Merci pour la découverte de yt-dlp, c'est un outil que je ne connaissais pas du tout. Concernant GIMP, je te rejoins l'interface n'est pas des plus intuitives, on se croirait presque en train de passer une QT sur Boeing Mais je progresse déjà. Il y a une multitude de réglages à assimiler, je vais prendre le temps de bien le prendre en main. Merci encore pour ton aide !

Hm, mes excuses. Je n'ai pas la TV, du coup, j'ai du me planter.

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).

ha ben voila.
tu es sur un snapshot openwrt ou sur une version stable ?
essaie de passer sur un snapshot, peut etre que le probleme a été ou est en cours de résolution.