Points clés

1ᵉʳ avril 2026

entrée en vigueur

06/10/2025

arrêté royal

3 schémas DC

TN-C-S / TT / IT

Type B

différentiel obligatoire DC lisse

1. Contexte juridique

Arrêté royal du 6 octobre 2025, publié au Moniteur belge le 29 octobre 2025
Erratum publié le 5 novembre 2025 (corrections de mise en page aux articles 3 et 23)
Date d'entrée en vigueur : 1er avril 2026
Livres concernés : principalement Livre 1 (basse tension / très basse tension) et Livre 2 (haute tension)
Le Livre 1 est le plus impacté : c'est là que se trouvent les règles pour les installations domestiques, PV, batteries et bornes de recharge

Pourquoi cette réforme ?

Le RGIE historique était quasi exclusivement orienté courant alternatif (AC). Or, le courant continu (DC) est aujourd'hui omniprésent dans les habitations belges :

Panneaux photovoltaïques (sortie DC)
Batteries de stockage lithium (fonctionnement interne en DC)
Bornes de recharge VE (certaines en DC rapide)
Onduleurs hybrides, systèmes V2H/V2G

2. Nouvelle terminologie DC

Le RGIE 2026 introduit des définitions précises pour les conducteurs en courant continu :

Conducteur	Rôle
L+	Conducteur de ligne DC avec le potentiel le plus élevé (pôle positif)
L-	Conducteur de ligne DC avec le potentiel le moins élevé (pôle négatif)
M	Conducteur relié au point milieu DC — équivalent du neutre (N) en AC. Capable de contribuer aux fonctions électriques.
PE	Conducteur de protection (mise à la terre des masses)
PEM	Conducteur combiné M + PE (analogue au PEN en AC)

📋

Comprendre le PEM en pratique

Le PEM est l'analogue DC du PEN que tu connais en AC (schéma TN-C).

PEN (AC) = N + PE combinés en un seul fil physique : le même conducteur sert à ramener le courant de retour neutre ET à mettre à la terre les masses.
PEM (DC) = M + PE combinés en un seul fil : le conducteur du point milieu DC sert aussi de conducteur de protection.

Exemple concret : une batterie 400 Vdc avec point milieu peut sortir 3 fils (L+ à +200 V, L- à -200 V, M au point central 0 V). Si tu décides que ce M sert aussi de mise à la terre des masses (carcasses métalliques) → tu as un PEM. Économique en cuivre, mais comme le PEN : si le PEM casse, les masses peuvent monter au potentiel du courant de retour = électrocution.

En PV résidentiel 5-10 kWp classique, tu ne le verras pas : tu auras toujours L+/L- côté DC strings et L/N/PE classique côté AC. Le PEM est introduit pour anticiper les topologies à venir : bornes V2X bidirectionnelles avec point milieu, DC microgrids, batteries HT bipolaires industrielles, distribution DC 400 V en data centers.

DC lisse vs DC non-lisse

Distinction cruciale introduite par le RGIE 2026, car les protections requises diffèrent :

Type	Définition	Exemples typiques	Protection requise
DC lisse	Tension continue dont le taux d'ondulation efficace ≤ 0,1 (≤ 10 % RMS)	Sortie batterie LiFePO4 (Pylontech, Marstek, BYD…), bus DC stabilisé d'onduleur hybride	Différentiel détectant le DC lisse (commercialement : Type B)
DC non lisse	Tension continue dont le taux d'ondulation efficace > 0,1 (> 10 % RMS)	Sortie directe panneaux PV, sortie régulateur MPPT non filtré	Différentiel détectant le DC non lisse (commercialement : Type A ou Type F suffisent)

📌

Note terminologie

Valeur efficace / RMS : « efficace » et RMS (Root Mean Square, racine carrée de la moyenne des carrés) désignent la même chose en français et en anglais. C'est la valeur d'un signal alternatif qui produirait la même puissance dissipée dans une résistance qu'un courant continu de cette amplitude. Pour une sinusoïde d'amplitude crête A, la valeur efficace vaut A/√2 ≈ 0,707 × A.

