M16 · Photovoltaïque résidentiel

Jusqu’ici, le manoir ne faisait que consommer : toute l’énergie venait du branchement Enedis (M3, M11). Le photovoltaïque inverse partiellement le flux : la toiture devient un générateur, et l’installation doit désormais gérer de l’énergie qui circule dans les deux sens. Cela introduit des notions nouvelles — courant continu en toiture, onduleur, injection réseau, conventions Enedis — et un principe de sécurité inédit : un générateur photovoltaïque ne se coupe pas. Tant qu’il fait jour, les panneaux produisent une tension, disjoncteur ouvert ou non. Ce module donne les clés pour dimensionner l’installation du manoir, la raccorder dans les règles et accomplir les démarches administratives — la pose en toiture elle-même, travail en hauteur sur du courant continu, sera déléguée ou supervisée par un professionnel (SPECS §8).

Objectifs de fin de module

À l’issue de ce module, je suis capable de :

Expliquer la chaîne photovoltaïque complète : cellule, module, chaîne (string), onduleur, injection dans l’installation.
Distinguer les régimes d’exploitation : autoconsommation avec ou sans vente de surplus, vente totale — et leurs démarches respectives.
Estimer la production d’une toiture avec PVGIS selon l’orientation, l’inclinaison et les ombrages.
Dimensionner la puissance crête et choisir le type d’onduleur (chaîne, micro-onduleurs, hybride) adapté au manoir.
Identifier les risques propres au courant continu photovoltaïque et les protections associées (sectionnement DC, parafoudre, coupure d’urgence).
Décrire le raccordement côté AC : circuit dédié, protections, comptage Linky, convention Enedis.
Lister les démarches : déclaration préalable en mairie (et ABF le cas échéant), demande de raccordement Enedis, attestation Consuel, contrat d’achat éventuel.
Positionner le stockage et le pilotage des surplus (ECS, routeur, batterie) dans la stratégie énergétique du manoir.

Concepts clés

Concept	Définition courte
Cellule photovoltaïque	Jonction semi-conductrice convertissant la lumière en courant continu
Module (panneau)	Assemblage de cellules en série sous verre — unité commerciale de base
Puissance crête (kWc)	Puissance d’un module/champ dans les conditions d’essai normalisées (1 000 W/m², 25 °C)
Chaîne (string)	Modules câblés en série — les tensions s’ajoutent, le courant reste celui d’un module
Onduleur	Convertisseur DC → AC synchronisé sur le réseau, cœur de l’installation
MPPT	Maximum Power Point Tracking — recherche permanente du point de puissance maximal d’une chaîne
Micro-onduleur	Petit onduleur individuel fixé derrière chaque module — conversion AC dès la toiture
Autoconsommation	Consommation sur place de sa propre production
Injection	Envoi du surplus de production vers le réseau public
CACSI	Convention d’autoconsommation sans injection, signée avec Enedis
Obligation d’achat (OA)	Dispositif d’achat du surplus à tarif réglementé, sur 20 ans
PVGIS	Outil gratuit de la Commission européenne estimant la production selon le site
Effet d’ombrage	Chute de production disproportionnée quand une partie d’une chaîne est ombragée
Parafoudre	Protection contre les surtensions d’origine atmosphérique, côtés DC et AC

Exigences NF C 15-100 mobilisées

La partie AC de l’installation photovoltaïque (de l’onduleur au tableau) relève de la NF C 15-100 : circuit dédié protégé par disjoncteur et différentiel 30 mA, repérage au tableau. NF C 15-100 [section ?].
La partie DC (modules, chaînes, coffret DC) relève du guide UTE C 15-712-1 (installations photovoltaïques raccordées au réseau) : sectionnement DC, câbles spécifiques, connecteurs, parafoudre. Ce guide est la référence à consulter — comme la norme, en bibliothèque (SPECS §10).
Parafoudre : le manoir en bâti isolé est très probablement concerné par l’obligation (cf. M18 pour l’analyse complète) ; une installation PV renforce l’exigence côté DC et AC. [Sections exactes : à vérifier dans l’UTE C 15-712-1.]
Étiquetage réglementaire : signalisation « installation photovoltaïque » au point de livraison, au tableau et à proximité des organes de coupure, pour prévenir les intervenants et les secours qu’une source reste active côté DC. [Détail des étiquettes : à vérifier — UTE C 15-712-1.]

