Hydroloop Muhleisen 2026, V14 Soleil : la V14 sans éoliennes, pour les pays du soleil. 500 MWc de trackers sur le plateau, des bassins couverts de panneaux flottants, 998 GWh par an à 30 €/MWh, presque le prix de la V14 éolienne, un champ de panneaux qui récolte sa propre eau, et une variante mixte à 30 éoliennes qui vend mieux son électricité. 19/10/26
La V14 est la centrale la moins chère du site, mais elle demande une crête de 15 à 20 km à plus de 6,5 m/s, et ces crêtes sont comptées. Le plan Hydroloop le disait dès le 10 octobre : dans les pays chauds, le relief ensoleillé est bien plus abondant que le relief venté, et des trackers solaires peuvent remplacer les éoliennes pour un prix égal ou inférieur ; au modèle horaire, c'est presque : 30 €/MWh au lieu de 28. Le plan mondial objectif 10 000 milliards en avait besoin pour desserrer son goulot, les grandes éoliennes. Cette page la chiffre au modèle horaire. On garde de la V14 tout ce qui est hydraulique, les deux bassins de 800 000 m³, les conduites, l'usine, les 588 MWh de stockage, et on remplace les 40 éoliennes par 500 MWc de trackers sur le plateau. Résultat : 998 GWh par an pour 445 M€, 0,45 M€ par GWh annuel et 30 €/MWh, à deux euros de la V14 éolienne. Deux choses changent tout le reste. L'eau d'abord : en climat chaud, les bassins doivent être couverts, et le champ de panneaux devient le collecteur qui les remplit. La valeur ensuite : le solaire produit à midi, quand les pays ensoleillés ont déjà trop de solaire, et la V14 Soleil vend son MWh 49 € là où la V14 éolienne le vend 73 au même profil de prix. D'où la V14 Soleil mixte, 30 éoliennes et 200 MWc, au même prix, qui le vend 63.
Code du schéma (Python, libre) : schema_hydroloop_v14_soleil.py ; modèle horaire : hydroloop_muhleisen_2026_v14_soleil_simulation.py (arguments : nombre d'éoliennes de 6 MW, vent moyen en m/s, MWc de trackers, heures équivalentes des trackers, MWc flottants, raccordement en MW, pompes en MW, turbines en MW, stockage en MWh, prix du photovoltaïque en M€/MWc)
Les versions voisines : V14, la tête du plan | V12, l'impluvium des sites secs | V9, les bassins couverts | V15 Canyon ; le plan mondial objectif 10 000 milliards
Code du schéma (Python, libre) : schema_hydroloop_v14_soleil.py ; modèle horaire : hydroloop_muhleisen_2026_v14_soleil_simulation.py (arguments : nombre d'éoliennes de 6 MW, vent moyen en m/s, MWc de trackers, heures équivalentes des trackers, MWc flottants, raccordement en MW, pompes en MW, turbines en MW, stockage en MWh, prix du photovoltaïque en M€/MWc)
Les versions voisines : V14, la tête du plan | V12, l'impluvium des sites secs | V9, les bassins couverts | V15 Canyon ; le plan mondial objectif 10 000 milliards
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1. LE PRINCIPE : GARDER L'HYDRAULIQUE, CHANGER LA SOURCE
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Dans une V14, l'éolien fait 63 % du prix et 97 % de l'énergie ; l'hydraulique, bassins, conduites, usine et stockage, fait le reste et ne dépend pas de ce qui la remplit. La V14 Soleil garde l'hydraulique telle quelle et change la source d'énergie.
Pourquoi 500 MWc et un raccordement de 320 MW. Le modèle a essayé 300 à 750 MWc, 240 et 320 MW de raccordement, 64 à 200 MW de pompes, 48 à 96 MW de turbines et 588 à 2 352 MWh de stockage. Le kWh le moins cher sort sur un palier de 500 à 550 MWc avec 320 MW de raccordement ; on prend le bas du palier : les trackers donnent au plus 425 MW à midi, les pompes en prennent 64, et il ne reste que 26 GWh écrêtés par an, 2,4 % de la production. À 240 MW, on écrête trop ; à 750 MWc, on écrête environ 310 GWh. Et comme pour la V14 éolienne, agrandir les bassins ou les machines fait monter le prix du kWh : le stockage de la centrale sert à la pointe du soir, le reste du stockage du réseau, c'est le travail des V15 Canyon.
