Dans un contexte de désinformation, il est essentiel de rétablir la vérité avec rigueur technique. Le Portugal est un exemple européen en matière d’intégration des énergies renouvelables dans son système électrique. Cependant, après la panne ibérique du 28 avril, des accusations précipitées ont surgi, désignant les renouvelables comme coupables — sans aucun fondement factuel.
La vérité ? L’incident a résulté de défaillances dans les mécanismes de synchronisation du réseau électrique européen, et non de la production renouvelable. Cet article analyse les données disponibles, démonte les mythes et réaffirme le rôle stratégique des renouvelables pour l’autonomie et la résilience énergétique du pays.
Nous avons assisté ces derniers jours à une attaque brutale contre la production de renouvelables au Portugal. Journalistes, commentateurs et anciens dirigeants s’empressent de répéter des discours politiques, pointant du doigt les énergies renouvelables comme cause de la panne ibérique du 28 avril. Mais l’argumentation est fragile et mal informée.
Selon les informations de REN et des opérateurs espagnols (REE) et français (RTE), ce sont les mécanismes de protection et de synchronisation du réseau électrique européen qui ont échoué, entraînant un déphasage qui a fini par provoquer une déconnexion automatique et généralisée [1][2].
Du point de vue de la production d’électricité, le Portugal est considéré comme un cas de succès européen dans l’intégration des sources renouvelables, avec une stabilité et une sécurité d’approvisionnement. Fréquemment, plus de 60 % de l’électricité consommée provient de sources renouvelables, notamment hydraulique, éolienne et solaire [3]. Et, comme l’a démontré la procédure de « black start » elle-même survenue lundi, il a été possible d’alimenter le pays tout en étant déconnecté de l’interconnexion avec l’Espagne, prouvant ainsi l’autonomie et la résilience du système.
Renouvelables et tarifs : un besoin de contexte
Il est vrai qu’entre 2008 et 2014, les régimes d’incitation à la micro et miniproduction ont été soutenus par des tarifs bonifiés, afin de stimuler le développement technologique et la maturation du secteur :
- Pour les microproducteurs (jusqu’à 5,75 kW), le tarif en 2008 était de 650 €/MWh pendant les 5 premières années, avec une révision à la baisse pour les 10 années suivantes, atteignant 165 €/MWh lors de sa dernière révision. Actuellement, la valeur des contrats en vigueur est de 3 €/MWh [4][5].
- Pour les miniproducteurs (jusqu’à 250 kW), en 2011, le tarif a débuté à 250 €/MWh, descendant progressivement à 151 €/MWh en 2013. Actuellement, la valeur des contrats en vigueur est de 3 €/MWh [4] [6].
Ces régimes ont été supprimés avec l’entrée en vigueur du décret-loi n° 153/2014, qui a complètement reformulé le secteur. Depuis lors, la priorité est passée à l’autoconsommation, permettant à tout consommateur de produire sa propre électricité, de l’utiliser localement et de ne vendre que les excédents au réseau [7].
Pour les projets allant jusqu’à 1 MW, il est devenu possible de vendre l’énergie directement au réseau, sans tarif bonifié :
- Soit par le biais d’enchères publiques, avec des prix compétitifs ;
- Soit au prix du marché, déduit de 10 % pour les pertes techniques, même si, dans la grande majorité des cas, ces pertes sont nulles car situées à proximité des lieux de consommation.
Grandes centrales
Lors des enchères les plus récentes, pour les projets de plus de 1 MW, les valeurs attribuées ont été compétitives au niveau mondial :
- Enchère de 2020 : tarif minimum attribué de 11,14 €/MWh, pour un contrat de 15 ans [9].
- Enchère de 2019 : valeurs moyennes comprises entre 14 €/MWh et 20 €/MWh, également pour des contrats de longue durée [10].
Les promoteurs sont responsables de la construction de toutes les infrastructures de raccordement au Réseau Électrique de Service Public (RESP), en assumant les coûts d’interconnexion.
Il est vrai que beaucoup de ces projets à grande échelle ont soulevé des inquiétudes en termes d’aménagement du territoire et d’impact environnemental. Le pari futur devra se concentrer sur la production décentralisée et l’autoconsommation collective, plus résiliente et avec une empreinte territoriale moindre.
Autonomie énergétique : les faits
Il importe de répondre, avec des données, à la question que beaucoup se posent : la fermeture des centrales à charbon de Sines et du Pego a-t-elle compromis l’autonomie énergétique du Portugal ?
La réponse est non.
Lors du « black start » du 28 avril, le pays a été déconnecté de l’interconnexion avec l’Espagne et a réussi à rétablir l’approvisionnement grâce à ses propres ressources internes.
Avant la « panne », le Portugal présentait un taux d’autonomie de 84 %, recourant aux importations essentiellement dans le but de stocker de l’énergie pour une commercialisation ultérieure — une pratique qui a d’ailleurs été observée le jour même jusqu’à 08h00. Il convient également de mentionner que le gaz naturel ne représentait que 8,7 % du mix énergétique à ce moment-là.
[11] DATA HUB REN : Répartition de la production et Solde importateur
L’importation d’énergie est une décision économique, et non structurelle.
De plus, les centrales à charbon ne sont pas adaptées aux procédures de « black start ». Celles-ci nécessitent des unités capables de démarrer sans soutien externe — comme les centrales hydroélectriques avec réservoir, les turbines à gaz ou les batteries.
Alors, où pouvons-nous nous améliorer ?
Si nous voulons renforcer la résilience du système face à des événements futurs, il est nécessaire d’agir sur plusieurs fronts :
- Plan d’urgence pour les pannes électriques – permettant une gestion coordonnée du délestage de charges et des services critiques ;
- Renforcement des centrales avec des contrats de « black start » – garantissant une capacité de récupération autonome ;
- Renforcer définitivement l’interconnexion dans les Pyrénées avec l’Europe centrale, via la France ;
- Étude et mise en œuvre d’une interconnexion électrique avec le Maroc – diversifiant les liaisons et augmentant la résilience.
Les énergies renouvelables ne sont pas le problème — elles sont une partie essentielle de la solution énergétique, climatique et stratégique du Portugal. Nous sommes sur la bonne voie, il est important de renforcer la vérité technique et de ne pas céder aux discours opportunistes.
Pour les entreprises, cela signifie reconnaître qu’une gestion énergétique efficace n’est pas seulement une question environnementale, mais aussi une opportunité stratégique. Advanced Way accompagne votre organisation pour transformer l’énergie en avantage compétitif.
[1] REN – Communiqué technique sur la panne du 28 avril 2025.
[2] Red Eléctrica Española (REE) – Communiqué officiel, avril 2025.
[3] DGEG – Statistiques rapides de l’énergie (2023).
[4] DGEG – Guide d’encadrement du régime de microproduction, 2008.
[5] DGEG – Tarifs de référence pour la microproduction, 2013-2014.
[6] DGEG – Tarifs et législation sur la miniproduction, 2011-2013.
[7] Décret-loi n° 153/2014 du 20 octobre – Régime juridique de l’autoconsommation.
[8] ERSE – Règles d’accès aux réseaux et compensations pour pertes.
[9] Ministère de l’Environnement – Résultats de l’enchère solaire de 2020.
[10] PV Magazine – « Le Portugal atteint un tarif solaire record », 2020.
[11] Répartition de la production par source primaire – Datahub de REN.