Hydroloop Muhleisen 2026, version 8 : l'électricité la moins chère sur un seul site, en circuit fermé avec retenue de pluie. 60 MW d'éolien, 12 MW de Pelton, 31 à 37 €/MWh. 07/10/26
Version 8 de la refonte 2026 de l'Hydroloop trompe Muhleisen. Elle part de la version 7, garde son esprit (un seul site, circuit d'eau fermé, retenue de pluie, plusieurs Pelton sur une seule conduite) et pousse chaque curseur jusqu'au point où le kWh est le moins cher, sans perdre la pointe du soir. Résultat : 20 % de moins que la version 7, et moins cher que la version 3 qui avait pourtant un ruisseau. C'est la version de base du plan mondial.
------------------------------
LE PRINCIPE : CHERCHER LE MINIMUM, AVEC UNE RÈGLE
------------------------------
La question posée était simple : sur un seul site, en circuit fermé avec retenue de pluie, quelle combinaison d'éoliennes, de panneaux, de bassins, de turbines et de conduite donne le kWh le moins cher ? Un modèle a fait varier tout cela : 6 à 12 éoliennes, 8 à 30 MWc de photovoltaïque, des bassins de 60 000 à 300 000 m³, des turbines de 6 à 20 MW, des retenues de 200 000 à 500 000 m³, à 300 et 400 m de chute.
Le modèle a d'abord donné une réponse qu'il faut écarter : le kWh le moins cher, c'est le maximum d'éoliennes et le minimum de bassins, c'est-à-dire un parc éolien avec un stockage symbolique, à 28 €/MWh et 5 % de production pilotable. Ce n'est plus une Hydroloop, c'est un parc éolien, et ce n'est pas ce que le réseau achète le soir. D'où la règle qui définit la version 8 : au moins 20 % de la production doit être livrée à heure choisie, comme dans la version 3. Avec cette règle, le minimum est net, et c'est la configuration de cette page.
------------------------------
EN RÉSUMÉ : COMMENT ÇA MARCHE
------------------------------
La centrale, c'est deux bassins de 200 000 m³ séparés par 300 m de dénivelé, reliés par une conduite forcée DN1400 de 1 000 m. En bas, une usine avec quatre Pelton de 3 MW sur un collecteur commun et deux pompes multicellulaires de 8 MW à 30 bars. Sur 5 km de crête, dix éoliennes de 6 MW à rotor de 160 m ; sur les replats et sur les bassins, 18 MWc de photovoltaïque bifacial. Au-dessus du bassin haut, une retenue collinaire de 500 000 m³ recueille la pluie de 750 ha. Un seul raccordement de 50 MW au réseau 63 kV. L'eau est remplie une fois, puis tourne pendant 50 ans ; la pluie compense l'évaporation et remplit la retenue.
Le cycle d'une journée : quand le vent et le soleil produisent, l'électricité est vendue jusqu'à 50 MW ; au-delà, et aux heures de prix nul, les pompes remontent l'eau, 147 MWh en 9 heures. De 17 h à 5 h, les quatre Pelton livrent 12 MW. Les semaines de pluie, 20 mm sur 750 ha donnent 66 MWh par jour par gravité, soit 5 h et demie à 12 MW sans pomper, et la retenue pleine offre 368 MWh, deux jours et demi de pointe, à étaler ensuite.
Les auxiliaires sans électricité sont ceux de la version 4, point 3, à l'échelle : trompe hydraulique sous l'usine (250 kW d'air pendant le turbinage, réservoir pour le reste), extracteurs ASD sur les 40 000 m² de couverture du bassin haut, pompes à membrane au point bas, cloches anti-bélier, drainage gravitaire.
------------------------------
1. LES SEPT LEVIERS QUI FONT PASSER DE 46 À 37 €/MWh
------------------------------
Chaque levier est tiré des versions précédentes ou de ce que l'industrie livre en 2026. Dans l'ordre de leur effet :
* Les éoliennes de 6 MW à rotor de 160 m, mât de 120 m. C'est le levier principal. Une machine de 4,5 MW à 3 000 heures coûte 0,34 M€ par GWh annuel ; une 6 MW de 2026 à grand rotor, qui capte plus de vent faible et tourne 3 300 heures, coûte 0,26 M€ par GWh. Moins 25 % sur le poste qui pèse la moitié de l'investissement. Les versions 1 à 7 gardaient la 4,5 MW par prudence ; en 2026 la 6 MW terrestre est sur catalogue chez tous les constructeurs.
