# Jour 2 — Conception et dimensionnement

> Technologie des modules, gisement solaire, dimensionnement des chaînes et estimation du productible : le contenu complet de la deuxième journée de formation.

Source : https://citilience.fr/formation/jour-2-conception-dimensionnement/
Publié le 19 septembre 2026
Mis à jour le 19 septembre 2026

---

> Objectif du jour : à l'issue de J2, le stagiaire sait caractériser le gisement solaire d'un site,
> choisir des composants cohérents, dimensionner les chaînes et produire une estimation de
> productible défendable.

---

## Séquence 2.1 — Le gisement solaire (60 min)

### 2.1.1 Les composantes du rayonnement

| Composante | Définition | Ordre de grandeur en France |
|---|---|---|
| **Direct** | Rayonnement reçu en ligne droite du soleil | 40 à 60 % de l'irradiation annuelle |
| **Diffus** | Rayonnement dispersé par l'atmosphère et les nuages | 40 à 60 % (davantage au nord) |
| **Réfléchi (albédo)** | Réfléchi par le sol et les surfaces environnantes | Faible en toiture inclinée, significatif en bifacial |

**Irradiation globale annuelle sur plan horizontal** en France métropolitaine :
de l'ordre de **1 000 à 1 300 kWh/m²/an** au nord et à l'est, **1 300 à 1 500 kWh/m²/an**
dans le sud-ouest et le sud-est, jusqu'à **1 800 kWh/m²/an** et plus en outre-mer.
Sur un plan **incliné à 30° orienté sud**, on gagne typiquement **10 à 15 %** par rapport à l'horizontale.

Vocabulaire à ne pas confondre :
- **Irradiance** : puissance instantanée reçue, en **W/m²** (1 000 W/m² aux conditions STC).
- **Irradiation** : énergie cumulée sur une période, en **kWh/m²**. C'est le *Hi* des formules.
- **Heures équivalentes** : `Hi` exprimée en h correspond à la durée d'un ensoleillement à 1 000 W/m².

### 2.1.2 Orientation et inclinaison

Convention d'**azimut** : 0° = sud, négatif vers l'est, positif vers l'ouest
(certains outils utilisent 180° = sud — toujours vérifier la convention de l'outil).

Coefficients de correction indicatifs par rapport à l'optimum (sud, 30°) :

| Inclinaison ↓ / Azimut → | Est (−90°) | SE (−45°) | Sud (0°) | SO (+45°) | Ouest (+90°) |
|---|---|---|---|---|---|
| 0° (horizontal) | 0,93 | 0,93 | 0,93 | 0,93 | 0,93 |
| 15° | 0,90 | 0,96 | 0,99 | 0,96 | 0,90 |
| 30° | 0,85 | 0,96 | **1,00** | 0,96 | 0,85 |
| 45° | 0,80 | 0,93 | 0,98 | 0,93 | 0,80 |
| 60° | 0,73 | 0,87 | 0,91 | 0,87 | 0,73 |
| 90° (vertical) | 0,55 | 0,66 | 0,70 | 0,66 | 0,55 |

> Valeurs pédagogiques d'ordre de grandeur, à confronter systématiquement au calcul PVGIS du site réel.
> Message clef : entre sud-est et sud-ouest à 30°, la perte reste **inférieure à 5 %** — inutile
> de dégrader la couverture pour « aller chercher le sud ».

Enseignements pratiques :
- Une orientation **est-ouest** en toiture-terrasse permet une densité de modules supérieure
  et un profil de production plus étalé, souvent meilleur pour l'autoconsommation.
- Une inclinaison faible augmente la **salissure** et réduit l'auto-nettoyage (< 10° : prévoir un nettoyage).
- Une inclinaison forte améliore la tenue en hiver et l'évacuation de la neige.

### 2.1.3 Ombrages et masques

**Masque lointain** : relief, immeubles, ligne d'arbres — se relève en azimut/hauteur angulaire
et se trace sur un **diagramme solaire** (course du soleil au solstice d'hiver, aux équinoxes, au solstice d'été).

**Masque proche** : cheminée, antenne, châssis de toit, superstructure, module voisin.
C'est le plus destructeur car il crée un **ombrage partiel de cellule**.

