Hydroloop Muhleisen 2026, version 10 : la version 9 passée au modèle horaire, 200 GWh et 20 % de pilotable que chacun peut recalculer, et les idées du site qui lui vont. 09/10/26
Version 10 de la refonte 2026 de l'Hydroloop. Elle part de la version 9 et fait deux choses. D'abord, elle applique à l'Hydroloop les idées relevées sur le reste du site, dans la page Les bonnes idées, y compris celles qui viennent des tours Titan Claudia, des houlomoteurs ou du bilan Titan : un modèle horaire publié, une analyse de sensibilité, une campagne de mesure avant décision, l'art antérieur, les Pelton en réserve de fréquence, une charge pilotable, du photovoltaïque sur une charpente qui existe déjà, l'instrumentation, le stock de pièces. Ensuite, elle en accepte le résultat : passés au modèle horaire, les 210 GWh et les 24 % de pilotable des versions 8 et 9 deviennent 200 GWh et 20 %, et le kWh passe de 37 à 40 €/MWh. C'est moins bien sur le papier et c'est mieux pour le projet, parce que le chiffre est désormais reproductible, ligne par ligne, par n'importe qui.
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LE PRINCIPE : LES IDÉES DES AUTRES PAGES, ET UN CHIFFRE QU'ON PEUT VÉRIFIER
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Les versions 1 à 9 ont construit la centrale. Elles ont calculé sa production avec des heures équivalentes (3 300 heures d'éolien, 1 550 de solaire) et une boucle de stockage supposée faire un cycle complet chaque jour. C'est la méthode de toutes les premières pages du site, et c'est celle que le bilan Titan a fini par désigner comme insuffisante : une centrale hybride avec stockage ne se calcule pas en heures équivalentes, elle se simule heure par heure, parce que le vent ne souffle pas quand on voudrait pomper et que le bassin est parfois plein quand le vent dépasse. La version 10 fait cette simulation, publie le code, donne le résultat avec trois vents différents, et dit ce qui change.
Le reste de la version 10 est une revue des 367 idées de la page des bonnes idées avec une seule question : laquelle s'applique à l'Hydroloop ? Neuf ont été retenues. Elles ne viennent pas des pages Hydroloop, elles viennent des tours Titan Claudia (charge pilotable, campagne de mesure, hypothèse qui fait ou défait le projet, jupe photovoltaïque), des houlomoteurs (fibre optique dans le câble de puissance, procédure de mise en service écrite), du Vortex (jauges de contrainte, inspection périodique), de Terra Nova (réserve de trente jours), de Titan Méca (réserve primaire de fréquence) et de la méthode générale du site (art antérieur).
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1. LE MODÈLE HORAIRE : CE QU'IL FAIT ET CE QU'IL TROUVE
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Le fichier hydroloop_muhleisen_2026_v10_simulation.py est un programme Python de cent lignes, sans bibliothèque, qui tourne en quelques secondes. Il fait ce qui suit, et rien d'autre.
* Le vent : une année de 8 760 heures tirée au sort selon une loi de Weibull de facteur 2 (loi de Rayleigh) autour du vent moyen à 120 m, avec une persistance d'une heure à l'autre (un vent fort dure, il ne saute pas) et une saison (15 % de plus en hiver, 15 % de moins en été). La graine du tirage est fixée : tout le monde obtient la même année.
* Les éoliennes : dix machines de 6 MW, courbe de puissance d'un rotor de 160 m (démarrage 3 m/s, nominal 11,5 m/s, arrêt 25 m/s), 8 % de pertes de sillage et d'indisponibilité.
* Le solaire : un profil horaire calculé sur la hauteur du soleil à 45° de latitude, un indice de nébulosité tiré par jour, le tout calé sur 1 550 kWh par kWc pour les trackers, 1 170 pour le flottant, 1 100 pour les talus. Le modèle ne prédit pas la ressource solaire, il la répartit dans l'année.
* La boucle : 147 MWh utiles, pompes de 16 MW à 87 %, Pelton de 12 MW à 86 %, raccordement de 50 MW. Règle de conduite : on vend jusqu'à 50 MW ; au-delà, on pompe ; hors des heures de pointe, on pompe aussi avec sa propre production tant que le bassin n'est pas plein ; de 17 h à 5 h, les Pelton turbinent ce qu'il y a dans le bassin. La pluie apporte 1,9 GWh par an au bassin haut. Ce qui ne peut être ni vendu ni pompé est écrêté.
Ce que le modèle dit, en quatre points.
* À 6,5 m/s, les éoliennes font 3 160 heures et non 3 300 : la courbe de puissance réelle et les 8 % de pertes coûtent 4 %. C'est l'écart de 198 à 190 GWh.
* La boucle turbine 40 GWh et non 50 : il y a des jours sans vent où le bassin ne se remplit pas, et des jours de vent où il est déjà plein. Le cycle quotidien complet des versions 8 et 9 était une hypothèse de papier. La part pilotable est de 20 %, juste à la règle que la version 8 s'était fixée.
* L'écrêtage est de 9 GWh et non de 4 : 60 MW d'éolien, 22 MWc de solaire et 16 MW de pompes derrière un raccordement de 50 MW, cela déborde plus souvent que prévu, surtout quand le bassin est plein. Des pompes plus grosses n'y changent rien (elles remplissent le bassin plus tôt), des bassins plus grands presque rien. La seule réponse est une charge sur place, au point 5.
