Abstract:
Ce travail vise à dimensionner un système photovoltaïque flottant au niveau du barrage
Douera à Alger, en simulant les performances électriques du système en fonction des conditions climatiques locales (irradiation solaire et températures). Le logiciel PVsyst a été utilisé
pour effectuer les calculs et les déterminations nécessaires, avec l’intégration d’un système de
stockage d’énergie par batteries afin d’assurer l’autonomie. Dans ce cadre, l’accent a été mis
sur la concordance entre les résultats théoriques et les caractéristiques réelles du barrage, en se
basant sur des données de consommation réelles de l’année 2021, ce qui a permis une évaluation objective de la couverture des besoins énergétiques du site. Les résultats de la simulation
ont montré que le système proposé est capable d’assurer une bonne couverture de la consommation quotidienne avec un rendement stable, et à un coût de production inférieur à celui du
réseau public. Il a également été constaté que la période de retour sur investissement du projet
ne dépasse pas 11 ans. L’étude de faisabilité technique et économique a démontré que ce type
de systèmes est applicable et généralisable à des installations similaires, en particulier dans les
régions confrontées à des défis hydriques et énergétiques.his work aims to size a floating photovoltaic system at the Douera dam in Algiers by simulating the system’s electrical performance based on local climatic conditions (solar irradiation
and temperature). The PVsyst software was used to carry out the necessary calculations and
simulations, with the integration of an energy storage system using batteries to ensure autonomy. In this context, emphasis was placed on the consistency between theoretical results and
the actual characteristics of the dam, relying on real consumption data from the year 2021.
This allowed for an objective assessment of the site's energy needs coverage. The simulation
results showed that the proposed system is capable of providing good coverage of daily consumption with stable efficiency and a production cost lower than that of the public grid. It was
also found that the project’s economic payback period does not exceed 11 years. The technical
and economic feasibility study demonstrated that this type of system is applicable and scalable
to similar facilities, especially in regions facing water and energy challenges