Mécanisme à faire comprendre :
- Les cellules d'un module sont en **série** : la cellule la plus ombrée impose le courant.
- Les **diodes bypass** (typiquement 3 par module, une par sous-chaîne) court-circuitent la
  sous-chaîne ombrée pour éviter le point chaud, au prix de la perte de sa production.
- Dans une **chaîne** de modules en série, un module fortement ombré pénalise **toute la chaîne**.
- Conséquences de conception : regrouper les modules de même exposition sur un même MPPT,
  poser les modules en **paysage** ou **portrait** selon le sens de l'ombre portée,
  envisager **optimiseurs ou micro-onduleurs** en cas d'ombrage inévitable.

**Règle d'espacement entre rangées** (toiture-terrasse) : distance entre rangées
`d = h / tan(α)` avec `h` la hauteur du haut de rangée et `α` la hauteur solaire de référence
(souvent prise autour de 15 à 20° au solstice d'hiver pour la France métropolitaine).

### 2.1.4 Effet de la température

La puissance d'un module **diminue quand sa température augmente**.

- Coefficient de puissance typique : **−0,30 à −0,45 %/°C** (silicium cristallin),
  meilleur sur les technologies récentes (hétérojonction, TOPCon).
- Température de cellule en fonctionnement estivale en toiture : **50 à 75 °C** selon la ventilation.
- Perte annuelle liée à la température en France : ordre de **4 à 8 %** de l'énergie.
- **Conséquence bâti majeure :** une pose **intégrée non ventilée** échauffe davantage les modules
  qu'une **surimposition avec lame d'air** — écart de productible couramment **2 à 5 %**.
  C'est un argument technique à connaître pour conseiller le client.

---

## Séquence 2.2 — Technologie photovoltaïque : les modules (75 min)

### 2.2.1 De la cellule au champ

```
Cellule (≈ 0,5 à 0,7 V)  →  Module (série de cellules)  →  Chaîne / string (modules en série)
   →  Champ / générateur PV (chaînes en parallèle)  →  Onduleur  →  Réseau
```

Rappel physique : jonction PN dopée, absorption d'un photon, création d'une paire électron-trou,
séparation par le champ interne, collecte par les contacts. Le courant est **proportionnel à
l'irradiance** ; la tension dépend surtout de la **température**.

### 2.2.2 Familles technologiques

| Technologie | Rendement module courant | Caractéristiques | Usage |
|---|---|---|---|
| Silicium **monocristallin** (PERC, TOPCon, HJT) | 20 à 23 % | Meilleur rendement, uniforme, noir | Standard du marché |
| Silicium **polycristallin** | 16 à 18 % | Aspect bleuté, en recul | Parc existant |
| **Couches minces** (CIGS, CdTe, a-Si) | 10 à 16 % | Bon comportement au diffus et à la chaleur, souple possible | Support léger, membrane |
| **Bifacial** | 20 à 23 % + gain arrière 5 à 15 % | Nécessite un albédo et une lame d'air | Sol, ombrière, terrasse |
| **Tuiles / ardoises solaires** | 12 à 18 % | Intégration esthétique, coût élevé | Secteur protégé, ABF |

### 2.2.3 Anatomie d'un module et vocabulaire de chantier

- **Verre trempé** face avant (3,2 mm) — traitement antireflet.
- **Encapsulant** EVA ou POE.
- **Cellules** interconnectées par busbars ; variantes *half-cut* (demi-cellules, meilleure tolérance à l'ombre),
  *shingle*, *multi-busbar*.
- **Face arrière** : backsheet polymère (verre-film) ou second verre (**verre-verre**, meilleure durabilité,
  souvent requis en intégration et pour le bifacial).
- **Cadre aluminium** — c'est lui qui reçoit les **clames** et la **mise à la terre** ;
  respecter impérativement les **zones de fixation autorisées** par le fabricant.
- **Boîte de jonction** avec **diodes bypass** et câbles + connecteurs.
- **Plaque signalétique** : à savoir lire par cœur.