Taux d'ondulation efficace : mesure de la « pureté » d'une tension continue. Concrètement, on décompose la tension réelle en deux parties : une composante DC constante (sa moyenne) + une composante AC résiduelle (l'ondulation). Le taux d'ondulation efficace = valeur efficace (RMS) de la composante AC ÷ valeur moyenne DC. Une batterie LiFePO4 a un taux ≪ 0,01 (DC très pur). Un redresseur monophasé sans filtre a un taux > 0,5 (DC très ondulé).

Définition complète DC lisse selon le RGIE : pour qualifier de « lisse », la tension doit respecter deux critères cumulatifs (RGIE Livre 1, section 2.3.1) — (1) taux d'ondulation efficace ≤ 0,1 ET (2) valeur efficace maximale de la composante périodique ≤ 3 V (pour U ≤ 30 V) / 6 V (30 < U ≤ 60 V) / 12 V (60 < U ≤ 120 V). Le seul taux d'ondulation ne suffit pas formellement.

Différentiels et terminologie commerciale : le RGIE 2026 ne nomme PAS « Type A » ni « Type B » dans son texte. Il classifie les différentiels par sensibilité (haute / très haute) × comportement DC lisse / non lisse. Les valeurs maximales pour la classe « haute sensibilité » sont [src: RGIE Livre 1 p.46] :

≤ 30 mA en AC ou DC non lisse
≤ 80 mA en DC lisse

Les appellations « Type A / B / F » sont la nomenclature commerciale IEC 61008 alignée sur ces comportements — c'est ce qui apparaît sur les fiches techniques des fabricants.

Pour en savoir plus :

Valeur efficace / RMS → Wikipédia : Valeur efficace
Taux d'ondulation → Wikipédia : Ondulation résiduelle

3. Schémas de mise à la terre en courant continu

Trois schémas DC sont désormais définis dans le RGIE (miroir des schémas AC existants) :

3.1 Schéma TN-C-S DC

Le conducteur actif mis à la terre (M) et le conducteur de protection (PE) sont combinés en un seul conducteur PEM dans une partie de l'installation (ex. côté batterie)
Ils sont ensuite séparés en aval (côté panneaux/onduleur)
Analogue au TN-C-S en AC, adapté aux topologies batterie + onduleur

3.2 Schéma TT DC

Le point milieu de la source DC (batterie ou onduleur) est relié directement à la terre
Toutes les masses métalliques sont reliées à une prise de terre locale distincte
Utilisé lorsque l'installation PV doit être isolée galvaniquement du reste du réseau domestique, ou lorsque la prise de terre du bâtiment ne respecte pas les 30 Ω réglementaires

3.3 Schéma IT DC

Le point milieu DC est isolé de la terre ou connecté via une impédance élevée
Le RGIE 2026 introduit en DC l'équivalent du schéma IT existant en AC
Surveillance permanente de l'isolement obligatoire

4. Protections contre les défauts DC

4.1 Formule universelle de sensibilité différentielle

Le RGIE 2026 supprime l'ancien tableau de sensibilités et impose une formule universelle :

Symbole	Signification	Valeurs
IΔn	Sensibilité du différentiel (en A)	Ex. : 0,03 A (30 mA)
RE	Résistance de la prise de terre (en Ω)	Mesurée sur site
UL	Tension limite conventionnelle	50 V en locaux secs, 25 V en locaux humides

Exemples de calcul :

Terre de 100 Ω en local sec → IΔn ≤ 50/100 = 0,5 A max → un 300 mA satisfait la formule
Terre de 500 Ω → IΔn ≤ 50/500 = 0,1 A max → il faut un 100 mA ou moins

⚠️

Structure des protections différentielles en résidentiel (RGIE p.100-101) :

À l'origine de l'installation : un interrupteur différentiel (RGIE : dispositif de protection à courant différentiel-résiduel, DPCDR) 300 mA max avec fonction de sectionnement.
En aval : au moins UN interrupteur différentiel haute ou très haute sensibilité (≤ 30 mA AC / ≤ 80 mA DC lisse, ou ≤ 10 mA AC / ≤ 20 mA DC lisse) auquel sont raccordés uniquement les circuits suivants :
1. Socles de prise de courant (sauf appareils fixes / à poste fixe)
2. Éclairage
3. Lieux salle de bain / douche (chap 7.1)
4. Lave-linge, sèche-linge, lave-vaisselle
Max 8 circuits terminaux par interrupteur différentiel haute sensibilité.

