Pour la deuxième fois en vingt mois, le Sri Lanka a subi un blackout national de son réseau électrique.
Le 17 octobre 2026, vers midi heure locale, le National System Operator (NSO) a enregistré une instabilité majeure de la ligne de transmission qui a plongé l’ensemble du pays dans le noir. La restauration complète du courant n’est intervenue qu’en soirée. Dans la foulée, les autorités ont demandé aux propriétaires de panneaux solaires photovoltaïques de déconnecter leurs installations du réseau, pour faciliter le redémarrage.
L’incident ressemble trait pour trait à celui du 9 février 2025, où la pénétration solaire avait été identifiée comme le principal facteur contributif. Il n’est pas sans rappeler le grand blackout qui a frappé l’Espagne et le Portugal le 28 avril 2025 et s’inscrit dans une famille plus large d’incidents qui frappe les réseaux à forte pénétration renouvelable depuis dix ans.
Nous allons vous présenter cinq cas dans cet article, quatre pays et un même questionnement : les systèmes électriques mondiaux sont-ils armés pour faire face à la montée en puissance de l’énergie solaire et éolienne ?
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Deuxième alerte en vingt mois à Colombo
L’épisode du 17 octobre a démarré en pleine journée, à l’heure où la production photovoltaïque atteint habituellement son maximum. Le ministre de l’Énergie, Anura Karunathilaka, a confirmé que les équipes travaillaient à un rétablissement « étape par étape ». La compagnie publique Electricity Distribution Lanka (EDL) a immédiatement évoqué un excès de production solaire par rapport à la consommation, hypothèse qui reste à confirmer par l’enquête technique en cours. Le pays a été privé d’électricité pendant plus de deux heures, et le réseau n’a été entièrement rétabli que vers 19h50, heure locale.
Le Sri Lanka totalise aujourd’hui plus de 3 000 mégawatts de capacité photovoltaïque installée, dont 1,94 gigawatt sur toitures à fin 2025. La demande moyenne continue du pays se situe entre 2 400 et 2 500 mégawatts.
Donc, si vous lisez bien, à midi, un jour ensoleillé, les panneaux peuvent produire davantage que ce que le pays consomme. Le gouvernement vise 4 400 mégawatts solaires d’ici 2029, soit une multiplication par cinq en six ans par rapport au niveau de 2024.
Les incitations fiscales des dernières années ont encouragé un déploiement massif du solaire sur toitures, avec revente du surplus au réseau via un mécanisme de net metering remplacé en septembre 2026 par un tarif d’achat.
L’installation a été plus rapide que les investissements dans la stabilité du réseau avec, à la clé, un effet « pervers » : un système qui bascule à chaque fois que la production solaire frôle ou dépasse la demande.
Les précédents
Déjà le Sri Lanka le 9 février 2025
Huit mois plus tôt, le même scénario s’était joué. Le dimanche 9 février 2025, un dimanche ensoleillé, un défaut survenu à la sous-station de Panadura a déclenché un blackout national. Le rapport d’enquête publié en avril 2025 par le Ceylon Electricity Board a été sans équivoque : à midi, le solaire photovoltaïque fournissait plus de 50 % de la demande électrique, et le réseau manquait d’inertie système suffisante pour amortir la perturbation.
La chute de tension a entraîné une cascade de déconnexions automatiques, puis le blackout total. La récupération avait pris plus de six heures.
L’Ibérie, le choc planétaire d’avril 2025
Le 28 avril 2025 restera comme la panne électrique la plus grave vécue par l’Europe depuis plus de vingt ans. À 12h33:24 heure continentale, les réseaux espagnol, portugais et une partie du sud-ouest français se sont écroulés en moins de quelques minutes. Plus de 50 millions de personnes ont été privées d’électricité. Le coût économique pour l’Espagne seule a été évalué à 1,82 milliard de dollars (environ 1,55 milliard d’euros).
