Hydroloop Muhleisen 2026, version 15 Canyon : la batterie à haute chute, 1 500 m de dénivelé, 2 940 MWh de stockage, 300 MW rendus chaque soir pendant dix heures, 46 €/MWh de service de stockage, et qui produit aussi, 492 GWh par an en version complète avec ses éoliennes et ses panneaux hybrides, qui refroidit les centres de données, redémarre la ville après un black-out, défend le rempart contre le feu et dessale l'eau de mer sur la côte, pour les remparts qui dominent les grandes villes. 17/10/26
La version 14 avait fermé la série des centrales de production : après elle, les leviers qui restent, le vent du site et le prix de l'éolien, ne sont pas à nous. La version 15 n'y revient pas. Elle ouvre une autre série, celle du stockage : elle ne produit pas son électricité, elle stocke celle des autres, le surplus des 89 millions de panneaux hybrides et des parcs, et le rend le soir. Pour ça, elle va chercher ce que les quatorze premières versions n'avaient pas : la chute. À 1 500 m, un mètre cube d'eau vaut cinq fois plus qu'à 300 m, et les deux bassins de la V14 stockent 2 940 MWh au lieu de 588. Et quand la crête souffle, elle produit aussi : dix éoliennes de 6 MW et mille panneaux hybrides en version complète, 492 GWh par an, en plus des 986 qu'elle rend en pointe. Les machines existent depuis trente ans dans les Alpes. Les sites sont les remparts qui dominent les grandes villes, les falaises côtières et les rebords de plateau, et la page des meilleurs emplacements les recense. Le nom vient des canyons, et le site le dit tout de suite : les canyons classés et les terres sacrées n'en font pas partie.
Code du schéma (Python, libre) : schema_hydroloop_v15.py
Code du schéma (Python, libre) : schema_hydroloop_v15.py
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LE PRINCIPE : UNE AUTRE SÉRIE, PAS UNE V14 PLUS HAUTE
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Une centrale Hydroloop de la série 1 à 14 vend des GWh qu'elle produit avec ses éoliennes et ses panneaux, et en garde un cinquième à heure choisie grâce à ses bassins. Son kWh se juge au prix de production, 28 à 36 €/MWh. La V15 vend autre chose : des GWh déplacés dans le temps et de la puissance garantie. Elle achète le surplus du réseau quand il ne vaut rien, la nuit quand le vent souffle et à la mi-journée quand le soleil donne, et le rend de 17 h à 23 h et de 6 h à 9 h, quand le réseau le paie. Son kWh se juge au prix du service de stockage, en euros par MWh cyclé, et il se compare aux batteries et aux centrales à gaz de pointe, pas aux éoliennes.
Pourquoi la chute : l'énergie d'un mètre cube est proportionnelle à la hauteur dont il tombe. 0,39 kWh à 160 m, 0,74 à 300 m, 1,47 à 600 m, 3,68 à 1 500 m, rendement de turbine compris. Pour stocker la même énergie, une V15 a besoin de cinq fois moins d'eau qu'une V14, ou bien elle stocke cinq fois plus avec la même eau. C'est ce second choix que la page retient : les bassins de la V14, 2 × 800 000 m³, et 2 940 MWh.
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1. LA PHYSIQUE DE LA HAUTE CHUTE, ET POURQUOI RIEN N'EST À INVENTER
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* La pression. 1 500 m d'eau, c'est 150 bars au bas de la conduite. Aucune conduite aérienne ne tient ça sur un versant : la conduite est un puits blindé, deux tubes d'acier DN2000 scellés dans un puits foré dans la roche saine, à 45° ou vertical, la roche reprenant une partie de la pression. C'est la technique de toutes les hautes chutes alpines depuis les années 1950.
* La conduite ne coûte pas cinq fois plus. Pour la même puissance, le débit est cinq fois plus faible qu'à 300 m, donc le diamètre passe de 4 m à 2 m pour 300 MW. La paroi est plus épaisse, 75 mm en bas contre 30, mais la masse d'acier par mètre est du même ordre. Ce qui coûte, c'est le forage du puits : 58 M€ pour les deux tubes et le puits, contre 13 pour les deux conduites de la V14.
* Les turbines. La Pelton est la turbine des hautes chutes, et plus la chute est haute, mieux elle rend. Bieudron, en Suisse, turbine depuis 1998 trois Pelton de 423 MW sous 1 883 m de chute, le record du monde. Six Pelton de 50 MW sous 1 500 m sont des machines de catalogue pour les trois grands turbiniers.
* Les pompes. C'est le point le plus près de la limite. Une pompe-turbine réversible ne dépasse pas 700 à 800 m en un étage ; au-delà, on sépare la pompe de la turbine, ce que l'Hydroloop fait depuis la V1, et on met des pompes multi-étages : Edolo, en Italie, pompe à 1 265 m depuis 1985, San Fiorano à 1 440 m. À 1 500 m, ce sont des pompes à cinq ou six étages ; à 2 000 m, deux stations de pompage en série avec un bassin intermédiaire. Les convertisseurs de fréquence de la V14 restent : la V15 pompe au fil du surplus, de 0 à 300 MW.
* Le coup de bélier. À 150 bars, fermer un injecteur trop vite fait monter la pression de dizaines de bars en une seconde. Trois parades de catalogue : une cheminée d'équilibre au sommet du puits, des déflecteurs de jet sur chaque Pelton, qui détournent le jet avant de fermer l'injecteur lentement, et la fermeture décalée des pompes. Le ballon anti-bélier des petites versions ne suffit plus ; la cheminée le remplace.
* L'altitude. Le bassin haut est à 2 000 ou 3 000 m sur la plupart des sites : prise d'eau sous la glace et bulleur, comme la V14 le prévoit déjà pour le gel, et couverture flottante de la V9 là où l'hiver dure. Le soleil y est meilleur de 10 à 20 %, l'air plus froid rend mieux pour les panneaux.
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2. LE MODÈLE HORAIRE, ADAPTÉ AU STOCKAGE
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Le modèle des versions 10 à 14 produisait du vent et du soleil et décidait quoi pomper. Celui de la V15 part de l'autre bout : il reçoit un surplus disponible sur le réseau, la nuit quand le vent souffle et de 10 h à 16 h quand le soleil donne, jusqu'à 400 MW, à un prix bas ; il pompe avec son propre photovoltaïque d'abord, le surplus ensuite ; il turbine de 17 h à 23 h et de 6 h à 9 h tant que le bassin haut n'est pas vide. 8 760 heures, rendement de pompe 0,87, de turbine 0,90, boucle 78 %. Le code est publié : hydroloop_muhleisen_2026_v15_simulation.py, lancé sans argument pour le cas de référence, ou avec la chute, le volume, les puissances, le photovoltaïque, le surplus disponible et les deux prix.
Plus la chute est haute, moins le service coûte : les machines et le puits coûtent à peu près pareil par MW, et le stockage par m³ grandit avec la chute. La V15 réduite montre l'inverse : sous 200 MW, le puits et la caverne pèsent trop. La haute chute est faite pour les gros volumes.