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2. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES
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Même méthode que la V14 : modèle horaire sur 8 760 heures, même pilotage des pompes et des turbines, mêmes prix de série français de 2026. Le photovoltaïque est compté au prix des trackers de la V14, 0,57 M€/MWc posé, le flottant à 0,75 M€/MWc comme sur la V11. Le site de référence est à 25° de latitude, 2 100 heures équivalentes de tracker par an, le Rajasthan, le sud du Maroc ou l'intérieur de l'Australie.
Sensibilité au soleil, au prix du photovoltaïque et au vent :
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3. LA VALEUR DU MWH DE MIDI
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Le coût du kWh ne dit pas tout. Dans les pays où le solaire est déjà partout, l'électricité de midi ne vaut presque rien et celle du soir vaut cher. Pour le mesurer, le modèle vend chaque heure à un profil de prix d'un pays ensoleillé, 67,5 €/MWh en moyenne : 60 €/MWh de minuit à 6 h, 70 le matin, 30 de 9 h à 16 h, 80 en fin d'après-midi, 130 de 18 h à 22 h, 80 de 22 h à minuit. C'est une hypothèse, pas un marché réel, mais c'est la forme que prennent déjà les prix en Californie, en Australie-Méridionale, au Chili ou en Espagne au printemps.
Trois lectures :
* Au coût du kWh, la V14 Soleil vaut la V14 éolienne. À la valeur du kWh, non : les deux tiers de son électricité partent entre 9 h et 16 h, et le profil les paie 30 €/MWh. Elle se rembourse en dix ans au lieu de six. C'est toujours rentable, mais c'est une centrale de pays où l'électricité de midi garde de la valeur, ou d'acheteur qui consomme le jour : usine de dessalement, électrolyse, mine, climatisation des villes.
* La mixte corrige l'essentiel au même prix. Trente éoliennes produisent la nuit et l'hiver, quand les trackers dorment ; le champ solaire n'a plus que 200 MWc, et la centrale vend 63 €/MWh. Partout où la crête donne 5,5 m/s ou plus, c'est la mixte qu'il faut construire.
* Doubler le stockage remonte la valeur mais pas la rentabilité : les bassins et les machines en plus coûtent plus que ce qu'ils rapportent. Le soir des pays du soleil se gagne au niveau du réseau, avec les V15 Canyon et les autres centrales, pas en grossissant chaque V14.
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4. L'EAU : DES BASSINS COUVERTS, UN CHAMP QUI RÉCOLTE
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Un pays de soleil est un pays sec, et un bassin à découvert y perd environ 2,5 m d'eau par an. Les deux bassins de 800 000 m³ font chacun 16 ha (quatre fois les 4 ha de ceux de la V9, pour quatre fois le volume) : à découvert, 800 000 m³ partiraient chaque année, un bassin entier. La V14 Soleil prend les deux solutions déjà décrites sur le site.
* La couverture de la V9 sur les deux bassins : 75 % de photovoltaïque flottant sur ancrage à niveau variable, 20 % de bouclier blanc, 5 % de chenaux, le tout en pente vers des rigoles. L'évaporation baisse de 85 %, et les 24 MWc flottants produisent 2 100 x 0,75 heures, refroidis par l'eau.
* Les gouttières de la V12 sur chaque rangée de trackers, avec la position rosée la nuit et la position pluie quand le pluviomètre s'allume. Le champ est sur le plateau, au-dessus du bassin haut : l'eau y descend par gravité.
La V14 Soleil est autonome en eau au-dessus d'environ 75 mm de pluie par an, ce qui couvre le Rajasthan, le Maroc, l'Arabie de l'Asir et l'intérieur de l'Australie, mais pas le cœur du Sahara ni le nord du Chili, où il pleut moins de 20 mm : là, l'eau vient d'ailleurs, d'une usine de dessalement que la centrale alimente ou d'une mine qui la recycle. L'excédent des années humides passe dans les turbines ou va aux villages. La mixte, avec 100 ha de panneaux seulement, n'est autonome qu'au-dessus d'environ 200 mm ; en dessous, elle ajoute l'impluvium en argile de la V12 sous les trackers. Les panneaux se nettoient au robot à sec, comme dans tous les grands champs des déserts : pas d'eau pour eux.
Le premier remplissage est la seule vraie contrainte : un bassin plein et le fond de l'autre, environ 900 000 m³. À 250 mm, le champ les apporte en deux ou trois ans, à 150 mm en cinq ; en dessous, ou pour aller plus vite, on les amène une fois, par l'eau usée traitée d'une ville, un forage temporaire ou un canal existant. Pendant ce temps, les trackers vendent déjà en direct, et les turbines démarrent avec la première eau.