Au moment des faits, les énergies renouvelables fournissaient 78 % de l’électricité du système ibérique, avec le solaire photovoltaïque à près de 60 % à lui seul.
Et avant tout le monde, l’Australie du Sud et le Royaume-Uni
L’épisode ibérique a été vécu comme un choc, mais il n’était pas inédit.
Dix ans plus tôt, l’État d’Australie du Sud avait vécu le premier blackout mondial lié à une faible inertie système. Le 28 septembre 2016, deux tornades endommagent plusieurs lignes de transport à haute tension. Le réseau tournait alors avec 48,4 % de renouvelables, majoritairement éoliennes, et un niveau d’inertie historiquement bas. Les parcs éoliens se déconnectent par un réglage de protection trop sensible, l’interconnexion avec l’État voisin du Victoria décroche à son tour, et c’est tout l’État qui plonge dans le noir. Environ 750 000 personnes sont touchées. Le rétablissement complet prendra jusqu’à une semaine selon les zones. Le rapport final de l’Australian Energy Market Operator (AEMO), publié en mars 2017, a popularisé la notion de system strength et conduit à une refonte totale des règles d’exploitation.
Trois ans plus tard, le 9 août 2019, c’est au tour du Royaume-Uni. Un coup de foudre déclenche presque simultanément la déconnexion de la centrale à gaz de Little Barford et du parc éolien offshore de Hornsea, soit environ 1,4 gigawatt de production perdue en quelques secondes. Le réseau britannique, dont l’inertie était alors en baisse à cause de la retraite progressive du charbon, ne parvient pas à amortir le choc. La fréquence chute brutalement, le délestage automatique coupe environ un million de clients, et les trains sont immobilisés pendant plusieurs heures sur une partie du réseau.
National Grid ESO, l’opérateur britannique, pointera dans son rapport la responsabilité partagée du gaz et de l’éolien, mais l’épisode a surtout marqué les régulateurs comme un signal d’alarme sur la perte d’inertie.
Les cinq incidents en résumé :
| Caractéristique | Aus. Sud 28 sept 2016 | UK 9 août 2019 | Sri Lanka 9 fév 2025 | Ibérie 28 avr 2025 | Sri Lanka 17 oct 2026 |
|---|---|---|---|---|---|
| Déclencheur immédiat | tornades sur lignes HT | foudre, perte 1,4 GW | défaut sous-station Panadura | double décon. sud-ouest Espagne | instabilité réseau de transport |
| Part renouvelables au moment des faits | 48 % (majorité éolien) | 30-35 % (éolien + solaire) | solaire PV > 50 % | 78 % dont 60 % solaire | à préciser (très élevée probable) |
| Mode de défaillance | décon. éoliennes trop sensibles | chute fréquence, délestage auto. | manque d’inertie, cascade | surtension, cascade décon. PV | enquête en cours |
| Ampleur | 750 000 personnes, un État | 1 million clients, partiel | national, 22 millions d’habitants | 50 millions, 3 pays | national, 22 millions |
| Durée du blackout | 24 h à 1 semaine | 2 h en moyenne | plus de 6 heures | 10 à 20 heures selon les zones | environ 8 heures |
| Coût économique | environ 367 M AUD (210 M €) | non chiffré consolidé | non chiffré publiquement | 1,82 Md $ (1,55 Md €) Espagne | non chiffré à ce stade |
| Réponse structurelle | batteries Hornsdale, condensateurs synchrones | Stability Pathfinder, services inertie rémunérés | aucune (incident répété) | 17 Md € d’investissements réseau 2025-2030 | à définir |
Ce que l’Espagne a appris
Le dossier espagnol a été instruit en profondeur par l’ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity). Un panel de 49 experts européens a publié le 20 mars 2026 un rapport final de 472 pages qui identifie les causes du blackout avec une précision rare. Sa conclusion contredit l’intuition première : le niveau élevé de pénétration renouvelable au moment du blackout n’a pas été la cause déclenchante. Avant le 28 avril, 384 intervalles de 15 minutes en 2025 avaient enregistré des parts renouvelables supérieures sans provoquer d’incident. Cinquante-sept journées entières étaient davantage renouvelables que celle du 28 avril.