Exceptions importantes — les circuits ci-dessous ne sont pas soumis au plancher 30 mA et suivent leurs propres règles :

Appareils fixes (frigo, cuisinière électrique, chauffage électrique) → raccordés directement en aval du 300 mA, ou via différentiel dédié.
Installations photovoltaïques domestiques ≤ 10 kVA → chapitre 7.112 (règles spécifiques).
Bornes de recharge VE → chapitre 7.22 (30 mA imposé spécifiquement pour le circuit AC dédié borne, voir § 6 ci-dessous).
Batteries d'accumulateurs industriels → chapitre 7.103.

4.2 Protection contre les surintensités DC

Ce que le RGIE impose (sections 4.4.4.1 et 4.4.4.9) :

Une détection de surintensité sur tous les conducteurs de ligne, y compris L+, L- et M en DC.
Pour les circuits sans protection différentielle : la détection de surintensité provoque la coupure, y compris du conducteur M (analogue au conducteur N en AC).
Le matériel n'est pas nommé : le texte parle génériquement de « dispositif de protection contre les surintensités ». La technologie (fusible, disjoncteur, sectionneur) n'est pas prescrite.

📋

En pratique installateur (hors texte RGIE, conformément à la pratique de l'industrie) :

Côté strings PV ≤ 10 kWp résidentiel : sectionneur DC (souvent intégré à l'onduleur) + fusibles gPV sur strings parallèles + parafoudre DC. Le sectionneur est sans pouvoir de coupure en charge.
Côté batterie : un disjoncteur DC dédié avec pouvoir de coupure en charge, calibré pour la tension batterie (48 V LV ou 400 V HV) et son courant nominal.

Pourquoi pas un disjoncteur AC en DC ? En AC 50 Hz, le courant passe par zéro 100 fois/sec et l'arc entre contacts s'éteint naturellement. En DC il ne passe jamais par zéro → l'arc se maintient et peut soutenir l'incendie. Les disjoncteurs DC ont des chambres d'arc spéciales (lames de désionisation, aimants permanents) et sont certifiés par tests selon IEC 60947-2 Annexe C. C'est une contrainte physique et normative IEC, pas une prescription RGIE.

Nouveauté RGIE 2026 : le règlement autorise désormais les dispositifs de protection sensibles à la tension de défaut (section 4.2.3.4.b.1, schéma TN) : ils mesurent la tension entre masse et terre et déclenchent si elle dépasse le seuil de sécurité (UL = 50 V locaux secs / 25 V locaux humides).

4.3 Composante continue perturbatrice

5. Batteries de stockage — Règles détaillées

5.1 Obligations d'installation

Exigence	Détail
Local	Sec, ventilé, température stable
Produits inflammables	Interdits dans le local de la batterie
Ventilation	Obligatoire pour dissipation thermique et prévention du dégazage des cellules lithium-ion
Protection incendie	Contrôle strict de conformité avant mise en service
Schéma de mise à la terre	TN-C-S DC, TT DC ou IT DC selon la topologie
Protection différentielle	Type B obligatoire (DC lisse des batteries lithium)
Disjoncteur	DC dédié, calibré pour la tension et le courant de la batterie
CPI	Obligatoire si schéma IT DC

5.2 Contrôle de conformité

Obligatoire avant mise en service pour toute nouvelle installation de batterie de stockage
Doit être effectué par un organisme agréé (Vinçotte, Normec BTV, Certinergie…)
Le rapport de contrôle couvre : schéma de mise à la terre DC, protections différentielles, disjoncteurs DC, ventilation du local, raccordement au tableau

5.3 Conséquences assurance

6. Bornes de recharge — Chapitre 7.22

Le chapitre 7.22 « Alimentation des véhicules électriques routiers » existe dans le RGIE depuis le 1ᵉʳ novembre 2022 et s'applique aux bornes dont la réalisation est entamée à partir de cette date [src: RGIE Livre 1 p.248]. L'arrêté royal du 06/10/2025 le révise dans le cadre de l'intégration du DC mais ne le crée pas.

