Utiliser les centrales nucléaires comme compensateur synchrone ne me rajeunit pas...
https://en.wikipedia.org/wiki/Synchronous_condenser

Et dire que l'électronique de puissance pourrait le faire et que personne ne le règle pour!

Et dire que l'électronique de puissance pourrait le faire et que personne ne le règle pour!

+1000, voire même qu'on leur interdit de le faire sur les installations chez les particuliers.

Pour en revenir à la décision de la CRE, pour faire du réactif et de la stabilisation de tension, on peut ne garder que la génératrice couplée au réseau en mettant le réacteur à l'arrêt. La question se pose de savoir si le contrôle commande des centrales peut le faire, mais c'est fait avec les génératrices hydrauliques depuis des années (réglage de fréquence modeste par inertie mécanique et réglage de la tension en jouant sur la tension d'excitation).

Dans tous les cas, aujourd'hui le cas ne se présente pas : même pendant les épisodes de prix négatifs les plus intenses et de consommation la plus faible, peu de réacteurs nucléaires sont découplés du réseau car en butée basse. Leur puissance peut descendre jusqu'à 20% pour certains, et il me semble qu'ils les gardent couplés car un cycle d'arrêt/redémarrage s'étend sur plusieurs jours. Ils préfèrent donc réduire la puissance injectée et payer le prix négatif au MWh.

Maintenant, si le but est "simplement" d'encaisser la transitoire qui se produit lorsque les prix passent négatifs et qu'une grande quantité des producteurs ENR se découplent, on peut aussi commencer par changer les règles du marché pour éviter que tout le monde le fasse sur la même tranche de ~2 min, développer les capacités de régulation de tension sans production dans le réseau (statcom et autres), développer la flexibilité de la demande, inciter le développement du stockage, accélérer l'électrification des usages... tant de choses dont certaines seraient moins coûteuses à mettre en place selon moi que de forcer puis compenser EDF à injecter des GWh lorsque cela n'est pas nécessaire.

J'ai du mal à trouver le besoin réel technique en Mvar non fourni lors des épisodes de prix négatif, mais si RTE en a identifié un, je leur fait confiance niveau technique pour qu'ils sachent de quoi ils parlent. Si quelqu'un a une source, je suis preneur.

Ceci dit, quelque chose me dit que ce n'est que de la gestion du risque: une procédure d'ultime secours pour que RTE ait les outils nécessaires pour s'éviter des incidents d'exploitation dans quelques années si
1) le déploiement solaire continue à son rythme actuel (probable)
2) la réforme du marché de l'électricité n'avance pas assez pour résoudre le problème des découplages synchrones lors du passage des prix SPOT en dessous de 0 (probable également),
3) les capacités de stockage/flexibilité ne deviennent pas suffisantes,
4) le grid code ne suit pas pour s'adapter aux besoins d'un système plus dynamique.

Sur le plan financier, ils sont référence visiblement, mais sur le plan technique, ils ont de la marge à compenser, au moins dans leur communication.

Pour rappel, c'est à la demande de RTE, qui lui est compétent sur ces sujets. En Espagne aussi, après le blackout, ils ont maintenu longtemps un maximum de réacteurs nucléaires en ligne, et aussi de centrales à gaz (ce qui leur a coûté plus d'un milliard d'euros supplémentaires), pour assurer la stabilité du réseau.
Là, en ce moment, il y a moins de puissance en ligne, aux environs de 65% de la capacité nucléaire, je suppose parce que au moins un réacteur est en maintenance.

Quelle est la part d'électricité négociée à prix spot et celle négociée via les contrats à long terme ?

De mémoire SPOT c'est moins de 10% en volume, c'est de l'ajustement.

Je suppose qu'elle est variable et logiquement suit la courbe des prix: Plus les besoins spot augmentent plus les prix montent et inversement.

Certes, il y a le merit order (les centrales sont appelées dans l’ordre croissant de leur coût annoncé de production), mais pas uniquement. Le besoin (volume) peut être relativement faible mais, s'il ne peut être satisfait que par du fossile, les coûts suivent le prix des combustibles fossiles. C'est ce qui se passe actuellement : la conso d'électricité est faible et prévisible, le solaire produit bien, les prix SPOT sont négatifs en journée et très chers le matin et le soir.

SPOT étant un marché d'ajustement, les opérations sont contractualisés la veille pour le lendemain par les fournisseurs d'énergie dans le but d'avoir un équilibre aussi bon que possible entre ce qui "rentre" (capacités achetées ou produites) et "sort" (capacités vendues aux clients ou sur les marchés) de leur périmètre. Vu que ces flux ne sont que financiers et ne reflètent pas la physique, RTE est garant de l'équilibre in fine, et dispose de réserves, flexibilités et autres mécanismes d'action pour stabiliser le réseau. Il calcule à posteriori la déviation d'équilibre de chaque acteur et lui refacture le coût proportionnel de l'appel et du maintient de ces réserves.
Vu que ces marchés ont un coût au MWh bien plus élevé que celui du marché SPOT, l'opérateur a tout intérêt à ajuster l'équilibre de son périmètre tant qu'il le peut avec des blocs SPOT, avant que RTE ne le fasse en temps réel et le lui refacture après coup.

Le but à atteindre serait donc de négocier un maximum de contrats à terme, sachant qu'ils peuvent être à volume variable suivant les heures et les périodes de l'année et réduire ainsi les volumes spot vers zéro, qu'ils soient l'exception et non la règle.

