Une installation panneau solaire raccordée au réseau suit un chemin balisé par la STEG et l’ANME : visite technique, dimensionnement, dossier, pose, câblage, mesures, puis réception. Ce guide décrit les dix étapes d’un chantier photovoltaïque résidentiel en Tunisie, les règles techniques de chacune et les contrôles exigés avant la mise en service. Il s’adresse aux futurs techniciens et aux clients qui veulent savoir ce que leur installateur doit faire.
Mis à jour le 19 octobre 2026
Avant de commencer. Ce n’est pas un tutoriel de bricolage. Un chantier photovoltaïque combine travail en hauteur et courant continu, et un panneau éclairé est toujours sous tension. Le raccordement au réseau de la STEG et les aides PROSOL ELEC passent par une société éligible ANME. Particulier, faites appel à un professionnel : notre guide pour choisir un installateur photovoltaïque en Tunisie explique comment le vérifier.
Étape 1 : la visite technique
Tout commence sur le toit. Le technicien relève l’orientation et l’inclinaison possibles (le référentiel technique de la STEG recommande plein sud et 30°), les ombres portées (acrotère, cage d’escalier, antennes, arbres), l’état de l’étanchéité, l’accès pour monter le matériel et le trajet des câbles. Il repère l’emplacement de l’onduleur, à l’abri du soleil et fixé entre 1,20 et 1,80 m de hauteur selon le référentiel, et contrôle le tableau électrique et la prise de terre existante.
Côté consommation, l’installateur fait signer au client le formulaire F1 de la STEG : demande d’historique de consommation, sur laquelle la STEG indique si le foyer est éligible à PROSOL ELEC et pour combien de kWc.
Étape 2 : le dimensionnement
La puissance crête découle de la consommation annuelle et de la production d’un kWc dans la région ; la méthode est détaillée dans notre article combien de panneaux solaires pour votre facture STEG. Le référentiel ajoute des limites : l’onduleur ne dépasse pas la puissance souscrite, ni 6 kVA en monophasé.
Vient ensuite le calcul électrique. La tension d’une chaîne doit rester sous la tension maximale de l’onduleur, calculée à -10 °C. Avec le module JA Solar 540 W de notre atelier (Voc de 49,60 V et coefficient de -0,275 %/°C selon sa fiche technique), un module atteint environ 54,4 V par grand froid ; dix modules en série approchent 544 V. Le nombre minimal de modules se calcule à l’inverse, à 85 °C, pour rester dans la plage MPPT. Pour les câbles DC, le référentiel recommande une chute de tension de 1 % et la limite à 3 %. L’étude détaillée, avec les logiciels du métier, fait l’objet de notre article sur les logiciels d’étude photovoltaïque.
Étape 3 : le dossier STEG et PROSOL ELEC
En basse tension, c’est l’installateur éligible qui prend en charge le dossier technique, l’accord de la STEG, la demande de crédit et l’installation (ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie). Plusieurs formulaires de la STEG jalonnent le dossier :
- F3 : fiche d’identification de l’installation PROSOL ELEC (bénéficiaire, puissance souscrite, consommation, modules) ;
- F4 : fiche de vérification du dossier, avec les caractéristiques des modules et de l’onduleur, et la référence de leur homologation par l’ANME.
Les modules doivent figurer sur la liste de l’ANME : voir notre guide des panneaux solaires agréés ANME. Pour le financement, lisez PROSOL ELEC en Tunisie.
Étape 4 : la pose de la structure
La structure doit être en aluminium, anodisé de préférence, ou en acier galvanisé à chaud (ISO 1461), avec une boulonnerie en acier galvanisé ou en inox. Elle doit résister, modules en place, à un vent de 120 km/h. Le référentiel signale un piège classique : aluminium et acier galvanisé en contact provoquent une corrosion, à éviter par de l’aluminium anodisé ou des intercalaires adaptés. Il demande aussi un certificat d’un bureau de contrôle agréé, sous la responsabilité de l’installateur, et interdit de partager une structure entre deux installations.
