Hydroloop Muhleisen 2026, version 11 : la version 10 optimisée sur le coût, 226 GWh et 35 €/MWh au même modèle horaire. 09/10/26
Version 11 de la refonte 2026 de l'Hydroloop. La version 10 avait remplacé les heures équivalentes par un modèle horaire publié, et le kWh était passé de 37 à 40 €/MWh. La version 11 garde ce modèle et cherche, poste par poste, ce qui fait baisser le prix : le coût de construction, le coût de fonctionnement et le prix de revente. Quatre changements font l'essentiel, aucun n'est une invention, tous se trouvent dans un catalogue ou dans un contrat : des éoliennes à grand rotor, un raccordement de 60 MW au lieu de 50, le photovoltaïque flottant réservé aux sites qui manquent d'eau, et une maintenance en série. Résultat au même modèle horaire : 226 GWh vendus au lieu de 200, 109 M€ au lieu de 110, 35 €/MWh en privé et 30 en public au lieu de 40 et 34, retour en 5 ans. C'est la première version qui passe sous la V8 avec un chiffre que n'importe qui peut recalculer.
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LE PRINCIPE : OÙ VA LE PRIX DU KWH, ET OÙ IL FUIT
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Le prix du kWh d'une centrale comme celle-ci se résume à une fraction : le capital remboursé chaque année plus les frais de fonctionnement, divisés par les kWh vendus. En version 10, en série de dix, c'est 6,4 M€ de capital et 1,75 M€ de fonctionnement pour 200 GWh, soit 40,6 €/MWh à 4 % sur 30 ans. Pour faire baisser la fraction, on peut réduire le numérateur ou augmenter le dénominateur. Le modèle horaire de la version 10 a montré trois fuites au dénominateur : 9 GWh écrêtés derrière un raccordement de 50 MW, des éoliennes qui ne font que 3 160 heures avec un rotor de 160 m, et un photovoltaïque flottant à 1 170 heures qui coûte 45 €/MWh à lui seul, plus que la moyenne de la centrale. La version 11 bouche ces trois fuites et réduit le numérateur de ce qui peut l'être sans toucher à la centrale.
La méthode est celle de la page des bonnes idées, appliquée deux fois : dimensionner par rendement marginal (arrêter d'agrandir quand le mètre suivant coûte plus qu'il ne rapporte, et repérer les sauts de coût), et confronter chaque surface ou chaque machine à son propre coût du kWh. Chaque levier a été passé au modèle horaire séparément, puis ensemble.
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1. LES ÉOLIENNES À GRAND ROTOR : LE VRAI LEVIER
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Une éolienne de 6 MW existe avec un rotor de 160 m et avec un rotor de 175 à 180 m. La puissance nominale est la même ; la surface balayée est 20 % plus grande, et la machine atteint sa puissance nominale vers 10,5 m/s au lieu de 11,5. Sur un site à 6,5 m/s de moyenne, où le vent passe la plupart du temps entre 4 et 9 m/s, c'est exactement la plage où le grand rotor gagne. Le modèle horaire, en appliquant la courbe de puissance avec un vent corrigé de 9 %, trouve 3 600 heures au lieu de 3 160 : 216 GWh d'éolien net au lieu de 190, soit +26 GWh pour un surcoût de 5 % sur le poste éolien, 2,6 M€. C'est le kWh supplémentaire le moins cher de toute l'étude, 12 €/MWh.
La contrepartie est une classe de vent. Ces machines sont de classe IEC III, faites pour des sites à vent moyen et turbulence modérée. En montagne, une crête exposée peut être en classe II par la turbulence même si la moyenne est de 6,5 m/s. La campagne lidar de 12 mois de la version 10 mesure la turbulence en même temps que la vitesse : c'est elle qui dit si le grand rotor est admissible. Si le site est en classe II, la version 11 revient aux chiffres de la version 10 sur ce poste, et le reste de la version 11 tient quand même.