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5. OÙ LA CONSTRUIRE
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La V14 Soleil n'a besoin ni de crête longue ni de vent : un versant de 300 m sur moins de 1,5 km, un plateau de 7 km² au soleil au-dessus de lui, plus de 1 800 heures de tracker par an, un poste de 320 MW à moins de 30 km. C'est le relief le plus courant des pays chauds, et c'est là que brûle une grande partie du charbon du monde.
Ce qu'il ne faut pas faire : poser 7 km² de trackers sur une terre cultivée, une zone protégée ou un parcours de nomades sans eux ; la page des meilleurs emplacements garde ses quatre règles d'exclusion. Un plateau de pierre ou de steppe rase au-dessus d'un versant, c'est ce qui manque le moins dans ces pays.
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6. CE QUE ÇA CHANGE POUR LE PLAN MONDIAL
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Le plan objectif 10 000 milliards compte, dans son scénario B, 5 100 V14 sur des crêtes à 6 m/s, à 0,49 M€ par GWh annuel ligne comprise, et c'est ce qui le pousse à 4 010 GW de grandes éoliennes. Avec la ligne de 20 M€ comptée de la même façon, la V14 Soleil est à 0,47 et la mixte à 0,46. Un premier calcul, qui sera repris sur la page du plan, en gardant le même nombre de sites : une V14 Soleil produit 998 GWh là où la V14 de crête en produit 787, donc chaque site remplace davantage de panneaux hybrides, les plus chers du plan. La moitié de ces crêtes en V14 Soleil ou en mixte fait passer le plan de 9 905 à environ 9 750 à 9 770 milliards d'euros ; toutes, à environ 9 600 à 9 640, avec 2 790 à 3 710 GW de grandes éoliennes au lieu de 4 010, les mêmes 17 360 TWh et à peu près la même puissance garantie le soir. Le prix baisse peu ; ce qui change, c'est que le plan ne dépend plus d'une seule industrie. Mise à jour du 19/10 : le plan mondial objectif 10 000 milliards optimisé soleil retient la moitié des crêtes en V14 Soleil et l'autre moitié en mixtes, 9 620 milliards d'euros et 3 250 GW de grandes éoliennes.
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7. LES SIX RÉSERVES
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* Le modèle est simple. Le soleil y suit la hauteur du soleil à 25° de latitude, avec des nuages tirés au hasard jour par jour, comme dans le modèle publié depuis la V10, et les heures de tracker sont une donnée, pas une mesure. Un vrai tracker produit plus tôt le matin et plus tard le soir que cette courbe, ce qui devrait jouer plutôt en faveur de la centrale.
* Le profil de prix est une hypothèse. Il dit ce que vaut le solaire de midi dans un pays qui en a déjà beaucoup ; dans un pays qui en a peu, la V14 Soleil vend mieux. Les primes de capacité et le surprix du pilotable, comptés sur la page de la V14, ne sont comptés ici pour aucune des centrales.
* Les prix sont français et de série. Les trackers coûtent moins cher en Inde, au Moyen-Orient ou au Chili (0,38 M€ par GWh annuel à 0,45 M€/MWc) ; le sol dur des plateaux, la chaleur et le transport les font monter. Le chiffre de référence garde le prix du site.
* L'eau est estimée. 2,5 m d'évaporation à découvert, 85 % de moins sous la couverture de la V9, 95 % de la pluie récoltée par les gouttières : aucun de ces chiffres n'est encore mesuré sur un bassin de 16 ha. Et le premier remplissage prend deux à cinq ans de collecte entre 250 et 150 mm de pluie, et demande une source extérieure en dessous.
* La chaleur et la poussière. Le rendement des panneaux baisse à 45 °C, ce que les 2 100 heures comptent déjà, et le sable se dépose sur les bassins couverts comme sur les panneaux ; le nettoyage à sec est un poste d'exploitation, compris dans les 6 000 € par MWc.
* Le kWh de midi peut valoir encore moins. Si les pays du soleil s'équipent tous en même temps, le prix de midi tombe sous 30 €/MWh, et c'est la mixte, ou un acheteur de jour, qui sauve la centrale.