Sur un toit-terrasse, il faut respecter un recul derrière l’acrotère et un espacement entre les rangées pour éviter qu’elles se fassent de l’ombre ; ces distances sont calculées dans notre article sur le nombre de panneaux.
Étape 5 : la fixation des modules
Les modules se fixent avec les brides et aux emplacements prévus par le fabricant. Les cadres en aluminium anodisé ne doivent pas être percés ni retravaillés sur le chantier. Dans une même chaîne, les modules sont identiques (marque, type, puissance) et ont la même orientation et la même inclinaison. Sauf avis contraire du fabricant, la pose en portrait ou en paysage est admise. Un module de 540 W pèse environ 28 kg : la manutention sur le toit se prépare.
Étape 6 : le câblage en courant continu
Le câble DC est un câble photovoltaïque spécifique : unipolaire, à double isolation, résistant aux ultraviolets, âme en cuivre étamé de classe 5, marqué « PV1000-F » avec sa section. Le référentiel réserve le rouge au positif et le noir au négatif. En atelier, nous utilisons du câble solaire de 6 mm². Les règles de pose :
- conducteurs positif et négatif côte à côte, avec le câble d’équipotentialité sur le même chemin, pour éviter les boucles sensibles à la foudre ;
- chemins de câble métalliques avec couvercle à l’extérieur, colliers en inox au soleil, conduits distincts de ceux du courant alternatif ;
- connecteurs conformes à la NF EN 62852, IP65 au moins, mâle et femelle de même marque et de même type, sertis avec l’outil validé par le fabricant. Mélanger deux marques de connecteurs « compatibles MC4 » augmente le risque d’arc électrique et d’incendie.
Étape 7 : coffrets DC et AC, onduleur
Le coffret DC regroupe l’interrupteur-sectionneur et les parafoudres côté continu ; le coffret AC, le disjoncteur, le différentiel et le parafoudre côté réseau. Le procès-verbal de réception F6 de la STEG vérifie la présence d’un parafoudre DC et d’un parafoudre AC, d’un organe de sectionnement DC accessible et d’un organe de sectionnement et de protection AC accessible. Avec un onduleur à plusieurs entrées MPPT, le référentiel impose un parafoudre sur chaque entrée. Le rôle de l’onduleur est détaillé dans notre article sur l’onduleur photovoltaïque.
Étape 8 : la mise à la terre
Toutes les masses (cadres, structures, coffrets) sont reliées à la terre par un conducteur vert et jaune d’au moins 6 mm². Le cuivre ne doit pas toucher directement l’aluminium. La résistance de la prise de terre doit rester sous 25 Ω, et sous 10 Ω si le bâtiment a un paratonnerre (formulaire F6). Méthodes de mesure et solutions si la valeur est trop haute : voyez notre guide sur la mise à la terre.
Étape 9 : les essais avant mise en service
Avant la réception, l’installateur réalise des essais et remplit le rapport F7 de la STEG. Le référentiel s’appuie en partie sur la norme EN 62446, et le cahier des charges de l’ANME impose les mêmes contrôles à toutes les sociétés éligibles.