* Dix éoliennes par couple de bassins au lieu de six. C'est le levier découvert avec la version 7 : les bassins, l'usine, la conduite, le raccordement et l'exploitation sont partagés par plus de production. La limite est la règle des 20 % pilotables, et la longueur de crête, 5 km.
* Des bassins de 200 000 m³. Le prix d'un bassin en géomembrane est pour l'essentiel proportionnel à sa surface, mais sa part fixe (accès, terrassement de plateforme, décanteur, couverture) se dilue : 15 € par m³ à 200 000 m³ contre 19 à 60 000 et 24 à 20 000. Et 147 MWh de stockage sont ce qu'il faut pour que 12 MW tiennent douze heures.
* Quatre Pelton de 3 MW sur un collecteur. L'hydraulique coûte 3 000 € par kW à 1 MW et 1 950 à 12 MW. Quatre machines plutôt qu'une pour la charge partielle (une seule tourne le matin), la révision sans arrêt et la panne au quart. Une seule conduite DN1400, parce que le prix d'un tuyau suit son diamètre et son débit le diamètre à la puissance 2,5.
* Un raccordement hybride écrêté. Les 60 MW d'éolien, les 18 MWc de solaire et les 12 MW de Pelton ne produisent jamais tous ensemble au maximum. Le raccordement est dimensionné à 50 MW, 70 % du total : les quelques heures où le vent dépasse, on pompe au lieu d'écrêter. C'est la pratique des parcs hybrides de 2026, et cela coûte 30 % de moins qu'un raccordement à pleine puissance.
* Le photovoltaïque bifacial sur trackers à 0,5 M€ par MWc, 1 550 heures, posé sur les replats du site et en flottant sur les bassins, et raccordé en courant continu sur les pompes.
* La retenue de pluie de 500 000 m³ sur 750 ha, financée pour moitié au titre de la protection contre les crues. Elle ne fait pas baisser le kWh, elle fait tenir les semaines de pluie et elle justifie le site auprès de la collectivité. C'est l'héritage des versions 4 et 7.
Ce qui n'est pas retenu, et pourquoi : passer à 400 m de chute (plus de stockage par m³, mais une conduite plus longue et des sites plus rares, pour le même prix du kWh) ; une turbine de 15 ou 20 MW (plus de puissance, mais le kWh remonte à 39 et la part pilotable ne change pas) ; douze éoliennes (28 à 35 €/MWh mais 20 % pilotables à la limite, et 6 km de crête) ; une pompe-turbine réversible Francis à la place des Pelton et des pompes (3 à 4 M€ de moins, mais on perd le pompage à vitesse variable pendant le turbinage et le rendement à charge partielle ; c'est une option pour un exploitant qui n'a pas besoin de cette souplesse).
------------------------------
2. LE SITE
------------------------------
* Un versant de 300 m de dénivelé entre deux replats, une crête de 5 km ventée à 6,5 m/s, un vallon en amont capable de recevoir une retenue de 500 000 m³, un poste 63 kV à moins de 15 km. Aucun cours d'eau nécessaire. Plateaux, moyenne montagne, grandes collines, anciens sites miniers et carrières de versant.
* Deux bassins de 200 000 m³, 40 000 m² chacun, 5 m de profondeur, géomembrane soudée. Bassin haut couvert d'un bouclier blanc flottant et ventilé par extracteurs ASD, bassin bas aéré par la trompe. Sans couverture, l'évaporation de 80 000 m² atteindrait 80 000 m³ par an ; avec, 20 000, largement couverts par la pluie et la retenue.
* Une retenue collinaire de 500 000 m³, digue en terre de 6 à 8 m, déversoir pour la crue centennale, décanteur à l'entrée du bassin haut.
* Emprise 150 ha avec les éoliennes et la retenue, 8 km² avec l'espacement.
------------------------------
3. LA BOUCLE DE STOCKAGE
------------------------------
------------------------------
4. LES SOURCES D'ÉNERGIE
------------------------------
------------------------------
5. BILAN EN SÉRIE DE 10 CENTRALES
------------------------------
Production vendue 210 GWh. OPEX 1,7 M€. Recette nette 18,7 M€ par an (électricité 0,09 €/kWh, prime de capacité 1,4 M€ pour 12 MW disponibles selon météo). Temps de retour 5,7 ans en série, 7 ans à l'unité. LCOE 37 €/MWh en financement privé à 4 % sur 30 ans, 31 en public à 3 % sur 35 ans. Aux prix réels de 2025 (variable 70 €/MWh, pointe 130), recette 17,5 M€ et retour 6 ans : le résultat tient dans les deux lectures.