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2. LE RACCORDEMENT À 60 MW : UN MILLION D'EUROS QUI EN RAPPORTE SIX PAR AN
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La version 10 avait identifié l'écrêtage comme la seule fuite que ni des pompes plus grosses ni des bassins plus grands ne bouchent. La réponse la plus simple n'avait pas été chiffrée : un raccordement plus large. Passer de 50 à 60 MW, c'est un transformateur et une cellule de plus au poste, et parfois une section de câble, pour 1 M€ en série. Le modèle trouve que l'écrêtage tombe de 9 GWh à 1 GWh, et que les Pelton tournent 4 380 heures au lieu de 3 800 parce qu'elles ne sont plus bridées par le plafond les soirs de vent : 6 GWh vendus de plus, chaque année, pour 1 M€ une fois. Avec le grand rotor, qui produit plus et écrêterait davantage derrière 50 MW, les deux leviers se renforcent : ensemble, ils donnent 232 GWh avec le flottant et 226 sans.
La réserve est que le raccordement se demande au gestionnaire de réseau, qui répond selon la capacité du poste source le plus proche. À 60 MW on reste dans la gamme d'un poste HTB de distribution ; au-delà, on change de catégorie et de prix. C'est pour cela que la version 11 s'arrête à 60 et n'a pas retenu 70 MW avec deux éoliennes de plus, qui donnent 257 GWh mais un kWh identique.
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3. LE PHOTOVOLTAÏQUE FLOTTANT RÉSERVÉ AUX SITES SECS
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Les 6 MWc de photovoltaïque flottant de la version 9 avaient une raison : couvrir le bassin pour diviser l'évaporation par deux et produire en même temps. Sur un site sec, cette raison tient, et la couverture collectrice avec son impluvium est ce qui rend le circuit fermé possible. Sur un site tempéré, la version 9 elle-même montre un excédent d'eau de 54 000 m³ par an : il n'y a rien à économiser. Reste alors un photovoltaïque à 1 170 heures, 0,75 M€ par MWc, soit 45 €/MWh pour son propre kWh, au-dessus de la moyenne de la centrale. La règle du site est de chiffrer chaque surface avec son propre coût du kWh et d'écarter celles qui tirent la moyenne vers le haut. En climat tempéré, le flottant sort du socle : -4,5 M€, -7 GWh, et le kWh moyen baisse de 1 €/MWh. En climat sec il reste, avec la couverture et l'impluvium, et la version 11 y donne 232 GWh pour 113,5 M€, soit 36 €/MWh : la version 9 n'est pas défaite, elle devient l'option qui correspond au climat.
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4. LA MAINTENANCE EN SÉRIE
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La version 10 avait ajouté un stock de pièces de trente jours mutualisé sur dix centrales. La version 11 va au bout de l'idée : dix centrales identiques à moins de 200 km les unes des autres partagent une équipe de maintenance, un atelier, le stock, les contrats de service des éoliennes négociés en lot, et l'astreinte. Sur un parc éolien seul, l'OPEX tombe de 15 à 20 % quand on passe d'un site isolé à un portefeuille groupé ; la version 11 retient 10 % sur l'ensemble pour rester prudente avec la partie hydraulique : 1,75 M€ devient 1,6 M€ par an et par centrale. Sur le kWh, 0,15 M€ par an sur 226 GWh, c'est 0,7 €/MWh, et c'est sans investissement.
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5. LA REVENTE : TURBINER SUR LE PRIX, PAS SUR L'HORLOGE
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Le modèle horaire turbine de 17 h à 5 h, parce qu'il n'a pas de prix de marché. Une centrale réelle a les prix du lendemain chaque jour à 13 h, et un stock de 147 MWh qui lui permet de choisir, à l'intérieur de la fenêtre de pointe, les 8 à 12 heures les mieux payées. Sur le marché français de 2024 et 2025, l'écart entre la moyenne des heures de pointe du soir et la moyenne du jour est de 15 à 30 €/MWh ; un stock piloté sur le prix capte une part de cet écart. La version 11 retient 20 €/MWh sur les 45 GWh turbinés : 0,9 M€ par an. Ce n'est pas compté dans le LCOE, qui est un coût, mais c'est compté dans le temps de retour, et c'est ce que le plan mondial appelle la valeur du pilotable. S'y ajoutent, comme en version 10, la prime de capacité (1,4 M€) et la réserve primaire de fréquence par les Pelton (0,12 M€).