* Le vent fait tout. De 5,5 à 7,5 m/s, la production vendue passe de 155 à 238 GWh, et le kWh de 51 à 34 €/MWh. Aucun autre paramètre de la centrale n'a cet effet. C'est l'idée reprise de la Titan Claudia 3 Paris : dire quelle hypothèse fait ou défait le projet. Ici, c'est le vent, et c'est pour ça que la version 10 impose une mesure avant décision.
Ce que le modèle ne fait pas, et qu'un bureau d'études fera : il ne connaît pas les prix horaires du marché (il pompe la nuit et turbine le soir, sans optimiser sur le prix réel), il n'a pas la corrélation vent-soleil d'un site réel, il ne compte ni les arrêts de maintenance ni les contraintes réseau. Il est là pour que les chiffres aient une base visible, pas pour remplacer l'étude de faisabilité. Quiconque trouve une erreur dans les cent lignes peut la corriger : c'est le but.
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2. LA CAMPAGNE DE MESURE : 12 MOIS DE LIDAR AVANT DE DÉCIDER
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La Titan Claudia 3 Paris disait qu'il faut mesurer le vent un an sur le site avant toute décision en milieu urbain. C'est vrai en montagne aussi, et davantage : le relief crée des survitesses et des zones de sillage que les atlas de vent ne voient pas à 120 m. La version 10 ajoute au calendrier du projet une campagne de 12 mois avec un lidar vent (ou un mât de 100 m), sur la crête des éoliennes, pour 0,12 à 0,18 M€. Le tableau de sensibilité ci-dessus donne ce que chaque demi-mètre par seconde vaut : la campagne se paie dès le premier mois de production si elle évite de construire sur un site à 5,5 m/s en croyant en avoir 6,5. C'est aussi la condition des financeurs : aucune banque ne prête sur un atlas.
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3. L'ART ANTÉRIEUR : CE QUI EXISTE DÉJÀ, ET CE QUE L'HYDROLOOP FAIT DE DIFFÉRENT
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La page des bonnes idées retient de chercher l'art antérieur avant d'annoncer une invention. Pour l'Hydroloop, il est connu et il faut le citer : la centrale Gorona del Viento, sur l'île d'El Hierro aux Canaries, couple depuis 2014 un parc éolien de 11,5 MW à une STEP de 11,3 MW entre deux bassins distants de 650 m de dénivelé, et couvre certains mois 100 % de l'électricité de l'île. D'autres projets du même type existent ou sont en construction (Ikaria en Grèce, Kidston en Australie sur une ancienne mine d'or avec un parc solaire). Le principe éolien plus STEP n'est pas une invention de ce site.
Ce que l'Hydroloop ajoute, et qu'aucun de ces projets ne fait ensemble : le circuit d'eau fermé sans cours d'eau, rempli une fois et compensé par la pluie et la rosée (Gorona del Viento dessale de l'eau de mer pour remplir ses bassins) ; la retenue de pluie en amont qui sert aussi à l'écrêtement des crues ; les bassins couverts et le photovoltaïque flottant qui rendent le circuit fermé possible en climat sec ; les auxiliaires sans électricité ; et surtout l'approche en série, dix sites identiques, qui ramène le kWh de 60 à 80 €/MWh sur un projet unique à 40 en série. C'est une contribution d'ingénierie et de méthode, pas de physique, et c'est ce qu'il faut écrire pour que le site soit cru.
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4. LE PHOTOVOLTAÏQUE SUR LES TALUS DES DIGUES : 1 MWc SUR UNE CHARPENTE QUI EXISTE
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La Titan Claudia 3 avait trouvé son kWh le moins cher sur une jupe inclinée, parce que la charpente existait de toute façon. L'Hydroloop a l'équivalent : les talus extérieurs des digues des deux bassins. Chaque bassin de 200 m de côté a 800 m de périmètre ; sa digue, de 5 à 7 m de haut, offre un talus extérieur de 10 à 12 m de large. Les faces sud, sud-est et sud-ouest représentent 8 000 à 10 000 m² exploitables sur les deux bassins. Des panneaux fixes posés sur des longrines légères, orientés au sud par la pente même du talus, donnent 1 MWc à 1 100 heures, 1,1 GWh par an, pour 0,45 M€ en série : 410 €/MWh de moins cher que rien, et un kWh à 35 €/MWh, le moins cher de la centrale après les éoliennes. Les talus restent accessibles pour l'inspection par les chemins de crête, et les panneaux protègent le talus de l'érosion et du ravinement.
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5. LA CHARGE PILOTABLE SUR PLACE : OPTION CONTRE L'ÉCRÊTAGE
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Le modèle trouve 9 GWh écrêtés par an, 4 % de l'éolien, parce que le raccordement de 50 MW et les pompes de 16 MW ne suffisent pas les jours de grand vent avec un bassin plein. La Titan Claudia avait la réponse : une charge pilotable sur place, qui consomme quand le vent souffle et réduit quand il tombe. Le modèle a été relancé avec une charge de 3 MW qui prend d'abord le surplus, puis tourne au tiers sur la production vendue le reste du temps : l'écrêtage tombe de 8,9 à 5,4 GWh, la charge absorbe 3,3 GWh qui auraient été perdus et 4,8 GWh qui auraient été vendus.