------------------------------
6. VERSION 8 CONTRE VERSIONS 3 ET 7 : LA COMPARAISON QUI COMPTE
------------------------------
* La version 8 bat la version 3 sans avoir son ruisseau : 37 contre 40 €/MWh, avec une part pilotable supérieure. Le ruisseau valait 8 €/MWh ; les éoliennes de 6 MW et le partage de la boucle en valent 10.
* Elle bat la version 7 de 20 %, à architecture identique. La différence tient aux sept leviers ci-dessus, dont trois font l'essentiel : la machine de 6 MW, dix machines par boucle, et le raccordement écrêté.
* Elle n'est pas la plus pilotable : la version 6 à 600 m reste à 47 %. Mais la version 8 a 24 % de 210 GWh, soit 50 GWh à heure choisie, plus que la version 6 en valeur absolue, pour un kWh 25 % moins cher et sans torrent.
------------------------------
7. CE QUE DIX ET CENT VERSIONS 8 REPRÉSENTENT
------------------------------
* Dix centrales : 600 MW d'éolien, 120 MW de Pelton, 1,5 GWh de bassins et 3,7 GWh de retenues, 2,1 TWh par an, 1,06 Md€. C'est la production d'un réacteur nucléaire de 300 MW, avec 12 h de pointe garantie par site.
* Cent centrales : 21 TWh par an, près de 5 % de la consommation française, 1 200 MW de Pelton, 10,6 Md€, sur 100 versants que la France possède (Massif central, Vosges, Jura, Préalpes, Corse, Pyrénées orientales). C'est l'énergie d'une tranche EPR et demie (Flamanville 3 : 1 650 MW, 13 TWh par an, 19 Md€), pour la moitié du prix d'une seule, en 5 ans au lieu de 17, sans combustible et sans déchet, avec de la puissance de pointe modulable que l'EPR ne fournit pas.
* Pour le plan mondial : 50 % des fossiles, 9 120 TWh, c'est 43 000 versions 8, 4 600 milliards €, le budget le plus bas de toutes les versions. Le prix à payer : 2 600 GW d'éolien au lieu de 2 070, parce que la version 8 est plus éolienne que les autres. Dans les pays chauds, la variante solaire (remplacer cinq des dix éoliennes par 60 MWc de photovoltaïque) ramène le besoin d'éolien au niveau du plan A.
------------------------------
8. POINTS DE VIGILANCE
------------------------------
* Le site est plus exigeant qu'avec la version 7 : 5 km de crête ventée d'un seul tenant, et un vallon pour 500 000 m³. Il y a moins de sites pour une version 8 que pour une version 7, mais chacun vaut deux fois plus.
* À 12 MW on est en régime de concession hydroélectrique en France (au-delà de 4,5 MW), 5 à 7 ans de procédure ; et le parc éolien de 60 MW est soumis à autorisation environnementale avec enquête publique. Les deux dossiers se mènent en parallèle.
* Les éoliennes de 6 MW à rotor de 160 m demandent des pales de 78 m : l'accès par la route de montagne décide du site autant que le vent.
* La retenue de 500 000 m³ sur 6 à 8 m de digue approche les seuils de classement (classe C) : étude de danger, surveillance, déversoir centennal. Le financement GEMAPI suppose un enjeu d'inondation réel en aval.
* Le raccordement écrêté à 50 MW suppose que l'automate pompe aux heures de surplus ; si le bassin haut est plein et que le vent dépasse, on écrête, environ 2 % de l'éolien par an, compté dans les chiffres.
* Les 3 300 heures des éoliennes supposent 6,5 m/s à 120 m. À 5,5 m/s, le kWh passe à 45 €/MWh.
* Les chiffres en série ne valent qu'à partir de la dixième centrale identique.