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6. CE QUI A ÉTÉ TESTÉ ET ÉCARTÉ, AU MODÈLE
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* Stock réduit à 100 MWh pour économiser sur les bassins : 0,5 GWh vendu de plus mais 2 points de pilotable en moins, pour 1 M€ économisé. Le pilotable vaut plus que ça.
* Stock porté à 200 MWh avec des Pelton de 16 MW : 24,6 % de pilotable, mais pas un kWh vendu de plus, pour 6 M€. La contrainte est le raccordement, pas le bassin.
* Éoliennes de 7 MW sans toucher au raccordement : 24 GWh écrêtés. La puissance sans le tuyau pour la sortir ne sert à rien.
* Douze éoliennes à grand rotor et raccordement 70 MW : 257 GWh pour 125 M€, 35,5 €/MWh, c'est-à-dire le même kWh que la version 11 pour 16 M€ de plus et un poste source d'une autre catégorie. Le rendement marginal est nul ; on s'arrête à dix.
* Groupes pompe-turbine réversibles (deux machines Francis réversibles de 8 MW) au lieu de quatre Pelton et deux pompes : -4 M€ et un kWh à 34 €/MWh. Écarté du socle, gardé en option : on perdrait la réaction en moins d'une seconde des déflecteurs Pelton, donc la réserve primaire de fréquence, et la robustesse des Pelton à 300 m de chute, pour 1 €/MWh. À chiffrer avec les constructeurs sur un site réel.
* Carrière abandonnée avec plan d'eau comme bassin bas, idée déjà sur le site : -2 M€ et une étude d'impact plus courte quand le site existe. Hors socle parce que ça dépend du site, mais c'est la première chose à chercher sur la carte.
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7. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES, AU MODÈLE HORAIRE
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Production vendue 226 GWh au modèle horaire, vent de 6,5 m/s à 120 m. Recettes : électricité 20,3 M€ à 90 €/MWh, surprix du pilotable 0,9 M€, prime de capacité 1,4 M€, réserve de fréquence 0,12 M€, pâturage 0,02 M€ ; OPEX 1,6 M€. Recette nette 21,2 M€. Temps de retour 5,1 ans en série. LCOE 35 €/MWh en privé à 4 % sur 30 ans, 29,5 en public à 3 % sur 35 ans.
Lecture : la version 11 fait mieux que la version 8 sur tous les indicateurs sauf la part pilotable, et elle le fait avec la méthode de la version 10, pas avec celle de la version 8. Les 20 % de pilotable sont la règle que la version 8 s'était fixée ; elle est tenue. À 35 €/MWh, l'Hydroloop en série est sous l'éolien terrestre seul en France (60 à 80 €/MWh en appels d'offres 2024-2025), sous le solaire au sol avec batterie, et à un tiers du nucléaire neuf, avec un cinquième de sa production à heure choisie.
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8. LE MODÈLE HORAIRE DE LA VERSION 11
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Le fichier hydroloop_muhleisen_2026_v11_simulation.py est celui de la version 10 avec trois paramètres de plus en ligne de commande : le facteur de rotor (1,00 pour 160 m, 1,09 pour 175 à 180 m), la puissance du flottant (0 en tempéré, 6 en site sec) et le raccordement porté à 60 MW. L'appel
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9. POINTS DE VIGILANCE
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* Le grand rotor demande un site de classe IEC III : la campagne lidar mesure la turbulence, et c'est elle qui décide. Sur un site de classe II, le poste éolien revient aux chiffres de la version 10.
