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title: "Transformateur photovoltaïque : calcul des kVA en HTA | Entogo"
description: "Transformateur photovoltaïque : la puissance se calcule sur les kW des onduleurs et le réactif exigé, pas sur les kWc."
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datePublished: 2026-11-05
dateModified: 2026-11-05
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Référence technique

# Transformateur photovoltaïque : quelle puissance en kVA pour une centrale raccordée en HTA ?

Billy, Entogo 5 novembre 2026

![Poste préfabriqué élévateur abritant un transformateur photovoltaïque HTA/BT pour centrale solaire](https://entogo.ca/_astro/fr-transformateur-photovoltaique-dimensionnement-hta.CLPxhGKb_lgVfC.webp)

Photo — ダモ リ · [Unsplash](https://unsplash.com/photos/an-aerial-view-of-a-large-solar-farm-Y5j57HvzuZg) · [Unsplash License](https://unsplash.com/license)

En bref

Transformateur photovoltaïque : la puissance se calcule sur les kW des onduleurs et le réactif exigé, pas sur les kWc. Avec Qmax = 0,4 × Pracc inj (Enedis, loi Q = f(U)), 1000 kW demandent 1077 kVA, donc un 1250 kVA 20/0,8 kV, soumis aux pertes de la phase 2 Ecodesign (855 W à vide).

## Points clés

- Un transformateur photovoltaïque se dimensionne sur les kW AC des onduleurs et le réactif exigé : S = √(P² + Q²), jamais sur les kWc des modules.
- Dans la variante Q = f(U) de son modèle de convention HTA, Enedis fixe Qmax\_contrat = 0,4 × Pracc inj : 1000 kW d’injection demandent 1077 kVA, donc un transformateur de 1250 kVA.
- Le règlement (UE) 548/2014 n’exempte pas les transformateurs photovoltaïques : un 1250 kVA immergé est plafonné à 855 W à vide et 9500 W en charge depuis le 1er juillet 2021.
- Sous tension 8760 h par an mais chargé quelques heures par jour, un 1250 kVA perd environ 7490 kWh à vide par an, soit 60 % de ses pertes dans l’exemple.
- Un transformateur bitension 15/20 kV à pleine puissance sur les deux tensions bénéficie d’une majoration de +15 % sur P0 et +10 % sur Pk (tableau I.3b) : 983 W et 10 450 W pour 1250 kVA.

Un transformateur photovoltaïque se dimensionne sur la puissance AC des onduleurs, majorée du réactif que le gestionnaire de réseau peut exiger, et non sur la puissance crête des modules. En France, le modèle de convention de raccordement HTA d’Enedis, en régulation Q = f(U), fixe Qmax\_contrat = 0,4 × Pracc inj : une centrale qui injecte 1000 kW doit pouvoir faire transiter √(1000² + 400²) = 1077 kVA, ce qui conduit à un [transformateur élévateur](https://entogo.ca/fr/glossary/#step-up-collector-transformer) de 1250 kVA, 20 kV / 800 V. Ce transformateur reste sous tension jour et nuit : avec les plafonds de la phase 2 du règlement (UE) 548/2014 (855 W à vide, 9500 W en charge), ses pertes à vide représentent environ 7490 kWh par an, plus que ses pertes en charge. L’article 1er du règlement précise que les transformateurs photovoltaïques ne bénéficient pas de l’exclusion des transformateurs pour redresseurs.

On parle ici de kVA de transformateur, pas de kWc de modules : un champ de 1300 kWc raccordé par 1000 kW d’onduleurs reste une centrale de 1000 kW pour le transformateur.

Cet article traite des réseaux CEI à 50 Hz : la France d’abord (règles Enedis en vigueur au 5 novembre 2026), avec des repères pour les réseaux à 30 kV du Maghreb.