Si la part de renouvelables suffisait à faire tomber le réseau, il serait tombé bien avant.
Le rapport pointe en revanche un enchaînement précis : une double déconnexion d’environ 500 mégawatts de production solaire dans le sud-ouest de l’Espagne, suivie d’une montée de tension incontrôlée, puis d’une cascade de déconnexions automatiques de parcs éoliens et solaires dont les onduleurs étaient réglés en mode fixed power factor. Ce réglage, hérité d’une époque où les renouvelables représentaient une part marginale du mix, les empêchait d’absorber les surtensions au lieu de les amplifier. Autrement dit, le problème n’était pas qu’il y avait trop de solaire sur le réseau, mais que les onduleurs solaires n’étaient pas configurés pour aider à sa stabilité. L’Espagne a immédiatement mis à jour son code réseau et annoncé un plan d’investissement de 17 milliards d’euros sur la période 2025-2030 pour renforcer son infrastructure.
La leçon qu’ont tirée les premiers servis
L’Australie du Sud et le Royaume-Uni ont suivi un chemin similaire, avec quelques années d’avance. Après le choc de 2016, l’État australien a commandé une batterie Tesla de 100 mégawatts à côté du parc éolien de Hornsdale. Mise en service en moins de 100 jours à la fin 2017, cette batterie, agrandie depuis à 150 mégawatts, a fait démonstration de ce qu’une installation à réponse en millisecondes pouvait apporter à la stabilité d’un réseau à forte pénétration renouvelable. L’État a ensuite imposé l’installation de condensateurs synchrones aux grands points d’injection, pour fournir l’inertie que les éoliennes ne produisent pas. Résultat : la part de renouvelables du mix sud-australien a continué de grimper, dépassant régulièrement les 70 % en 2023, sans qu’un nouveau blackout systémique ne se reproduise.
Le Royaume-Uni a répondu différemment, par un mécanisme de marché. National Grid ESO a lancé en 2020 le Stability Pathfinder, un dispositif qui rémunère explicitement les fournisseurs de services d’inertie, qu’il s’agisse de condensateurs synchrones, de batteries grid-forming ou de turbines maintenues en rotation sans produire. Plusieurs milliards de livres de contrats ont été attribués depuis. Le pays a franchi en 2024 la barre des 50 % renouvelables sur l’année, et n’a pas connu de nouvel incident de l’ampleur du 9 août 2019.
Dans les deux cas, la leçon tirée a été la même : il ne suffit pas d’ajouter des gigawatts solaires ou éoliens, il faut aussi acheter ou imposer les services système qui permettent au réseau de rester stable. L’Espagne vient d’engager ce mouvement, forcée par son blackout. Le Sri Lanka, de son côté, ne dispose ni des moyens budgétaires de l’Espagne ni des mécanismes de marché britanniques. Son deuxième blackout en vingt mois en est la traduction directe.
Le problème s’appelle inertie, la solution s’appelle onduleur
Un réseau électrique classique repose sur l’inertie mécanique de ses alternateurs. Les grosses machines tournantes des centrales thermiques, nucléaires ou hydrauliques stockent de l’énergie cinétique dans leurs rotors. Lorsqu’un incident survient, cette énergie amortit instantanément la perturbation, le temps que les régulations prennent le relais. Les panneaux solaires et les éoliennes modernes, raccordés au réseau par des onduleurs électroniques, ne fournissent aucune inertie mécanique. Un réseau à 80 % renouvelables a donc, en théorie, bien moins d’amortisseur qu’un réseau à 20 %.