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2 bis. LA V15 COMPLÈTE : ELLE PRODUIT AUSSI
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Une batterie seule, c'est dommage sur un site qui a un plateau, une crête et un poste. La version complète y ajoute ce que les autres pages du site savent faire : dix éoliennes de 6 MW sur la crête du bassin haut, comme une V14 réduite à ce que la crête donne, et mille panneaux solaires hybrides Muhleisen industriels, sur le plateau et autour du bassin bas, 62 MWc de solaire et 10 MW d'éolien de série, 28 ha. Le modèle pompe d'abord la production propre, puis le surplus du réseau, et vend en direct ce que les bassins pleins ne prennent pas.
Ce que le tableau dit, sans détour :
* Le stockage paie le site. Les 986 GWh rendus en pointe ne bougent pas d'une variante à l'autre : ils viennent de la chute et des bassins, pas des machines qui produisent.
* Les éoliennes se paient toutes seules : 57 M€ pour 216 GWh, un kWh à 26 €/MWh qui se vend 70 en direct ou 120 une fois stocké, remboursées en 4,5 ans sur leur propre compte. Dès que le lidar donne 6 m/s sur la crête, on les met ; la V15 complète est alors une V14 dont le stockage a été multiplié par cinq et l'éolien réduit à ce que la crête donne.
* Les panneaux hybrides sont le kWh qu'on n'achète plus : 57 M€ pour 106 GWh, 47 €/MWh, qui remplacent du surplus acheté 20 ou se vendent 70. Ils se remboursent en dix ans sur leur compte seul, mieux si le surplus du réseau devient rare ou cher, et ils occupent un terrain que la centrale a déjà clôturé.
* Sans le surplus du réseau, la V15 ne vit pas : 282 GWh rendus au lieu de 986, retour en dix-huit ans. La production propre ne remplit pas 2 940 MWh chaque jour ; ce sont les 89 millions de panneaux hybrides du plan et les parcs qui le font. La V15 est faite pour un réseau qui a du surplus, et c'est exactement le réseau que le plan 3 en 1 construit.
La version retenue est donc la complète partout où la crête donne 6 m/s, la batterie avec panneaux hybrides ailleurs. Dans les deux cas, le service de stockage reste à 46 €/MWh ; la production propre s'y ajoute à 26 €/MWh pour l'éolien et 47 pour les panneaux. Le modèle publié prend les éoliennes, le vent de crête et le nombre de panneaux hybrides en arguments 9, 10 et 11.
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3. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES
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Recettes de référence : 986 GWh rendus en pointe à 120 €/MWh, 118,3 M€ ; 47 GWh de photovoltaïque vendus en direct à 70, 3,3 ; prime de capacité pour 300 MW garantis chaque soir, 12 ; réserve de fréquence, 2 ; total 135 M€. Achat du surplus, 1 135 GWh à 20 €/MWh, 22,7 ; OPEX 10. Net 102 M€ par an, retour en 6,3 ans. Si la pointe ne se paie que 90 €/MWh, 73 M€ nets et 8,9 ans. La V15 se rembourse moins vite qu'une V14 (4,3 à 5,1 ans) parce qu'elle paie son énergie ; mais elle vend ce que personne d'autre dans le plan ne vend, de la puissance garantie à heure fixe.
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4. OÙ ELLE VA : LE REMPART, PAS LE CANYON CLASSÉ
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Il faut 1 000 à 2 000 m de dénivelé sur moins de 5 km horizontaux, un replat de 20 à 30 ha en haut et en bas, de la roche saine pour le puits, et un poste ou une ville à portée. Le vent n'est pas requis, mais il est bienvenu : à 6 m/s sur la crête, la version complète ajoute ses éoliennes. Ça donne quatre familles de sites, détaillées sur la page des meilleurs emplacements :
* Les remparts au-dessus des métropoles. Téhéran a l'Alborz 2 000 m au-dessus d'elle à 15 km ; Santiago, Los Angeles, Salt Lake City, Almaty, Mexico, Beyrouth, Le Cap, Caracas ont tous un rempart de 1 000 à 2 000 m à moins de 30 km de millions d'habitants. Le bassin bas est en ville ou à sa porte, le réseau est là, et la V15 rend sa puissance là où elle est consommée, sans ligne nouvelle.
* Les falaises côtières, avec la mer en bassin bas. La côte d'Atacama tombe de 1 000 à 2 000 m directement dans le Pacifique ; le projet chilien Espejo de Tarapacá est conçu exactement ainsi, sur le modèle de la centrale de Yanbaru à Okinawa, qui a pompé l'eau de mer pendant vingt ans. Les fjords norvégiens, les Canaries, Madère et la Réunion ont la même géométrie. Eau de mer : bassin haut entièrement revêtu, aciers duplex et anodes comme pour Shore Power, surveillance des fuites, et le bassin haut jamais à moins de 500 m d'un captage.
* Les rebords de plateau hors parcs : Colorado hors parcs et hors terres tribales sans leur accord, Drakensberg, Ghats occidentaux, escarpements d'Éthiopie, bord du plateau tibétain, Alpes et Pyrénées où Bieudron a montré la voie.
* Les grandes fosses minières. Bingham Canyon fait 1 200 m de profondeur, Chuquicamata 850 : une fosse de cuivre est une V15 toute creusée, avec le poste très haute tension de la mine, et c'est l'idée des mines de la page du plan Hydroloop poussée à son terme.
Et ce qu'elle laisse : les canyons classés et les terres sacrées. Le nom Canyon vient de la géométrie, pas d'un site. En 2021 et 2022, la commission fédérale américaine de l'énergie a refusé deux projets de pompage-turbinage sur le rebord du canyon du Little Colorado, en Arizona, après l'opposition de la Nation Navajo. C'est la règle de la V15 : un rebord de plateau, oui ; une terre tribale ou sacrée, seulement avec ses habitants, pour eux, ou pas du tout.
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5. SA PLACE DANS LE PLAN 3 EN 1
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Le plan 4 en 1, qui succède au 3 en 1, remplace 90 % de l'électricité fossile avec 87 000 centrales Hydroloop, 89 millions de panneaux hybrides et 1 500 tours Titan Claudia, et compte 1 750 milliards d'euros de réseaux, d'interconnexions et de stockage de longue durée pour rendre tout cela ferme. La V15 est la forme que peut prendre une partie de cette ligne : mille V15 sur les remparts des grandes villes, c'est 2,9 TWh de stockage, 300 GW rendus chaque soir pendant dix heures, 986 TWh par an déplacés du milieu de la journée et de la nuit vers la pointe, pour 650 milliards d'euros. Mille V15, c'est mille tranches de charbon de 300 MW qu'on n'allume plus le soir. Elle ne s'ajoute pas au plan, elle en précise le stockage, et elle le fait là où le plan en a besoin : dans les villes, pas sur les crêtes.