* Le raccordement à 60 MW dépend du poste source disponible. Si le gestionnaire de réseau n'offre que 50 MW, l'écrêtage revient à 4 % avec le grand rotor et il faut la charge pilotable de la version 10.
* Les 3 600 heures sont dans le haut de la plage des parcs terrestres européens ; les parcs récents à grand rotor sur de bons sites les atteignent, les sites moyens non. Le tableau de sensibilité donne les deux cas.
* Le surprix du pilotable (20 €/MWh) dépend du marché de chaque année ; il n'est pas dans le LCOE.
* L'OPEX à 1,6 M€ suppose les dix centrales à moins de 200 km. Sur une centrale isolée, revenir à 1,75.
* Le retrait du flottant en tempéré suppose le bilan d'eau de la version 9 vérifié sur le site : pluie, évaporation, apport de la retenue. Sur un site tempéré à été sec, garder au moins la couverture blanche, qui coûte 0,3 M€.
* 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 11 ne change rien au principe de l'Hydroloop et presque rien à sa centrale : elle choisit mieux dans le catalogue et dans les contrats. Un rotor plus grand parce que le site le permet, un raccordement à la taille de la production, un photovoltaïque flottant là où il sert et pas ailleurs, une maintenance partagée, et des turbines qui vendent au bon moment. Au même modèle horaire que la version 10, le kWh passe de 40,6 à 35 €/MWh en privé et de 34,4 à 29,5 en public, et le temps de retour de 6,2 à 5,1 ans. C'est la version que le plan mondial peut prendre pour base. Les plans et le code sont libres de droit.
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SOURCES
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Hydroloop Muhleisen 2026 V10, la version de départ et son modèle horaire
Hydroloop Muhleisen 2026 V9, le bassin sobre en eau, désormais l'option sites secs
Hydroloop Muhleisen 2026 V8, la référence à battre
Le modèle horaire de la version 11 (Python, sans bibliothèque)
Les bonnes idées du site : rendement marginal, coût du kWh par surface, carrière comme bassin, montage coopératif
Wikipédia : classes de vent IEC des éoliennes
Wikipédia : facteur de charge
Wikipédia : coût actualisé de l'énergie (LCOE)
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans et code libres de droit, open source.
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LE PRINCIPE : OÙ VA LE PRIX DU KWH, ET OÙ IL FUIT
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Le prix du kWh d'une centrale comme celle-ci se résume à une fraction : le capital remboursé chaque année plus les frais de fonctionnement, divisés par les kWh vendus. En version 10, en série de dix, c'est 6,4 M€ de capital et 1,75 M€ de fonctionnement pour 200 GWh, soit 40,6 €/MWh à 4 % sur 30 ans. Pour faire baisser la fraction, on peut réduire le numérateur ou augmenter le dénominateur. Le modèle horaire de la version 10 a montré trois fuites au dénominateur : 9 GWh écrêtés derrière un raccordement de 50 MW, des éoliennes qui ne font que 3 160 heures avec un rotor de 160 m, et un photovoltaïque flottant à 1 170 heures qui coûte 45 €/MWh à lui seul, plus que la moyenne de la centrale. La version 11 bouche ces trois fuites et réduit le numérateur de ce qui peut l'être sans toucher à la centrale.
La méthode est celle de la page des bonnes idées, appliquée deux fois : dimensionner par rendement marginal (arrêter d'agrandir quand le mètre suivant coûte plus qu'il ne rapporte, et repérer les sauts de coût), et confronter chaque surface ou chaque machine à son propre coût du kWh. Chaque levier a été passé au modèle horaire séparément, puis ensemble.