C'est déjà ce qui est fait, mais d'une part les PPE (contrats à terme) sont à la grosse maille (mois/années voire parfois dizaines d'années, TWh) et l'équilibrage est facturé au pas du quart d'heure, sur des volumes finalement beaucoup plus faibles, d'autre part prévoir la production ne suffit pas : la consommation fluctue et est, par exemple, extrêmement thermosensible. Les meilleurs modèles météo n'étant que très rarement précis au dela de quelques jours, la consommation va fluctuer, il y aura des écarts sur les volumes achetés en avance, et il faudra ajuster.
 

Il me semble que le rôle de la CRE devrait aller dans ce sens. Ceci impose donc aussi le stockage des renouvelables, pourquoi pas au niveau européen, soit donc une CRE européenne si on doit interconnecter encore plus les réseaux, ce qui est un gage de sécurité, notamment d'est en ouest, afin de couvrir mieux les pointes de 7h et 20h ici, et ailleurs probablement.

Les intercos se développent (3GW France/Espagne/Portugal en construction pour mise en service en 2028, 750MW en construction avec l'Irlande, etc.) mais peut-être pas assez rapidement. On a par contre une grosse capacité (~20GW de mémoire) d'interco vers l'Est, dont on utilise une grosse partie chaque jour (souvent aux alentours des 10-15GW).
Le stockage pourrait en effet être réalisé au niveau des centrales PV/éoliennes comme c'est le cas dans les DOM (voir les appels d'offre de la CRE). Sur la plaque européenne, on se dirige plutôt vers des grosses batteries indépendantes, valorisées sur les marchés de régulation de fréquence et d'ajustement autres que SPOT. On est en retard en France, mais ca se développe petit à petit. En Espagne, les capacités sont bien plus nombreuses.

Si c'est si simple, pourquoi ce n'est pas fait ? Une question de coût peut être ?

Plutôt de l'inertie selon moi : quand les grid codes pour les centrales ENR ont été mis en place, les opérateurs de transport et de distribution considéraient les volumes comme anecdotiques. Il n'y avait donc pas besoin de les faire participer à l'effort de régulation de tension (voire même ils ne voulaient pas, la production étant centralisée et le réseau uniquement étudié pour des flux d'énergie venant du transport vers la distribution).
Ce n'est plus le cas aujourd'hui, et localement, avec les problèmes de congestion notamment, il est important que ces exigences soient revues.

Le scénario espagnol qui a conduit au black out est un modèle ici : injection des sources ENR à cos phi fixe sans participation à la régulation de tension (car pas exigé par le grid code), découplage en masse de producteurs lors du passage des prix SPOT en négatifs. Comme on supprime énormément de courant réactif d'un coup, la tension dérive, les seuls générateurs chargés de faire de la régulation de tension sont en butée de capacité réactive, les protections du réseau de transport déclenchent en cascade et tout le monde est dans le noir.
Ce scénario est hautement improbable chez nous pour énormément de raisons, mais je pense que RTE a demandé à la CRE cet ajustement pour avoir les outils nécessaires au cas où. Il est clair qu'il faut que les centrales ENR de plus petite taille (>2MW ou quelque chose comme cela) participent à l'effort de régulation de tension, y compris celles connectées à ENEDIS. Aujourd'hui, seule celles connectées en HTB (RTE, >12MW) doivent le faire.
L'argument du coût, par contre, ne tient pas. Même les petits onduleurs solaires SMA de 3kWc de 2005/2010 sur lesquels j'ai pu intervenir savent faire de la régulation de tension, indépendamment de si ils produisent de la puissance active ou pas (donc même la nuit!). C'est une case à cocher, il faut exiger qu'elle le soit.
Je veux bien que pour une centrale plus grosse ce soit un peu plus complexe, mais d'un, il y a déjà un système de contrôle commande permettant de piloter les onduleurs et de la mesure au point d'interconnexion, et deux, la mise en place d'une boucle de régulation sur la tension au point d'injection ne représente rien par rapport au coût de la centrale (c'est que du soft, le matériel est déjà la, et la boucle fait moins de 100 lignes de code).

Donc si le marché spot c'est de l'ordre de 10%, ce n'est donc pas lui qui représente le vrai prix de l'énergie vendue.
Le problème pour les observateurs extérieurs, c'est que les prix négociés à long terme ne sont pas publics, il y a du secret des affaires, je suppose, et se retrouvent souvent en concurrence avec d'autres énergies dans des négociations où il n'y a guère de place pour autre chose que le profit immédiat VS investissements.
Bref, je pense que la CRE connait tous ces éléments, mais le prix spot n'est pas le principal critère pour gérer la production, ça reste l'état de la consommation, vu que quasi personne ne vend au prix spot.
Après, il y a certainement des ajustements car personne ne consomme exactement ce qu'il a commandé et que le fournisseur prévoit certainement une marge de manœuvre de son côté, bien que le surbooking soit possible aussi.
Au delà, on ne peut pas produire une électricité qui n'est pas consommée ou stockée, les compensations se font donc par rapport à la différence entre ce qui est commandé et ce qui est consommé. A voir si la commande est réglée à l'avance ou pas ou partiellement, pour moi la facturation devrait se faire à la commande sur ces contrats, au moins partiellement.
Si le paiement est à la commande, la compensation n'a pas lieu d'être.

La réponse de Simon est argumentée bien mieux que la mienne : On vit dans un monde de débilos...

C'est pas forcément aussi simple et je sais que tu dis un peu ca pour plaisanter, mais il y a du vrai dans ta réponse: le nombre d'installateurs PV qui doivent savoir configurer un onduleur au delà de régler "la norme VDE" (ce n'est plus celle là qu'il faut configurer depuis début 2026, d'ailleurs) est... hmmm. voila :-)