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6. SÛRETÉ : UN DANGER, UNE PARADE
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* Coup de bélier à 150 bars : cheminée d'équilibre, déflecteurs de jet, fermeture lente des injecteurs, déclenchement décalé des pompes, essais de fermeture d'urgence à la mise en service. En court-circuit hydraulique, les déflecteurs travaillent en permanence : ils sont doublés et inspectés chaque mois.
* Rupture du puits : roche saine exigée par la reconnaissance géologique, cuvelage acier sur toute la hauteur, galerie de drainage, surveillance des fuites par débitmètres différentiels entre le haut et le bas.
* Rupture du bassin haut au-dessus d'une ville : c'est le risque qui décide du site. Bassin de classe B revêtu en deux cellules de 400 000 m³, bassin tampon vide à mi-pente dimensionné pour une cellule, piézomètres, vidange de fond, étude de dangers, sismomètre à ondes P sur la vanne de tête, et un bassin bas dimensionné pour recevoir tout le bassin haut. Jamais de bassin haut à l'aplomb d'un quartier sans un relief ou un bassin tampon qui le protège.
* Séisme : les remparts qui dominent les villes sont souvent des failles actives (Téhéran, Los Angeles, Santiago, Almaty). Dimensionnement sismique des bassins et de la caverne, et vanne de tête qui ferme sur les ondes P, avant la secousse.
* Gel du bassin haut en altitude : prise d'eau sous la glace, bulleur, couverture flottante là où l'hiver dure.
* Marnage : 800 000 m³ qui montent et descendent chaque jour. Berges revêtues et drainées sur les deux bassins, rien en terre nue.
* Eau de mer, sur les sites côtiers : revêtement total, aciers duplex, anodes, surveillance des fuites, distance aux captages.
* Accès et altitude : piste ou téléphérique de chantier jusqu'au bassin haut, et les machines dans la caverne en bas, accessibles toute l'année.
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7. POINTS DE VIGILANCE
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* Le prix du surplus. La V15 vit de l'écart entre le prix de la mi-journée et celui du soir. À 20 €/MWh d'achat, 69 €/MWh livré ; à 40, 92. Un réseau où le surplus se vend 40 €/MWh n'a pas besoin de la V15 ; un réseau à prix négatifs la rembourse en six ans. C'est l'hypothèse qui fait le résultat, avant la géologie.
* La disponibilité du surplus : 400 MW de surplus disponible la nuit et à la mi-journée, c'est ce que donnent 89 millions de panneaux hybrides et les parcs existants ; sans eux, 250 MW et 57,5 €/MWh.
* Les pompes à six étages de 50 MW sont à la limite haute de ce qui tourne ; la V15 à 2 000 m demande deux stations en série, ce qui ajoute une caverne. Le court-circuit hydraulique consomme en permanence une partie de ce qu'il pompe pour régler la puissance : 2 à 4 % de rendement de boucle en moins pendant les heures de réglage, à retirer des 78 %, ce que le modèle ne fait pas encore.
* La géologie du puits est non négociable : du karst, du gypse ou une faille dans le puits, et le site est écarté. La reconnaissance (forages, géophysique) coûte 2 à 5 M€ et vient avant tout.
* Le photovoltaïque de 100 MWc suppose 150 ha de plateau près du bassin haut ; sans eux, le service ne change pas, la production propre disparaît.
* Les chiffres en série ne valent qu'à partir de la dixième centrale identique, et une haute chute n'est jamais tout à fait identique à une autre : le puits, lui, se refait à chaque site.
* Le modèle horaire est publié mais simple : il ne connaît pas les prix heure par heure d'un vrai marché ni les contraintes du réseau. Sa première validation sera une année de données d'une STEP existante.
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8. LES DIX AMÉLIORATIONS DU 17/10/26 : CE QUE LA V15 FAIT POUR LA VILLE
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Relue avec la liste des bonnes idées et les inventions précédentes, la V15 gagne dix choses, dont quatre services pour la population qu'aucune autre version ne rend, parce qu'aucune autre n'est en ville.
Ce que le site n'ajoute pas : deux bassins hauts à des hauteurs différentes, un deuxième cycle par jour, des pompes à 400 MW. Le modèle est déjà à 335 cycles par an ; la limite est le surplus que le réseau donne à stocker, pas la machine.
Mise à jour du 17/10/26 : la version 16 Pacha 3 donne à la V15 côtière un lac de pluie et un canal de ceinture sur la montagne : la pluie turbinée à 1 500 m vaut 3,7 kWh par m³, et elle arrive en bas douce, pour la ville, sans dessalement. Jamais au-dessus d'une ville : les remparts urbains restent à la V15.
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MISE À JOUR DU 17/10/26 : PELTON OU FRANCIS
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La question a été reposée pour toutes les versions le 17/10/26 et tranchée version par version : à 1 500 m, il n'y a pas de question, une pompe-turbine réversible ne dépasse pas 800 m, et le court-circuit hydraulique de la V15 ne marche qu'avec une turbine et une pompe séparées. La V15 garde ses six Pelton et ses six pompes multi-étages. La règle générale, écrite le 17/10/26 après relecture de toutes les versions : la Pelton n'avait jamais été un choix de prix mais un choix de souplesse (pompage à vitesse variable pendant le turbinage, déflecteurs qui réagissent en moins d'une seconde, rendement plat à charge partielle, robustesse aux sédiments), fait quand les pompes n'étaient pas encore à vitesse variable. Depuis, les Francis réversibles à vitesse variable (Goldisthal 302 m, Kazunogawa, Tehri) règlent leur puissance de pompage aussi finement. Bilan version par version : à 160 m, la Pelton n'est pas à sa place et la Francis réversible ou la pompe inversée gagne 2 à 4 €/MWh ; à 300 m, les deux machines sont à égalité à 0,5 €/MWh près, et le choix se fait sur ce que le réseau paie (réserve primaire) et sur l'eau (sédiments, torrent, pluie) ; à 1 500 m, Pelton sans discussion. La Pelton reste sur les torrents (V5, V6), les Pacha et la V15.
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CONCLUSION
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La version 15 Canyon n'est pas une centrale plus grosse, c'est un autre métier : la batterie du plan, qui produit aussi quand la crête souffle. 1 500 m de chute, deux bassins de 800 000 m³, 2 940 MWh, 300 MW rendus chaque soir pendant dix heures, 986 GWh par an déplacés de la mi-journée vers la pointe, pour 650 M€ et 46 €/MWh de service, 69 livré, trois à quatre fois moins qu'une batterie lithium qui dure quatre fois moins longtemps ; avec ses dix améliorations, 655 M€, un retour en 5,6 ans, et quatre services pour la ville, le froid des quartiers, des bâtiments publics et des centres de données, le redémarrage après black-out, la défense incendie du rempart et, sur la côte, l'eau douce de 400 000 habitants ; et en version complète, 492 GWh de production propre avec dix éoliennes et mille panneaux hybrides, les éoliennes remboursées en 4,5 ans sur leur compte. Les Pelton de Bieudron et les pompes de San Fiorano prouvent les machines depuis trente ans ; le puits blindé est la technique des Alpes ; le modèle horaire est publié. Elle va sur les remparts qui dominent les grandes villes, les falaises côtières et les grandes fosses minières, jamais sur un canyon classé ni une terre sacrée, et son bassin haut en deux cellules avec un bassin tampon fait de la règle d'aplomb une protection construite. Avec mille V15, le plan 3 en 1 a son stockage là où il consomme. Plans, schémas, textes et code sous licence CC BY 4.0.