| Élément | Version 10 | Version 11 |
|---|---|---|
| Éoliennes | 10 x 6 MW, rotor 160 m, classe II | 10 x 6 MW, rotor 175 à 180 m, classe IEC III |
| Heures éoliennes au modèle (6,5 m/s) | 3 160 h | 3 600 h |
| Raccordement | 50 MW | 60 MW |
| Écrêtage | 4 % (9 GWh) | 0,3 % (0,7 GWh) |
| Pelton en marche | 3 800 h | 4 380 h |
| Photovoltaïque | 15 MWc trackers, 6 MWc flottant, 1 MWc talus | 15 MWc trackers, 1 MWc talus ; flottant et couverture en option sites secs |
| Bassins | couverture V9 | eau libre en tempéré, couverture V9 en option sites secs |
| OPEX | 1,75 M€ | 1,6 M€ (équipe et stock communs aux dix centrales) |
| Conduite des Pelton | sur l'horloge (17 h à 5 h) | sur le prix du marché, à l'intérieur des heures de pointe |
| Électricité vendue | 200 GWh | 226 GWh |
| Part pilotable | 20 % | 20 % |
| Investissement en série | 110 M€ | 109 M€ |
| LCOE privé / public | 40,6 / 34,4 €/MWh | 35 / 29,5 €/MWh |
| Temps de retour | 6,2 ans | 5,1 ans |
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1. LES ÉOLIENNES À GRAND ROTOR : LE VRAI LEVIER
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Une éolienne de 6 MW existe avec un rotor de 160 m et avec un rotor de 175 à 180 m. La puissance nominale est la même ; la surface balayée est 20 % plus grande, et la machine atteint sa puissance nominale vers 10,5 m/s au lieu de 11,5. Sur un site à 6,5 m/s de moyenne, où le vent passe la plupart du temps entre 4 et 9 m/s, c'est exactement la plage où le grand rotor gagne. Le modèle horaire, en appliquant la courbe de puissance avec un vent corrigé de 9 %, trouve 3 600 heures au lieu de 3 160 : 216 GWh d'éolien net au lieu de 190, soit +26 GWh pour un surcoût de 5 % sur le poste éolien, 2,6 M€. C'est le kWh supplémentaire le moins cher de toute l'étude, 12 €/MWh.
La contrepartie est une classe de vent. Ces machines sont de classe IEC III, faites pour des sites à vent moyen et turbulence modérée. En montagne, une crête exposée peut être en classe II par la turbulence même si la moyenne est de 6,5 m/s. La campagne lidar de 12 mois de la version 10 mesure la turbulence en même temps que la vitesse : c'est elle qui dit si le grand rotor est admissible. Si le site est en classe II, la version 11 revient aux chiffres de la version 10 sur ce poste, et le reste de la version 11 tient quand même.
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2. LE RACCORDEMENT À 60 MW : UN MILLION D'EUROS QUI EN RAPPORTE SIX PAR AN
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La version 10 avait identifié l'écrêtage comme la seule fuite que ni des pompes plus grosses ni des bassins plus grands ne bouchent. La réponse la plus simple n'avait pas été chiffrée : un raccordement plus large. Passer de 50 à 60 MW, c'est un transformateur et une cellule de plus au poste, et parfois une section de câble, pour 1 M€ en série. Le modèle trouve que l'écrêtage tombe de 9 GWh à 1 GWh, et que les Pelton tournent 4 380 heures au lieu de 3 800 parce qu'elles ne sont plus bridées par le plafond les soirs de vent : 6 GWh vendus de plus, chaque année, pour 1 M€ une fois. Avec le grand rotor, qui produit plus et écrêterait davantage derrière 50 MW, les deux leviers se renforcent : ensemble, ils donnent 232 GWh avec le flottant et 226 sans.
La réserve est que le raccordement se demande au gestionnaire de réseau, qui répond selon la capacité du poste source le plus proche. À 60 MW on reste dans la gamme d'un poste HTB de distribution ; au-delà, on change de catégorie et de prix. C'est pour cela que la version 11 s'arrête à 60 et n'a pas retenu 70 MW avec deux éoliennes de plus, qui donnent 257 GWh mais un kWh identique.