------------------------------
SOURCES
------------------------------
Hydroloop Muhleisen 2026 V7, la version de départ
Hydroloop Muhleisen 2026 V4, le circuit fermé, les auxiliaires et la retenue d'amont
Hydroloop Muhleisen 2026 V6, la version la plus pilotable
Le plan mondial : décarboner 50 % de l'électricité en 10 ans
IRENA : coûts de production des renouvelables en 2024, éolien terrestre et solaire
Wikipédia : retenue collinaire
Wikipédia : turbine Pelton
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans libres de droit, open source.
Problématique : comment financer les inventions ? Consulter la page : citation importante.
2009-2025 Onmyweb Production - CGU - Informations sur les cookies - Nous contacter - Free Copyright Open Source -
LE PRINCIPE : CHERCHER LE MINIMUM, AVEC UNE RÈGLE
------------------------------
La question posée était simple : sur un seul site, en circuit fermé avec retenue de pluie, quelle combinaison d'éoliennes, de panneaux, de bassins, de turbines et de conduite donne le kWh le moins cher ? Un modèle a fait varier tout cela : 6 à 12 éoliennes, 8 à 30 MWc de photovoltaïque, des bassins de 60 000 à 300 000 m³, des turbines de 6 à 20 MW, des retenues de 200 000 à 500 000 m³, à 300 et 400 m de chute.
Le modèle a d'abord donné une réponse qu'il faut écarter : le kWh le moins cher, c'est le maximum d'éoliennes et le minimum de bassins, c'est-à-dire un parc éolien avec un stockage symbolique, à 28 €/MWh et 5 % de production pilotable. Ce n'est plus une Hydroloop, c'est un parc éolien, et ce n'est pas ce que le réseau achète le soir. D'où la règle qui définit la version 8 : au moins 20 % de la production doit être livrée à heure choisie, comme dans la version 3. Avec cette règle, le minimum est net, et c'est la configuration de cette page.
------------------------------
EN RÉSUMÉ : COMMENT ÇA MARCHE
------------------------------
La centrale, c'est deux bassins de 200 000 m³ séparés par 300 m de dénivelé, reliés par une conduite forcée DN1400 de 1 000 m. En bas, une usine avec quatre Pelton de 3 MW sur un collecteur commun et deux pompes multicellulaires de 8 MW à 30 bars. Sur 5 km de crête, dix éoliennes de 6 MW à rotor de 160 m ; sur les replats et sur les bassins, 18 MWc de photovoltaïque bifacial. Au-dessus du bassin haut, une retenue collinaire de 500 000 m³ recueille la pluie de 750 ha. Un seul raccordement de 50 MW au réseau 63 kV. L'eau est remplie une fois, puis tourne pendant 50 ans ; la pluie compense l'évaporation et remplit la retenue.
Le cycle d'une journée : quand le vent et le soleil produisent, l'électricité est vendue jusqu'à 50 MW ; au-delà, et aux heures de prix nul, les pompes remontent l'eau, 147 MWh en 9 heures. De 17 h à 5 h, les quatre Pelton livrent 12 MW. Les semaines de pluie, 20 mm sur 750 ha donnent 66 MWh par jour par gravité, soit 5 h et demie à 12 MW sans pomper, et la retenue pleine offre 368 MWh, deux jours et demi de pointe, à étaler ensuite.
Les auxiliaires sans électricité sont ceux de la version 4, point 3, à l'échelle : trompe hydraulique sous l'usine (250 kW d'air pendant le turbinage, réservoir pour le reste), extracteurs ASD sur les 40 000 m² de couverture du bassin haut, pompes à membrane au point bas, cloches anti-bélier, drainage gravitaire.
------------------------------
1. LES SEPT LEVIERS QUI FONT PASSER DE 46 À 37 €/MWh
------------------------------
Chaque levier est tiré des versions précédentes ou de ce que l'industrie livre en 2026. Dans l'ordre de leur effet :
* Les éoliennes de 6 MW à rotor de 160 m, mât de 120 m. C'est le levier principal. Une machine de 4,5 MW à 3 000 heures coûte 0,34 M€ par GWh annuel ; une 6 MW de 2026 à grand rotor, qui capte plus de vent faible et tourne 3 300 heures, coûte 0,26 M€ par GWh. Moins 25 % sur le poste qui pèse la moitié de l'investissement. Les versions 1 à 7 gardaient la 4,5 MW par prudence ; en 2026 la 6 MW terrestre est sur catalogue chez tous les constructeurs.