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SOURCES
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Le modèle horaire de la V15 (Python, sans bibliothèque)
Les meilleurs emplacements du monde pour les grandes Hydroloop
Hydroloop Muhleisen 2026 V14, la dernière de la série de production
Plan mondial 3 en 1
Plan mondial Hydroloop, dont l'idée des mines à ciel ouvert
Wikipédia : centrale de Bieudron, 1 883 m de chute, Pelton de 423 MW
Wikipedia : San Fiorano, pompage à 1 440 m
Wikipedia : Edolo, pompage à 1 265 m
Wikipedia : Yanbaru, Okinawa, pompage-turbinage à l'eau de mer
Wikipedia : Espejo de Tarapacá, falaise d'Atacama et Pacifique en bassin bas
Wikipedia : Kidston, pompage-turbinage de 250 MW dans une ancienne mine d'or à ciel ouvert
FERC, commission fédérale américaine de l'énergie : refus des permis préliminaires des projets de pompage-turbinage du Little Colorado (2021 et 2022), opposition de la Nation Navajo
Wikipédia : turbine Pelton
Wikipédia : coup de bélier, cheminée d'équilibre
Wikipedia : Kops II, court-circuit hydraulique sur haute chute
Wikipédia : osmose inverse, 60 à 70 bars pour l'eau de mer
Wikipédia : Fraîcheur de Paris, réseau de froid urbain
Wikipédia : démarrage autonome (black start)
Wikipédia : pompage-turbinage
IHA : fiche sur le pompage-turbinage
Les bonnes idées du site
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans, schémas, textes et code sous licence CC BY 4.0 : libres d'usage, de copie et de modification, à condition de citer l'auteur.
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LE PRINCIPE : UNE AUTRE SÉRIE, PAS UNE V14 PLUS HAUTE
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Une centrale Hydroloop de la série 1 à 14 vend des GWh qu'elle produit avec ses éoliennes et ses panneaux, et en garde un cinquième à heure choisie grâce à ses bassins. Son kWh se juge au prix de production, 28 à 36 €/MWh. La V15 vend autre chose : des GWh déplacés dans le temps et de la puissance garantie. Elle achète le surplus du réseau quand il ne vaut rien, la nuit quand le vent souffle et à la mi-journée quand le soleil donne, et le rend de 17 h à 23 h et de 6 h à 9 h, quand le réseau le paie. Son kWh se juge au prix du service de stockage, en euros par MWh cyclé, et il se compare aux batteries et aux centrales à gaz de pointe, pas aux éoliennes.
Pourquoi la chute : l'énergie d'un mètre cube est proportionnelle à la hauteur dont il tombe. 0,39 kWh à 160 m, 0,74 à 300 m, 1,47 à 600 m, 3,68 à 1 500 m, rendement de turbine compris. Pour stocker la même énergie, une V15 a besoin de cinq fois moins d'eau qu'une V14, ou bien elle stocke cinq fois plus avec la même eau. C'est ce second choix que la page retient : les bassins de la V14, 2 × 800 000 m³, et 2 940 MWh.
| Élément | Version 14 | Version 15 Canyon |
|---|---|---|
| Rôle | produire et lisser sa propre production | stocker le surplus du réseau et le rendre en pointe |
| Chute | 300 m | 1 500 m (1 000 à 2 000 selon le site) |
| Bassins | 2 × 800 000 m³ | 2 × 800 000 m³, revêtus, marnage quotidien |
| Stockage utile | 588 MWh | 2 940 MWh |
| Énergie par m³ | 0,74 kWh | 3,68 kWh |
| Pelton | 8 × 6 MW, 48 MW | 6 × 50 MW, 300 MW, 9,8 h à pleine puissance |
| Pompes | 64 MW à vitesse variable | 6 × 50 MW multi-étages à vitesse variable, 300 MW |
| Débit | 23 m³/s en turbine | 23 m³/s en turbine, 18 en pompe : le même débit pour six fois la puissance |
| Conduite | deux DN2000, 1 km, 30 bars | deux DN2000 en puits blindé, 2 100 m, 150 bars en bas |
| Éolien | 240 MW, la raison d'être | aucun requis pour le stockage ; 10 × 6 MW sur la crête en version complète, dès que le lidar donne 6 m/s |
| Photovoltaïque | 16 MWc | 100 MWc sur le plateau, pompé sur place, plus 1 000 panneaux hybrides industriels (62 MWc et 10 MW éolien) en version complète |
| Sites | crête ventée de 15 à 20 km, versant de 300 m | rempart de 1 000 à 2 000 m à moins de 5 km horizontaux, près d'une ville ou d'un poste |
| Investissement en série | 364 M€ | 650 M€ |
| Ce qu'elle vend | 885 GWh produits, 28 €/MWh | 986 GWh rendus en pointe, 46 €/MWh de service, 69 livré avec le surplus à 20 |
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1. LA PHYSIQUE DE LA HAUTE CHUTE, ET POURQUOI RIEN N'EST À INVENTER
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* La pression. 1 500 m d'eau, c'est 150 bars au bas de la conduite. Aucune conduite aérienne ne tient ça sur un versant : la conduite est un puits blindé, deux tubes d'acier DN2000 scellés dans un puits foré dans la roche saine, à 45° ou vertical, la roche reprenant une partie de la pression. C'est la technique de toutes les hautes chutes alpines depuis les années 1950.
* La conduite ne coûte pas cinq fois plus. Pour la même puissance, le débit est cinq fois plus faible qu'à 300 m, donc le diamètre passe de 4 m à 2 m pour 300 MW. La paroi est plus épaisse, 75 mm en bas contre 30, mais la masse d'acier par mètre est du même ordre. Ce qui coûte, c'est le forage du puits : 58 M€ pour les deux tubes et le puits, contre 13 pour les deux conduites de la V14.
* Les turbines. La Pelton est la turbine des hautes chutes, et plus la chute est haute, mieux elle rend. Bieudron, en Suisse, turbine depuis 1998 trois Pelton de 423 MW sous 1 883 m de chute, le record du monde. Six Pelton de 50 MW sous 1 500 m sont des machines de catalogue pour les trois grands turbiniers.