6.1 Règles par point de connexion

Obligation	Détail
Circuit dédié	Chaque point de connexion VE doit avoir son propre circuit, exclusivement réservé à la recharge [src: RGIE p.248]
Pas de connexion par prise	Une borne de charge ne peut pas être branchée sur une prise de courant ordinaire [src: RGIE p.248]
Schéma TN-C interdit	Le schéma TN-C est interdit pour le circuit dédié borne VE [src: RGIE p.250]
Différentiel 30 mA AC	Chaque circuit dédié en AC est protégé par un différentiel ≤ 30 mA [src: RGIE p.251]
Composante DC	Soit différentiel résistant au DC perturbateur (Type B), soit Type A + module RDC-DD coordonné [src: RGIE p.251]
Surintensités	Protection individuelle par circuit (sauf points non utilisés simultanément) [src: RGIE p.251]
Coupure d'urgence	Obligatoire dans les bâtiments (sauf habitation unique) — accessible et signalée [src: RGIE p.251]
IP44 minimum extérieur	Borne à ciel ouvert : matériel IP44 ou plus + protection mécanique contre collisions [src: RGIE p.251]
Lieux BE3 interdits	Les bornes et places attenantes ne peuvent pas être situées en lieu BE3 (risque d'explosion) [src: RGIE p.252]

6.2 Protection mécanique

Les dispositifs de chargement doivent être protégés contre les contraintes mécaniques causées par toute collision raisonnablement prévisible (ex. : choc de véhicule en manœuvre)
Bornes en parking : protection par plots, poteaux ou bordures recommandée

6.3 Domaines d'application

Les règles du chapitre 7.22 s'appliquent aux bornes installées :

Chez les particuliers (garage, allée)
En entreprise (parkings employés/visiteurs)
Sur la voie publique (bornes publiques)

7. V2H (Vehicle-to-Home) et V2G (Vehicle-to-Grid)

7.1 État réglementaire en Belgique (avril 2026)

La recharge bidirectionnelle est le sujet le plus en évolution :

Aspect	Statut avril 2026
Faisabilité technique	✅ Démontrée dans des projets pilotes belges (Courtrai, Gand) et néerlandais (Utrecht)
Certification RGIE	⚠️ Très peu de systèmes bidirectionnels entièrement certifiés pour la réinjection
Conformité Synergrid	⚠️ Les équipements réinjectant de l'électricité doivent répondre aux normes Synergrid (fédération des GRD belges)
Coordination GRD	⚠️ Installation à coordonner avec le gestionnaire de réseau (Fluvius en Flandre, ORES en Wallonie, Sibelga à Bruxelles)
Cadre fiscal	⚠️ La tolérance administrative pour la recharge à domicile de voitures de société a expiré le 01/01/2026 — situation en cours de clarification
Applications commerciales	❌ Limitées par : procédures de certification, restrictions logicielles constructeur, cadre juridique incomplet

7.2 Ce que le RGIE 2026 impose pour le V2H/V2G

Les installations V2H/V2G doivent respecter :

Toutes les règles du chapitre 7.22 (borne de recharge) — voir section 6
Les règles DC (schémas de mise à la terre, différentiels résistant au DC) — car le flux bidirectionnel implique du DC
Les règles batteries (section 5) — la batterie du VE est traitée comme un système de stockage
Règles « unités de production décentralisée » explicitement renvoyées par la sous-section 7.22.5.4 [src: RGIE p.252] : protection contre les chocs, surintensités, coupure de sécurité
Avertissement obligatoire « Attention : réinjection possible de l'énergie électrique » apposé sur la borne et le(s) tableau(x) alimentés [src: RGIE p.252]
Protection anti-îlotage (LOM — Loss Of Mains) conforme à la prescription Synergrid C10/11
Compteur bidirectionnel (compteur intelligent / smart meter) pour mesurer l'énergie réinjectée
Coordination avec le GRD (Fluvius / ORES / Sibelga selon la région)

