Déjà qu'avec 5 c'est limite, même sur un petit écran (24") j'arrive à voir la compression par moment, alors 7... ça fait que 3 Mbps par chaîne ce qui est insuffisant en H 264.

Ca dépend l’encodage aussi. Et si d’un autre côté ça permet la migration vers l’UHD, c’est tout bénéfique.

D’ailleurs la migration vers le 600 MHz a des chances de ne pas avoir lieu… Ne serait ce parce que il y aura un opérateur en moins et que la fin de la 2G et de la 3G va aussi libérer de la place.

Concernant cet article sur le site de RTE, il date du 17 Mars dernier, et reprend les causes de ces prix négatifs, avec quelques précisions, notamment sur la durée nécessaire à arrêter un centrale solaire, ~1mn, et une centrale éolienne, ~2-3 mn, vs l'inertie des centrales nucléaires et gaz/fuel. :

Prix négatifs de l’électricité : de quoi s’agit-il ?

17/03/2026

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Pourquoi produire à perte ?

Lorsque la production dépasse la consommation et que ce surplus ne trouve preneur ni en France ni à l’étranger, le prix spot du mégawattheure (MWh) peut alors devenir négatif. Autrement dit, ce sont les producteurs - et non pas les consommateurs - qui payent pour injecter leur électricité dans le réseau.

Ce phénomène s’explique notamment parce qu’à grande échelle l’électricité se stocke difficilement.

Arrêter une centrale coûte souvent plus cher que de continuer à produire, surtout pour le nucléaire ou les centrales qui fonctionnent au charbon ou au gaz, dont les arrêts et redémarrages sont complexes. Ainsi, plutôt que d’arrêter leurs installations, certains producteurs préfèrent payer pour écouler leur production.

Les énergies renouvelables quant à elles sont davantage flexibles : arrêter un parc photovoltaïque prend une minute, une éolienne, deux ou trois. Stopper leur production pour un certain temps devient alors plus intéressant financièrement que continuer à injecter de l’électricité.

Un phénomène en hausse

Les épisodes de prix négatifs sont aujourd’hui de plus en plus fréquents, en raison de l’essor de la production d’énergie décarbonée en France, combiné à une consommation électrique stable et relativement faible.

Ils apparaissent surtout :

    au printemps et en journée, lorsque la production renouvelable est importante grâce à un ensoleillement et à un vent abondants ;
    la nuit ou le week-end, lorsque la production est supérieure à la consommation.

En 2024, la France a enregistré 361 heures de prix spot négatifs, contre 147 heures en 2023. Le phénomène est en hausse, mais ne représente que 4 % des 365 jours que compte une année.

La flexibilité, un levier essentiel pour prévenir les prix négatifs

Les épisodes de prix négatif illustrent la nécessité de renforcer la flexibilité du système électrique. Ils s’accompagnent de variations de productions très rapides, souvent difficiles à anticiper. Cette dynamique impose un défi permanent à la gestion du réseau électrique, qui doit maintenir en continu un équilibre entre l’offre et la demande.

Il apparait ainsi primordial d’adapter nos habitudes de consommation afin d’utiliser l’électricité aux heures où elle est surabondante et donc moins chère à produire.
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On peut rajouter qu'en 2025, ce nombre d'heures à prix négatif a encore augmenté, à 513 heures, comme indiqué dans le rapport sur l'année 2025 de RTE. Le volume de modulation (c'est à dire d'effacement de production), du solaire et l'éolien, a lui aussi augmenté, mais lui était déjà subventionné.

Ce dernier rapport ajoute que si le nombre d'heures à prix négatifs a augmenté, celui des heures avec des prix > à 100 €/MWh a lui aussi fortement augmenté ! (d'où pas de baisse de prix constaté par le grand public, et même des prix en Europe parmi les plus élevés du Monde).

Cette déformation se reflète dans le nombre d’heures à prix négatif (513 en 2025 contre 352 en 2024) mais également dans le nombre d’heures à prix élevé : 1 807 heures ont atteint ou dépassé le niveau de 100 €/MWh en 2025 contre 1 382 en 2024.

https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-2025/synthese

Encore une fois, ce sont juste les prix spot qui sont négatifs à un moment, donc ça n'est pas toute la production qui est vendue à perte, puisque la plus grosse partie est sous contrat long.

Je crois qu'il a été dit sur le forum que la part des contrats longs était de 90% de la production. Aujourd'hui, je suis tombé sur un article de RTE sur les prix négatifs, où cette part est précisée, c'est plus 75%. Et bien sûr, c'est une moyenne sur l'année et les heures de la journée, et il serait étonnant que 75% de la production au printemps, entre midi et 16h, où le solaire produit le plus, et les prix sont négatifs, soit achetée sur des contrats longs. Par contre, je veux bien croire, pour limiter les coûts, qu'aux heures de pointe, vers 7h le matin, et 20h le soir, notamment en hiver, plus de 90% de la production soit achetée sur des contrats longs.

Le marché spot, bien que très volatil, ne représente qu’environ 25 % des volumes échangés, la majorité des transactions étant contractualisée à l’avance et donc non soumises aux prix spot négatifs.

https://www.rte-france.com/bases-electricite/consommation-electricite/prix-negatifs-electricite

Pour Korben ou le résumé que j'ai posté ?

De mon côté, c'est un résumé réalisé par Gemini d'un article en anglais de source fiable que j'ai retravaillé. Cette source n'était pas générée par l'IA.

le module est alimenté par la carte électronique du portail?

mp pour pas polluer le sujet