* Les pompes. C'est le point le plus près de la limite. Une pompe-turbine réversible ne dépasse pas 700 à 800 m en un étage ; au-delà, on sépare la pompe de la turbine, ce que l'Hydroloop fait depuis la V1, et on met des pompes multi-étages : Edolo, en Italie, pompe à 1 265 m depuis 1985, San Fiorano à 1 440 m. À 1 500 m, ce sont des pompes à cinq ou six étages ; à 2 000 m, deux stations de pompage en série avec un bassin intermédiaire. Les convertisseurs de fréquence de la V14 restent : la V15 pompe au fil du surplus, de 0 à 300 MW.
* Le coup de bélier. À 150 bars, fermer un injecteur trop vite fait monter la pression de dizaines de bars en une seconde. Trois parades de catalogue : une cheminée d'équilibre au sommet du puits, des déflecteurs de jet sur chaque Pelton, qui détournent le jet avant de fermer l'injecteur lentement, et la fermeture décalée des pompes. Le ballon anti-bélier des petites versions ne suffit plus ; la cheminée le remplace.
* L'altitude. Le bassin haut est à 2 000 ou 3 000 m sur la plupart des sites : prise d'eau sous la glace et bulleur, comme la V14 le prévoit déjà pour le gel, et couverture flottante de la V9 là où l'hiver dure. Le soleil y est meilleur de 10 à 20 %, l'air plus froid rend mieux pour les panneaux.
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2. LE MODÈLE HORAIRE, ADAPTÉ AU STOCKAGE
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Le modèle des versions 10 à 14 produisait du vent et du soleil et décidait quoi pomper. Celui de la V15 part de l'autre bout : il reçoit un surplus disponible sur le réseau, la nuit quand le vent souffle et de 10 h à 16 h quand le soleil donne, jusqu'à 400 MW, à un prix bas ; il pompe avec son propre photovoltaïque d'abord, le surplus ensuite ; il turbine de 17 h à 23 h et de 6 h à 9 h tant que le bassin haut n'est pas vide. 8 760 heures, rendement de pompe 0,87, de turbine 0,90, boucle 78 %. Le code est publié : hydroloop_muhleisen_2026_v15_simulation.py, lancé sans argument pour le cas de référence, ou avec la chute, le volume, les puissances, le photovoltaïque, le surplus disponible et les deux prix.
| Cas de référence | Valeur |
|---|---|
| Stockage utile | 2 943 MWh, 9,8 h de Pelton à 300 MW |
| Photovoltaïque produit | 170 GWh, dont 123 pompés sur place et 47 vendus en direct |
| Surplus du réseau pompé | 1 135 GWh |
| Énergie turbinée en pointe | 986 GWh |
| Cycles complets | 335 par an |
| Pelton en marche | 3 285 h ; pompes en marche 4 913 h |
| Sensibilité | Investissement | Turbiné | Service de stockage, privé | Remarque |
|---|---|---|---|---|
| Chute 1 000 m, 200 MW | 473 M€ | 657 GWh | 49,5 €/MWh | 1 962 MWh, pompes à quatre étages, puits à 100 bars |
| Chute 1 500 m, 300 MW (référence) | 650 M€ | 986 GWh | 46 €/MWh | 2 943 MWh |
| Chute 2 000 m, 400 MW | 815 M€ | 1 314 GWh | 43,5 €/MWh | 3 924 MWh, deux stations de pompes en série, territoire de Bieudron |
| V15 réduite : 2 × 160 000 m³, 60 MW | 180 M€ | 197 GWh | 61 €/MWh | le stockage de la V14 avec cinq fois moins d'eau ; les coûts fixes du puits pèsent |
| Surplus disponible 250 MW au lieu de 400 | 650 M€ | 791 GWh | 57,5 €/MWh | 269 cycles : la V15 vaut ce que le réseau lui donne à stocker |
| Sans photovoltaïque | 593 M€ | 985 GWh | 46 €/MWh | le PV ne change pas le service, il remplace 123 GWh d'achat par de la production propre |
Plus la chute est haute, moins le service coûte : les machines et le puits coûtent à peu près pareil par MW, et le stockage par m³ grandit avec la chute. La V15 réduite montre l'inverse : sous 200 MW, le puits et la caverne pèsent trop. La haute chute est faite pour les gros volumes.
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2 bis. LA V15 COMPLÈTE : ELLE PRODUIT AUSSI
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Une batterie seule, c'est dommage sur un site qui a un plateau, une crête et un poste. La version complète y ajoute ce que les autres pages du site savent faire : dix éoliennes de 6 MW sur la crête du bassin haut, comme une V14 réduite à ce que la crête donne, et mille panneaux solaires hybrides Muhleisen industriels, sur le plateau et autour du bassin bas, 62 MWc de solaire et 10 MW d'éolien de série, 28 ha. Le modèle pompe d'abord la production propre, puis le surplus du réseau, et vend en direct ce que les bassins pleins ne prennent pas.
| Variante, 1 500 m, 300 MW | Investissement | Production propre | Rendu en pointe | Net par an | Retour |
|---|---|---|---|---|---|
| Batterie seule (100 MWc de trackers) | 650 M€ | 170 GWh | 986 GWh | 102 M€ | 6,3 ans |
| Batterie + 1 000 panneaux hybrides, sans crête ventée | 707 M€ | 276 GWh | 986 GWh | 105 M€ | 6,7 ans |
| Complète : + 10 éoliennes de 6 MW à 6,5 m/s + 1 000 panneaux hybrides | 765 M€ | 492 GWh (PV 170, éolien 216, hybrides 106) | 986 GWh | 112 M€ | 6,8 ans |
| Complète, crête à 5,5 m/s | 765 M€ | 437 GWh | 986 GWh | 110 M€ | 7,0 ans |
| Complète sans surplus du réseau (réseau isolé) | 765 M€ | 492 GWh | 282 GWh | 43 M€ | 17,8 ans |
Ce que le tableau dit, sans détour :
* Le stockage paie le site. Les 986 GWh rendus en pointe ne bougent pas d'une variante à l'autre : ils viennent de la chute et des bassins, pas des machines qui produisent.
* Les éoliennes se paient toutes seules : 57 M€ pour 216 GWh, un kWh à 26 €/MWh qui se vend 70 en direct ou 120 une fois stocké, remboursées en 4,5 ans sur leur propre compte. Dès que le lidar donne 6 m/s sur la crête, on les met ; la V15 complète est alors une V14 dont le stockage a été multiplié par cinq et l'éolien réduit à ce que la crête donne.
* Les panneaux hybrides sont le kWh qu'on n'achète plus : 57 M€ pour 106 GWh, 47 €/MWh, qui remplacent du surplus acheté 20 ou se vendent 70. Ils se remboursent en dix ans sur leur compte seul, mieux si le surplus du réseau devient rare ou cher, et ils occupent un terrain que la centrale a déjà clôturé.
* Sans le surplus du réseau, la V15 ne vit pas : 282 GWh rendus au lieu de 986, retour en dix-huit ans. La production propre ne remplit pas 2 940 MWh chaque jour ; ce sont les 89 millions de panneaux hybrides du plan et les parcs qui le font. La V15 est faite pour un réseau qui a du surplus, et c'est exactement le réseau que le plan 3 en 1 construit.