* Dix éoliennes par couple de bassins au lieu de six. C'est le levier découvert avec la version 7 : les bassins, l'usine, la conduite, le raccordement et l'exploitation sont partagés par plus de production. La limite est la règle des 20 % pilotables, et la longueur de crête, 5 km.
* Des bassins de 200 000 m³. Le prix d'un bassin en géomembrane est pour l'essentiel proportionnel à sa surface, mais sa part fixe (accès, terrassement de plateforme, décanteur, couverture) se dilue : 15 € par m³ à 200 000 m³ contre 19 à 60 000 et 24 à 20 000. Et 147 MWh de stockage sont ce qu'il faut pour que 12 MW tiennent douze heures.
* Quatre Pelton de 3 MW sur un collecteur. L'hydraulique coûte 3 000 € par kW à 1 MW et 1 950 à 12 MW. Quatre machines plutôt qu'une pour la charge partielle (une seule tourne le matin), la révision sans arrêt et la panne au quart. Une seule conduite DN1400, parce que le prix d'un tuyau suit son diamètre et son débit le diamètre à la puissance 2,5.
* Un raccordement hybride écrêté. Les 60 MW d'éolien, les 18 MWc de solaire et les 12 MW de Pelton ne produisent jamais tous ensemble au maximum. Le raccordement est dimensionné à 50 MW, 70 % du total : les quelques heures où le vent dépasse, on pompe au lieu d'écrêter. C'est la pratique des parcs hybrides de 2026, et cela coûte 30 % de moins qu'un raccordement à pleine puissance.
* Le photovoltaïque bifacial sur trackers à 0,5 M€ par MWc, 1 550 heures, posé sur les replats du site et en flottant sur les bassins, et raccordé en courant continu sur les pompes.
* La retenue de pluie de 500 000 m³ sur 750 ha, financée pour moitié au titre de la protection contre les crues. Elle ne fait pas baisser le kWh, elle fait tenir les semaines de pluie et elle justifie le site auprès de la collectivité. C'est l'héritage des versions 4 et 7.
Ce qui n'est pas retenu, et pourquoi : passer à 400 m de chute (plus de stockage par m³, mais une conduite plus longue et des sites plus rares, pour le même prix du kWh) ; une turbine de 15 ou 20 MW (plus de puissance, mais le kWh remonte à 39 et la part pilotable ne change pas) ; douze éoliennes (28 à 35 €/MWh mais 20 % pilotables à la limite, et 6 km de crête) ; une pompe-turbine réversible Francis à la place des Pelton et des pompes (3 à 4 M€ de moins, mais on perd le pompage à vitesse variable pendant le turbinage et le rendement à charge partielle ; c'est une option pour un exploitant qui n'a pas besoin de cette souplesse).
------------------------------
2. LE SITE
------------------------------
* Un versant de 300 m de dénivelé entre deux replats, une crête de 5 km ventée à 6,5 m/s, un vallon en amont capable de recevoir une retenue de 500 000 m³, un poste 63 kV à moins de 15 km. Aucun cours d'eau nécessaire. Plateaux, moyenne montagne, grandes collines, anciens sites miniers et carrières de versant.
* Deux bassins de 200 000 m³, 40 000 m² chacun, 5 m de profondeur, géomembrane soudée. Bassin haut couvert d'un bouclier blanc flottant et ventilé par extracteurs ASD, bassin bas aéré par la trompe. Sans couverture, l'évaporation de 80 000 m² atteindrait 80 000 m³ par an ; avec, 20 000, largement couverts par la pluie et la retenue.
* Une retenue collinaire de 500 000 m³, digue en terre de 6 à 8 m, déversoir pour la crue centennale, décanteur à l'entrée du bassin haut.
* Emprise 150 ha avec les éoliennes et la retenue, 8 km² avec l'espacement.