## Comment calculer la puissance d’un transformateur photovoltaïque ?

La puissance assignée d’un transformateur s’exprime en kVA, c’est-à-dire en [puissance apparente](https://entogo.ca/fr/glossary/#kva-rating). Une centrale solaire produit des kW, mais le gestionnaire de réseau lui demande aussi de fournir ou d’absorber de la puissance réactive. Le transformateur doit faire transiter les deux à la fois :

> S = √(P² + Q²), avec Q = k × P

> S = P × √(1 + k²)

Avec k = 0,4, coefficient de la loi Q = f(U) du modèle Enedis, √(1 + 0,16) = 1,077 : il faut 7,7 % de kVA de plus que de kW. Le choix final se fait ensuite sur la puissance normalisée immédiatement supérieure, en vérifiant la température ambiante du local ou de l’enveloppe et la charge harmonique annoncée par le fabricant d’onduleurs.

Trois grandeurs ne doivent pas être confondues :

- **la puissance crête en kWc** : celle des modules, côté courant continu, mesurée aux conditions d’essai normalisées ;
- **la puissance AC des onduleurs en kW** : la somme des puissances actives maximales de sortie, qui écrêtent la production au-delà ;
- **la Puissance de Raccordement en injection (Pracc inj)** : la puissance maximale nette livrée au réseau, inscrite dans la convention, éventuellement limitée par un dispositif de bridage.

Le transformateur doit faire transiter la plus faible des deux dernières, majorée du réactif. Le tableau suivant applique S = 1,077 × P aux puissances courantes et donne les intensités, calculées par I = S ÷ (√3 × U), sous 800 V, tension de sortie courante des onduleurs de centrale, et sous 20 kV ; les valeurs sous 400 V et 690 V figurent dans le [tableau kVA en ampères](https://entogo.ca/fr/insights/intensite-transformateur-tableau-kva-ampere/).

| Puissance onduleurs P (kW) | S requise pour Q = 0,4 × P (kVA) | Transformateur normalisé (kVA) | Taux de charge (%) | I BT sous 800 V (A) | I HTA sous 20 kV (A) |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 250 | 269,3 | 315 | 85,5 | 227,3 | 9,09 |
| 500 | 538,5 | 630 | 85,5 | 454,7 | 18,19 |
| 800 | 861,6 | 1000 | 86,2 | 721,7 | 28,87 |
| 1000 | 1077,0 | 1250 | 86,2 | 902,1 | 36,08 |
| 1600 | 1723,3 | 2000 | 86,2 | 1443,4 | 57,74 |
| 2000 | 2154,1 | 2500 | 86,2 | 1804,2 | 72,17 |
| 2500 | 2692,6 | 3150 | 85,5 | 2273,3 | 90,93 |

En France, la ligne de 250 kW reste au seuil du raccordement en basse tension (250 kVA) ; elle sert au Maghreb ou aux postes onduleurs d’une centrale plus grande. Les intensités sont celles de la puissance normalisée retenue, pour dimensionner les liaisons et l’appareillage à sa valeur assignée. Au-delà de 3150 kVA, le règlement 548/2014 ne fixe plus de pertes maximales en watts, mais un indice d’efficacité de crête (PEI) minimal.

## Quand une centrale photovoltaïque se raccorde-t-elle en HTA ?

En France, le seuil de la basse tension est de 250 kVA pour la production. Enedis publie un modèle de proposition technique et financière pour les installations « de puissance comprise entre 36 et 250 kVA au Réseau Public de Distribution Basse Tension » ; au-delà, la centrale se raccorde au réseau HTA, à 20 kV dans la plupart des cas, par un [poste de livraison](https://entogo.ca/fr/glossary/#poste-livraison-hta) dont la partie HTA relève de la NF C 13-100. Le poste est alors un poste privé, géré par le producteur, transformateur compris. Le domaine HTA va jusqu’à 12 MW de puissance installée, 17 MW sur dérogation ; le modèle de convention HTA d’Enedis prévoit une puissance de raccordement en injection « pouvant aller jusqu’à 17 MW ».