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8. CONCLUSION
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La V14 Soleil tient. En gardant toute l'hydraulique de la V14 et en remplaçant ses 40 éoliennes par 500 MWc de trackers sur le plateau, elle produit 998 GWh par an pour 445 M€, 30 €/MWh en privé et 25 en public, presque le prix de la V14 éolienne, sur des sites que les pays chauds ont en abondance. Ses bassins couverts et ses gouttières la rendent autonome en eau au-dessus de 75 mm de pluie par an. Sa faiblesse est l'heure à laquelle elle produit : à midi, dans un pays déjà plein de solaire, son MWh vaut 49 € au lieu de 73, et elle se rembourse en dix ans au lieu de six. La V14 Soleil mixte, 30 éoliennes et 200 MWc, au même prix, corrige l'essentiel et se rembourse en 7,6 ans. Pour le plan mondial, les deux desserrent le goulot des grandes éoliennes. Il reste à mesurer un bassin couvert de 16 ha sous le soleil, et la première V14 Soleil peut se construire là où un champ solaire et une STEP existent déjà côte à côte, comme à Pinnapuram.
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SOURCES
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Le modèle horaire de la V14 Soleil (Python, sans bibliothèque)
Hydroloop Muhleisen 2026 V14, la tête du plan : les prix poste par poste et la sensibilité au vent
Le modèle horaire paramétré de la V13 et de la V14, dont la V14 Soleil reprend le pilotage
Hydroloop Muhleisen 2026 V12 : les gouttières, la position rosée et l'impluvium en argile
Hydroloop Muhleisen 2026 V9 : la couverture des bassins et le photovoltaïque flottant
Hydroloop Muhleisen 2026 V11 : le prix du photovoltaïque flottant
Plan mondial Hydroloop : la variante solaire annoncée le 10/10/26
Plan mondial objectif 10 000 milliards
Les meilleurs emplacements du monde pour les grandes Hydroloop, dont Pinnapuram
Banque mondiale : Global Solar Atlas, le productible solaire du monde
IEA PVPS : Snapshot of Global PV Markets
Les bonnes idées du site
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans libres de droit, open source, CC BY 4.0.
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1. LE PRINCIPE : GARDER L'HYDRAULIQUE, CHANGER LA SOURCE
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Dans une V14, l'éolien fait 63 % du prix et 97 % de l'énergie ; l'hydraulique, bassins, conduites, usine et stockage, fait le reste et ne dépend pas de ce qui la remplit. La V14 Soleil garde l'hydraulique telle quelle et change la source d'énergie.
| Élément | V14 | V14 Soleil | V14 Soleil mixte |
|---|---|---|---|
| Éolien | 40 x 6 MW, mâts de 150 m | aucun | 30 x 6 MW, mâts de 150 m |
| Trackers bifaciaux | 15 MWc, plus 1 MWc de talus | 500 MWc sur le plateau, environ 7 km² | 200 MWc, environ 3 km² |
| Photovoltaïque flottant | aucun | 24 MWc, 12 sur chaque bassin | 24 MWc |
| Bassins | 2 x 800 000 m³, 588 MWh | les mêmes, couverts comme la V9 | les mêmes, couverts |
| Usine | 48 MW de turbines, 64 MW de pompes à vitesse variable | la même | la même |
| Raccordement | 240 MW, poste 400 kV partagé | 320 MW | 320 MW |
| Eau | retenue de pluie 500 000 m³ | gouttières sur les 500 MWc, la retenue devient la réserve d'eau collectée | gouttières sur les 200 MWc, retenue |
| Ce qu'il faut au site | crête de 15 à 20 km à plus de 6,5 m/s | un plateau de 7 km² au soleil au-dessus d'un versant de 300 m | un plateau de 3 km² et une crête de 12 km à 6 m/s |
| Électricité vendue | 885 GWh | 998 GWh | 1 002 GWh |
| Part pilotable | 19 % | 18 % | 20 % |
| Investissement en série | 364 M€ | 445 M€ | 441 M€ |
| Investissement par GWh annuel | 0,41 M€ | 0,45 M€ | 0,44 M€ |
| LCOE privé / public | 28 / 23,5 €/MWh | 30 / 25 €/MWh | 30 / 25 €/MWh |
| Valeur du MWh vendu, profil de prix d'un pays ensoleillé | 73 €/MWh | 49 €/MWh | 63 €/MWh |
| Temps de retour à ce profil | 6,1 ans | 10,2 ans | 7,6 ans |
Pourquoi 500 MWc et un raccordement de 320 MW. Le modèle a essayé 300 à 750 MWc, 240 et 320 MW de raccordement, 64 à 200 MW de pompes, 48 à 96 MW de turbines et 588 à 2 352 MWh de stockage. Le kWh le moins cher sort sur un palier de 500 à 550 MWc avec 320 MW de raccordement ; on prend le bas du palier : les trackers donnent au plus 425 MW à midi, les pompes en prennent 64, et il ne reste que 26 GWh écrêtés par an, 2,4 % de la production. À 240 MW, on écrête trop ; à 750 MWc, on écrête environ 310 GWh. Et comme pour la V14 éolienne, agrandir les bassins ou les machines fait monter le prix du kWh : le stockage de la centrale sert à la pointe du soir, le reste du stockage du réseau, c'est le travail des V15 Canyon.