------------------------------
3. LA BOUCLE DE STOCKAGE
------------------------------
| Élément | Version 7 | Version 8 |
|---|---|---|
| Chute nette | 300 m | 300 m |
| Bassins | 2 × 60 000 m³ | 2 × 200 000 m³ |
| Stockage utile | 44 MWh | 147 MWh, plus 368 MWh dans la retenue de pluie |
| Turbines | 3 Pelton de 2 MW | 4 Pelton de 3 MW sur collecteur, 12,3 h à pleine puissance |
| Débit turbiné | 2 270 L/s | 4 530 L/s |
| Pompes | 1 × 8 MW | 2 × 8 MW multicellulaires, 30 bars, à vitesse variable, remplissent le bassin en 9 h |
| Conduite forcée | DN1000, 1 000 m | une seule DN1400 acier, 30 bars, 1 000 m, deux cloches anti-bélier |
| Retenue de pluie | 200 000 m³ sur 300 ha, 147 MWh | 500 000 m³ sur 750 ha, 368 MWh, 2,6 millions de m³ par an |
| Rendement aller-retour | 75 % | 75 % |
------------------------------
4. LES SOURCES D'ÉNERGIE
------------------------------
| Source | Production annuelle | Rôle |
|---|---|---|
| 10 éoliennes de 6 MW, rotor 160 m, 3 300 h | 198 GWh | la source principale, vendue en direct ou pompée |
| Photovoltaïque bifacial 15 MWc sur trackers | 23,3 GWh | pompage en courant continu direct le jour |
| Photovoltaïque flottant 3 MWc | 3,5 GWh | anti-évaporation sur les bassins |
| Retenue de pluie, 750 ha | 1,9 GWh par an en moyenne, 66 MWh par jour de pluie forte | remplace le pompage les semaines de pluie, réserve de 368 MWh |
| Boucle de stockage | 50,5 GWh turbinés, 64,7 GWh pompés | 12 MW de 17 h à 5 h |
| Électricité vendue | 210 GWh | dont 50,5 GWh pilotables (24 %), plus la réserve de pluie |
------------------------------
5. BILAN EN SÉRIE DE 10 CENTRALES
------------------------------
| Poste | À l'unité (M€) | En série (M€) |
|---|---|---|
| 10 éoliennes 6 MW, rotor 160 m, mât 120 m | 64,7 | 52,2 |
| Photovoltaïque bifacial 15 MWc sur trackers et 3 MWc flottant | 12,8 | 10,3 |
| Bassins 2 × 200 000 m³, couverture froide, drainage | 7,4 | 6,0 |
| 4 Pelton 3 MW, collecteur, 2 pompes 8 MW à 30 bars, usine, trompe, pompes à membrane | 29,0 | 23,4 |
| Conduite forcée DN1400, 30 bars, 1 000 m, cloches | 4,8 | 3,9 |
| Retenue de pluie 500 000 m³, part à la charge de la centrale | 2,5 | 2,0 |
| Raccordement 63 kV écrêté à 50 MW, contrôle-commande, bâtiment | 10,0 | 8,1 |
| Total | 131 | 106 |
Production vendue 210 GWh. OPEX 1,7 M€. Recette nette 18,7 M€ par an (électricité 0,09 €/kWh, prime de capacité 1,4 M€ pour 12 MW disponibles selon météo). Temps de retour 5,7 ans en série, 7 ans à l'unité. LCOE 37 €/MWh en financement privé à 4 % sur 30 ans, 31 en public à 3 % sur 35 ans. Aux prix réels de 2025 (variable 70 €/MWh, pointe 130), recette 17,5 M€ et retour 6 ans : le résultat tient dans les deux lectures.
------------------------------
6. VERSION 8 CONTRE VERSIONS 3 ET 7 : LA COMPARAISON QUI COMPTE
------------------------------
| Indicateur (série de 10) | Version 3 ECO, ruisseau | Version 7 passe-partout | Version 8 |
|---|---|---|---|
| Cours d'eau | oui, 300 L/s | non | non |
| Éolien | 4,5 MW | 27 MW | 60 MW |
| Turbine | 1 MW | 6 MW | 12 MW |
| Stockage | 7,8 MWh | 44 + 147 MWh | 147 + 368 MWh |
| Électricité vendue | 19,85 GWh | 91 GWh | 210 GWh |
| Part pilotable | 19 % | 17 % | 24 % |
| Investissement | 10,5 M€ | 56,5 M€ | 106 M€ |
| Investissement par GWh annuel | 0,53 M€ | 0,62 M€ | 0,50 M€ |
| Temps de retour | 5,5 ans | 7,1 ans | 5,7 ans |
| LCOE privé / public | 40 / 34 €/MWh | 46 / 39 €/MWh | 37 / 31 €/MWh |
| Sites possibles | versants à ruisseau | tout versant de 300 m avec pluie | tout versant de 300 m avec 5 km de crête ventée |
| Emprise | 1 km² | 4 km² | 8 km² |
* La version 8 bat la version 3 sans avoir son ruisseau : 37 contre 40 €/MWh, avec une part pilotable supérieure. Le ruisseau valait 8 €/MWh ; les éoliennes de 6 MW et le partage de la boucle en valent 10.