| Essai | Appareil | Critère |
|---|---|---|
| Continuité du circuit de terre | Contrôleur de continuité, 200 mA | 1 Ω au plus |
| Polarité et tension à vide (Voc) de chaque chaîne | Voltmètre DC | Proche de la valeur du fabricant, corrigée en température et en éclairement |
| Courant de court-circuit ou de service | Pince ampèremétrique DC | Proche de la valeur du fabricant, corrigée en éclairement |
| Isolement du circuit DC | Mégohmmètre | Voir ci-dessous |
| Appareils de coupure et de commande | Essai fonctionnel | Chaque appareil fonctionne |
| Découplage de l’onduleur | Coupure de la tension réseau | L’onduleur se déconnecte |
| Résistance de terre | Testeur de terre | Moins de 25 Ω |
Pour l’isolement, on mesure entre la terre et chaque polarité. La tension d’essai dépend de la tension de la chaîne multipliée par 1,25 : sous 120 V, essai à 250 V et 0,5 MΩ minimum ; de 120 à 500 V, essai à 500 V et 1 MΩ ; au-delà de 500 V, essai à 1 000 V et 1 MΩ. Exemple : dix modules JA Solar donnent 496 V de Voc, soit 620 V après majoration ; on teste à 1 000 V. Un mégohmmètre comme le Chauvin Arnoux C.A 6528 de notre atelier sert à cette mesure. Le découplage est expliqué dans notre article coupure STEG : pourquoi les panneaux s’arrêtent.
Étape 10 : la réception et la mise en service
Une installation panneau solaire n’est mise en service qu’après la réception technique, que la STEG prononce sur le procès-verbal F6. Sa liste de contrôle reprend tout le chantier : modules conformes au dossier approuvé, onduleur accepté par la STEG, fixation de la structure, protection mécanique des câbles, section du câble de terre, liaison entre modules, parafoudres, sectionnements, étiquettes de signalisation, valeur de terre et essais probants, rapport joint. Une réserve bloquante empêche la mise en service. Le compteur est ensuite remplacé ou complété pour mesurer l’énergie importée et exportée.
Le travail ne s’arrête pas là. Le cahier des charges de l’ANME impose une garantie globale d’au moins 24 mois, avec un entretien au moins une fois par an : voir notre guide sur la maintenance d’une installation photovoltaïque.
Sécurité : hauteur et courant continu
Travail en hauteur. Le cahier des charges de l’ANME exige des installateurs une habilitation au travail en hauteur et une habilitation électrique renouvelées chaque année, des équipements de protection (casque, gants isolants, lunettes, chaussures de sécurité), des échelles avec stabilisateurs et un balisage du chantier.
Courant continu. Selon le référentiel de la STEG, un choc potentiellement mortel est possible dès 60 V en courant continu, tension atteinte dès deux modules en série. Le raccordement des modules relève d’intervenants habilités selon la NF C 18-510 (symboles BP ou BR photovoltaïque, voir notre article sur l’habilitation électrique). On ne débranche jamais un connecteur pendant que l’installation produit. Pour consigner, le référentiel prévoit d’ouvrir d’abord le côté AC, puis l’interrupteur-sectionneur DC, puis de déconnecter les connecteurs DC, en gardant à l’esprit que les modules restent sous tension.
Une installation panneau solaire mal réalisée ne pose pas seulement un problème de production : elle peut blesser l’installateur, le client ou un agent de la STEG. C’est pourquoi chaque étape laisse une trace écrite, du F1 au F6.
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Sources
- STEG, référentiel technique des centrales photovoltaïques raccordées au réseau BT, juillet 2026, consulté le 19 octobre 2026
- STEG, formulaire F1 : demande d’historique de consommation, consulté le 19 octobre 2026
- STEG, formulaire F3 : fiche d’identification d’une installation PV (PROSOL ELEC), consulté le 19 octobre 2026
- STEG, formulaire F4 : fiche de vérification d’un dossier d’installation photovoltaïque, consulté le 19 octobre 2026
- STEG, formulaire F6 : procès-verbal de réception technique et de mise en service, consulté le 19 octobre 2026
- STEG, formulaire F7 : rapport d’essais de mise en service, consulté le 19 octobre 2026
- Ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, « Régime de l’autoproduction », consulté le 19 octobre 2026
- ANME, cahier des charges des entreprises d’installation photovoltaïque, octobre 2023
- JA Solar, fiche technique JAM72S30 530-555/MR (version 20220118A), consultée le 19 octobre 2026
- Chauvin Arnoux, mégohmmètre C.A 6528, consulté le 19 octobre 2026