| Repère réglementaire (France) | Valeur | Texte |
| --- | --- | --- |
| Production raccordée en BT | 36 à 250 kVA | Enedis-MOP-RES\_045E, v2 du 03/09/2026 |
| Domaine HTA (puissance installée) | 12 MW (17 MW sur dérogation) | photovoltaique.info ; Enedis-MOP-RES\_052E, v3 du 03/09/2026, § 3.2.1 |
| Capacité réactive minimale | fournir 0,4 × Pmax ou absorber 0,35 × Pmax, sans limitation de durée, à Un ± 10 % | arrêté du 9 juin 2020, article 54, cité par Enedis-MOP-RES\_045E (PTF BT) § 3.2.4 |
| Loi Q = f(U) en HTA | Qmax\_contrat = 0,4 × Pracc inj ; tolérance ± 5 % de Pracc inj par période de 10 minutes | Enedis-MOP-RES\_052E, § 3.7, variante 2 |
| Consigne en tan φ (HTA) | bande tan φ min / tan φ max fixée par l’étude ; plage faible production sous 20 % de Pracc inj | Enedis-MOP-RES\_052E, § 3.7, variante 1 |
| Réseau 15 kV appelé à passer en 20 kV | transformateurs HTA/BT bitension 15/20 kV | Enedis-MOP-RES\_052E, option 2 |
| À-coups de tension à l’enclenchement | enclenchement séquentiel, 10 minutes entre chaque mise sous tension | Enedis-MOP-RES\_052E, § 5.12, variante 1 |

Le coefficient de 0,4 n’est donc pas une marge de sécurité choisie par le bureau d’études : c’est la valeur contractuelle de la loi Q = f(U) en HTA ; pour la BT, le modèle de PTF Enedis rappelle la même capacité minimale de 0,4 × Pmax au titre de l’article 54 de l’arrêté du 9 juin 2020. Dimensionner sans elle revient à accepter que la centrale bride sa production active les jours où le réseau lui demande du réactif.

## Les pertes d’un transformateur photovoltaïque sont-elles plafonnées ?

Oui, dans l’Union européenne. L’article 1er, paragraphe 2, point b) du règlement (UE) 548/2014 exclut les transformateurs conçus pour alimenter des charges électroniques ou des redresseurs en courant continu, mais précise que cette exclusion ne couvre pas les transformateurs destinés à fournir une alimentation alternative à partir de sources continues, comme les transformateurs des applications éoliennes et photovoltaïques. Un transformateur de centrale solaire doit donc respecter les [plafonds de la phase 2](https://entogo.ca/fr/glossary/#ecoconception-transformateurs), en vigueur depuis le 1er juillet 2021. Parmi les autres exclusions de l’article 1er, le point d) vise les transformateurs conçus pour les plateformes en mer fixes ou flottantes, les éoliennes en mer et les navires.

Le tableau ci-dessous reprend les tableaux I.1 et I.2 de l’annexe I (enroulement HTA Um ≤ 24 kV, enroulement BT Um ≤ 3,6 kV, ce qui couvre une sortie d’onduleur en 800 V). La dernière colonne de chaque type convertit les [pertes à vide](https://entogo.ca/fr/glossary/#no-load-and-load-losses) en kWh sur 8760 heures, puisque le transformateur d’une centrale reste magnétisé la nuit. Les plafonds en charge (Pk) et leur lecture économique figurent dans l’article sur le [prix d’un transformateur 630, 1000 ou 1600 kVA](https://entogo.ca/fr/insights/prix-transformateur-630-1000-1600-kva/) ; ce tableau ne retient que P0 et son coût en kWh sur une année de magnétisation continue.

| Puissance (kVA) | Immergé : P0 max (W) | Immergé : pertes à vide annuelles (kWh) | Sec : P0 max (W) | Sec : pertes à vide annuelles (kWh) |
| --- | --- | --- | --- | --- |
| 630 | 540 | 4730 | 990 | 8672 |
| 800 | 585 | 5125 | 1170 | 10 249 |
| 1000 | 693 | 6071 | 1395 | 12 220 |
| 1250 | 855 | 7490 | 1620 | 14 191 |
| 1600 | 1080 | 9461 | 1980 | 17 345 |
| 2000 | 1305 | 11 432 | 2340 | 20 498 |
| 2500 | 1575 | 13 797 | 2790 | 24 440 |
| 3150 | 1980 | 17 345 | 3420 | 29 959 |