* Elle bat la version 7 de 20 %, à architecture identique. La différence tient aux sept leviers ci-dessus, dont trois font l'essentiel : la machine de 6 MW, dix machines par boucle, et le raccordement écrêté.
* Elle n'est pas la plus pilotable : la version 6 à 600 m reste à 47 %. Mais la version 8 a 24 % de 210 GWh, soit 50 GWh à heure choisie, plus que la version 6 en valeur absolue, pour un kWh 25 % moins cher et sans torrent.
------------------------------
7. CE QUE DIX ET CENT VERSIONS 8 REPRÉSENTENT
------------------------------
* Dix centrales : 600 MW d'éolien, 120 MW de Pelton, 1,5 GWh de bassins et 3,7 GWh de retenues, 2,1 TWh par an, 1,06 Md€. C'est la production d'un réacteur nucléaire de 300 MW, avec 12 h de pointe garantie par site.
* Cent centrales : 21 TWh par an, près de 5 % de la consommation française, 1 200 MW de Pelton, 10,6 Md€, sur 100 versants que la France possède (Massif central, Vosges, Jura, Préalpes, Corse, Pyrénées orientales). C'est l'énergie d'une tranche EPR et demie (Flamanville 3 : 1 650 MW, 13 TWh par an, 19 Md€), pour la moitié du prix d'une seule, en 5 ans au lieu de 17, sans combustible et sans déchet, avec de la puissance de pointe modulable que l'EPR ne fournit pas.
* Pour le plan mondial : 50 % des fossiles, 9 120 TWh, c'est 43 000 versions 8, 4 600 milliards €, le budget le plus bas de toutes les versions. Le prix à payer : 2 600 GW d'éolien au lieu de 2 070, parce que la version 8 est plus éolienne que les autres. Dans les pays chauds, la variante solaire (remplacer cinq des dix éoliennes par 60 MWc de photovoltaïque) ramène le besoin d'éolien au niveau du plan A.
------------------------------
8. POINTS DE VIGILANCE
------------------------------
* Le site est plus exigeant qu'avec la version 7 : 5 km de crête ventée d'un seul tenant, et un vallon pour 500 000 m³. Il y a moins de sites pour une version 8 que pour une version 7, mais chacun vaut deux fois plus.
* À 12 MW on est en régime de concession hydroélectrique en France (au-delà de 4,5 MW), 5 à 7 ans de procédure ; et le parc éolien de 60 MW est soumis à autorisation environnementale avec enquête publique. Les deux dossiers se mènent en parallèle.
* Les éoliennes de 6 MW à rotor de 160 m demandent des pales de 78 m : l'accès par la route de montagne décide du site autant que le vent.
* La retenue de 500 000 m³ sur 6 à 8 m de digue approche les seuils de classement (classe C) : étude de danger, surveillance, déversoir centennal. Le financement GEMAPI suppose un enjeu d'inondation réel en aval.
* Le raccordement écrêté à 50 MW suppose que l'automate pompe aux heures de surplus ; si le bassin haut est plein et que le vent dépasse, on écrête, environ 2 % de l'éolien par an, compté dans les chiffres.
* Les 3 300 heures des éoliennes supposent 6,5 m/s à 120 m. À 5,5 m/s, le kWh passe à 45 €/MWh.
* Les chiffres en série ne valent qu'à partir de la dixième centrale identique.
------------------------------
SOURCES
------------------------------
Hydroloop Muhleisen 2026 V7, la version de départ
Hydroloop Muhleisen 2026 V4, le circuit fermé, les auxiliaires et la retenue d'amont
Hydroloop Muhleisen 2026 V6, la version la plus pilotable
Le plan mondial : décarboner 50 % de l'électricité en 10 ans
IRENA : coûts de production des renouvelables en 2024, éolien terrestre et solaire
Wikipédia : retenue collinaire
Wikipédia : turbine Pelton
Olivier Muhleisen en collaboration avec Claude (Anthropic), octobre 2026. Plans libres de droit, open source.
Problématique : comment financer les inventions ? Consulter la page : citation importante.
2009-2025 Onmyweb Production - CGU - Informations sur les cookies - Nous contacter - Free Copyright Open Source -