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3. LE PHOTOVOLTAÏQUE FLOTTANT RÉSERVÉ AUX SITES SECS
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Les 6 MWc de photovoltaïque flottant de la version 9 avaient une raison : couvrir le bassin pour diviser l'évaporation par deux et produire en même temps. Sur un site sec, cette raison tient, et la couverture collectrice avec son impluvium est ce qui rend le circuit fermé possible. Sur un site tempéré, la version 9 elle-même montre un excédent d'eau de 54 000 m³ par an : il n'y a rien à économiser. Reste alors un photovoltaïque à 1 170 heures, 0,75 M€ par MWc, soit 45 €/MWh pour son propre kWh, au-dessus de la moyenne de la centrale. La règle du site est de chiffrer chaque surface avec son propre coût du kWh et d'écarter celles qui tirent la moyenne vers le haut. En climat tempéré, le flottant sort du socle : -4,5 M€, -7 GWh, et le kWh moyen baisse de 1 €/MWh. En climat sec il reste, avec la couverture et l'impluvium, et la version 11 y donne 232 GWh pour 113,5 M€, soit 36 €/MWh : la version 9 n'est pas défaite, elle devient l'option qui correspond au climat.
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4. LA MAINTENANCE EN SÉRIE
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La version 10 avait ajouté un stock de pièces de trente jours mutualisé sur dix centrales. La version 11 va au bout de l'idée : dix centrales identiques à moins de 200 km les unes des autres partagent une équipe de maintenance, un atelier, le stock, les contrats de service des éoliennes négociés en lot, et l'astreinte. Sur un parc éolien seul, l'OPEX tombe de 15 à 20 % quand on passe d'un site isolé à un portefeuille groupé ; la version 11 retient 10 % sur l'ensemble pour rester prudente avec la partie hydraulique : 1,75 M€ devient 1,6 M€ par an et par centrale. Sur le kWh, 0,15 M€ par an sur 226 GWh, c'est 0,7 €/MWh, et c'est sans investissement.
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5. LA REVENTE : TURBINER SUR LE PRIX, PAS SUR L'HORLOGE
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Le modèle horaire turbine de 17 h à 5 h, parce qu'il n'a pas de prix de marché. Une centrale réelle a les prix du lendemain chaque jour à 13 h, et un stock de 147 MWh qui lui permet de choisir, à l'intérieur de la fenêtre de pointe, les 8 à 12 heures les mieux payées. Sur le marché français de 2024 et 2025, l'écart entre la moyenne des heures de pointe du soir et la moyenne du jour est de 15 à 30 €/MWh ; un stock piloté sur le prix capte une part de cet écart. La version 11 retient 20 €/MWh sur les 45 GWh turbinés : 0,9 M€ par an. Ce n'est pas compté dans le LCOE, qui est un coût, mais c'est compté dans le temps de retour, et c'est ce que le plan mondial appelle la valeur du pilotable. S'y ajoutent, comme en version 10, la prime de capacité (1,4 M€) et la réserve primaire de fréquence par les Pelton (0,12 M€).
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6. CE QUI A ÉTÉ TESTÉ ET ÉCARTÉ, AU MODÈLE
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* Stock réduit à 100 MWh pour économiser sur les bassins : 0,5 GWh vendu de plus mais 2 points de pilotable en moins, pour 1 M€ économisé. Le pilotable vaut plus que ça.
* Stock porté à 200 MWh avec des Pelton de 16 MW : 24,6 % de pilotable, mais pas un kWh vendu de plus, pour 6 M€. La contrainte est le raccordement, pas le bassin.
* Éoliennes de 7 MW sans toucher au raccordement : 24 GWh écrêtés. La puissance sans le tuyau pour la sortir ne sert à rien.
* Douze éoliennes à grand rotor et raccordement 70 MW : 257 GWh pour 125 M€, 35,5 €/MWh, c'est-à-dire le même kWh que la version 11 pour 16 M€ de plus et un poste source d'une autre catégorie. Le rendement marginal est nul ; on s'arrête à dix.