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2. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES
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Même méthode que la V14 : modèle horaire sur 8 760 heures, même pilotage des pompes et des turbines, mêmes prix de série français de 2026. Le photovoltaïque est compté au prix des trackers de la V14, 0,57 M€/MWc posé, le flottant à 0,75 M€/MWc comme sur la V11. Le site de référence est à 25° de latitude, 2 100 heures équivalentes de tracker par an, le Rajasthan, le sud du Maroc ou l'intérieur de l'Australie.
| Poste | V14 (M€) | V14 Soleil (M€) | V14 Soleil mixte (M€) | Ce qui change |
|---|---|---|---|---|
| Éolien | 229 | 0 | 171,8 | 30 éoliennes au lieu de 40 dans la mixte |
| Photovoltaïque trackers et flottant | 9,05 | 303,0 (285 de trackers, 18 de flottant) | 132,0 | la source d'énergie |
| Eau : gouttières sur les rangées, couverture des bassins | 0 | 10,3 | 5,3 | les bassins couverts et les gouttières de la V12 |
| Bassins, conduites, usine, retenue | 102,2 | 102,2 | 102,2 | rien |
| Raccordement | 22 | 29,3 | 29,3 | 320 MW au lieu de 240 |
| Instrumentation | 0,5 | 0,5 | 0,5 | rien |
| Total | 364 (total de la page V14) | 445,3 | 441,1 | |
| OPEX par an | 4,3 | 4,8 | 5,1 | 6 000 € par MWc et par an pour le photovoltaïque |
| Énergie produite | 915 GWh d'éolien | 1 083 GWh de solaire | 615 GWh d'éolien et 456 de solaire | |
| Pompé et turbiné | 220 et 166 GWh | 238 et 180 GWh | 272 et 205 GWh | |
| Électricité vendue | 885 GWh | 998 GWh | 1 002 GWh |
Sensibilité au soleil, au prix du photovoltaïque et au vent :
| Cas | Vendu | Investissement par GWh annuel | LCOE privé / public | Retour au profil de prix ensoleillé |
|---|---|---|---|---|
| V14 Soleil, site moins bon, 1 800 heures (Andalousie, Deccan humide) | 871 GWh | 0,51 M€ | 34,3 / 28,7 €/MWh | 11,6 ans |
| V14 Soleil, référence, 2 100 heures | 998 GWh | 0,45 M€ | 30 / 25 €/MWh | 10,2 ans |
| V14 Soleil, désert, 2 400 heures (Atacama, Arabie, Sahara) | 1 095 GWh | 0,41 M€ | 27,3 / 22,9 €/MWh | 9,3 ans |
| V14 Soleil, photovoltaïque au prix des pays du soleil, 0,45 M€/MWc | 998 GWh | 0,38 M€ | 26,3 / 22,1 €/MWh | 8,7 ans |
| V14 Soleil mixte, vent de 5,5 m/s | 894 GWh | 0,49 M€ | 33,6 / 28,2 €/MWh | 8,6 ans |
| V14 Soleil mixte, vent de 6,2 m/s, référence | 1 002 GWh | 0,44 M€ | 30 / 25 €/MWh | 7,6 ans |
| V14 Soleil mixte, vent de 6,7 m/s | 1 073 GWh | 0,41 M€ | 28 / 23,5 €/MWh | 7,0 ans |
| V14 Soleil mixte, 1 800 heures de soleil | 940 GWh | 0,47 M€ | 32 / 26,8 €/MWh | 7,9 ans |
| V14 Soleil mixte, photovoltaïque à 0,45 M€/MWc | 1 002 GWh | 0,41 M€ | 28,4 / 23,9 €/MWh | 7,1 ans |
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3. LA VALEUR DU MWH DE MIDI
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Le coût du kWh ne dit pas tout. Dans les pays où le solaire est déjà partout, l'électricité de midi ne vaut presque rien et celle du soir vaut cher. Pour le mesurer, le modèle vend chaque heure à un profil de prix d'un pays ensoleillé, 67,5 €/MWh en moyenne : 60 €/MWh de minuit à 6 h, 70 le matin, 30 de 9 h à 16 h, 80 en fin d'après-midi, 130 de 18 h à 22 h, 80 de 22 h à minuit. C'est une hypothèse, pas un marché réel, mais c'est la forme que prennent déjà les prix en Californie, en Australie-Méridionale, au Chili ou en Espagne au printemps.