7.3 Perspective européenne

7.4 Recommandation pratique

8. Impact sur les installations existantes

Situation	Action requise
Installation déjà conforme au RGIE actuel	Aucune action immédiate
Certificat de conformité existant	Reste valable
Nouvelle installation après le 01/04/2026	Doit respecter le nouveau RGIE
Modification importante (ajout PV, batterie, borne)	Les parties modifiées doivent être conformes aux nouvelles règles
Ajout d'une batterie à une installation PV existante	Contrôle de conformité obligatoire pour la partie DC ajoutée

9. Tableau récapitulatif — Quel différentiel pour quoi ?

Installation	Type de courant de défaut	Différentiel minimum requis
Circuit classique (éclairage, prises)	AC pur	Type A (≥ 30 mA en résidentiel)
Onduleur PV sans transformateur	AC + composante DC	Type B ou Type A + module détection DC (RDC-DD)
Batterie lithium (LiFePO4, NMC…) — circuit AC en aval	DC lisse derrière onduleur hybride	Type B sur sortie AC de l'onduleur
Borne de recharge AC mode 3	AC + risque DC	Type B ou Type A + RDC-DD [src: RGIE p.251]
Borne de recharge DC rapide	DC	Type B
Borne bidirectionnelle (V2H/V2G)	AC + DC bidirectionnel	Type B + règles unité production décentralisée + Synergrid C10/11

10. Ressources officielles

Ressource	Lien
SPF Économie — Texte officiel Livre 1 (2026)	PDF officiel
SPF Économie — Publications RGIE	Page RGIE
Volta — Résumé arrêté royal 2026	PDF résumé
Vinçotte Academy — Formation RGIE 2026	Présentation
SPF Emploi — Webinaire Livres 1 & 2	Événement
Beswic — Systèmes DC dans le Livre 1	Article

11. Sources utilisées

Document généré le 20 avril 2026 — à usage informatif uniquement. Pour toute application, consulter les textes officiels du SPF Économie et se faire accompagner par un installateur certifié et un organisme de contrôle agréé.

Points clés

1ᵉʳ avril 2026

entrée en vigueur

06/10/2025

arrêté royal

3 schémas DC

TN-C-S / TT / IT

Type B

différentiel obligatoire DC lisse

1. Contexte juridique

Arrêté royal du 6 octobre 2025, publié au Moniteur belge le 29 octobre 2025
Erratum publié le 5 novembre 2025 (corrections de mise en page aux articles 3 et 23)
Date d'entrée en vigueur : 1er avril 2026
Livres concernés : principalement Livre 1 (basse tension / très basse tension) et Livre 2 (haute tension)
Le Livre 1 est le plus impacté : c'est là que se trouvent les règles pour les installations domestiques, PV, batteries et bornes de recharge

Pourquoi cette réforme ?

Le RGIE historique était quasi exclusivement orienté courant alternatif (AC). Or, le courant continu (DC) est aujourd'hui omniprésent dans les habitations belges :

Panneaux photovoltaïques (sortie DC)
Batteries de stockage lithium (fonctionnement interne en DC)
Bornes de recharge VE (certaines en DC rapide)
Onduleurs hybrides, systèmes V2H/V2G

2. Nouvelle terminologie DC

Le RGIE 2026 introduit des définitions précises pour les conducteurs en courant continu :

Conducteur	Rôle
L+	Conducteur de ligne DC avec le potentiel le plus élevé (pôle positif)
L-	Conducteur de ligne DC avec le potentiel le moins élevé (pôle négatif)
M	Conducteur relié au point milieu DC — équivalent du neutre (N) en AC. Capable de contribuer aux fonctions électriques.
PE	Conducteur de protection (mise à la terre des masses)
PEM	Conducteur combiné M + PE (analogue au PEN en AC)

📋

Comprendre le PEM en pratique

Le PEM est l'analogue DC du PEN que tu connais en AC (schéma TN-C).

PEN (AC) = N + PE combinés en un seul fil physique : le même conducteur sert à ramener le courant de retour neutre ET à mettre à la terre les masses.
PEM (DC) = M + PE combinés en un seul fil : le conducteur du point milieu DC sert aussi de conducteur de protection.