Quelle charge ? Pas un centre de données classique, qui veut 3 MW en permanence et ne se module pas ; plutôt un calcul différable (rendu d'images, apprentissage, simulation scientifique par lots), un stockage de froid pour une chambre froide agricole, ou de l'électrolyse si un usage local de l'hydrogène existe. Le refroidissement par l'eau du bassin bas à 12 à 14 °C, comme la Titan Claudia le fait avec la mer, est tentant, mais la version 9 a un bilan d'eau à tenir : 8 GWh de chaleur par an rejetés dans un bassin, c'est jusqu'à 10 000 m³ d'évaporation en plus, acceptable en climat tempéré (excédent de 54 000 m³), interdit en climat sec. En climat sec, la chaleur part dans des aéroréfrigérants, ou dans une serre. L'option est chiffrée à 2 à 4 M€ pour le bâtiment, le raccordement et le refroidissement, hors équipement du locataire, et n'entre pas dans le total : elle dépend d'un client.
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6. LES PELTON EN RÉSERVE PRIMAIRE DE FRÉQUENCE
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La page Titan Méca notait qu'un stockage se rémunère aussi par la réserve primaire de fréquence, un service payé par le gestionnaire de réseau pour corriger en quelques secondes les écarts de fréquence. Une Pelton le fait naturellement : ses déflecteurs d'injecteur réagissent en moins d'une seconde, et quatre machines de 3 MW peuvent offrir 2 MW de réserve en permanence quand elles tournent, et une partie de leur puissance à l'arrêt si l'une est maintenue en rotation à vide. Au prix français de 2025, 10 à 20 € par MW et par heure de disponibilité, 2 MW sur 3 800 heures valent 0,1 à 0,15 M€ par an. Ce n'est pas grand-chose, c'est gratuit, et cela demande seulement un régulateur de vitesse certifié et un essai de qualification. La batterie que la Titan Claudia utilisait pour le même service n'est pas nécessaire ici.
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7. SOUS LES TRACKERS : MOUTONS EN TEMPÉRÉ, IMPLUVIUM EN SEC
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La version 9 met un impluvium sous les trackers des sites secs. En climat tempéré, où l'eau ne manque pas, les 15 à 20 ha de trackers sont une prairie à entretenir, et la page des tours Mulo rappelait que l'ombre peut servir à la végétation. Le pâturage ovin sous les panneaux est la pratique courante des parcs solaires français : il remplace le fauchage mécanique (15 000 à 25 000 € par an économisés), entretient la prairie, et donne au projet un usage agricole qui compte dans l'acceptation locale et dans certaines procédures d'autorisation. Les trackers sont montés à 1,2 m de garde au sol minimum, les câbles enterrés ou gainés, l'abreuvement pris sur le drainage du site. Cette idée n'était pas dans la liste du site ; elle y est ajoutée.
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8. INSTRUMENTATION, MISE EN SERVICE, STOCK DE PIÈCES
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* Fibre optique dans les câbles 33 kV qui relient les dix éoliennes à l'usine (idée des houlomoteurs) : les mesures de chaque machine remontent par le câble de puissance, sans réseau radio ni câble séparé sur 5 km de crête.
* Digue de la retenue et bassins : piézomètres dans le corps de digue, jauges de contrainte dans les ouvrages béton coulées avec eux (idée du Vortex), topographie semestrielle des crêtes, inspection par ultrasons de la conduite forcée aux coudes et à la bride de pied tous les cinq ans. C'est en partie réglementaire pour une retenue de classe C ; la version 10 l'étend aux bassins en géomembrane, qui ne le sont pas.
* Procédure écrite de première mise en eau (idée de la mise à l'eau des houlomoteurs) : remplissage par paliers de 1 m avec arrêt de 48 h et lecture des piézomètres, premier pompage à 25 % puis 50 % puis 100 %, première montée en pleine charge des Pelton avec le banc de décharge en veille, conditions météo d'arrêt écrites à l'avance.
* Stock de pièces de trente jours (idée de Terra Nova) : une roue Pelton de rechange, un jeu d'injecteurs et de déflecteurs, une cellule HTA, un jeu de roulements de pompe, un rouleau de géomembrane et sa soudeuse, deux kilomètres de câble. Le délai réel d'une roue Pelton est de six à douze mois ; sans stock, une avarie coûte une saison de pointe. Coût du stock : 0,8 M€ à l'unité, mutualisable sur dix centrales en série.
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9. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES, AU MODÈLE HORAIRE
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Production vendue 200 GWh au modèle horaire, vent de 6,5 m/s à 120 m. Recettes : électricité 18,0 M€ à 90 €/MWh, prime de capacité 1,4 M€, réserve de fréquence 0,12 M€, pâturage 0,02 M€ ; OPEX 1,75 M€. Recette nette 17,8 M€. Temps de retour 6,2 ans en série. LCOE 40 €/MWh en privé à 4 % sur 30 ans, 34 en public à 3 % sur 35 ans.
Lecture honnête : la version 10 est la moins bonne des trois sur le papier et la seule dont on peut refaire le calcul. Les 3 €/MWh d'écart ne viennent pas d'un défaut de la centrale, ils viennent d'une méthode plus exigeante. À 40 €/MWh en privé, l'Hydroloop reste sous l'éolien terrestre seul plus batterie, sous l'éolien en mer et sous le nucléaire neuf, avec 20 % de production à heure choisie. Et sur un site à 7,5 m/s, elle revient à 34.
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10. POUR LE PLAN MONDIAL
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Le plan mondial comptait 43 000 versions 8 à 210 GWh. Au modèle horaire, il en faut 45 000 à 200 GWh pour les mêmes 9 120 TWh, et le budget passe de 4 600 à 4 950 milliards d'euros avec la version 10 à 110 M€. C'est 8 % de plus, et c'est le prix d'un chiffre qui tient. Le plan gagne en revanche la campagne de mesure, qui classe les sites avant de les construire : sur 45 000 sites, prendre les 45 000 meilleurs en vent plutôt que 45 000 sites à 6,5 m/s de moyenne peut rendre les 8 %.