Pertes à vide annuelles (kWh) = P0 × 8760 h ÷ 1000. À puissance égale, le transformateur sec perd presque deux fois plus à vide que l’immergé : 1620 W contre 855 W à 1250 kVA, soit 765 × 8760 ÷ 1000 = 6701 kWh d’écart par an ; dans une centrale au sol, où la contrainte incendie d’un bâtiment occupé n’existe pas, l’écart pèse lourd. Les critères de choix entre les deux technologies sont détaillés dans l’article [transformateur sec ou à huile](https://entogo.ca/fr/insights/transformateur-sec-ou-huile-poste-hta-bt/).

## Exemple : transformateur pour une centrale photovoltaïque au sol de 1000 kW raccordée en 20 kV

Hypothèses : centrale au sol en France, champ de 1300 kWc, onduleurs totalisant 1000 kW AC en sortie 800 V, Pracc inj = 1000 kW, raccordement HTA 20 kV, loi Q = f(U) avec Qmax\_contrat = 0,4 × Pracc inj. Transformateur immergé aux plafonds de la phase 2. Pour les pertes en charge, l’hypothèse est de 700 heures équivalentes à pleine puissance apparente par an, valeur à remplacer par la simulation horaire du productible du projet.

1. Puissance réactive maximale contractuelle, avec k = 0,4 et Pracc inj = 1000 kW :

    > Q = 0,4 × 1000 = 400 kvar

2. Puissance apparente à transiter avec P = 1000 kW et Q = 400 kvar :

    > S = √(1000² + 400²) = √1 160 000 = 1077,0 kVA

3. Choix de la puissance normalisée : 1000 kVA serait chargé à 107,7 % au réactif maximal ; on retient 1250 kVA, chargé à 1077,0 ÷ 1250 = 86,2 %.

4. Intensités assignées du 1250 kVA, sous 800 V et sous 20 kV :

    > I BT = 1250 ÷ (√3 × 0,8) = 902,1 A

    > I HTA = 1250 ÷ (√3 × 20) = 36,08 A

5. Pertes en charge au point de fonctionnement maximal, avec Pk = 9500 W :

    > Pk × (S ÷ Sn)² = 9500 × (1077,0 ÷ 1250)² = 9500 × 0,7424 = 7053 W

6. Énergie perdue sur un an, avec P0 = 855 W pendant 8760 h et 700 h équivalentes en charge :

    > à vide : 855 × 8760 ÷ 1000 = 7490 kWh

    > en charge : 7053 × 700 ÷ 1000 = 4937 kWh

    > total : 7490 + 4937 = 12 427 kWh, dont 60 % à vide

7. Contre-épreuve avec un 1600 kVA « pour la marge » : P0 = 1080 W donne 9461 kWh à vide ; en charge, 12 000 × (1077,0 ÷ 1600)² × 700 ÷ 1000 = 3806 kWh. Total 13 267 kWh : 840 kWh de plus par an que le 1250 kVA, pour une marge que la centrale n’utilise jamais.

**Puissance apparente du transformateur photovoltaïque** — `S = sqrt(P^2 + (k * P)^2)` with P = 1000 kW, k = 0.4 → **S = 1,077 kVA**

**Courant BT du transformateur sous la tension des onduleurs** — `I = S / (sqrt(3) * U)` with S = 1250 kVA, U = 0.8 kV → **I = 902.1 A**

**Pertes annuelles du transformateur (à vide 8760 h + en charge)** — `E = (P0 * 8760 + Pk * (S / Sn)^2 * h) / 1000` with P0 = 855 W, Pk = 9500 W, S = 1077 kVA, Sn = 1250 kVA, h = 700 h → **E = 12,426 kWh**

Avec ces trois blocs, le lecteur peut refaire le calcul avec sa propre puissance d’onduleurs, la tension de sortie de ses onduleurs, les pertes garanties d’une offre et le nombre d’heures issu de sa simulation.