### 2.2.4 Lire une fiche technique — les 12 grandeurs utiles

| Symbole | Nom | Usage en dimensionnement |
|---|---|---|
| `Pmpp` | Puissance crête (STC) | Puissance du champ, productible |
| `Umpp` / `Vmpp` | Tension au point de puissance max | Plage MPPT de l'onduleur |
| `Impp` | Courant au point de puissance max | Courant de chaîne |
| `Uoc` / `Voc` | Tension à vide | **Tension max de chaîne** (dimensionnement à froid) |
| `Isc` | Courant de court-circuit | Calibrage des protections et des câbles |
| `β` (Uoc) | Coefficient de température de Uoc (%/°C, négatif) | Tension max à −10 °C |
| `γ` (Pmpp) | Coefficient de température de puissance | Pertes thermiques |
| `NOCT` | Température nominale de cellule | Estimation en conditions réelles |
| `Umax système` | Tension système admissible (1 000 ou 1 500 V) | Limite absolue de chaîne |
| `Icalibre fusible` | Courant max de protection série | Choix des fusibles DC |
| Charge méca. | Charge admissible neige/vent (Pa) | Vérification Eurocodes |
| Classe / normes | **IEC 61215** (performance), **IEC 61730** (sécurité), classe II (double isolation), **Broof(t3)** (feu) | Conformité |

Conditions de référence :
- **STC** : 1 000 W/m², 25 °C de cellule, AM 1,5 — c'est la base de la puissance crête.
- **NOCT / NMOT** : 800 W/m², 20 °C ambiant, 1 m/s de vent — plus proche du réel.

### 2.2.5 Garanties et vieillissement

- **Garantie produit** : 10 à 25 ans selon fabricant.
- **Garantie de performance** : typiquement ≥ 80–92 % de la puissance à 25 ou 30 ans,
  avec une dégradation annoncée de **0,4 à 0,55 %/an** (0,25 %/an sur les gammes premium).
- Modes de défaillance à connaître : **point chaud** (hot spot), **PID** (dégradation induite par
  la tension), **délamination**, **snail trails**, corrosion de la boîte de jonction,
  micro-fissures dues à une pose ou un transport brutal, casse du verre.
- **Manutention** : ne jamais porter un module par ses câbles, ne jamais marcher dessus,
  ne pas poser à plat sur les cadres sans cale, transport sur chant.

### 2.2.6 Traçabilité

Relever et archiver au DOE : marque, modèle, **numéros de série** de chaque module et leur
position sur le calepinage. Indispensable pour toute réclamation en garantie et pour la maintenance.

---

## Séquence 2.3 — Les systèmes : onduleurs et architectures (60 min)

### 2.3.1 Rôle de l'onduleur

1. Convertir le courant **continu** des modules en courant **alternatif** compatible réseau.
2. Rechercher en permanence le **point de puissance maximale** (MPPT).
3. Assurer la **protection de découplage** (anti-îlotage) : arrêt en cas d'absence de réseau.
4. Surveiller l'isolement du champ DC, mesurer, communiquer, journaliser.

### 2.3.2 Les quatre architectures

| Architecture | Principe | Avantages | Limites |
|---|---|---|---|
| **Onduleur de chaîne (string)** | 1 onduleur pour 1 à 4 chaînes | Coût, rendement, simplicité, maintenance centralisée | Sensible à l'ombrage, un seul point de panne |
| **Onduleur multi-MPPT** | Plusieurs entrées indépendantes | Gère 2 ou 3 orientations de toiture | Contraintes de répartition des chaînes |
| **Micro-onduleurs** | 1 onduleur par module (ou par 2 modules) | Tolérance à l'ombrage, sécurité (pas de haute tension DC en toiture), suivi module par module | Coût, nombre d'équipements en toiture, accès pour maintenance |
| **Optimiseurs + onduleur** | MPPT déporté par module, onduleur central | Ombrage, monitoring, arrêt sécurisé | Coût, dépendance à un écosystème propriétaire |

**Critère bâti :** en surimposition sur toiture d'habitation avec cheminée ou masque,
les micro-onduleurs ou optimiseurs sont souvent le bon choix. Ils imposent en revanche
un **accès de maintenance** à la toiture — à anticiper dans le devis (échafaudage).