La parade existe. Les onduleurs dits grid-forming, par opposition aux onduleurs grid-following traditionnels, sont capables de recréer un signal de référence pour le réseau et de fournir une inertie synthétique. Les condensateurs synchrones, machines tournantes découplées de toute production, peuvent aussi apporter de l’inertie à moindre coût. Les batteries, dont le temps de réponse se mesure en millisecondes, peuvent assumer une partie du rôle de régulation primaire. Ces technologies existent, sont industrielles, et sont déjà déployées en Grande-Bretagne, en Australie et en Californie.
Le problème est donc moins technique que financier et réglementaire. Les onduleurs grid-forming coûtent 10 à 20 % plus cher que les grid-following. Les condensateurs synchrones représentent plusieurs millions d’euros par unité installée. Qui paie ? Les producteurs renouvelables, dont les contrats initiaux ne prévoyaient pas ces services système ? Les gestionnaires de réseau, via leurs tarifs ? Les contribuables, via des subventions ? La réponse diffère d’un pays à l’autre, et le Sri Lanka n’a visiblement pas eu les moyens d’anticiper.
La France dans le décor
Le réseau électrique français bénéficie, pour l’heure, d’un amortisseur massif : son parc nucléaire. Les 56 réacteurs d’EDF fournissent environ 65 % de l’électricité du pays, avec l’inertie mécanique de leurs turbogénérateurs. S’y ajoutent les grands aménagements hydroélectriques alpins et pyrénéens, pourvoyeurs d’inertie et de capacité de régulation. Le mix français est, structurellement, l’un des plus stables d’Europe.
La trajectoire change néanmoins. La programmation pluriannuelle de l’énergie prévoit une multiplication par trois de la capacité solaire installée d’ici 2035. RTE, le gestionnaire du réseau de transport, a publié dès 2023 un rapport dédié aux services système dans un mix à forte pénétration renouvelable, avec des recommandations précises sur le déploiement des onduleurs grid-forming et des condensateurs synchrones. L’Allemagne, qui a passé le cap des 50 % renouvelables en 2024, impose désormais ces équipements sur les nouveaux parcs de plus de 20 mégawatts. La France n’a pas, à ce jour, de calendrier équivalent.
Les cinq blackouts recensés depuis dix ans ne traduisent pas un échec de la transition énergétique. Ils en pointent une étape négligée : la mise à niveau des réseaux et de leurs règles d’exploitation. Le solaire photovoltaïque, pris isolément, n’est ni plus ni moins fiable que n’importe quelle autre source. Ce qui change, c’est la capacité collective à articuler production, transport et régulation. Deux pays l’ont compris et agi (Australie du Sud et Royaume-Uni), un troisième l’a appris de force et investit (Espagne), un quatrième cherche encore (Sri Lanka).
Les autres, dont la France, ont les rapports sur leur bureau. Il leur reste à les appliquer.
Sources principales :
PV Magazine, Sri Lanka asks PV system owners to disconnect after nationwide blackout (19 octobre 2026)
Sri Lanka asks PV system owners to disconnect after nationwide blackout
Article signé Emiliano Bellini sur le blackout du 17 octobre 2026, rappel du précédent du 9 février 2025, chiffres de capacité PV installée (1,94 GW rooftop fin 2025) et de demande moyenne (2 400-2 500 MW).
ENTSO-E, Final Report on the Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025 (20 mars 2026)
https://www.entsoe.eu/publications/blackout/28-april-2025-iberian-blackout/
Rapport final de 472 pages du panel d’experts européens sur le blackout ibérique : identification des causes (contrôle de tension insuffisant, mode fixed power factor, cascade de déconnexions), recommandations pour renforcer la résilience du système interconnecté européen.
Australian Energy Market Operator (AEMO), Black System South Australia 28 September 2016 — Final Report (mars 2017)
https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/market_notices_and_events/power_system_incident_reports/2017/integrated-final-report-sa-black-system-28-september-2016.pdf
Rapport final de référence sur le premier blackout mondial lié à un défaut d’inertie en contexte de forte pénétration renouvelable. Identification des causes et recommandations qui ont servi de base à la refonte du marché australien de la stabilité.