| Centrale | Valeur moyenne du MWh vendu | Recette par an | Temps de retour |
|---|---|---|---|
| V14 éolienne, 6,7 m/s | 73 €/MWh | 65 M€ | 6,1 ans |
| V14 éolienne sur une crête à 6,2 m/s | 74 €/MWh | 58 M€ | 6,8 ans |
| V14 Soleil | 49 €/MWh | 49 M€ | 10,2 ans |
| V14 Soleil mixte | 63 €/MWh | 63 M€ | 7,6 ans |
| V14 Soleil avec un stockage double (1 176 MWh, 96 MW de pompes et de turbines) | 56 €/MWh | 55 M€ | 10,5 ans |
| V14 Soleil mixte avec un stockage double | 73 €/MWh | 69 M€ | 8,1 ans |
Trois lectures :
* Au coût du kWh, la V14 Soleil vaut la V14 éolienne. À la valeur du kWh, non : les deux tiers de son électricité partent entre 9 h et 16 h, et le profil les paie 30 €/MWh. Elle se rembourse en dix ans au lieu de six. C'est toujours rentable, mais c'est une centrale de pays où l'électricité de midi garde de la valeur, ou d'acheteur qui consomme le jour : usine de dessalement, électrolyse, mine, climatisation des villes.
* La mixte corrige l'essentiel au même prix. Trente éoliennes produisent la nuit et l'hiver, quand les trackers dorment ; le champ solaire n'a plus que 200 MWc, et la centrale vend 63 €/MWh. Partout où la crête donne 5,5 m/s ou plus, c'est la mixte qu'il faut construire.
* Doubler le stockage remonte la valeur mais pas la rentabilité : les bassins et les machines en plus coûtent plus que ce qu'ils rapportent. Le soir des pays du soleil se gagne au niveau du réseau, avec les V15 Canyon et les autres centrales, pas en grossissant chaque V14.
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4. L'EAU : DES BASSINS COUVERTS, UN CHAMP QUI RÉCOLTE
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Un pays de soleil est un pays sec, et un bassin à découvert y perd environ 2,5 m d'eau par an. Les deux bassins de 800 000 m³ font chacun 16 ha (quatre fois les 4 ha de ceux de la V9, pour quatre fois le volume) : à découvert, 800 000 m³ partiraient chaque année, un bassin entier. La V14 Soleil prend les deux solutions déjà décrites sur le site.
* La couverture de la V9 sur les deux bassins : 75 % de photovoltaïque flottant sur ancrage à niveau variable, 20 % de bouclier blanc, 5 % de chenaux, le tout en pente vers des rigoles. L'évaporation baisse de 85 %, et les 24 MWc flottants produisent 2 100 x 0,75 heures, refroidis par l'eau.
* Les gouttières de la V12 sur chaque rangée de trackers, avec la position rosée la nuit et la position pluie quand le pluviomètre s'allume. Le champ est sur le plateau, au-dessus du bassin haut : l'eau y descend par gravité.
| Bilan d'eau par an | Pluie de 100 mm | Pluie de 150 mm | Pluie de 250 mm |
|---|---|---|---|
| Collecté par 250 ha de panneaux (95 %) et la rosée (0,2 mm x 100 nuits) | 288 000 m³ | 406 000 m³ | 644 000 m³ |
| Évaporation des bassins couverts | -120 000 m³ | -120 000 m³ | -120 000 m³ |
| Évaporation de la réserve d'eau collectée (60 000 m³ en semi-aride sur la page de la V12, environ 1,7 fois plus en climat chaud) | -100 000 m³ | -100 000 m³ | -100 000 m³ |
| Solde | +68 000 m³ | +186 000 m³ | +424 000 m³ |
La V14 Soleil est autonome en eau au-dessus d'environ 75 mm de pluie par an, ce qui couvre le Rajasthan, le Maroc, l'Arabie de l'Asir et l'intérieur de l'Australie, mais pas le cœur du Sahara ni le nord du Chili, où il pleut moins de 20 mm : là, l'eau vient d'ailleurs, d'une usine de dessalement que la centrale alimente ou d'une mine qui la recycle. L'excédent des années humides passe dans les turbines ou va aux villages. La mixte, avec 100 ha de panneaux seulement, n'est autonome qu'au-dessus d'environ 200 mm ; en dessous, elle ajoute l'impluvium en argile de la V12 sous les trackers. Les panneaux se nettoient au robot à sec, comme dans tous les grands champs des déserts : pas d'eau pour eux.