DC lisse vs DC non-lisse

Distinction cruciale introduite par le RGIE 2026, car les protections requises diffèrent :

Type	Définition	Exemples typiques	Protection requise
DC lisse	Tension continue dont le taux d'ondulation efficace ≤ 0,1 (≤ 10 % RMS)	Sortie batterie LiFePO4 (Pylontech, Marstek, BYD…), bus DC stabilisé d'onduleur hybride	Différentiel détectant le DC lisse (commercialement : Type B)
DC non lisse	Tension continue dont le taux d'ondulation efficace > 0,1 (> 10 % RMS)	Sortie directe panneaux PV, sortie régulateur MPPT non filtré	Différentiel détectant le DC non lisse (commercialement : Type A ou Type F suffisent)

📌

Note terminologie

≤ 30 mA en AC ou DC non lisse
≤ 80 mA en DC lisse

Les appellations « Type A / B / F » sont la nomenclature commerciale IEC 61008 alignée sur ces comportements — c'est ce qui apparaît sur les fiches techniques des fabricants.

Pour en savoir plus :

Valeur efficace / RMS → Wikipédia : Valeur efficace
Taux d'ondulation → Wikipédia : Ondulation résiduelle

3. Schémas de mise à la terre en courant continu

Trois schémas DC sont désormais définis dans le RGIE (miroir des schémas AC existants) :

3.1 Schéma TN-C-S DC

Le conducteur actif mis à la terre (M) et le conducteur de protection (PE) sont combinés en un seul conducteur PEM dans une partie de l'installation (ex. côté batterie)
Ils sont ensuite séparés en aval (côté panneaux/onduleur)
Analogue au TN-C-S en AC, adapté aux topologies batterie + onduleur

3.2 Schéma TT DC

Le point milieu de la source DC (batterie ou onduleur) est relié directement à la terre
Toutes les masses métalliques sont reliées à une prise de terre locale distincte
Utilisé lorsque l'installation PV doit être isolée galvaniquement du reste du réseau domestique, ou lorsque la prise de terre du bâtiment ne respecte pas les 30 Ω réglementaires

3.3 Schéma IT DC

Le point milieu DC est isolé de la terre ou connecté via une impédance élevée
Le RGIE 2026 introduit en DC l'équivalent du schéma IT existant en AC
Surveillance permanente de l'isolement obligatoire

4. Protections contre les défauts DC

4.1 Formule universelle de sensibilité différentielle

Le RGIE 2026 supprime l'ancien tableau de sensibilités et impose une formule universelle :

Symbole	Signification	Valeurs
IΔn	Sensibilité du différentiel (en A)	Ex. : 0,03 A (30 mA)
RE	Résistance de la prise de terre (en Ω)	Mesurée sur site
UL	Tension limite conventionnelle	50 V en locaux secs, 25 V en locaux humides

Exemples de calcul :

Terre de 100 Ω en local sec → IΔn ≤ 50/100 = 0,5 A max → un 300 mA satisfait la formule
Terre de 500 Ω → IΔn ≤ 50/500 = 0,1 A max → il faut un 100 mA ou moins

⚠️

Structure des protections différentielles en résidentiel (RGIE p.100-101) :

À l'origine de l'installation : un interrupteur différentiel (RGIE : dispositif de protection à courant différentiel-résiduel, DPCDR) 300 mA max avec fonction de sectionnement.
En aval : au moins UN interrupteur différentiel haute ou très haute sensibilité (≤ 30 mA AC / ≤ 80 mA DC lisse, ou ≤ 10 mA AC / ≤ 20 mA DC lisse) auquel sont raccordés uniquement les circuits suivants :
1. Socles de prise de courant (sauf appareils fixes / à poste fixe)
2. Éclairage
3. Lieux salle de bain / douche (chap 7.1)
4. Lave-linge, sèche-linge, lave-vaisselle
Max 8 circuits terminaux par interrupteur différentiel haute sensibilité.