La version retenue est donc la complète partout où la crête donne 6 m/s, la batterie avec panneaux hybrides ailleurs. Dans les deux cas, le service de stockage reste à 46 €/MWh ; la production propre s'y ajoute à 26 €/MWh pour l'éolien et 47 pour les panneaux. Le modèle publié prend les éoliennes, le vent de crête et le nombre de panneaux hybrides en arguments 9, 10 et 11.
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3. LES CHIFFRES EN SÉRIE DE 10 CENTRALES
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| Poste | M€ | Remarque |
|---|---|---|
| Six Pelton de 50 MW sous 1 500 m, alternateurs, vannes sphériques, déflecteurs | 210 | 700 €/kW, machines de catalogue |
| Six pompes multi-étages de 50 MW à vitesse variable, convertisseurs | 210 | 700 €/kW, roulements hybrides contre les courants de variateur ; en court-circuit hydraulique (point 8), pompes à vitesse fixe et 185 M€ |
| Usine en caverne, cheminée d'équilibre, galerie d'accès | 60 | génie civil sur 60 ans |
| Puits blindé, deux conduites DN2000 sur 2 100 m | 58 | 150 bars en bas, roche saine exigée |
| Bassins 2 × 800 000 m³ revêtus, digues, drainage, vidange | 23 | classe B, sismomètre à ondes P |
| Photovoltaïque 100 MWc, trackers bifaciaux sur le plateau | 57 | pompé sur place |
| Retenue de pluie, impluvium | 3 | circuit fermé, eau de pluie |
| Raccordement, part d'un poste 400 kV | 25 | 300 MW |
| Lidar, instrumentation, sismomètre, stock de pièces | 0,7 | |
| Total | 650 | La première centrale : 800 à 850 M€ |
| OPEX par an | 10 | 1,5 % de l'investissement |
| Prix du service de stockage | Privé, 4 % sur 30 ans (machines) et 60 ans (génie civil) | Public, 3 % sur 35 et 60 ans |
|---|---|---|
| Service seul, par MWh rendu en pointe | 46 €/MWh | 39 €/MWh |
| Avec le surplus acheté à 0 €/MWh (heures de prix négatifs) | 46 | 39 |
| Avec le surplus acheté à 20 €/MWh (référence) | 69 | 62 |
| Avec le surplus acheté à 40 €/MWh | 92 | 85 |
| Pour comparer : batterie lithium de 4 h, 2026 | 120 à 200 €/MWh cyclé, durée de vie 15 ans ; centrale à gaz de pointe : 150 à 250 €/MWh | |
Recettes de référence : 986 GWh rendus en pointe à 120 €/MWh, 118,3 M€ ; 47 GWh de photovoltaïque vendus en direct à 70, 3,3 ; prime de capacité pour 300 MW garantis chaque soir, 12 ; réserve de fréquence, 2 ; total 135 M€. Achat du surplus, 1 135 GWh à 20 €/MWh, 22,7 ; OPEX 10. Net 102 M€ par an, retour en 6,3 ans. Si la pointe ne se paie que 90 €/MWh, 73 M€ nets et 8,9 ans. La V15 se rembourse moins vite qu'une V14 (4,3 à 5,1 ans) parce qu'elle paie son énergie ; mais elle vend ce que personne d'autre dans le plan ne vend, de la puissance garantie à heure fixe.
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4. OÙ ELLE VA : LE REMPART, PAS LE CANYON CLASSÉ
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Il faut 1 000 à 2 000 m de dénivelé sur moins de 5 km horizontaux, un replat de 20 à 30 ha en haut et en bas, de la roche saine pour le puits, et un poste ou une ville à portée. Le vent n'est pas requis, mais il est bienvenu : à 6 m/s sur la crête, la version complète ajoute ses éoliennes. Ça donne quatre familles de sites, détaillées sur la page des meilleurs emplacements :
* Les remparts au-dessus des métropoles. Téhéran a l'Alborz 2 000 m au-dessus d'elle à 15 km ; Santiago, Los Angeles, Salt Lake City, Almaty, Mexico, Beyrouth, Le Cap, Caracas ont tous un rempart de 1 000 à 2 000 m à moins de 30 km de millions d'habitants. Le bassin bas est en ville ou à sa porte, le réseau est là, et la V15 rend sa puissance là où elle est consommée, sans ligne nouvelle.
* Les falaises côtières, avec la mer en bassin bas. La côte d'Atacama tombe de 1 000 à 2 000 m directement dans le Pacifique ; le projet chilien Espejo de Tarapacá est conçu exactement ainsi, sur le modèle de la centrale de Yanbaru à Okinawa, qui a pompé l'eau de mer pendant vingt ans. Les fjords norvégiens, les Canaries, Madère et la Réunion ont la même géométrie. Eau de mer : bassin haut entièrement revêtu, aciers duplex et anodes comme pour Shore Power, surveillance des fuites, et le bassin haut jamais à moins de 500 m d'un captage.
* Les rebords de plateau hors parcs : Colorado hors parcs et hors terres tribales sans leur accord, Drakensberg, Ghats occidentaux, escarpements d'Éthiopie, bord du plateau tibétain, Alpes et Pyrénées où Bieudron a montré la voie.
* Les grandes fosses minières. Bingham Canyon fait 1 200 m de profondeur, Chuquicamata 850 : une fosse de cuivre est une V15 toute creusée, avec le poste très haute tension de la mine, et c'est l'idée des mines de la page du plan Hydroloop poussée à son terme.
Et ce qu'elle laisse : les canyons classés et les terres sacrées. Le nom Canyon vient de la géométrie, pas d'un site. En 2021 et 2022, la commission fédérale américaine de l'énergie a refusé deux projets de pompage-turbinage sur le rebord du canyon du Little Colorado, en Arizona, après l'opposition de la Nation Navajo. C'est la règle de la V15 : un rebord de plateau, oui ; une terre tribale ou sacrée, seulement avec ses habitants, pour eux, ou pas du tout.
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5. SA PLACE DANS LE PLAN 3 EN 1
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Le plan 4 en 1, qui succède au 3 en 1, remplace 90 % de l'électricité fossile avec 87 000 centrales Hydroloop, 89 millions de panneaux hybrides et 1 500 tours Titan Claudia, et compte 1 750 milliards d'euros de réseaux, d'interconnexions et de stockage de longue durée pour rendre tout cela ferme. La V15 est la forme que peut prendre une partie de cette ligne : mille V15 sur les remparts des grandes villes, c'est 2,9 TWh de stockage, 300 GW rendus chaque soir pendant dix heures, 986 TWh par an déplacés du milieu de la journée et de la nuit vers la pointe, pour 650 milliards d'euros. Mille V15, c'est mille tranches de charbon de 300 MW qu'on n'allume plus le soir. Elle ne s'ajoute pas au plan, elle en précise le stockage, et elle le fait là où le plan en a besoin : dans les villes, pas sur les crêtes.