* Groupes pompe-turbine réversibles (deux machines Francis réversibles de 8 MW) au lieu de quatre Pelton et deux pompes : -4 M€ et un kWh à 34 €/MWh. Écarté du socle, gardé en option : on perdrait la réaction en moins d'une seconde des déflecteurs Pelton, donc la réserve primaire de fréquence, et la robustesse des Pelton à 300 m de chute, pour 1 €/MWh. À chiffrer avec les constructeurs sur un site réel.
* Carrière abandonnée avec plan d'eau comme bassin bas, idée déjà sur le site : -2 M€ et une étude d'impact plus courte quand le site existe. Hors socle parce que ça dépend du site, mais c'est la première chose à chercher sur la carte.
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7. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES, AU MODÈLE HORAIRE
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| Poste | V10 en série (M€) | V11 en série (M€) | Ce qui change |
|---|---|---|---|
| 10 éoliennes 6 MW | 52,2 | 54,8 | grand rotor classe III : +5 % |
| Photovoltaïque : trackers 15 MWc, talus 1 MWc | 13,55 | 9,05 | flottant 6 MWc retiré en tempéré : -4,5 |
| Bassins, drainage, couverture | 6,3 | 6,3 | inchangé ; le poste couvre aussi les sites avec couverture |
| Pelton, pompes, usine, trompe | 23,4 | 23,4 | rien |
| Conduite forcée | 3,9 | 3,9 | rien |
| Retenue de pluie | 2,0 | 2,0 | rien |
| Raccordement, contrôle-commande, bâtiment | 8,2 | 9,2 | 60 MW au lieu de 50 : +1 |
| Campagne lidar 12 mois | 0,15 | 0,15 | rien |
| Stock de pièces | 0,1 | 0,1 | rien |
| Total | 110,1 | 108,9 | -1 % |
| Options hors total : flottant et couverture sites secs, impluvium, charge pilotable, réversibles, carrière | 4,5 ; 0,8 à 1,3 ; 2 à 4 ; -4 ; -2 |
Production vendue 226 GWh au modèle horaire, vent de 6,5 m/s à 120 m. Recettes : électricité 20,3 M€ à 90 €/MWh, surprix du pilotable 0,9 M€, prime de capacité 1,4 M€, réserve de fréquence 0,12 M€, pâturage 0,02 M€ ; OPEX 1,6 M€. Recette nette 21,2 M€. Temps de retour 5,1 ans en série. LCOE 35 €/MWh en privé à 4 % sur 30 ans, 29,5 en public à 3 % sur 35 ans.
| Vent moyen à 120 m | Heures éoliennes | Vendu | Pilotable | Écrêté | LCOE privé / public |
|---|---|---|---|---|---|
| 5,5 m/s | 2 760 h | 176 GWh | 25 % | 0,2 % | 45 / 38 €/MWh |
| 6,5 m/s (référence) | 3 600 h | 226 GWh | 20 % | 0,3 % | 35 / 29,5 €/MWh |
| 7,5 m/s | 4 290 h | 267 GWh | 17 % | 0,4 % | 29,5 / 25 €/MWh |
| Indicateur (série de 10) | V8 | V10 | V11 |
|---|---|---|---|
| Électricité vendue | 210 GWh | 200 GWh | 226 GWh |
| Part pilotable | 24 % | 20 % | 20 % |
| Investissement | 106 M€ | 110 M€ | 109 M€ |
| Investissement par GWh annuel | 0,50 M€ | 0,55 M€ | 0,48 M€ |
| Temps de retour | 5,7 ans | 6,2 ans | 5,1 ans |
| LCOE privé / public | 37 / 31 | 40,6 / 34,4 | 35 / 29,5 |
| Base du chiffre | heures équivalentes | 8 760 heures, code publié | 8 760 heures, code publié |
Lecture : la version 11 fait mieux que la version 8 sur tous les indicateurs sauf la part pilotable, et elle le fait avec la méthode de la version 10, pas avec celle de la version 8. Les 20 % de pilotable sont la règle que la version 8 s'était fixée ; elle est tenue. À 35 €/MWh, l'Hydroloop en série est sous l'éolien terrestre seul en France (60 à 80 €/MWh en appels d'offres 2024-2025), sous le solaire au sol avec batterie, et à un tiers du nucléaire neuf, avec un cinquième de sa production à heure choisie.