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11. CE QUI A ÉTÉ ÉTUDIÉ ET ÉCARTÉ
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* Des pompes de 24 MW ou des bassins de 200 MWh pour réduire l'écrêtage : le modèle montre qu'ils remplissent le bassin plus tôt et n'écrêtent pas moins. Le raccordement de 50 MW reste le bon compromis ; la charge pilotable est la seule réponse.
* Une batterie sodium-ion pour la réserve de fréquence, comme sur la Titan Claudia : les Pelton le font sans batterie.
* Refroidir la charge pilotable par le bassin bas en climat sec : la chaleur rejetée s'évapore, et c'est l'eau que la version 9 a économisée.
* Une deuxième conduite forcée en redondance, comme les deux circuits en sens opposés de Terra Nova : 3,9 M€ pour éviter un arrêt que le stock de pièces et l'inspection quinquennale rendent rare. Écartée au profit du stock.
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12. POINTS DE VIGILANCE
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* Le modèle horaire est un modèle d'ordre de grandeur. Il n'a pas les prix horaires réels, pas la corrélation vent-soleil du site, pas les arrêts. Son résultat doit être refait par un bureau d'études avec les séries de vent mesurées. Il est publié pour être corrigé.
* Les 3 160 heures à 6,5 m/s dépendent de la courbe de puissance retenue ; une machine de classe IEC III à très grand rotor peut faire mieux, une classe II moins. La campagne lidar et la fiche constructeur tranchent.
* La réserve primaire de fréquence exige une qualification par le gestionnaire de réseau et un régulateur certifié ; son prix varie d'une année à l'autre.
* Le photovoltaïque sur talus de digue doit laisser les talus inspectables et ne pas gêner le déversoir ni les drains de pied de digue.
* Le pâturage sous les trackers suppose un éleveur local et une convention ; sans éleveur, le fauchage reste.
* La charge pilotable n'existe que si un client existe : elle n'est pas comptée dans le total.
* Les chiffres en série ne valent qu'à partir de la dixième centrale identique.
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CONCLUSION
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La version 10 n'ajoute pas une machine à l'Hydroloop, elle lui ajoute une méthode. Le modèle horaire publié rend le chiffre de production vérifiable, la campagne lidar rend le site mesurable, l'art antérieur rend le projet situable, le tableau de sensibilité dit où est le risque. Les idées venues des autres pages du site, réserve de fréquence, charge pilotable, talus photovoltaïques, fibre optique, jauges, stock de pièces, pâturage, sont petites une par une et cohérentes ensemble. Le kWh monte de 37 à 40 €/MWh parce qu'on le calcule mieux, pas parce que la centrale est moins bonne. C'est la version à montrer à un bureau d'études. Les plans et le code sont libres de droit.
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SOURCES
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Hydroloop Muhleisen 2026 V9, la version de départ
Hydroloop Muhleisen 2026 V8, le kWh le moins cher en heures équivalentes
Le modèle horaire de la version 10 (Python, cent lignes, sans bibliothèque)
Les bonnes idées du site, dont les neuf reprises ici
Titan Claudia 3 Paris : mesurer le vent un an, dire quelle hypothèse fait le projet
Titan Claudia : la charge pilotable
Ce que les tours Titan nous ont appris : vérifier par un modèle horaire
Wikipédia : centrale hydroéolienne d'El Hierro (Gorona del Viento)
Wikipédia : réglage de la fréquence du réseau électrique
Wikipédia : loi de Weibull
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans et code libres de droit, open source.
Problématique : comment financer les inventions ? Consulter la page : citation importante.
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LE PRINCIPE : LES IDÉES DES AUTRES PAGES, ET UN CHIFFRE QU'ON PEUT VÉRIFIER
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Les versions 1 à 9 ont construit la centrale. Elles ont calculé sa production avec des heures équivalentes (3 300 heures d'éolien, 1 550 de solaire) et une boucle de stockage supposée faire un cycle complet chaque jour. C'est la méthode de toutes les premières pages du site, et c'est celle que le bilan Titan a fini par désigner comme insuffisante : une centrale hybride avec stockage ne se calcule pas en heures équivalentes, elle se simule heure par heure, parce que le vent ne souffle pas quand on voudrait pomper et que le bassin est parfois plein quand le vent dépasse. La version 10 fait cette simulation, publie le code, donne le résultat avec trois vents différents, et dit ce qui change.
Le reste de la version 10 est une revue des 367 idées de la page des bonnes idées avec une seule question : laquelle s'applique à l'Hydroloop ? Neuf ont été retenues. Elles ne viennent pas des pages Hydroloop, elles viennent des tours Titan Claudia (charge pilotable, campagne de mesure, hypothèse qui fait ou défait le projet, jupe photovoltaïque), des houlomoteurs (fibre optique dans le câble de puissance, procédure de mise en service écrite), du Vortex (jauges de contrainte, inspection périodique), de Terra Nova (réserve de trente jours), de Titan Méca (réserve primaire de fréquence) et de la méthode générale du site (art antérieur).