## Quelle tension BT et quel couplage pour le transformateur ?

La tension BT est celle de la sortie AC des onduleurs, lue sur leur fiche technique ; les onduleurs de centrale en 690 V ou 800 V réduisent l’intensité de 42 % (690 V) à 50 % (800 V) par rapport à 400 V, comme le montre le premier tableau. La tension HTA est celle du départ Enedis, 20 kV le plus souvent. Si le départ est encore en 15 kV et que son passage en 20 kV est envisagé, la convention de raccordement impose des transformateurs bitension 15/20 kV.

La double tension se paie en pertes. Le tableau I.3b du règlement admet, pour un enroulement bitension à pleine puissance sur les deux tensions, +15 % sur P0 et +10 % sur Pk, calculés sur la tension la plus élevée. Si la puissance disponible sur la tension la plus basse de l’enroulement HTA (15 kV) est limitée à 0,85 fois la puissance assignée à 20 kV, aucune majoration n’est admise :

> P0 (1250 kVA bitension) = 855 × 1,15 = 983 W

> Pk (1250 kVA bitension) = 9500 × 1,10 = 10 450 W

Le [couplage](https://entogo.ca/fr/glossary/#vector-group) se choisit avec le fabricant d’onduleurs et la protection : les onduleurs à neutre isolé imposent souvent un enroulement BT sans neutre distribué, et les postes à plusieurs onduleurs centraux font appel à des transformateurs à deux enroulements BT, chacun raccordé à un onduleur. Le guide IEEE C57.159-2016, que remplacera la norme en projet PC57.159 (PAR approuvé le 15 février 2024), traite des aspects de conception et d’exploitation propres aux transformateurs photovoltaïques ; il peut être cité en complément de la série CEI 60076, qui reste la norme de construction sur les réseaux à 50 Hz.

## Faut-il un poste de livraison et un poste onduleur (skid onduleur) séparés ?

Pour une centrale de 1 à 2 MW raccordée en HTA, le schéma habituel associe un poste de livraison, à la limite de propriété, et un ou plusieurs postes de transformation (« postes onduleurs » ou skids onduleurs) dans le champ. Le poste de livraison porte la protection générale HTA, le comptage et la protection de découplage exigés par Enedis ; le poste onduleur, ou [poste élévateur sur skid](https://entogo.ca/fr/products/solar-storage-skid-substation/), porte le transformateur photovoltaïque, son combiné interrupteur-fusibles ou sa [cellule HTA](https://entogo.ca/fr/insights/cellule-hta-sans-sf6/) et le tableau BT des onduleurs. Les deux peuvent être des postes préfabriqués : l’article sur le [poste de transformation préfabriqué](https://entogo.ca/fr/insights/poste-de-transformation-prefabrique-prix-delais/) détaille leur composition et leurs délais.

Lorsque la mise sous tension des transformateurs depuis le réseau, en particulier de plusieurs transformateurs à la fois, provoque au point de raccordement des à-coups de tension supérieurs aux limites réglementaires, la convention Enedis prévoit l’une de trois solutions : enclenchement séquentiel avec 10 minutes entre chaque mise sous tension, mise sous tension par les machines de production (onduleurs) ou par un dispositif de magnétisation, ou dispositif de limitation du courant d’enclenchement. Le choix influe directement sur le transformateur : la mise sous tension par les onduleurs suppose que l’onduleur sache mettre sous tension un transformateur à vide, ce que la fiche du fabricant doit confirmer.

