La maintenance d’une installation photovoltaïque ne se résume pas au nettoyage des panneaux : elle combine contrôles visuels, mesures électriques et suivi de la production pour repérer une panne avant qu’elle coûte cher ou devienne dangereuse. Ce guide s’appuie sur le cahier des charges de l’ANME et sur le référentiel technique publié par la STEG en juillet 2026 : quoi contrôler, avec quels appareils, quelles valeurs attendre et comment diagnostiquer les pannes courantes.
Mis à jour le 7 octobre 2026
Ce que la réglementation tunisienne impose
Le parc à entretenir est déjà important : selon l’ONEM, la Tunisie comptait fin juin 2026 environ 500 MW photovoltaïques sur les toits résidentiels et 130 MW en moyenne et haute tension (La Presse). Deux textes encadrent l’entretien de ces installations.
Le cahier des charges de l’ANME
Les entreprises éligibles (voir notre guide pour créer une société photovoltaïque en Tunisie) s’engagent, selon l’article 5 du cahier des charges ANME, sur :
- une garantie globale de 24 mois minimum après la mise en service, pendant laquelle elles assurent à leurs frais l’entretien et la maintenance périodique, au moins une fois par an, selon un planning remis au client ;
- des garanties minimales de 10 ans pour les modules, 5 ans pour l’onduleur et 10 ans pour la structure ;
- un projet de contrat de maintenance pour l’après-garantie et un stock de pièces de rechange ;
- un diagnostic sous 72 heures au plus et une réparation sous 2 mois au plus.
Le référentiel technique de la STEG
Le référentiel technique de la STEG fixe les exigences minimales de conception, de réalisation et de maintenance des centrales raccordées au réseau basse tension. Il préconise une maintenance au minimum annuelle, confiée à des intervenants formés et habilités, et distingue trois niveaux : conditionnel (surveillance des paramètres), prévisionnel (suivi d’une dégradation, comme la corrosion) et systématique (intervalles fixes, périodicité recommandée d’un an). Pour une maison habitée toute l’année, seul le niveau conditionnel est envisagé ; pendant la garantie, l’installateur passe néanmoins au moins une fois par an.
La visite de maintenance d’une installation photovoltaïque
Le référentiel STEG liste les points minimaux de cette visite, limités aux parties électriques facilement accessibles.
Sécurité des personnes et des biens
- Contrôle visuel des câbles, connexions et boîtes de jonction.
- Recherche de points chauds, sans démontage, et de corrosion.
- Vérification de l’appareillage : fusibles, disjoncteurs, parafoudres.
- Test des différentiels (DDR) et de la coupure d’urgence, vérification des liaisons équipotentielles.
- État de l’étiquetage et plans de l’installation à jour.
Bon fonctionnement et production
- Nettoyage des modules.
- Relevé de la production instantanée et cumulée de chaque onduleur, avec date et heure.
- Recherche de nouvelles ombres : végétation, équipements, bâtiments.
- Dépoussiérage des tableaux et resserrage des bornes.
Le nettoyage compte : à l’échelle mondiale, l’encrassement ferait perdre chaque année 3 à 5 % de la production photovoltaïque, et les régions arides sont particulièrement exposées (IEA PVPS). Suivez la méthode indiquée par le fabricant des modules.
Les mesures électriques et leurs valeurs de référence
L’article 7 du CCTP du cahier des charges ANME impose sept vérifications avant la mise en service, consignées dans un tableau mis à la disposition de l’organisme de contrôle et de réception. Le référentiel STEG, en partie tiré de la norme EN 62446, en précise les méthodes et les seuils. En maintenance, les mêmes mesures servent de comparaison : conservez le rapport d’essais initial.