Le premier remplissage est la seule vraie contrainte : un bassin plein et le fond de l'autre, environ 900 000 m³. À 250 mm, le champ les apporte en deux ou trois ans, à 150 mm en cinq ; en dessous, ou pour aller plus vite, on les amène une fois, par l'eau usée traitée d'une ville, un forage temporaire ou un canal existant. Pendant ce temps, les trackers vendent déjà en direct, et les turbines démarrent avec la première eau.
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5. OÙ LA CONSTRUIRE
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La V14 Soleil n'a besoin ni de crête longue ni de vent : un versant de 300 m sur moins de 1,5 km, un plateau de 7 km² au soleil au-dessus de lui, plus de 1 800 heures de tracker par an, un poste de 320 MW à moins de 30 km. C'est le relief le plus courant des pays chauds, et c'est là que brûle une grande partie du charbon du monde.
| Région | Heures de tracker | Version | Pourquoi |
|---|---|---|---|
| Rajasthan, Gujarat, rebords du Deccan (Inde) | 1 900 à 2 200 | Soleil, mixte sur les rebords ventés | le charbon de l'Inde, Pinnapuram comme modèle |
| Gansu, Qinghai, Ningxia, Mongolie-Intérieure (Chine) | 1 900 à 2 300 | mixte | soleil et vent sur les mêmes plateaux, lignes très haute tension vers l'est |
| Atlas et Anti-Atlas (Maroc), hauts plateaux d'Algérie | 2 000 à 2 300 | Soleil, mixte sur l'Atlas | Noor Ouarzazate et les parcs éoliens du sud marocain sont déjà là |
| Hijaz et Asir (Arabie), Oman, plateau iranien | 2 200 à 2 500 | Soleil | escarpements de 300 à 2 000 m au-dessus de la côte, dessalement à alimenter |
| Nord du Chili, Norte Chico, Andes sèches | 2 300 à 2 800 | Soleil | le meilleur soleil du monde, des mines qui consomment jour et nuit |
| Sud-Ouest des États-Unis, nord du Mexique | 2 000 à 2 400 | Soleil, mixte | rebords de plateaux, lignes vers Phoenix, Las Vegas, Monterrey |
| Afrique du Sud, Namibie, Australie-Occidentale et Méridionale, Queensland | 2 000 à 2 400 | mixte | le charbon du Highveld et de l'est australien, vent et soleil ensemble |
| Anatolie, Andalousie, Murcie | 1 800 à 2 100 | mixte | le haut de la fourchette européenne |
Ce qu'il ne faut pas faire : poser 7 km² de trackers sur une terre cultivée, une zone protégée ou un parcours de nomades sans eux ; la page des meilleurs emplacements garde ses quatre règles d'exclusion. Un plateau de pierre ou de steppe rase au-dessus d'un versant, c'est ce qui manque le moins dans ces pays.
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6. CE QUE ÇA CHANGE POUR LE PLAN MONDIAL
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Le plan objectif 10 000 milliards compte, dans son scénario B, 5 100 V14 sur des crêtes à 6 m/s, à 0,49 M€ par GWh annuel ligne comprise, et c'est ce qui le pousse à 4 010 GW de grandes éoliennes. Avec la ligne de 20 M€ comptée de la même façon, la V14 Soleil est à 0,47 et la mixte à 0,46. Un premier calcul, qui sera repris sur la page du plan, en gardant le même nombre de sites : une V14 Soleil produit 998 GWh là où la V14 de crête en produit 787, donc chaque site remplace davantage de panneaux hybrides, les plus chers du plan. La moitié de ces crêtes en V14 Soleil ou en mixte fait passer le plan de 9 905 à environ 9 750 à 9 770 milliards d'euros ; toutes, à environ 9 600 à 9 640, avec 2 790 à 3 710 GW de grandes éoliennes au lieu de 4 010, les mêmes 17 360 TWh et à peu près la même puissance garantie le soir. Le prix baisse peu ; ce qui change, c'est que le plan ne dépend plus d'une seule industrie. Mise à jour du 19/10 : le plan mondial objectif 10 000 milliards optimisé soleil retient la moitié des crêtes en V14 Soleil et l'autre moitié en mixtes, 9 620 milliards d'euros et 3 250 GW de grandes éoliennes.
