déjà détecté, le scénario pourrait se détériorer lorsque commencera le calendrier de fermeture progressive prévu pour la prochaine décennie.
L’expérience de la panne d’électricité du 28 avril, avec une panne soudaine du réacteur qui a mis le système à rude épreuve et a forcé une réorganisation immédiate de la production, a servi d’avertissement : il n’existe pas de technologie capable de remplacer les 7 400 MW d’énergie nucléaire garantie aujourd’hui sans un renforcement profond en matière de secours thermique, de stockage, de réseaux et de gestion de la demande.
Le rapport européen lui-même confirme que, si cela devait se produire un scénario dans lequel l’offre de production est insuffisante pour couvrir la demande aux moments critiquesRed Eléctrica est prête à activer le Service Active Demand Response, un mécanisme qui permet de déconnecter rapidement la consommation industrielle et les sociétés de commercialisation enregistrées pour préserver l'équilibre instantané du système. Cet instrument – avec 1 148 MW de demande flexible déjà engagés pour 2025 – est réservé à des épisodes exceptionnels et son activation est un signe sans équivoque de stress opérationnel.
La situation est compliquée car le pays entre dans l’hiver après un été particulièrement rigoureux. Entre juin et septembre, la demande péninsulaire a bondi de 4 % par rapport à l'été précédent, avec des pointes à 11 % en juin et 4 % en septembre.
Le 2 juillet, en pleine deuxième canicule, le maximum annuel a été enregistré malgré la croissance de l'autoconsommation solaire, signe que la climatisation reconfigure les modes de consommation traditionnels. L'Aemet a certifié que le trimestre juin-août a été le plus chaud depuis que des records existent, et que la demande nocturne est restée anormalement élevée pendant plusieurs semaines.
Les réserves hydrauliques sont passées de 83 % début juin à seulement 56 % fin septembre. Bien que toujours supérieure à la moyenne de la dernière décennie, la baisse a été rapide et profonde, laissant moins de place à l'hiver, lorsque l'hydraulique constitue généralement la plus grande source de flexibilité du système. A la mi-octobre, les retenues se situaient autour de 53%, un chiffre raisonnable mais vulnérable si la tendance sèche persiste.
Dans le même temps, les cycles combinés – la technologie qui fournit le secours le plus immédiat en cas de panne de vent ou de solaire – affrontent l'hiver avec plusieurs maintenances simultanées entre novembre et février, ainsi que des pannes prolongées qui limitent la disponibilité réelle.
L'Espagne possède l'un des parcs gaziers les plus puissants d'Europe, mais sa contribution est conditionnée par l'état des centrales et la météo. Bien qu'aucun problème d'approvisionnement en gaz pour la production ne soit attendu, la simple possibilité d'une « tempête parfaite » prolongée en Europe, comme l'hiver dernier, pourrait mettre à rude épreuve l'ensemble du système continental.
La communication européenne revêt une importance particulière à l'heure où la demande espagnole progresse fortement. Après des années de croissance modérée, l’électrification des processus industriels, l’essor du véhicule électrique, la progression de l’autoconsommation et de la digitalisation dopent la consommation dans tous les segments.
La prévision de croissance pour cet hiver dépasse nettement celle de 2024 et s’inscrit en parallèle avec le plus grand déploiement d’énergies renouvelables dans l’UE. Cependant, l’expansion des réseaux et du stockage ne suit pas le rythme. La congestion des transports s'est multipliée dans certaines zones et l'opérateur a averti que, sans un renforcement accéléré, la pleine intégration des énergies renouvelables ne sera pas possible.
Les techniciens du réseau rappellent que la « suffisance » du système ne dépend pas seulement de la quantité de puissance installée, mais de la quantité de cette puissance qui peut fonctionner de manière stable et prévisible lorsque la consommation augmente. C'est pourquoi le phénomène du « calme sombre » des hivers est particulièrement préoccupant : il combine des températures basses avec l'absence de vent et une production solaire minimale, qui déclenche la consommation au moment même où la production renouvelable diminue. Ce scénario a déjà été vécu l'hiver dernier, lorsque plusieurs régions d'Europe ont dû recourir à toutes leurs réserves thermiques disponibles pendant près d'une semaine.
Bien que l'Espagne continue d'être l'un des pays les plus sûrs d'Europe en matière d'électricité – le PDG d'Endesa, José Bogas, a déclaré la semaine dernière sur le forum « Matafuturo » qu'il considérait une nouvelle panne d'électricité comme impensable – l'annonce d'Entso-e marque un tournant.
Il souligne que le pays entre dans une phase de plus grande vulnérabilité saisonnière et que la robustesse du système ne peut plus être considérée comme acquise. Renforcer la disponibilité thermique, accélérer les investissements dans les réseaux, étendre les mécanismes de gestion de la demande et protéger l'hydraulique en période de sécheresse apparaissent comme des tâches essentielles pour éviter que ce « risque modéré » n'entraîne des problèmes majeurs.
La question nucléaire, une fois de plus, reste sur la table. Si le système présente déjà des signes de tension avec les réacteurs fonctionnant à pleine charge, tout scénario d'arrêt sans remplacement équivalent de la puissance garantie augmentera nécessairement le risque.
La panne d’électricité du 28 avril a montré que des échecs surviennent également dans les technologies de base et que la résilience n’est pas infinie. L'Europe a lancé le premier avertissement. L'Espagne le reçoit désormais avec plus de questions que de certitudes, mais avec une conclusion retentissante : la marge de manœuvre se rétrécit.