Cours

1. De la lumière au 230 V : la chaîne photovoltaïque

Une cellule photovoltaïque est une jonction de silicium qui, éclairée, produit une tension continue de l’ordre de 0,5 à 0,7 V. Un module (panneau) en assemble plusieurs dizaines en série : il délivre typiquement 30 à 50 V en courant continu, pour une puissance crête de l’ordre de 375 à 500 Wc selon les modèles actuels (à vérifier sur la fiche technique du module retenu).

La puissance crête (Wc, kWc) est mesurée dans des conditions d’essai normalisées : ensoleillement de 1 000 W/m², température de cellule 25 °C. C’est une valeur de comparaison, pas une promesse : en conditions réelles, la production instantanée est presque toujours inférieure (nuages, angle du soleil, température — le rendement baisse quand le module chauffe).

Les modules sont câblés en chaînes (strings) : en série, les tensions s’ajoutent (une chaîne de 10 modules ≈ 300 à 500 V DC), le courant reste celui d’un module (≈ 10 à 14 A). Cette tension continue élevée est le cœur du risque photovoltaïque (section 5).

L’onduleur convertit ce courant continu en 230/400 V alternatif, synchronisé sur le réseau. Il embarque un ou plusieurs MPPT : la puissance délivrée par une chaîne dépend du point de fonctionnement (couple tension-courant), et l’onduleur cherche en permanence le point optimal, qui bouge avec l’ensoleillement et la température.

L’énergie produite est injectée dans l’installation, en aval du tableau : elle alimente d’abord les consommations en cours (autoconsommation), et le surplus éventuel repart vers le réseau par le branchement (injection), compté par le Linky qui mesure les deux sens.

2. Les composants d’une installation

Le champ photovoltaïque : modules en toiture (surimposition sur pattes au-dessus de la couverture — cas général en rénovation — ou intégration au bâti), câblés en une ou plusieurs chaînes avec du câble solaire spécifique (double isolation, tenue UV, connecteurs débrochables normalisés).

Le coffret DC (en aval des chaînes, avant l’onduleur) : interrupteur-sectionneur DC (couper du courant continu sous charge exige un appareil prévu pour — l’arc continu ne s’éteint pas seul au passage par zéro comme en alternatif), parafoudre DC, éventuels fusibles de chaîne. Beaucoup d’onduleurs récents intègrent sectionneur et parafoudre : à vérifier sur la documentation du modèle, et compléter en coffret si absent.

L’onduleur, trois familles :

Type	Principe	Points forts	Points faibles
Onduleur de chaîne	1 appareil central, chaînes en série	Coût, rendement, simplicité	Ombrage pénalisant, tension DC élevée, point unique de panne
Micro-onduleurs	1 petit onduleur par module (ou 2 modules)	Ombrage géré module par module, pas de haute tension DC, suivi fin	Coût, électronique en toiture (maintenance)
Onduleur hybride	Onduleur de chaîne + gestion batterie intégrée	Prêt pour le stockage	Coût, choix à faire dès le départ

Le coffret AC : entre l’onduleur et le tableau, protection du circuit dédié — disjoncteur calibré sur l’intensité maximale d’injection de l’onduleur, différentiel 30 mA (type selon notice de l’onduleur — souvent type A, parfois type B pour certains onduleurs sans transformateur : suivre impérativement la notice), parafoudre AC si la distance au parafoudre du tableau principal l’exige (à vérifier, UTE C 15-712-1).

Le comptage : le Linky (M3) mesure séparément l’énergie soutirée et l’énergie injectée. Aucun compteur supplémentaire n’est nécessaire en résidentiel pour la vente de surplus.

La sécurité réseau : l’onduleur embarque une protection de découplage conforme (norme DIN VDE 0126-1-1 ou équivalent listé par Enedis — à vérifier) : si le réseau disparaît (coupure, travaux), l’onduleur s’arrête en quelques dixièmes de seconde. Il est interdit et dangereux d’injecter dans un réseau hors tension où des techniciens interviennent. Conséquence pratique : une installation PV classique s’éteint pendant les coupures de réseau (sauf systèmes hybrides à fonction secours spécifiquement prévus).