### 2.3.3 Caractéristiques à comparer

| Grandeur | Ce qu'il faut vérifier |
|---|---|
| Puissance AC nominale | Base du ratio DC/AC |
| Puissance DC max admissible | Ne jamais dépasser |
| **Plage de tension MPPT** | La tension de chaîne doit rester dedans du plus froid au plus chaud |
| **Tension DC max absolue** | Limite de sécurité : dépassement = destruction |
| **Courant max par entrée** et courant de court-circuit max | Nombre de chaînes en parallèle |
| Nombre de MPPT | Nombre d'orientations gérables |
| **Rendement européen (η euro)** | 96 à 98,5 % — plus représentatif que le rendement max |
| Monophasé / triphasé | Équilibrage des phases obligatoire au-delà de 6 kVA en pratique courante |
| Protections intégrées | Sectionneur DC, surveillance d'isolement, parafoudre intégré ou non |
| Indice de protection | IP65 minimum si pose extérieure ; préférer l'intérieur ventilé et hors gel |
| Conformité réseau | Attestation **VFR 2019** exigée par le gestionnaire de réseau |
| Garantie | 5 à 12 ans, extension possible ; **prévoir le remplacement à 12-15 ans** |

### 2.3.4 Le ratio DC/AC (dimensionnement de l'onduleur)

`Ratio = Puissance crête du champ (Wc) / Puissance nominale AC de l'onduleur (W)`

- Pratique courante : **1,0 à 1,2**, jusqu'à 1,3 pour un champ mal orienté ou très ombragé.
- Un ratio > 1 est volontaire : l'onduleur écrête quelques heures par an (perte faible)
  mais travaille plus souvent dans sa zone de bon rendement.
- Un ratio trop faible (< 0,9) fait travailler l'onduleur à charge partielle : mauvais rendement, surcoût.

### 2.3.5 Stockage et pilotage (notions)

- **Batterie** (lithium-fer-phosphate majoritairement) : couplage DC ou AC, dimensionnement
  selon la consommation nocturne, contraintes de local, ventilation, sécurité incendie.
- **Pilotage de charges** : routeur solaire vers ballon ECS, pompe à chaleur, borne de recharge —
  souvent bien plus rentable qu'une batterie pour augmenter le taux d'autoconsommation.
- Retenir : le stockage se **justifie par un calcul**, pas par un argument commercial.

---

## Séquence 2.4 — Dimensionnement des chaînes (45 min)

> Référence de calcul : **guide UTE C 15-712-1** (installations photovoltaïques raccordées au réseau)
> en complément de la **NF C 15-100**. Les valeurs de température ci-dessous sont les valeurs
> usuelles retenues pour la France métropolitaine ; les adapter selon le site et le guide.

### 2.4.1 Les quatre vérifications obligatoires

**① Tension maximale de chaîne (cas le plus froid : −10 °C, champ à vide)**

```
Uoc(-10°C) = Uoc(STC) × [ 1 + β × (−10 − 25) ]      avec β en /°C (négatif)
Uchaîne max = N × Uoc(-10°C)
```
Approximation de terrain admise pour le silicium cristallin : `Uoc(−10 °C) ≈ 1,15 × Uoc(STC)`.

Contraintes à respecter **simultanément** :
- `Uchaîne max ≤ Umax système des modules` (1 000 V ou 1 500 V) ;
- `Uchaîne max ≤ UDC max absolue de l'onduleur` ;
- en pratique on garde une marge de sécurité de quelques pourcents.

**② Tension minimale de chaîne (cas le plus chaud : cellule à +70 °C, au point MPP)**

```
Umpp(70°C) = Umpp(STC) × [ 1 + γU × (70 − 25) ]
Uchaîne min = N × Umpp(70°C)   ≥   Umppt min de l'onduleur
```
Si la tension minimale tombe sous la plage MPPT, l'onduleur décroche aux heures les plus chaudes :
perte de production silencieuse, très difficile à diagnostiquer après coup.

**③ Courant**

```
I chaîne = Impp du module (les modules en série ont le même courant)
I entrée MPPT = nombre de chaînes en parallèle × Impp   ≤   I max entrée onduleur
I dimensionnement des câbles et protections = 1,25 × Isc(STC)
```

**④ Chute de tension et section des câbles**

```
ΔU (V) = 2 × ρ × L × I / S
```
avec `ρ` la résistivité (cuivre ≈ 0,023 Ω·mm²/m à chaud), `L` la longueur simple en m,
`I` le courant en A, `S` la section en mm².

Objectifs : **ΔU ≤ 3 %** côté DC (viser **≤ 1 %** pour la partie chaîne), **ΔU ≤ 3 %** côté AC
jusqu'au point de livraison. Section minimale usuelle des câbles solaires : **4 mm²** (parfois 6 mm²).