## Et hors de France, sur un réseau à 30 kV ?

La méthode ne change pas : S = P × √(1 + k²), avec le coefficient de réactif du gestionnaire de réseau local à la place des 0,4 d’Enedis. Ce sont la tension HTA, la consigne de réactif et les règles de raccordement qui changent ; elles figurent dans la convention ou le cahier des charges du distributeur et doivent être demandées avant de figer la puissance.

Sur un réseau à 30 kV, l’enroulement HTA passe à Um = 36 kV. Les plafonds Ecodesign ne sont obligatoires que dans l’Union européenne, mais restent une base de comparaison des pertes garanties ; le tableau I.3a les majore alors de 15 % à vide et de 10 % en charge pour un immergé :

> P0 (1250 kVA, 36 kV) = 855 × 1,15 = 983 W

> Pk (1250 kVA, 36 kV) = 9500 × 1,10 = 10 450 W

> I HTA (1250 kVA, 30 kV) = 1250 ÷ (√3 × 30) = 24,06 A

## Erreurs fréquentes

- **Dimensionner sur les kWc.** Un champ de 1300 kWc conduit à 1300 × 1,077 = 1400 kVA, donc à un 1600 kVA. Le bon chiffre part des 1000 kW AC des onduleurs : 1077 kVA, donc 1250 kVA. Contrôle : la somme des puissances AC des fiches onduleurs et la Pracc inj de la convention.
- **Oublier le réactif.** Retenir 1000 kVA pour 1000 kW donne une charge de 107,7 % quand le réseau appelle Qmax = 0,4 × Pracc inj. Le bon calcul est √(1000² + 400²) = 1077 kVA. Contrôle : § 3.7 de la convention Enedis-MOP-RES\_052E et article 54 de l’arrêté du 9 juin 2020.
- **Surdimensionner « pour la marge ».** Un 1600 kVA à la place du 1250 kVA ajoute 225 W de pertes à vide (1080 − 855), soit 1971 kWh par an sur 8760 h, et 840 kWh de pertes totales en plus dans l’exemple. Contrôle : pertes à vide annuelles (kWh) = P0 × 8760 ÷ 1000.
- **Croire le transformateur photovoltaïque hors écoconception.** Un appareil de 1250 kVA proposé à 1100 W à vide ne respecte pas le plafond de 855 W. Contrôle : article 1er, paragraphe 2, point b) et tableau I.1 du règlement (UE) 548/2014.
- **Appliquer la majoration bitension sans pleine puissance.** Accepter 983 W à vide alors que la tension 15 kV est limitée à 0,85 fois la puissance assignée : le plafond reste 855 W. Contrôle : tableau I.3b.

## Ce qu’il faut spécifier dans le cahier des charges

- **Puissance assignée en kVA**, justifiée par S = √(P² + Q²) à partir de la Pracc inj et du Qmax de la convention, et non des kWc.
- **Tensions et Um** : HTA du départ (20 kV, ou bitension 15/20 kV si la convention l’impose) et BT de la sortie onduleurs (400, 690 ou 800 V, d’après la fiche technique), avec la plage de prises demandée.
- **Pertes garanties P0 et Pk** en watts, au plus égales aux plafonds des tableaux I.1 ou I.2 (avec I.3a ou I.3b si la combinaison de tensions le justifie), et capitalisation séparée de P0 sur 8760 h.
- **Nombre d’enroulements BT et couplage**, convenus avec le fabricant d’onduleurs : neutre distribué ou non, un ou deux enroulements BT.
- **Service onduleur** : taux d’harmoniques de courant et composante continue annoncés par l’onduleur, profil de charge, température ambiante dans le poste, référence au guide IEEE C57.159 en complément de la CEI 60076.
- **Mise sous tension** : variante retenue au § 5.12 de la convention (séquentielle, par les onduleurs ou limitation du courant d’enclenchement) et données de courant d’enclenchement du transformateur.
- **Technologie et enveloppe** : immergé ou sec, diélectrique, rétention, poste préfabriqué selon la CEI 62271-202 le cas échéant.