3. Autoconsommation, surplus, vente totale : les trois régimes

Autoconsommation avec vente de surplus — le régime le plus courant : on consomme sa production en temps réel, le surplus part au réseau et est acheté à un tarif réglementé (obligation d’achat, contrat de 20 ans avec EDF OA ou un autre acheteur obligé). Ouvre droit, sous conditions (pose par installateur certifié notamment), à la prime à l’autoconsommation. Tarifs et prime sont révisés chaque trimestre par la CRE : ne jamais reprendre un chiffre d’un article ancien, consulter les valeurs en vigueur au moment du projet (à vérifier sur le site de la CRE ou de photovoltaique.info).

Autoconsommation totale (sans injection) — on signe une CACSI (convention d’autoconsommation sans injection) avec Enedis : gratuite et rapide, mais tout surplus est perdu (ou doit être techniquement bridé). Adaptée aux petites installations très bien dimensionnées ou aux profils qui consomment en journée.

Vente totale — toute la production est vendue, l’installation est raccordée en injection pure. Historiquement intéressante quand les tarifs d’achat étaient élevés, aujourd’hui rarement optimale en résidentiel face au prix du kWh évité (à vérifier au moment du projet).

Le taux d’autoconsommation (part de la production consommée sur place) est le paramètre économique central : le kWh autoconsommé « rapporte » le prix du kWh non acheté, généralement supérieur au tarif de rachat du surplus. D’où deux leviers : dimensionner sans excès, et déplacer les consommations vers les heures de production (ECS en journée plutôt qu’en heures creuses, lave-linge programmé, pilotage KNX — M15).

4. Dimensionner : gisement, orientation, ombrage, puissance

Le gisement. L’outil de référence est PVGIS (Commission européenne, gratuit, dans le navigateur) : on pointe le bâtiment sur la carte, on saisit puissance crête, inclinaison, azimut et pertes, et l’outil rend la production mensuelle et annuelle estimée à partir de décennies de données satellitaires. Ordre de grandeur en France métropolitaine : de l’ordre de 900 à 1 400 kWh produits par kWc et par an selon la région et l’exposition — chiffre à établir précisément avec PVGIS pour le site du manoir, pas à recopier.

Orientation et inclinaison. L’optimum théorique en France est plein sud, incliné autour de 30 à 35°. Mais l’écart est tolérant : un pan est ou ouest ne perd qu’une part modérée de production annuelle et produit à des heures différentes — une répartition est/ouest peut même augmenter le taux d’autoconsommation en étalant la courbe de production sur la journée. PVGIS permet de comparer les scénarios en quelques minutes.

L’ombrage. Point critique et contre-intuitif : dans une chaîne série, l’ombre portée sur un seul module (cheminée, arbre, lucarne) peut effondrer la production de toute la chaîne — le module ombragé se comporte en goulot d’étranglement (les diodes de dérivation intégrées limitent les dégâts sans les annuler). D’où l’étude d’ombrage : relever les masques (bâtiments, arbres, reliefs) aux différentes saisons. En présence d’ombrages partiels inévitables, les micro-onduleurs (ou optimiseurs) reprennent l’avantage : chaque module produit indépendamment.

La puissance. Démarche de dimensionnement :

Établir la consommation annuelle du manoir et son profil (jour/nuit, été/hiver) — les relevés Linky par heure sont téléchargeables depuis l’espace Enedis.
Estimer avec PVGIS la production par kWc sur les pans exploitables.
Choisir la puissance visant un taux d’autoconsommation raisonnable (viser d’abord la consommation de fond de journée, puis arbitrer l’extension avec le tarif de rachat en vigueur).
Vérifier les seuils administratifs : ≤ 3 kWc (taux de TVA réduit et exonération d’impôt sur les revenus de vente, sous conditions — à vérifier au moment du projet), ≤ 6 kVA d’injection en monophasé, régimes différents au-delà de 9 kWc, etc. Ces seuils bougent : les vérifier systématiquement.