### 2.4.2 Choix des câbles et de la connectique

- Câble **solaire** double isolation, résistant UV et ozone, classe II, plage −40 à +90 (+120) °C,
  souvent référencé « H1Z2Z2-K ».
- **Connecteurs de même marque et même série** aux deux extrémités — le mélange de marques
  est une cause classique d'échauffement et d'arc.
- **Sertissage** avec la pince du fabricant, contrôle par traction, marquage de polarité.
- **Cheminement** : chemins de câbles ou colliers résistants UV, jamais de câble en appui sur
  une arête vive ni en contact avec la couverture chaude, pas de boucle inutile
  (limiter la **surface de boucle** pour réduire les surtensions induites par la foudre).
- **Rayon de courbure** respecté, câbles non tendus, réserve de longueur pour dilatation.

### 2.4.3 Appareillage DC et AC

| Fonction | Élément | Points de vigilance |
|---|---|---|
| Sectionnement DC | **Interrupteur-sectionneur DC** dimensionné en tension continue | Obligatoire, accessible, en aval du champ, à côté de l'onduleur ; **jamais** ouvrir un connecteur en charge |
| Protection contre les surintensités DC | Fusibles gPV si nécessaire selon le nombre de chaînes | Calibre selon le fabricant du module |
| Protection contre la foudre | **Parafoudre DC et AC** selon le critère du guide UTE C 15-712-1 (niveau kéraunique, longueur des liaisons, présence de paratonnerre) | Type et emplacement ; liaison courte à la terre |
| Protection AC | Disjoncteur dédié + **différentiel 30 mA type A ou B** selon la technologie d'onduleur | Suivre la préconisation du constructeur |
| Coupure d'urgence | Dispositif accessible et signalé | Exigence pompiers/SDIS |
| Mise à la terre | Liaison équipotentielle des masses métalliques (cadres, rails, structure) | Conducteur ≥ 6 mm² cuivre en pratique courante ; continuité mesurée et consignée |
| Repérage | Étiquetage « ATTENTION — présence de deux sources de tension », schéma unifilaire à demeure | Contrôlé par le Consuel |

### 2.4.4 Méthode pas à pas (à faire noter dans le livret)

```
1. Relever : site, orientation, inclinaison, surface utile, masques, charges climatiques
2. Choisir le module → noter Pmpp, Uoc, Umpp, Impp, Isc, β, Umax système
3. Calepiner → nombre de modules possible, N par rangée, découpage en chaînes homogènes
4. Choisir l'onduleur → P AC, plage MPPT, UDC max, I max, nb de MPPT
5. Vérifier ① Umax à −10 °C   ② Umin à +70 °C   ③ courants   ④ chutes de tension
6. Définir protections DC / AC, parafoudre, terre, coupure d'urgence
7. Estimer le productible et le taux d'autoconsommation
8. Rédiger : schéma unifilaire, calepinage, note de calcul, devis
```

---

## Séquence 2.5 — Estimation du productible (40 min)

### 2.5.1 La formule de référence

```
E (kWh/an) = Pc (kWc) × Hi (kWh/m²/an) × Pr
```
- `Pc` : puissance crête installée ;
- `Hi` : irradiation annuelle **dans le plan des modules** (et non à l'horizontale) ;
- `Pr` : **ratio de performance** (performance ratio), sans unité.

### 2.5.2 Décomposition du ratio de performance

| Poste de perte | Ordre de grandeur | Levier de réduction |
|---|---|---|
| Température des modules | 4 à 8 % | Ventiler la sous-face, préférer la surimposition |
| Rendement onduleur | 2 à 4 % | η euro élevé, ratio DC/AC cohérent |
| Câblage DC + AC | 1 à 3 % | Sections suffisantes, longueurs courtes |
| Mismatch entre modules | 1 à 3 % | Modules de même lot, chaînes homogènes |
| Salissure, poussière, pollen | 1 à 4 % | Inclinaison ≥ 10°, nettoyage |
| Ombrages | 0 à 20 % + | Calepinage, optimiseurs, élagage |
| Neige, indisponibilité, écrêtage | 0 à 3 % | Selon site |
| Faible irradiance, spectre, angle | 1 à 3 % | Technologie |

**Valeurs de Pr à retenir :**
- **0,80 à 0,85** : installation bien conçue, ventilée, sans ombre — hypothèse haute défendable.
- **0,75 à 0,80** : cas courant en résidentiel, intégration peu ventilée, léger ombrage.
- **< 0,75** : site contraint, ombrages, orientation dégradée.
- **> 0,85** : à ne pas annoncer en toiture résidentielle sans justification chiffrée.