Exceptions importantes — les circuits ci-dessous ne sont pas soumis au plancher 30 mA et suivent leurs propres règles :

Appareils fixes (frigo, cuisinière électrique, chauffage électrique) → raccordés directement en aval du 300 mA, ou via différentiel dédié.
Installations photovoltaïques domestiques ≤ 10 kVA → chapitre 7.112 (règles spécifiques).
Bornes de recharge VE → chapitre 7.22 (30 mA imposé spécifiquement pour le circuit AC dédié borne, voir § 6 ci-dessous).
Batteries d'accumulateurs industriels → chapitre 7.103.

4.2 Protection contre les surintensités DC

Ce que le RGIE impose (sections 4.4.4.1 et 4.4.4.9) :

Une détection de surintensité sur tous les conducteurs de ligne, y compris L+, L- et M en DC.
Pour les circuits sans protection différentielle : la détection de surintensité provoque la coupure, y compris du conducteur M (analogue au conducteur N en AC).
Le matériel n'est pas nommé : le texte parle génériquement de « dispositif de protection contre les surintensités ». La technologie (fusible, disjoncteur, sectionneur) n'est pas prescrite.

📋

En pratique installateur (hors texte RGIE, conformément à la pratique de l'industrie) :

Côté strings PV ≤ 10 kWp résidentiel : sectionneur DC (souvent intégré à l'onduleur) + fusibles gPV sur strings parallèles + parafoudre DC. Le sectionneur est sans pouvoir de coupure en charge.
Côté batterie : un disjoncteur DC dédié avec pouvoir de coupure en charge, calibré pour la tension batterie (48 V LV ou 400 V HV) et son courant nominal.

4.3 Composante continue perturbatrice

5. Batteries de stockage — Règles détaillées

5.1 Obligations d'installation

Exigence	Détail
Local	Sec, ventilé, température stable
Produits inflammables	Interdits dans le local de la batterie
Ventilation	Obligatoire pour dissipation thermique et prévention du dégazage des cellules lithium-ion
Protection incendie	Contrôle strict de conformité avant mise en service
Schéma de mise à la terre	TN-C-S DC, TT DC ou IT DC selon la topologie
Protection différentielle	Type B obligatoire (DC lisse des batteries lithium)
Disjoncteur	DC dédié, calibré pour la tension et le courant de la batterie
CPI	Obligatoire si schéma IT DC

5.2 Contrôle de conformité

Obligatoire avant mise en service pour toute nouvelle installation de batterie de stockage
Doit être effectué par un organisme agréé (Vinçotte, Normec BTV, Certinergie…)
Le rapport de contrôle couvre : schéma de mise à la terre DC, protections différentielles, disjoncteurs DC, ventilation du local, raccordement au tableau

5.3 Conséquences assurance

6. Bornes de recharge — Chapitre 7.22

6.1 Règles par point de connexion

Obligation	Détail
Circuit dédié	Chaque point de connexion VE doit avoir son propre circuit, exclusivement réservé à la recharge [src: RGIE p.248]
Pas de connexion par prise	Une borne de charge ne peut pas être branchée sur une prise de courant ordinaire [src: RGIE p.248]
Schéma TN-C interdit	Le schéma TN-C est interdit pour le circuit dédié borne VE [src: RGIE p.250]
Différentiel 30 mA AC	Chaque circuit dédié en AC est protégé par un différentiel ≤ 30 mA [src: RGIE p.251]
Composante DC	Soit différentiel résistant au DC perturbateur (Type B), soit Type A + module RDC-DD coordonné [src: RGIE p.251]
Surintensités	Protection individuelle par circuit (sauf points non utilisés simultanément) [src: RGIE p.251]
Coupure d'urgence	Obligatoire dans les bâtiments (sauf habitation unique) — accessible et signalée [src: RGIE p.251]
IP44 minimum extérieur	Borne à ciel ouvert : matériel IP44 ou plus + protection mécanique contre collisions [src: RGIE p.251]
Lieux BE3 interdits	Les bornes et places attenantes ne peuvent pas être situées en lieu BE3 (risque d'explosion) [src: RGIE p.252]

6.2 Protection mécanique

Les dispositifs de chargement doivent être protégés contre les contraintes mécaniques causées par toute collision raisonnablement prévisible (ex. : choc de véhicule en manœuvre)
Bornes en parking : protection par plots, poteaux ou bordures recommandée