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8. LE MODÈLE HORAIRE DE LA VERSION 11
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Le fichier hydroloop_muhleisen_2026_v11_simulation.py est celui de la version 10 avec trois paramètres de plus en ligne de commande : le facteur de rotor (1,00 pour 160 m, 1,09 pour 175 à 180 m), la puissance du flottant (0 en tempéré, 6 en site sec) et le raccordement porté à 60 MW. L'appel
python3 hydroloop_muhleisen_2026_v11_simulation.py 6.5 0 1.0 6 avec le raccordement remis à 50 dans le fichier redonne exactement les chiffres de la version 10 ; c'est la vérification que rien d'autre n'a bougé. Les limites restent celles de la version 10 : pas de prix horaires réels, pas de corrélation vent-soleil mesurée, pas d'arrêts de maintenance. Le facteur de rotor de 1,09 est une approximation de la courbe de puissance d'une machine à faible puissance spécifique (250 W/m²) ; la fiche constructeur remplace ce facteur dès que la machine est choisie.------------------------------
9. POINTS DE VIGILANCE
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* Le grand rotor demande un site de classe IEC III : la campagne lidar mesure la turbulence, et c'est elle qui décide. Sur un site de classe II, le poste éolien revient aux chiffres de la version 10.
* Le raccordement à 60 MW dépend du poste source disponible. Si le gestionnaire de réseau n'offre que 50 MW, l'écrêtage revient à 4 % avec le grand rotor et il faut la charge pilotable de la version 10.
* Les 3 600 heures sont dans le haut de la plage des parcs terrestres européens ; les parcs récents à grand rotor sur de bons sites les atteignent, les sites moyens non. Le tableau de sensibilité donne les deux cas.
* Le surprix du pilotable (20 €/MWh) dépend du marché de chaque année ; il n'est pas dans le LCOE.
* L'OPEX à 1,6 M€ suppose les dix centrales à moins de 200 km. Sur une centrale isolée, revenir à 1,75.
* Le retrait du flottant en tempéré suppose le bilan d'eau de la version 9 vérifié sur le site : pluie, évaporation, apport de la retenue. Sur un site tempéré à été sec, garder au moins la couverture blanche, qui coûte 0,3 M€.
* 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 11 ne change rien au principe de l'Hydroloop et presque rien à sa centrale : elle choisit mieux dans le catalogue et dans les contrats. Un rotor plus grand parce que le site le permet, un raccordement à la taille de la production, un photovoltaïque flottant là où il sert et pas ailleurs, une maintenance partagée, et des turbines qui vendent au bon moment. Au même modèle horaire que la version 10, le kWh passe de 40,6 à 35 €/MWh en privé et de 34,4 à 29,5 en public, et le temps de retour de 6,2 à 5,1 ans. C'est la version que le plan mondial peut prendre pour base. Les plans et le code sont libres de droit.
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SOURCES
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Hydroloop Muhleisen 2026 V10, la version de départ et son modèle horaire
Hydroloop Muhleisen 2026 V9, le bassin sobre en eau, désormais l'option sites secs
Hydroloop Muhleisen 2026 V8, la référence à battre
Le modèle horaire de la version 11 (Python, sans bibliothèque)
Les bonnes idées du site : rendement marginal, coût du kWh par surface, carrière comme bassin, montage coopératif
Wikipédia : classes de vent IEC des éoliennes
Wikipédia : facteur de charge
Wikipédia : coût actualisé de l'énergie (LCOE)
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans et code libres de droit, open source.
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