## Le rôle d’Entogo

Entogo Inc. est une entreprise canadienne dont le siège est à Toronto ; sa gamme de fabrication propre est produite dans son usine en Chine, et Entogo fournit également des équipements sur projet par l’intermédiaire de partenaires de fabrication. Le fabricant retenu, le pays d’origine, le périmètre technique et les certifications sont confirmés pour chaque commande ; Entogo Inc. coordonne le soutien technique et le projet. La gamme comprend le [transformateur pour onduleur solaire](https://entogo.ca/fr/products/solar-inverter-duty-transformer/), dont le rapport, les enroulements et le service thermique sont étudiés avec le projet, et le [poste élévateur photovoltaïque et stockage sur skid](https://entogo.ca/fr/products/solar-storage-skid-substation/). Ces pages présentent le catalogue nord-américain à 60 Hz ; versions CEI/CE sur demande, environ 12 semaines. La page [raccordement des énergies renouvelables](https://entogo.ca/fr/solutions/renewable-grid-connection/) décrit le périmètre complet.

Pour les réseaux à 50 Hz, les transformateurs sont conçus et fabriqués selon la série CEI 60076, avec des pertes garanties P0 et Pk indiquées dans l’offre et confrontées aux plafonds du règlement (UE) 548/2014 ; le marquage CE, la déclaration UE de conformité et toute autre certification sont disponibles sur demande et confirmés à la commande. La garantie est d’au moins 36 mois, la durée exacte étant confirmée par contrat. [Envoyez la Pracc inj, le Qmax de la convention, la fiche des onduleurs et la tension HTA](https://entogo.ca/fr/contact/) : l’équipe répond sous un jour ouvrable, et une proposition technique suit l’étude des données transmises.

## À retenir

Un transformateur photovoltaïque se calcule en deux lignes : la puissance AC des onduleurs, puis S = P × √(1 + k²) avec le coefficient de réactif du réseau, 0,4 chez Enedis, soit 1077 kVA pour 1000 kW et un 1250 kVA normalisé. Il se choisit ensuite sur ses pertes à vide, parce qu’il reste magnétisé 8760 heures par an : un 1250 kVA immergé aux plafonds de la phase 2 perd 7490 kWh à vide, 60 % de ses pertes annuelles dans l’exemple, et un 1600 kVA « pour la marge » ajoute près de 2000 kWh de pertes à vide par an. Les plafonds du règlement (UE) 548/2014 s’appliquent au photovoltaïque comme au reste du réseau.

## Sources

1. [Règlement (UE) n° 548/2014 modifié par le règlement (UE) 2019/1783, annexe I, tableaux I.1, I.2, I.3a et I.3b (texte consolidé au 31/01/2020, legislation.gov.uk)](https://www.legislation.gov.uk/eur/2014/548/annex/I/2020-01-31)
2. [Règlement (UE) n° 548/2014, article 1er, champ d’application et exclusions (texte consolidé au 31/01/2020, legislation.gov.uk)](https://www.legislation.gov.uk/eur/2014/548/article/1/2020-01-31)
3. [Enedis-MOP-RES\_052E, version 3 du 03/09/2026 — Modèle de convention de raccordement au réseau public de distribution HTA d’une installation de production, conditions particulières](https://www.enedis.fr/media/1987/download)
4. [Enedis-MOP-RES\_045E, version 2 du 03/09/2026 — Modèle de PTF pour le raccordement d’une installation de production de 36 à 250 kVA en basse tension (article 54 de l’arrêté du 9 juin 2020)](https://www.enedis.fr/media/1980/download)
5. [photovoltaique.info (HESPUL) — Connaître les seuils techniques et réglementaires du raccordement](https://www.photovoltaique.info/fr/realiser-une-installation/raccordement/bien-choisir-sa-puissance-de-raccordement/connaitre-les-seuils-techniques-et-reglementaires/)
6. [IEEE — PC57.159, Standard for Distributed Photo-Voltaic Transformers (révision de l’IEEE C57.159-2016)](https://standards.ieee.org/ieee/C57.159/11566/)