5. Le risque spécifique : du courant continu qu’on ne peut pas éteindre

Tout le reste de la formation repose sur un réflexe : consigner, vérifier l’absence de tension, travailler hors tension (M2). Le photovoltaïque casse partiellement ce schéma :

Les risques et leurs parades :

Arc électrique continu : contrairement à l’alternatif, le courant continu ne passe jamais par zéro — un arc amorcé s’entretient. Parades : connecteurs normalisés jamais débrochés en charge, interrupteur-sectionneur prévu pour le DC, câblage soigné (l’arc DC est une cause d’incendie PV documentée).
Foudre et surtensions : un champ en toiture est exposé. Parafoudres DC et AC selon l’UTE C 15-712-1 et la situation du bâtiment (cf. M18).
Incendie et secours : l’étiquetage réglementaire signale la présence PV aux pompiers ; la coupure pompiers et le cheminement des câbles DC (limiter la longueur dans le bâtiment, cheminement identifié) font partie de la conception.
Travail en hauteur : statistiquement le premier risque du chantier PV. Hors périmètre d’auto-réalisation (SPECS §8).

6. Le raccordement : tableau, Enedis, Consuel

Côté tableau (M10/M11) : l’onduleur se raccorde sur un circuit dédié — disjoncteur dimensionné sur le courant maximal d’injection (donnée de la notice onduleur), différentiel 30 mA du type exigé par la notice, repérage explicite (« production PV »). Sur le tableau triphasé du manoir, un onduleur triphasé injecte équilibré sur les trois phases ; en monophasé, l’injection est limitée (de l’ordre de 6 kVA sur une phase — à vérifier dans le référentiel Enedis) et compte dans le déséquilibre (M11).

Côté Enedis, selon le régime choisi :

Demande de raccordement en injection (portail raccordement.enedis.fr) pour la vente de surplus ou totale — Enedis établit la CRAE (convention de raccordement et d’accès au réseau) ; ou simple CACSI pour l’autoconsommation sans injection.
Attestation Consuel : pour une installation de production, c’est le formulaire spécifique production (attestation dite « bleue », distincte de la « jaune » consommation vue en M19) — visite ou contrôle sur dossier selon les cas.
Mise en service par Enedis, puis contrat d’achat du surplus le cas échéant (EDF OA ou acheteur alternatif).

Côté mairie : les panneaux modifient l’aspect extérieur → déclaration préalable de travaux obligatoire. Le manoir étant un bâti ancien potentiellement en périmètre protégé, l’avis de l’Architecte des Bâtiments de France peut s’imposer et contraindre fortement (implantation invisible depuis l’espace public, pose sur dépendance plutôt que sur le corps principal, voire refus) — l’analyse complète est faite en M18. Anticiper : c’est la démarche la plus longue et la moins prévisible du projet PV du manoir.

La prime et le tarif d’achat exigent en pratique une pose par un installateur certifié RGE (à vérifier — condition des arrêtés tarifaires en vigueur) : une auto-installation reste possible en CACSI ou en surplus non primé, mais l’équation économique change. C’est un arbitrage à documenter dans l’étude de cas.

7. Stocker et piloter le surplus

Avant la batterie, deux gisements bon marché :

Le chauffe-eau comme batterie thermique : router le surplus vers l’ECS (M12) — soit en déplaçant la plage du contacteur vers les heures de production, soit avec un routeur solaire qui module en continu la puissance envoyée à la résistance pour absorber exactement le surplus. Rendement de « stockage » excellent, coût faible.
Le pilotage des charges (M15) : la supervision KNX reçoit la mesure de production (compteur d’énergie modulaire ou passerelle onduleur) et déclenche les charges déplaçables (lave-linge, charge VE — M17) quand la production dépasse un seuil.

La batterie stationnaire (couplée à un onduleur hybride) stocke le surplus du jour pour la soirée. Économiquement, sa rentabilité en résidentiel français reste défavorable à ce jour (coût du kWh stocké vs différentiel achat/rachat — à réévaluer au moment du projet) ; techniquement, elle peut apporter une fonction secours sur coupure réseau si l’onduleur hybride la propose. Décision à différer : si l’onduleur choisi est hybride ou « battery ready », la porte reste ouverte.