| Mesure | Appareil ou méthode | Résultat attendu |
|---|---|---|
| Continuité de la terre et des liaisons équipotentielles | Contrôleur de continuité (200 mA) | 1 Ω au plus |
| Polarité et tension à vide (Voc) de chaque chaîne | Voltmètre DC | Valeur du fabricant corrigée en température et en éclairement |
| Courant de court-circuit (Icc) ou de service | Pince ampèremétrique DC | Valeur du fabricant corrigée en éclairement |
| Isolement du circuit DC | Mégohmmètre | Voir le tableau suivant |
| Sectionnement, coupure et commande | Essai fonctionnel | Chaque appareil fonctionne |
| Résistance de la prise de terre | Testeur de terre | 25 Ω au plus, 10 Ω avec paratonnerre |
| Découplage de l’onduleur | Coupure de la tension réseau | L’onduleur se déconnecte |
Isolement : tension d’essai et valeur limite
On mesure entre la terre et chaque polarité. La tension d’essai dépend de la tension du système, soit la tension à vide de la chaîne multipliée par 1,25 (tableau 12 du référentiel STEG) :
| Tension du système | Tension d’essai | Valeur limite |
|---|---|---|
| Moins de 120 V | 250 V | 0,5 MΩ |
| De 120 à 500 V | 500 V | 1 MΩ |
| Plus de 500 V | 1 000 V | 1 MΩ |
Exemple : une chaîne de 450 V à vide donne une tension système de 562,5 V ; on mesure sous 1 000 V et l’on attend au moins 1 MΩ. Pour les champs de plus de 1 000 V, présents sur certaines centrales, l’IEC 62446-1 prévoit un essai sous 1 500 V (Fluke). Réalisez l’essai sur une installation sectionnée, en suivant la procédure du fabricant de l’appareil : le Chauvin Arnoux CA 6528, par exemple, bloque la mesure dès qu’il détecte plus de 30 V de tension extérieure (Chauvin Arnoux).
Tension et courant : lire les écarts
Comparez les chaînes entre elles, au même moment : la tension baisse quand les modules chauffent et le courant suit l’éclairement. Une chaîne dont la tension est nettement plus basse que celle de ses voisines peut compter un module de moins que prévu, un module défectueux ou une diode de dérivation en court-circuit, qui retire la tension de la portion de module qu’elle protège. Un courant plus faible oriente vers une ombre, un encrassement localisé ou un module défaillant.
Découplage de l’onduleur
Cette protection, généralement intégrée à l’onduleur certifié VDE-AR-N 4105 ou équivalent, déconnecte l’installation en cas de perturbation ou de coupure du réseau, pour ne pas alimenter un défaut ni un réseau en travaux. On vérifie que chaque onduleur se découple lorsque la tension réseau disparaît et que ses paramètres sont conformes (référentiel STEG).
Les pannes courantes et leur diagnostic
Les alarmes citées sont celles des onduleurs Solis (Solis) ; les libellés varient selon les marques.
| Symptôme | Causes probables | Vérification |
|---|---|---|
| Alarme d’isolement (PV ISO-PRO) | Câble abîmé, eau dans une boîte de jonction, MC4 mal serti, rongeurs, câble pincé | Isolement chaîne par chaîne |
| Courant de fuite (ILeak-PRO), différentiel qui déclenche | Défaut d’isolement, section de câble inadaptée | Isolement, test du DDR |
| Absence de réseau (NO-GRID) | Disjoncteur AC déclenché, réseau coupé | Coffret AC, tension réseau |
| Surtension réseau (OV-G-V) | Tension réseau au-dessus du seuil réglé, câble AC trop long ou sous-dimensionné | Tension au point de raccordement, réglages, chute de tension du câble AC (3 % au plus selon la STEG, 1 % conseillé) |
| Surchauffe (OV-TEM) | Onduleur au soleil, ventilation insuffisante | Emplacement, ventilations |
| Chaîne moins productive | Module ou diode défaillant, ombre, encrassement, câblage | Voc et Icc, thermographie |
Les défauts d’isolement
Les onduleurs certifiés VDE-AR-N 4105 surveillent en permanence l’isolement de la partie continue (référentiel STEG). En cas d’alarme, Solis recommande de mesurer au mégohmmètre les chaînes, les boîtes de jonction et les câbles DC : sous 1 MΩ, un défaut à la terre ou un câble endommagé est probable, et une valeur entre 1 et 5 MΩ justifie déjà de rechercher de l’humidité ou une isolation abîmée (Solis).
Les connecteurs
Un connecteur mal assemblé chauffe et peut provoquer un arc électrique, voire un incendie. Le référentiel STEG exige des couples mâle-femelle de même type et de même marque, conformes à la NF EN 62852, IP 65 au moins, sertis avec l’outil validé par le constructeur. Associer deux marques dites compatibles n’est pas conforme.
Les modules
L’IEA PVPS recense notamment le délaminage, les défauts de boîte de jonction, les verres cassés, les fissures de cellules, les traces de brûlure, la dégradation induite par le potentiel (PID) et les diodes de dérivation défectueuses. Outils de détection : inspection visuelle, thermographie infrarouge, courbe courant-tension (I-V) et électroluminescence.
L’onduleur
Le référentiel STEG demande de l’installer à l’abri du soleil direct, de préférence dans un local ventilé, entre 1,20 et 1,80 m de hauteur. Avant tout redémarrage, notez le code d’alarme et l’heure : c’est la première donnée du diagnostic.