Corollaire commercial : en France métropolitaine, un **productible spécifique** de
**900 à 1 300 kWh/kWc/an** est réaliste selon la région et l'exposition.
Toute annonce au-delà de 1 400 kWh/kWc/an en métropole doit être justifiée.

### 2.5.3 Calcul avec PVGIS (démonstration en direct)

1. Ouvrir **PVGIS** (Commission européenne, JRC) et localiser le site à l'adresse.
2. Choisir la base de données de rayonnement, la technologie (silicium cristallin),
   la puissance crête, le mode de montage (**« intégré dans le bâti »** ou **« libre / ventilé »** —
   ce choix modélise l'échauffement, c'est là que se voit l'effet du type d'implantation),
   l'inclinaison et l'azimut.
3. Renseigner les **pertes système** (valeur par défaut 14 % ; l'affiner selon les postes du § 2.5.2).
4. Lire l'énergie annuelle, la production mensuelle, la variabilité interannuelle.
5. Ajouter l'**horizon** (masque lointain) automatique ou saisi.
6. Exporter le rapport PDF et **le joindre au devis** : c'est la preuve de méthode.

### 2.5.4 Calepinage et surface

- Surface d'un module courant : **≈ 1,7 à 2,2 m²** pour **≈ 400 à 500 Wc** →
  ordre de grandeur : **1 kWc ≈ 4 à 5 m²** de toiture.
- Contraintes de calepinage : retrait en rive et en faîtage imposé par la notice ou l'ATec,
  passage des câbles, châssis de toit, cheminée, chatières, zone de dégagement pompiers,
  accès de maintenance, esthétique (alignement, symétrie, teinte des cadres).
- Vérifier la **longueur de rampant** et le nombre de rangées possibles, l'entraxe des chevrons
  réel (mesuré, pas supposé), la présence de fermettes industrielles.

### 2.5.5 Charges climatiques et charpente

- Référentiel : **Eurocode 1** — NF EN 1991-1-3 (**neige**) et NF EN 1991-1-4 (**vent**),
  avec leurs annexes nationales : zone de neige, altitude, zone de vent, catégorie de terrain,
  effets de bord et de coin (dépressions accrues en rive et en angle).
- Surcharge apportée par une surimposition : **≈ 15 à 25 kg/m²** (modules + rails + fixations).
- Vérifications à faire : état et section des chevrons/pannes, entraxe des fixations conforme
  à la note de calcul du fabricant, présence de désordres (flèche, insectes, humidité),
  tenue à l'**arrachement** en zone de vent élevée, retenue de neige et charge en bas de rampant.
- En cas de doute : **note de calcul par un bureau d'études structure**. C'est un coût à intégrer au devis,
  pas une option à supprimer.

---

## Synthèse J2 — les 10 messages à retenir

1. `E = Pc × Hi × Pr` — et le débat porte toujours sur le **Pr**.
2. `Hi` se prend **dans le plan des modules**, jamais à l'horizontale.
3. Entre SE et SO à 30°, la perte est faible : ne pas sacrifier la couverture pour le plein sud.
4. Un **ombrage partiel** pénalise toute la chaîne : regrouper par exposition, ou optimiser.
5. La **chaleur fait perdre de la puissance** : la lame d'air ventilée est un gain mesurable.
6. Dimensionner une chaîne = 4 vérifications : **Umax à −10 °C, Umin à +70 °C, courants, chutes de tension**.
7. `Uoc(−10 °C) ≈ 1,15 × Uoc(STC)` pour le cristallin — le calcul à froid est le plus dangereux à oublier.
8. Le **ratio DC/AC** se situe entre 1,0 et 1,2 dans la grande majorité des cas.
9. `1 kWc ≈ 4 à 5 m²` de toiture — pour convertir vite une surface utile en puissance.
10. Charges de neige et de vent selon **Eurocodes** : la charpente se vérifie, elle ne se suppose pas.

---

Citilience — https://citilience.fr. Réutilisation libre avec mention de la source.