8. Le photovoltaïque au manoir : scénario d’étude

Zone d’étude SPECS §7 : « Photovoltaïque + autoconsommation » (M11, M16). Les caractéristiques du site orientent le projet :

Branchement triphasé (M11) → onduleur triphasé dès que la puissance dépasse quelques kWc, injection équilibrée, pas de contrainte de déséquilibre.
Surfaces disponibles : le corps principal (couverture ancienne, visibilité, ABF) est un mauvais candidat ; les dépendances (écuries, communs — SPECS §7) offrent des pans de toiture moins sensibles, voire une pose au sol dans un espace non visible. La distance dépendances → tableau principal réactive le calcul de chute de tension (M6) et le choix d’alimenter un tableau divisionnaire (M11).
Profil de consommation : PAC (M12), ECS, piscine (filtration diurne — excellente charge d’autoconsommation), borne VE (M17) — le manoir a des consommations de journée substantielles, donc un bon potentiel d’autoconsommation.
Phasage : la réfection électrique prépare le PV (fourreaux en attente vers les toitures candidates, place au tableau, comptage) même si la pose des panneaux vient dans un second temps — comme pour le KNX, le câble se pose pendant le chantier, l’équipement peut attendre.

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Source	Sujet couvert	Durée
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Tout sur le raccordement électrique d’une installation solaire	Circuit dédié, protections AC, repérage	—
Câblage d’un coffret de protection DC + AC avec parafoudre	Sectionnement DC, parafoudres, UTE C 15-712-1	—
Comment utiliser PVGIS pour estimer sa production solaire	Prise en main de l’outil, scénarios	—
Webinaire PV.info : décryptage du nouvel arrêté tarifaire	Démarches, tarifs, cadre réglementaire à jour	—

Étude de cas — manoir

Livrable attendu (jalon mois 10, SPECS §11 : « Plan PV ») : un dossier dossier-manoir/M16/ contenant :

etude-gisement.md — pour chaque pan de toiture candidat (corps principal écarté ou non, dépendances, sol) : azimut, inclinaison, surface exploitable, masques d’ombrage relevés, et la production estimée PVGIS par kWc (captures et paramètres joints).
profil-consommation.md — analyse des données Linky horaires sur une année (export Enedis) : consommation de fond, pointes, saisonnalité, part déplaçable (ECS, filtration piscine, VE). En déduire la puissance crête cible et le taux d’autoconsommation attendu.
dimensionnement-pv.md — scénarios chiffrés (tableur joint) : 2 à 3 puissances candidates × régime (surplus primé posé par un pro RGE vs auto-installation en CACSI), avec production, autoconsommation, économie annuelle estimée aux tarifs en vigueur à la date de l’étude (sources datées). Choix argumenté du type d’onduleur (chaîne / micro / hybride) au vu des ombrages et de la stratégie batterie.
schema-pv.svg — schéma QElectroTech de la chaîne complète : champ, coffret DC (sectionneur, parafoudre), onduleur, coffret AC, circuit dédié au tableau, comptage Linky — avec repérage et étiquetage réglementaire mentionnés.
demarches.md — chronologie des démarches propre au manoir : déclaration préalable + volet ABF (pièces, délais), demande Enedis (CRAE ou CACSI), Consuel production « bleue », contrat d’achat — avec, pour chaque étape, le déclencheur et le délai estimé.
preparation-chantier.md — ce que la réfection électrique doit préparer même si le PV attend : fourreaux en attente, emplacement onduleur (local ventilé, proche du tableau), réserve au tableau, remontée de la mesure vers la supervision KNX (M15).