Suivre la production pour repérer une dérive
Une baisse lente est normale : sur près de 2 000 taux de dégradation publiés, Jordan et Kurtz (NREL) relèvent une médiane de 0,5 % par an (NREL). Une chute brutale signale un défaut. Pour trancher :
- comparez un mois au même mois de l’année précédente, en tenant compte de l’ensoleillement ;
- comparez les onduleurs ou les chaînes de même configuration ;
- surveillez les alarmes sur la plateforme de supervision de l’onduleur.
Intervenir en sécurité
Selon le référentiel STEG, un choc potentiellement mortel est possible dès 60 V en courant continu, tension qui peut être atteinte dès deux modules en série. Les intervenants qui raccordent les modules doivent détenir l’habilitation BP ou BR « photovoltaïque » (NF C 18-510). Le cahier des charges ANME exige aussi une habilitation au travail en hauteur, une habilitation électrique renouvelée chaque année et des EPI normalisés : casque NF EN 397, gants isolants NF EN 60903, lunettes anti-flash, chaussures de sécurité.
La consignation suit trois étapes :
- ouvrir le circuit AC pour arrêter l’injection ;
- ouvrir l’interrupteur-sectionneur DC ;
- déconnecter les connecteurs DC pour séparer physiquement les deux circuits.
Attention : même consignés, les modules éclairés restent sous tension entre leurs polarités. Ne coupez et ne percez jamais un module, et ne débranchez jamais un connecteur rapide pendant que l’installation produit.
Se former à la maintenance photovoltaïque chez BOOTCAMP
La maintenance d’une installation photovoltaïque s’apprend sur du matériel réel. Dans notre atelier de Tunis (Belvédère), chaque candidat travaille sur son propre matériel : modules JA Solar 540 W et ZNShine 335 W, onduleur Solis 6 kW triphasé et onduleur monophasé iMars, coffrets DC 600 V à une et deux chaînes, coffrets AC, connecteurs et pinces à sertir MC4.
Les appareils correspondent aux essais décrits plus haut : mégohmmètre Chauvin Arnoux CA 6528, qui mesure l’isolement sous 250, 500 et 1 000 V et la continuité sous 200 mA (Chauvin Arnoux), pinces ampèremétriques DC F203, testeurs de tension CA755, testeur de terre UT522 et testeurs de différentiels UT585.
Trois formations agréées par l’ANME abordent la maintenance :
- Installateur mainteneur en systèmes photovoltaïques (60 heures) : pose, mise en service, maintenance préventive et curative, dépannage ;
- Installateur mainteneur des systèmes photovoltaïques MT (30 heures, après la formation BT) : mise en service et maintenance en moyenne tension ;
- Installateur des systèmes de pompage photovoltaïque (48 heures, après la formation BT) : installation, mise en service et maintenance du pompage solaire.
Retrouvez toutes nos formations du secteur énergie, ou contactez-nous pour choisir votre parcours.
Questions fréquentes
À quelle fréquence faire la maintenance d’une installation photovoltaïque ?
Au moins une fois par an : c’est le minimum exigé de l’installateur pendant la garantie de 24 mois (ANME) et la périodicité recommandée par la STEG pour la maintenance systématique.
Quelle résistance d’isolement est acceptable ?
Selon le référentiel STEG, au moins 1 MΩ à partir de 120 V de tension système, mesurée sous 500 V jusqu’à 500 V et sous 1 000 V au-delà. En dessous de 120 V, 0,5 MΩ sous 250 V.
Un particulier peut-il entretenir lui-même ses panneaux ?
Il peut surveiller sa production et ses alarmes. Les interventions électriques reviennent à des intervenants formés et habilités : deux modules en série peuvent déjà dépasser 60 V en courant continu.
Quelle formation pour devenir technicien de maintenance photovoltaïque ?
Commencez par la formation d’installateur mainteneur BT de 60 heures, qui couvre mise en service et maintenance, puis spécialisez-vous en moyenne tension ou en pompage.
Sources
- ANME, cahier des charges d’éligibilité des installateurs photovoltaïques (octobre 2023)
- STEG, référentiel technique des centrales photovoltaïques raccordées au réseau (juillet 2026)
- La Presse, 17 août 2026
- Fluke, Insulation Resistance Testing in solar installations (4 mai 2026)
- Chauvin Arnoux, fiche technique CA 6528 (janvier 2020)
- Solis, PV Isolation Protection (non daté)
- Solis, codes d’alarme (25 avril 2025)
- IEA PVPS, Review of Failures of Photovoltaic Modules (2014)
- IEA PVPS, Soiling Losses (janvier 2023)
- Jordan et Kurtz, NREL, Photovoltaic Degradation Rates (2012)