| Élément | Version 9 | Version 10 |
|---|---|---|
| Centrale (éolien, Pelton, pompes, conduite, retenue, bassins couverts) | V8 plus bassin sobre en eau | inchangé |
| Photovoltaïque | 15 MWc trackers, 6 MWc flottant | plus 1 MWc sur les talus sud des digues : 22 MWc |
| Méthode de calcul de la production | heures équivalentes, cycle quotidien supposé | modèle horaire sur 8 760 heures, code publié |
| Électricité vendue | 213 GWh | 200 GWh au modèle, vent 6,5 m/s à 120 m |
| Part pilotable | 24 % | 20 % |
| Écrêtage | 2 % supposé | 4 % calculé ; option charge pilotable de 3 MW : 2,7 % |
| Sensibilité au vent | un seul chiffre, 45 €/MWh à 5,5 m/s en note | tableau 5,5 / 6,5 / 7,5 m/s, production, pilotable, kWh |
| Avant décision | rien d'écrit | campagne lidar ou mât de 12 mois, 0,15 M€ |
| Services réseau | prime de capacité | plus réserve primaire de fréquence par les Pelton |
| Sous les trackers | impluvium en climat sec | pâturage ovin en climat tempéré |
| Instrumentation | surveillance réglementaire | fibre optique dans les câbles 33 kV, piézomètres et jauges dans la digue, inspection semestrielle |
| Maintenance | OPEX 1,75 M€ | plus stock de pièces de 30 jours : roue Pelton, injecteurs, cellule HTA |
| Art antérieur | non cité | Gorona del Viento (El Hierro, 2014) et les STEP hybrides, et ce que l'Hydroloop fait de différent |
| Investissement en série | 109 M€ | 109,5 M€ |
| LCOE privé / public | 37,5 / 31,4 €/MWh | 40 / 34 €/MWh |
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1. LE MODÈLE HORAIRE : CE QU'IL FAIT ET CE QU'IL TROUVE
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Le fichier hydroloop_muhleisen_2026_v10_simulation.py est un programme Python de cent lignes, sans bibliothèque, qui tourne en quelques secondes. Il fait ce qui suit, et rien d'autre.
* Le vent : une année de 8 760 heures tirée au sort selon une loi de Weibull de facteur 2 (loi de Rayleigh) autour du vent moyen à 120 m, avec une persistance d'une heure à l'autre (un vent fort dure, il ne saute pas) et une saison (15 % de plus en hiver, 15 % de moins en été). La graine du tirage est fixée : tout le monde obtient la même année.
* Les éoliennes : dix machines de 6 MW, courbe de puissance d'un rotor de 160 m (démarrage 3 m/s, nominal 11,5 m/s, arrêt 25 m/s), 8 % de pertes de sillage et d'indisponibilité.
* Le solaire : un profil horaire calculé sur la hauteur du soleil à 45° de latitude, un indice de nébulosité tiré par jour, le tout calé sur 1 550 kWh par kWc pour les trackers, 1 170 pour le flottant, 1 100 pour les talus. Le modèle ne prédit pas la ressource solaire, il la répartit dans l'année.
* La boucle : 147 MWh utiles, pompes de 16 MW à 87 %, Pelton de 12 MW à 86 %, raccordement de 50 MW. Règle de conduite : on vend jusqu'à 50 MW ; au-delà, on pompe ; hors des heures de pointe, on pompe aussi avec sa propre production tant que le bassin n'est pas plein ; de 17 h à 5 h, les Pelton turbinent ce qu'il y a dans le bassin. La pluie apporte 1,9 GWh par an au bassin haut. Ce qui ne peut être ni vendu ni pompé est écrêté.
| Vent moyen à 120 m | Heures éoliennes | Éolien net | Solaire | Pompé | Turbiné | Écrêté | Vendu | Pilotable | Pelton en marche |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 5,5 m/s | 2 350 h | 141 GWh | 31 GWh | 55 GWh | 42 GWh | 5 GWh | 155 GWh | 27 % | 4 080 h |
| 6,5 m/s (site de référence) | 3 160 h | 190 GWh | 31 GWh | 52 GWh | 40 GWh | 9 GWh | 200 GWh | 20 % | 3 800 h |
| 7,5 m/s | 3 880 h | 233 GWh | 31 GWh | 49 GWh | 37 GWh | 14 GWh | 238 GWh | 16 % | 3 470 h |
Ce que le modèle dit, en quatre points.
* À 6,5 m/s, les éoliennes font 3 160 heures et non 3 300 : la courbe de puissance réelle et les 8 % de pertes coûtent 4 %. C'est l'écart de 198 à 190 GWh.
* La boucle turbine 40 GWh et non 50 : il y a des jours sans vent où le bassin ne se remplit pas, et des jours de vent où il est déjà plein. Le cycle quotidien complet des versions 8 et 9 était une hypothèse de papier. La part pilotable est de 20 %, juste à la règle que la version 8 s'était fixée.
* L'écrêtage est de 9 GWh et non de 4 : 60 MW d'éolien, 22 MWc de solaire et 16 MW de pompes derrière un raccordement de 50 MW, cela déborde plus souvent que prévu, surtout quand le bassin est plein. Des pompes plus grosses n'y changent rien (elles remplissent le bassin plus tôt), des bassins plus grands presque rien. La seule réponse est une charge sur place, au point 5.
* Le vent fait tout. De 5,5 à 7,5 m/s, la production vendue passe de 155 à 238 GWh, et le kWh de 51 à 34 €/MWh. Aucun autre paramètre de la centrale n'a cet effet. C'est l'idée reprise de la Titan Claudia 3 Paris : dire quelle hypothèse fait ou défait le projet. Ici, c'est le vent, et c'est pour ça que la version 10 impose une mesure avant décision.