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7. LES SIX RÉSERVES
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* Le modèle est simple. Le soleil y suit la hauteur du soleil à 25° de latitude, avec des nuages tirés au hasard jour par jour, comme dans le modèle publié depuis la V10, et les heures de tracker sont une donnée, pas une mesure. Un vrai tracker produit plus tôt le matin et plus tard le soir que cette courbe, ce qui devrait jouer plutôt en faveur de la centrale.
* Le profil de prix est une hypothèse. Il dit ce que vaut le solaire de midi dans un pays qui en a déjà beaucoup ; dans un pays qui en a peu, la V14 Soleil vend mieux. Les primes de capacité et le surprix du pilotable, comptés sur la page de la V14, ne sont comptés ici pour aucune des centrales.
* Les prix sont français et de série. Les trackers coûtent moins cher en Inde, au Moyen-Orient ou au Chili (0,38 M€ par GWh annuel à 0,45 M€/MWc) ; le sol dur des plateaux, la chaleur et le transport les font monter. Le chiffre de référence garde le prix du site.
* L'eau est estimée. 2,5 m d'évaporation à découvert, 85 % de moins sous la couverture de la V9, 95 % de la pluie récoltée par les gouttières : aucun de ces chiffres n'est encore mesuré sur un bassin de 16 ha. Et le premier remplissage prend deux à cinq ans de collecte entre 250 et 150 mm de pluie, et demande une source extérieure en dessous.
* La chaleur et la poussière. Le rendement des panneaux baisse à 45 °C, ce que les 2 100 heures comptent déjà, et le sable se dépose sur les bassins couverts comme sur les panneaux ; le nettoyage à sec est un poste d'exploitation, compris dans les 6 000 € par MWc.
* Le kWh de midi peut valoir encore moins. Si les pays du soleil s'équipent tous en même temps, le prix de midi tombe sous 30 €/MWh, et c'est la mixte, ou un acheteur de jour, qui sauve la centrale.
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8. CONCLUSION
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La V14 Soleil tient. En gardant toute l'hydraulique de la V14 et en remplaçant ses 40 éoliennes par 500 MWc de trackers sur le plateau, elle produit 998 GWh par an pour 445 M€, 30 €/MWh en privé et 25 en public, presque le prix de la V14 éolienne, sur des sites que les pays chauds ont en abondance. Ses bassins couverts et ses gouttières la rendent autonome en eau au-dessus de 75 mm de pluie par an. Sa faiblesse est l'heure à laquelle elle produit : à midi, dans un pays déjà plein de solaire, son MWh vaut 49 € au lieu de 73, et elle se rembourse en dix ans au lieu de six. La V14 Soleil mixte, 30 éoliennes et 200 MWc, au même prix, corrige l'essentiel et se rembourse en 7,6 ans. Pour le plan mondial, les deux desserrent le goulot des grandes éoliennes. Il reste à mesurer un bassin couvert de 16 ha sous le soleil, et la première V14 Soleil peut se construire là où un champ solaire et une STEP existent déjà côte à côte, comme à Pinnapuram.
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SOURCES
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Le modèle horaire de la V14 Soleil (Python, sans bibliothèque)
Hydroloop Muhleisen 2026 V14, la tête du plan : les prix poste par poste et la sensibilité au vent
Le modèle horaire paramétré de la V13 et de la V14, dont la V14 Soleil reprend le pilotage
Hydroloop Muhleisen 2026 V12 : les gouttières, la position rosée et l'impluvium en argile
Hydroloop Muhleisen 2026 V9 : la couverture des bassins et le photovoltaïque flottant
Hydroloop Muhleisen 2026 V11 : le prix du photovoltaïque flottant
Plan mondial Hydroloop : la variante solaire annoncée le 10/10/26
Plan mondial objectif 10 000 milliards
Les meilleurs emplacements du monde pour les grandes Hydroloop, dont Pinnapuram
Banque mondiale : Global Solar Atlas, le productible solaire du monde
IEA PVPS : Snapshot of Global PV Markets
Les bonnes idées du site
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans libres de droit, open source, CC BY 4.0.
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