- transformateur photovoltaïque
- transformateur élévateur
- centrale solaire
- raccordement HTA
- poste de livraison
- Ecodesign phase 2
- puissance réactive

Glossaire: [Transformateur élévateur](https://entogo.ca/fr/glossary/#step-up-collector-transformer) [Écoconception des transformateurs](https://entogo.ca/fr/glossary/#ecoconception-transformateurs) [Pertes à vide et pertes en charge](https://entogo.ca/fr/glossary/#no-load-and-load-losses) [Puissance assignée en kVA et intensité nominale In](https://entogo.ca/fr/glossary/#kva-rating) [Poste de livraison HTA](https://entogo.ca/fr/glossary/#poste-livraison-hta) [Transformateur sec](https://entogo.ca/fr/glossary/#dry-type-transformer)

FAQ

## Questions fréquentes

- **Comment calculer la puissance d’un transformateur photovoltaïque ?**: Partez de la puissance active maximale des onduleurs en kW AC, ajoutez la puissance réactive exigée par le gestionnaire de réseau, puis S = √(P² + Q²). Avec Q = 0,4 × P, S = 1,077 × P : 1000 kW demandent 1077 kVA, arrondis à la puissance normalisée supérieure, 1250 kVA.
- **Faut-il dimensionner le transformateur sur les kWc ou sur les kW des onduleurs ?**: Sur les kW AC des onduleurs, ou sur la Puissance de Raccordement en injection si un bridage la limite. Les kWc mesurent la puissance crête des modules côté courant continu ; l’onduleur écrête au-delà de sa puissance AC, si bien qu’un dimensionnement sur les kWc surdimensionne le transformateur et augmente ses pertes à vide.
- **À partir de quelle puissance une centrale photovoltaïque se raccorde-t-elle en HTA ?**: En France, Enedis raccorde en basse tension les installations de production jusqu’à 250 kVA (le modèle de PTF Enedis-MOP-RES\_045E couvre la tranche de 36 à 250 kVA) ; au-delà, le raccordement se fait en HTA, 20 kV en général, avec un poste de livraison selon la NF C 13-100. Le domaine HTA va jusqu’à 12 MW de puissance installée, 17 MW sur dérogation.
- **Un transformateur photovoltaïque doit-il respecter l’écoconception ?**: Oui dans l’Union européenne. L’article 1er du règlement (UE) 548/2014 exclut les transformateurs pour charges redresseurs, mais précise que l’exclusion ne couvre pas les transformateurs alimentant un réseau alternatif à partir de sources continues, comme ceux des applications photovoltaïques. Les plafonds de la phase 2 s’appliquent donc.
- **Quelle tension BT pour un transformateur de centrale photovoltaïque ?**: Celle de la sortie AC des onduleurs, indiquée sur leur fiche technique : 400 V, 690 V ou 800 V selon les modèles. À 1250 kVA, le courant BT vaut 1804 A sous 400 V et 902 A sous 800 V, soit une intensité divisée par deux, ce qui allège nettement les liaisons onduleurs–transformateur.
- **Combien de puissance réactive une centrale photovoltaïque doit-elle fournir ?**: L’article 54 de l’arrêté du 9 juin 2020, cité par Enedis dans son modèle de PTF BT de 36 à 250 kVA, impose de pouvoir fournir au moins 0,4 × Pmax ou absorber au moins 0,35 × Pmax sans limitation de durée, tension au point de raccordement à ± 10 %. En HTA, la consigne (tan φ ou loi Q = f(U)) est fixée par l’étude de raccordement.
- **Transformateur photovoltaïque au Maroc, en Algérie ou en Tunisie : quelles différences ?**: Le calcul S = √(P² + Q²) reste le même ; le coefficient de réactif et la tension HTA viennent du gestionnaire de réseau local. Pour un réseau à 30 kV, l’enroulement HTA passe à Um = 36 kV ; la référence Ecodesign admet alors +15 % sur P0 et +10 % sur Pk pour un transformateur immergé.

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