Ce que le modèle ne fait pas, et qu'un bureau d'études fera : il ne connaît pas les prix horaires du marché (il pompe la nuit et turbine le soir, sans optimiser sur le prix réel), il n'a pas la corrélation vent-soleil d'un site réel, il ne compte ni les arrêts de maintenance ni les contraintes réseau. Il est là pour que les chiffres aient une base visible, pas pour remplacer l'étude de faisabilité. Quiconque trouve une erreur dans les cent lignes peut la corriger : c'est le but.
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2. LA CAMPAGNE DE MESURE : 12 MOIS DE LIDAR AVANT DE DÉCIDER
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La Titan Claudia 3 Paris disait qu'il faut mesurer le vent un an sur le site avant toute décision en milieu urbain. C'est vrai en montagne aussi, et davantage : le relief crée des survitesses et des zones de sillage que les atlas de vent ne voient pas à 120 m. La version 10 ajoute au calendrier du projet une campagne de 12 mois avec un lidar vent (ou un mât de 100 m), sur la crête des éoliennes, pour 0,12 à 0,18 M€. Le tableau de sensibilité ci-dessus donne ce que chaque demi-mètre par seconde vaut : la campagne se paie dès le premier mois de production si elle évite de construire sur un site à 5,5 m/s en croyant en avoir 6,5. C'est aussi la condition des financeurs : aucune banque ne prête sur un atlas.
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3. L'ART ANTÉRIEUR : CE QUI EXISTE DÉJÀ, ET CE QUE L'HYDROLOOP FAIT DE DIFFÉRENT
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La page des bonnes idées retient de chercher l'art antérieur avant d'annoncer une invention. Pour l'Hydroloop, il est connu et il faut le citer : la centrale Gorona del Viento, sur l'île d'El Hierro aux Canaries, couple depuis 2014 un parc éolien de 11,5 MW à une STEP de 11,3 MW entre deux bassins distants de 650 m de dénivelé, et couvre certains mois 100 % de l'électricité de l'île. D'autres projets du même type existent ou sont en construction (Ikaria en Grèce, Kidston en Australie sur une ancienne mine d'or avec un parc solaire). Le principe éolien plus STEP n'est pas une invention de ce site.
Ce que l'Hydroloop ajoute, et qu'aucun de ces projets ne fait ensemble : le circuit d'eau fermé sans cours d'eau, rempli une fois et compensé par la pluie et la rosée (Gorona del Viento dessale de l'eau de mer pour remplir ses bassins) ; la retenue de pluie en amont qui sert aussi à l'écrêtement des crues ; les bassins couverts et le photovoltaïque flottant qui rendent le circuit fermé possible en climat sec ; les auxiliaires sans électricité ; et surtout l'approche en série, dix sites identiques, qui ramène le kWh de 60 à 80 €/MWh sur un projet unique à 40 en série. C'est une contribution d'ingénierie et de méthode, pas de physique, et c'est ce qu'il faut écrire pour que le site soit cru.
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4. LE PHOTOVOLTAÏQUE SUR LES TALUS DES DIGUES : 1 MWc SUR UNE CHARPENTE QUI EXISTE
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La Titan Claudia 3 avait trouvé son kWh le moins cher sur une jupe inclinée, parce que la charpente existait de toute façon. L'Hydroloop a l'équivalent : les talus extérieurs des digues des deux bassins. Chaque bassin de 200 m de côté a 800 m de périmètre ; sa digue, de 5 à 7 m de haut, offre un talus extérieur de 10 à 12 m de large. Les faces sud, sud-est et sud-ouest représentent 8 000 à 10 000 m² exploitables sur les deux bassins. Des panneaux fixes posés sur des longrines légères, orientés au sud par la pente même du talus, donnent 1 MWc à 1 100 heures, 1,1 GWh par an, pour 0,45 M€ en série : 410 €/MWh de moins cher que rien, et un kWh à 35 €/MWh, le moins cher de la centrale après les éoliennes. Les talus restent accessibles pour l'inspection par les chemins de crête, et les panneaux protègent le talus de l'érosion et du ravinement.
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5. LA CHARGE PILOTABLE SUR PLACE : OPTION CONTRE L'ÉCRÊTAGE
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Le modèle trouve 9 GWh écrêtés par an, 4 % de l'éolien, parce que le raccordement de 50 MW et les pompes de 16 MW ne suffisent pas les jours de grand vent avec un bassin plein. La Titan Claudia avait la réponse : une charge pilotable sur place, qui consomme quand le vent souffle et réduit quand il tombe. Le modèle a été relancé avec une charge de 3 MW qui prend d'abord le surplus, puis tourne au tiers sur la production vendue le reste du temps : l'écrêtage tombe de 8,9 à 5,4 GWh, la charge absorbe 3,3 GWh qui auraient été perdus et 4,8 GWh qui auraient été vendus.
Quelle charge ? Pas un centre de données classique, qui veut 3 MW en permanence et ne se module pas ; plutôt un calcul différable (rendu d'images, apprentissage, simulation scientifique par lots), un stockage de froid pour une chambre froide agricole, ou de l'électrolyse si un usage local de l'hydrogène existe. Le refroidissement par l'eau du bassin bas à 12 à 14 °C, comme la Titan Claudia le fait avec la mer, est tentant, mais la version 9 a un bilan d'eau à tenir : 8 GWh de chaleur par an rejetés dans un bassin, c'est jusqu'à 10 000 m³ d'évaporation en plus, acceptable en climat tempéré (excédent de 54 000 m³), interdit en climat sec. En climat sec, la chaleur part dans des aéroréfrigérants, ou dans une serre. L'option est chiffrée à 2 à 4 M€ pour le bâtiment, le raccordement et le refroidissement, hors équipement du locataire, et n'entre pas dans le total : elle dépend d'un client.