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6. SÛRETÉ : UN DANGER, UNE PARADE
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* Coup de bélier à 150 bars : cheminée d'équilibre, déflecteurs de jet, fermeture lente des injecteurs, déclenchement décalé des pompes, essais de fermeture d'urgence à la mise en service. En court-circuit hydraulique, les déflecteurs travaillent en permanence : ils sont doublés et inspectés chaque mois.
* Rupture du puits : roche saine exigée par la reconnaissance géologique, cuvelage acier sur toute la hauteur, galerie de drainage, surveillance des fuites par débitmètres différentiels entre le haut et le bas.
* Rupture du bassin haut au-dessus d'une ville : c'est le risque qui décide du site. Bassin de classe B revêtu en deux cellules de 400 000 m³, bassin tampon vide à mi-pente dimensionné pour une cellule, piézomètres, vidange de fond, étude de dangers, sismomètre à ondes P sur la vanne de tête, et un bassin bas dimensionné pour recevoir tout le bassin haut. Jamais de bassin haut à l'aplomb d'un quartier sans un relief ou un bassin tampon qui le protège.
* Séisme : les remparts qui dominent les villes sont souvent des failles actives (Téhéran, Los Angeles, Santiago, Almaty). Dimensionnement sismique des bassins et de la caverne, et vanne de tête qui ferme sur les ondes P, avant la secousse.
* Gel du bassin haut en altitude : prise d'eau sous la glace, bulleur, couverture flottante là où l'hiver dure.
* Marnage : 800 000 m³ qui montent et descendent chaque jour. Berges revêtues et drainées sur les deux bassins, rien en terre nue.
* Eau de mer, sur les sites côtiers : revêtement total, aciers duplex, anodes, surveillance des fuites, distance aux captages.
* Accès et altitude : piste ou téléphérique de chantier jusqu'au bassin haut, et les machines dans la caverne en bas, accessibles toute l'année.
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7. POINTS DE VIGILANCE
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* Le prix du surplus. La V15 vit de l'écart entre le prix de la mi-journée et celui du soir. À 20 €/MWh d'achat, 69 €/MWh livré ; à 40, 92. Un réseau où le surplus se vend 40 €/MWh n'a pas besoin de la V15 ; un réseau à prix négatifs la rembourse en six ans. C'est l'hypothèse qui fait le résultat, avant la géologie.
* La disponibilité du surplus : 400 MW de surplus disponible la nuit et à la mi-journée, c'est ce que donnent 89 millions de panneaux hybrides et les parcs existants ; sans eux, 250 MW et 57,5 €/MWh.
* Les pompes à six étages de 50 MW sont à la limite haute de ce qui tourne ; la V15 à 2 000 m demande deux stations en série, ce qui ajoute une caverne. Le court-circuit hydraulique consomme en permanence une partie de ce qu'il pompe pour régler la puissance : 2 à 4 % de rendement de boucle en moins pendant les heures de réglage, à retirer des 78 %, ce que le modèle ne fait pas encore.
* La géologie du puits est non négociable : du karst, du gypse ou une faille dans le puits, et le site est écarté. La reconnaissance (forages, géophysique) coûte 2 à 5 M€ et vient avant tout.
* Le photovoltaïque de 100 MWc suppose 150 ha de plateau près du bassin haut ; sans eux, le service ne change pas, la production propre disparaît.
* Les chiffres en série ne valent qu'à partir de la dixième centrale identique, et une haute chute n'est jamais tout à fait identique à une autre : le puits, lui, se refait à chaque site.
* Le modèle horaire est publié mais simple : il ne connaît pas les prix heure par heure d'un vrai marché ni les contraintes du réseau. Sa première validation sera une année de données d'une STEP existante.
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8. LES DIX AMÉLIORATIONS DU 17/10/26 : CE QUE LA V15 FAIT POUR LA VILLE
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Relue avec la liste des bonnes idées et les inventions précédentes, la V15 gagne dix choses, dont quatre services pour la population qu'aucune autre version ne rend, parce qu'aucune autre n'est en ville.
| Amélioration | D'où elle vient | Ce qu'elle fait | Investissement | Par an |
|---|---|---|---|---|
| 1. Froid urbain | Titan Claudia : réseau de froid à l'eau de mer ou de fleuve, bâtiments refroidis sans groupe froid | Le bassin haut est à 2 500 m, son eau à 5 à 10 °C se refroidit chaque nuit par rayonnement. En turbinage, 23 m³/s descendent en ville : réchauffés de 6 °C, 580 MW de froid pendant dix heures. Un échangeur et un réseau de froid alimentent 200 MW de climatisation, d'abord les hôpitaux, les écoles, les maisons de retraite et les quartiers, ensuite les centres de données, et l'eau tiède remonte se refroidir là-haut. | +24 M€ (échangeur, 10 km de réseau) | +13 M€ (670 GWh de froid à 20 €/MWh) |
| 2. Démarrage autonome et inertie | Les alternateurs synchrones des Pelton | Six Pelton redémarrent une métropole après un black-out sans aide du réseau, et apportent l'inertie que les réseaux pleins de panneaux perdent. Deux services que les batteries ne rendent qu'à grands frais d'électronique. | +1 M€ (groupe diesel de lancement, automatismes) | +3 M€ |
| 3. Défense incendie du rempart | Les villes de la liste des sites brûlent chaque été | Un puits à 150 bars et 800 000 m³ au sommet : bornes et arrosage par gravité sur tout le versant, sans pompe ni électricité le jour où tout tombe. | +3 M€ | service public, non vendu |
| 4. Dessalement, V15 côtières seulement | Lima, Antofagasta, Le Cap sur la liste des sites | L'osmose inverse demande 60 à 70 bars et ses pompes haute pression sont son poste le plus cher. Une dérivation du puits au niveau 600 m alimente les membranes sans pompe. 1 m³/s, 86 000 m³ par jour, l'eau de 400 000 habitants ; 4,7 kWh/m³ au lieu de 3, mais en surplus à 20 €/MWh : 0,09 €/m³ d'énergie contre 0,30 au prix du réseau. Saumure diluée dans le retour en mer. | +40 M€ (option côtière, non comptée dans le total) | +11 M€ net (31 millions de m³ à 0,6 €/m³, moins énergie et exploitation) |
| 5. Bassin haut en deux cellules et bassin tampon | La règle d'aplomb de la page, rendue constructive | Deux cellules de 400 000 m³ séparées par une digue : ce qui peut partir est divisé par deux. Un bassin tampon vide à mi-pente, dimensionné pour une cellule, arrête ce qui part. La règle d'aplomb devient une protection construite. | +6 M€ | le site devient autorisable au-dessus d'une ville |
| 6. Court-circuit hydraulique | Les hautes chutes autrichiennes (Kops II) | Pomper et turbiner en même temps : la pompe tourne à plein à vitesse fixe, la Pelton absorbe l'excédent par ses déflecteurs, la puissance nette se règle de 0 à 100 % en secondes, et on passe de pompage à turbinage sans arrêt. Des pompes à vitesse fixe, moins chères que les convertisseurs de la V14, avec la même souplesse. | -25 M€ (pompes à vitesse fixe, convertisseurs supprimés) | réserve de fréquence rendue par la Pelton |
| 7. Grappe de trois sur un poste 400 kV | Levier de la V14 | Trois V15 sur le même rempart partagent le poste, une équipe et un stock de roues Pelton. L'Alborz ou la Sierra Nevada en logent dix. | -7 M€ (poste 18 au lieu de 25) | -1 M€ d'exploitation |
| 8. Déblais des bassins pour les digues | Génie civil de base | 1,6 million de m³ d'excavation ne sortent pas du site. | -2 M€ | |
| 9. Photovoltaïque flottant sur le bassin bas | V9 et V11, option des sites secs | 8 ha en ville, 8 MWc, ancrages à niveau variable de la V9 pour le marnage, évaporation du bassin bas divisée par deux là où l'eau est rare. | +5 M€ | +0,9 M€ (13 GWh) |
| 10. La neige comme impluvium | Retenue de pluie de la V12 | À 2 500 m, le bassin haut collecte la fonte de printemps de son bassin versant par un canal de ceinture : l'évaporation de l'été est couverte sans camion. Couverture flottante blanche de la V9 sur les sites secs. | +1 M€ | zéro camion-citerne |
| V15 améliorée, hors dessalement | même stockage, mêmes 986 GWh, quatre services de plus pour la ville | 655 M€ | 118 M€ nets, retour en 5,6 ans au lieu de 6,3 | |
| V15 côtière améliorée, avec dessalement | batterie, château d'eau et réseau de froid d'une ville de bord de mer | 695 M€ | 129 M€ nets, retour en 5,4 ans |
Ce que le site n'ajoute pas : deux bassins hauts à des hauteurs différentes, un deuxième cycle par jour, des pompes à 400 MW. Le modèle est déjà à 335 cycles par an ; la limite est le surplus que le réseau donne à stocker, pas la machine.