Travaux pratiques sur le banc d’essai

Prendre en main PVGIS. Pointer le manoir sur la carte, simuler 1 kWc plein sud à 35°, puis faire varier azimut (est, ouest) et inclinaison (10°, 60°). Tracer les productions mensuelles comparées dans un tableur : constater l’étalement est/ouest et l’effet de l’inclinaison été/hiver.
Relever les masques. Depuis chaque pan candidat (photos, boussole, application de course solaire gratuite), identifier les ombrages : cheminées, arbres, bâtiments voisins, relief. Reporter les conclusions dans etude-gisement.md et décider si un scénario micro-onduleurs s’impose.
Analyser le profil Linky. Exporter les données horaires depuis l’espace Enedis, construire dans le tableur la courbe de charge moyenne par saison, superposer une courbe de production PVGIS et calculer le taux d’autoconsommation pour 2 à 3 puissances candidates.
Dimensionner la chaîne. Pour le scénario retenu, à partir d’une fiche technique de module réelle (tension à vide, courant de court-circuit, coefficients de température) et d’une fiche d’onduleur réelle : vérifier que la tension de chaîne à froid reste sous la tension DC maximale de l’onduleur et dans la plage MPPT. C’est le calcul central du dimensionnement — le faire à la main avant tout configurateur fabricant.
Dessiner le schéma. Sous QElectroTech, produire schema-pv.svg (chaîne complète DC → AC → tableau) et faire relire les protections choisies (calibre AC, type de différentiel, parafoudres) à la lumière de la notice d’onduleur et de l’UTE C 15-712-1.
Monter le dossier administratif à blanc. Remplir réellement (sans déposer) le formulaire de déclaration préalable et parcourir le portail de raccordement Enedis pour lister les pièces demandées — les délais et pièces découverts alimentent demarches.md.

Quiz de validation

Seuil : 80 %.

Fiche de synthèse

FORMATION ÉLECTRICITÉ — M16 — Fiche de synthèse
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CHAÎNE PV
  Cellule (~0,6 V DC) → module (375-500 Wc, 30-50 V) → chaîne série
  (tensions s'additionnent : 300-500 V DC) → onduleur (MPPT, DC→AC)
  → circuit dédié tableau → conso sur place + surplus injecté (Linky
  compte les 2 sens)

⚠ DANGER SPÉCIFIQUE
  Un champ ÉCLAIRÉ est TOUJOURS sous tension — aucun organe de
  coupure n'éteint les modules. Arc DC : ne s'éteint pas seul
  (pas de passage par zéro) → sectionneur spécifié DC, jamais
  débrocher un connecteur en charge. Partie DC : déléguée/supervisée
  (SPECS §8). Étiquetage réglementaire (secours).

ONDULEURS
  Chaîne : coût/rendement, sensible ombrage, HT DC
  Micro-onduleurs : ombrage géré/module, pas de HT DC, coût +
  Hybride : batterie ready · Découplage obligatoire (arrêt si
  réseau coupé → pas de production pendant les coupures)

RÉGIMES
  Surplus (le + courant) : raccordement injection Enedis (CRAE) +
    Consuel production « bleue » + contrat OA 20 ans + prime si
    conditions (pose RGE — à vérifier, arrêtés trimestriels CRE)
  CACSI : autoconsommation sans injection, gratuite, surplus perdu
  Vente totale : rarement optimale aujourd'hui (à vérifier)

DIMENSIONNEMENT
  1. Profil conso (export Linky horaire) 2. Gisement PVGIS par pan
  (azimut/inclinaison/masques) 3. Puissance ciblant l'autoconso
  4. Seuils admin (3 kWc fiscal, 6 kVA mono…— à vérifier)
  Ombrage partiel sur chaîne série = production effondrée
  → micro-onduleurs si masques inévitables
  Vérif chaîne : tension à froid < U DC max onduleur, plage MPPT

SURPLUS : STOCKER/PILOTER
  1. ECS = batterie thermique (plage contacteur ou routeur solaire)
  2. Pilotage KNX des charges déplaçables (lave-linge, VE — M17)
  3. Batterie : rentabilité défavorable à ce jour (à réévaluer),
     option secours via hybride

NORMES / DÉMARCHES
  AC : NF C 15-100 (circuit dédié, 30 mA type selon notice, repérage)
  DC : UTE C 15-712-1 (sectionnement, parafoudres, câbles solaires)
  Mairie : déclaration préalable + ABF probable (manoir !) — LONG
  Enedis : CRAE ou CACSI → Consuel bleu → mise en service → OA

MANOIR
  Onduleur TRIPHASÉ (équilibrage M11) · toitures dépendances
  plutôt que corps principal (ABF) · fort potentiel autoconso
  (PAC, ECS, piscine diurne, VE) · réfection = préparer (fourreaux,
  réserve tableau, mesure vers KNX), poser ensuite

À conserver avec les fiches M0 à M15. M17 traite la borne de recharge du véhicule électrique — la charge déplaçable idéale pour absorber le surplus dimensionné ici.