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6. LES PELTON EN RÉSERVE PRIMAIRE DE FRÉQUENCE
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La page Titan Méca notait qu'un stockage se rémunère aussi par la réserve primaire de fréquence, un service payé par le gestionnaire de réseau pour corriger en quelques secondes les écarts de fréquence. Une Pelton le fait naturellement : ses déflecteurs d'injecteur réagissent en moins d'une seconde, et quatre machines de 3 MW peuvent offrir 2 MW de réserve en permanence quand elles tournent, et une partie de leur puissance à l'arrêt si l'une est maintenue en rotation à vide. Au prix français de 2025, 10 à 20 € par MW et par heure de disponibilité, 2 MW sur 3 800 heures valent 0,1 à 0,15 M€ par an. Ce n'est pas grand-chose, c'est gratuit, et cela demande seulement un régulateur de vitesse certifié et un essai de qualification. La batterie que la Titan Claudia utilisait pour le même service n'est pas nécessaire ici.
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7. SOUS LES TRACKERS : MOUTONS EN TEMPÉRÉ, IMPLUVIUM EN SEC
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La version 9 met un impluvium sous les trackers des sites secs. En climat tempéré, où l'eau ne manque pas, les 15 à 20 ha de trackers sont une prairie à entretenir, et la page des tours Mulo rappelait que l'ombre peut servir à la végétation. Le pâturage ovin sous les panneaux est la pratique courante des parcs solaires français : il remplace le fauchage mécanique (15 000 à 25 000 € par an économisés), entretient la prairie, et donne au projet un usage agricole qui compte dans l'acceptation locale et dans certaines procédures d'autorisation. Les trackers sont montés à 1,2 m de garde au sol minimum, les câbles enterrés ou gainés, l'abreuvement pris sur le drainage du site. Cette idée n'était pas dans la liste du site ; elle y est ajoutée.
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8. INSTRUMENTATION, MISE EN SERVICE, STOCK DE PIÈCES
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* Fibre optique dans les câbles 33 kV qui relient les dix éoliennes à l'usine (idée des houlomoteurs) : les mesures de chaque machine remontent par le câble de puissance, sans réseau radio ni câble séparé sur 5 km de crête.
* Digue de la retenue et bassins : piézomètres dans le corps de digue, jauges de contrainte dans les ouvrages béton coulées avec eux (idée du Vortex), topographie semestrielle des crêtes, inspection par ultrasons de la conduite forcée aux coudes et à la bride de pied tous les cinq ans. C'est en partie réglementaire pour une retenue de classe C ; la version 10 l'étend aux bassins en géomembrane, qui ne le sont pas.
* Procédure écrite de première mise en eau (idée de la mise à l'eau des houlomoteurs) : remplissage par paliers de 1 m avec arrêt de 48 h et lecture des piézomètres, premier pompage à 25 % puis 50 % puis 100 %, première montée en pleine charge des Pelton avec le banc de décharge en veille, conditions météo d'arrêt écrites à l'avance.
* Stock de pièces de trente jours (idée de Terra Nova) : une roue Pelton de rechange, un jeu d'injecteurs et de déflecteurs, une cellule HTA, un jeu de roulements de pompe, un rouleau de géomembrane et sa soudeuse, deux kilomètres de câble. Le délai réel d'une roue Pelton est de six à douze mois ; sans stock, une avarie coûte une saison de pointe. Coût du stock : 0,8 M€ à l'unité, mutualisable sur dix centrales en série.
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9. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES, AU MODÈLE HORAIRE
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| Poste | V9 en série (M€) | V10 en série (M€) | Ce qui change |
|---|---|---|---|
| 10 éoliennes 6 MW | 52,2 | 52,2 | rien |
| Photovoltaïque : trackers, flottant, talus | 13,1 | 13,55 | 1 MWc sur les talus : +0,45 |
| Bassins, couverture, drainage | 6,3 | 6,3 | rien |
| Pelton, pompes, usine, trompe | 23,4 | 23,4 | régulateur certifié pour la réserve de fréquence compris |
| Conduite forcée | 3,9 | 3,9 | rien |
| Retenue de pluie | 2,0 | 2,0 | rien |
| Raccordement, contrôle-commande, bâtiment | 8,1 | 8,2 | fibre optique, instrumentation : +0,1 |
| Campagne lidar 12 mois | 0,15 | avant décision, à l'unité comme en série | |
| Stock de pièces de 30 jours | 0,1 | 0,8 M€ mutualisé sur dix sites | |
| Total | 109 | 110,1 | +1 % |
| Options hors total : impluvium (sites secs), charge pilotable 3 MW, multipale V1 et V4 | 0,8 à 1,3 ; ; 0,01 | 0,8 à 1,3 ; 2 à 4 ; 0,01 |
Production vendue 200 GWh au modèle horaire, vent de 6,5 m/s à 120 m. Recettes : électricité 18,0 M€ à 90 €/MWh, prime de capacité 1,4 M€, réserve de fréquence 0,12 M€, pâturage 0,02 M€ ; OPEX 1,75 M€. Recette nette 17,8 M€. Temps de retour 6,2 ans en série. LCOE 40 €/MWh en privé à 4 % sur 30 ans, 34 en public à 3 % sur 35 ans.