Mise à jour du 17/10/26 : la version 16 Pacha 3 donne à la V15 côtière un lac de pluie et un canal de ceinture sur la montagne : la pluie turbinée à 1 500 m vaut 3,7 kWh par m³, et elle arrive en bas douce, pour la ville, sans dessalement. Jamais au-dessus d'une ville : les remparts urbains restent à la V15.
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MISE À JOUR DU 17/10/26 : PELTON OU FRANCIS
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La question a été reposée pour toutes les versions le 17/10/26 et tranchée version par version : à 1 500 m, il n'y a pas de question, une pompe-turbine réversible ne dépasse pas 800 m, et le court-circuit hydraulique de la V15 ne marche qu'avec une turbine et une pompe séparées. La V15 garde ses six Pelton et ses six pompes multi-étages. La règle générale, écrite le 17/10/26 après relecture de toutes les versions : la Pelton n'avait jamais été un choix de prix mais un choix de souplesse (pompage à vitesse variable pendant le turbinage, déflecteurs qui réagissent en moins d'une seconde, rendement plat à charge partielle, robustesse aux sédiments), fait quand les pompes n'étaient pas encore à vitesse variable. Depuis, les Francis réversibles à vitesse variable (Goldisthal 302 m, Kazunogawa, Tehri) règlent leur puissance de pompage aussi finement. Bilan version par version : à 160 m, la Pelton n'est pas à sa place et la Francis réversible ou la pompe inversée gagne 2 à 4 €/MWh ; à 300 m, les deux machines sont à égalité à 0,5 €/MWh près, et le choix se fait sur ce que le réseau paie (réserve primaire) et sur l'eau (sédiments, torrent, pluie) ; à 1 500 m, Pelton sans discussion. La Pelton reste sur les torrents (V5, V6), les Pacha et la V15.
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CONCLUSION
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La version 15 Canyon n'est pas une centrale plus grosse, c'est un autre métier : la batterie du plan, qui produit aussi quand la crête souffle. 1 500 m de chute, deux bassins de 800 000 m³, 2 940 MWh, 300 MW rendus chaque soir pendant dix heures, 986 GWh par an déplacés de la mi-journée vers la pointe, pour 650 M€ et 46 €/MWh de service, 69 livré, trois à quatre fois moins qu'une batterie lithium qui dure quatre fois moins longtemps ; avec ses dix améliorations, 655 M€, un retour en 5,6 ans, et quatre services pour la ville, le froid des quartiers, des bâtiments publics et des centres de données, le redémarrage après black-out, la défense incendie du rempart et, sur la côte, l'eau douce de 400 000 habitants ; et en version complète, 492 GWh de production propre avec dix éoliennes et mille panneaux hybrides, les éoliennes remboursées en 4,5 ans sur leur compte. Les Pelton de Bieudron et les pompes de San Fiorano prouvent les machines depuis trente ans ; le puits blindé est la technique des Alpes ; le modèle horaire est publié. Elle va sur les remparts qui dominent les grandes villes, les falaises côtières et les grandes fosses minières, jamais sur un canyon classé ni une terre sacrée, et son bassin haut en deux cellules avec un bassin tampon fait de la règle d'aplomb une protection construite. Avec mille V15, le plan 3 en 1 a son stockage là où il consomme. Plans, schémas, textes et code sous licence CC BY 4.0.
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SOURCES
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Le modèle horaire de la V15 (Python, sans bibliothèque)
Les meilleurs emplacements du monde pour les grandes Hydroloop
Hydroloop Muhleisen 2026 V14, la dernière de la série de production
Plan mondial 3 en 1
Plan mondial Hydroloop, dont l'idée des mines à ciel ouvert
Wikipédia : centrale de Bieudron, 1 883 m de chute, Pelton de 423 MW
Wikipedia : San Fiorano, pompage à 1 440 m
Wikipedia : Edolo, pompage à 1 265 m
Wikipedia : Yanbaru, Okinawa, pompage-turbinage à l'eau de mer
Wikipedia : Espejo de Tarapacá, falaise d'Atacama et Pacifique en bassin bas
Wikipedia : Kidston, pompage-turbinage de 250 MW dans une ancienne mine d'or à ciel ouvert
FERC, commission fédérale américaine de l'énergie : refus des permis préliminaires des projets de pompage-turbinage du Little Colorado (2021 et 2022), opposition de la Nation Navajo
Wikipédia : turbine Pelton
Wikipédia : coup de bélier, cheminée d'équilibre
Wikipedia : Kops II, court-circuit hydraulique sur haute chute
Wikipédia : osmose inverse, 60 à 70 bars pour l'eau de mer
Wikipédia : Fraîcheur de Paris, réseau de froid urbain
Wikipédia : démarrage autonome (black start)
Wikipédia : pompage-turbinage
IHA : fiche sur le pompage-turbinage
Les bonnes idées du site
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans, schémas, textes et code sous licence CC BY 4.0 : libres d'usage, de copie et de modification, à condition de citer l'auteur.
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