| Indicateur (série de 10) | V8 | V9 | V10 au modèle horaire |
|---|---|---|---|
| Électricité vendue | 210 GWh | 213 GWh | 200 GWh |
| Part pilotable | 24 % | 24 % | 20 % |
| Investissement | 106 M€ | 109 M€ | 110 M€ |
| Investissement par GWh annuel | 0,50 M€ | 0,51 M€ | 0,55 M€ |
| Temps de retour | 5,7 ans | 5,7 ans | 6,2 ans |
| LCOE privé / public | 37 / 31 | 37,5 / 31,4 | 40 / 34 |
| LCOE à 5,5 m/s | 45 (note) | 51 | |
| LCOE à 7,5 m/s | 34 | ||
| Base du chiffre | heures équivalentes | heures équivalentes | 8 760 heures, code publié |
Lecture honnête : la version 10 est la moins bonne des trois sur le papier et la seule dont on peut refaire le calcul. Les 3 €/MWh d'écart ne viennent pas d'un défaut de la centrale, ils viennent d'une méthode plus exigeante. À 40 €/MWh en privé, l'Hydroloop reste sous l'éolien terrestre seul plus batterie, sous l'éolien en mer et sous le nucléaire neuf, avec 20 % de production à heure choisie. Et sur un site à 7,5 m/s, elle revient à 34.
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10. POUR LE PLAN MONDIAL
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Le plan mondial comptait 43 000 versions 8 à 210 GWh. Au modèle horaire, il en faut 45 000 à 200 GWh pour les mêmes 9 120 TWh, et le budget passe de 4 600 à 4 950 milliards d'euros avec la version 10 à 110 M€. C'est 8 % de plus, et c'est le prix d'un chiffre qui tient. Le plan gagne en revanche la campagne de mesure, qui classe les sites avant de les construire : sur 45 000 sites, prendre les 45 000 meilleurs en vent plutôt que 45 000 sites à 6,5 m/s de moyenne peut rendre les 8 %.
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11. CE QUI A ÉTÉ ÉTUDIÉ ET ÉCARTÉ
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* Des pompes de 24 MW ou des bassins de 200 MWh pour réduire l'écrêtage : le modèle montre qu'ils remplissent le bassin plus tôt et n'écrêtent pas moins. Le raccordement de 50 MW reste le bon compromis ; la charge pilotable est la seule réponse.
* Une batterie sodium-ion pour la réserve de fréquence, comme sur la Titan Claudia : les Pelton le font sans batterie.
* Refroidir la charge pilotable par le bassin bas en climat sec : la chaleur rejetée s'évapore, et c'est l'eau que la version 9 a économisée.
* Une deuxième conduite forcée en redondance, comme les deux circuits en sens opposés de Terra Nova : 3,9 M€ pour éviter un arrêt que le stock de pièces et l'inspection quinquennale rendent rare. Écartée au profit du stock.
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12. POINTS DE VIGILANCE
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* Le modèle horaire est un modèle d'ordre de grandeur. Il n'a pas les prix horaires réels, pas la corrélation vent-soleil du site, pas les arrêts. Son résultat doit être refait par un bureau d'études avec les séries de vent mesurées. Il est publié pour être corrigé.
* Les 3 160 heures à 6,5 m/s dépendent de la courbe de puissance retenue ; une machine de classe IEC III à très grand rotor peut faire mieux, une classe II moins. La campagne lidar et la fiche constructeur tranchent.
* La réserve primaire de fréquence exige une qualification par le gestionnaire de réseau et un régulateur certifié ; son prix varie d'une année à l'autre.
* Le photovoltaïque sur talus de digue doit laisser les talus inspectables et ne pas gêner le déversoir ni les drains de pied de digue.
* Le pâturage sous les trackers suppose un éleveur local et une convention ; sans éleveur, le fauchage reste.
* La charge pilotable n'existe que si un client existe : elle n'est pas comptée dans le total.
* Les chiffres en série ne valent qu'à partir de la dixième centrale identique.
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CONCLUSION
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La version 10 n'ajoute pas une machine à l'Hydroloop, elle lui ajoute une méthode. Le modèle horaire publié rend le chiffre de production vérifiable, la campagne lidar rend le site mesurable, l'art antérieur rend le projet situable, le tableau de sensibilité dit où est le risque. Les idées venues des autres pages du site, réserve de fréquence, charge pilotable, talus photovoltaïques, fibre optique, jauges, stock de pièces, pâturage, sont petites une par une et cohérentes ensemble. Le kWh monte de 37 à 40 €/MWh parce qu'on le calcule mieux, pas parce que la centrale est moins bonne. C'est la version à montrer à un bureau d'études. Les plans et le code sont libres de droit.
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SOURCES
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Hydroloop Muhleisen 2026 V9, la version de départ
Hydroloop Muhleisen 2026 V8, le kWh le moins cher en heures équivalentes
Le modèle horaire de la version 10 (Python, cent lignes, sans bibliothèque)
Les bonnes idées du site, dont les neuf reprises ici
Titan Claudia 3 Paris : mesurer le vent un an, dire quelle hypothèse fait le projet
Titan Claudia : la charge pilotable
Ce que les tours Titan nous ont appris : vérifier par un modèle horaire
Wikipédia : centrale hydroéolienne d'El Hierro (Gorona del Viento)
Wikipédia : réglage de la fréquence du réseau électrique
Wikipédia : loi de Weibull
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans et code libres de droit, open source.
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