6.3 Domaines d'application

Les règles du chapitre 7.22 s'appliquent aux bornes installées :

Chez les particuliers (garage, allée)
En entreprise (parkings employés/visiteurs)
Sur la voie publique (bornes publiques)

7. V2H (Vehicle-to-Home) et V2G (Vehicle-to-Grid)

7.1 État réglementaire en Belgique (avril 2026)

La recharge bidirectionnelle est le sujet le plus en évolution :

Aspect	Statut avril 2026
Faisabilité technique	✅ Démontrée dans des projets pilotes belges (Courtrai, Gand) et néerlandais (Utrecht)
Certification RGIE	⚠️ Très peu de systèmes bidirectionnels entièrement certifiés pour la réinjection
Conformité Synergrid	⚠️ Les équipements réinjectant de l'électricité doivent répondre aux normes Synergrid (fédération des GRD belges)
Coordination GRD	⚠️ Installation à coordonner avec le gestionnaire de réseau (Fluvius en Flandre, ORES en Wallonie, Sibelga à Bruxelles)
Cadre fiscal	⚠️ La tolérance administrative pour la recharge à domicile de voitures de société a expiré le 01/01/2026 — situation en cours de clarification
Applications commerciales	❌ Limitées par : procédures de certification, restrictions logicielles constructeur, cadre juridique incomplet

7.2 Ce que le RGIE 2026 impose pour le V2H/V2G

Les installations V2H/V2G doivent respecter :

Toutes les règles du chapitre 7.22 (borne de recharge) — voir section 6
Les règles DC (schémas de mise à la terre, différentiels résistant au DC) — car le flux bidirectionnel implique du DC
Les règles batteries (section 5) — la batterie du VE est traitée comme un système de stockage
Règles « unités de production décentralisée » explicitement renvoyées par la sous-section 7.22.5.4 [src: RGIE p.252] : protection contre les chocs, surintensités, coupure de sécurité
Avertissement obligatoire « Attention : réinjection possible de l'énergie électrique » apposé sur la borne et le(s) tableau(x) alimentés [src: RGIE p.252]
Protection anti-îlotage (LOM — Loss Of Mains) conforme à la prescription Synergrid C10/11
Compteur bidirectionnel (compteur intelligent / smart meter) pour mesurer l'énergie réinjectée
Coordination avec le GRD (Fluvius / ORES / Sibelga selon la région)

7.3 Perspective européenne

7.4 Recommandation pratique

8. Impact sur les installations existantes

Situation	Action requise
Installation déjà conforme au RGIE actuel	Aucune action immédiate
Certificat de conformité existant	Reste valable
Nouvelle installation après le 01/04/2026	Doit respecter le nouveau RGIE
Modification importante (ajout PV, batterie, borne)	Les parties modifiées doivent être conformes aux nouvelles règles
Ajout d'une batterie à une installation PV existante	Contrôle de conformité obligatoire pour la partie DC ajoutée

9. Tableau récapitulatif — Quel différentiel pour quoi ?

Installation	Type de courant de défaut	Différentiel minimum requis
Circuit classique (éclairage, prises)	AC pur	Type A (≥ 30 mA en résidentiel)
Onduleur PV sans transformateur	AC + composante DC	Type B ou Type A + module détection DC (RDC-DD)
Batterie lithium (LiFePO4, NMC…) — circuit AC en aval	DC lisse derrière onduleur hybride	Type B sur sortie AC de l'onduleur
Borne de recharge AC mode 3	AC + risque DC	Type B ou Type A + RDC-DD [src: RGIE p.251]
Borne de recharge DC rapide	DC	Type B
Borne bidirectionnelle (V2H/V2G)	AC + DC bidirectionnel	Type B + règles unité production décentralisée + Synergrid C10/11

10. Ressources officielles

Ressource	Lien
SPF Économie — Texte officiel Livre 1 (2026)	PDF officiel
SPF Économie — Publications RGIE	Page RGIE
Volta — Résumé arrêté royal 2026	PDF résumé
Vinçotte Academy — Formation RGIE 2026	Présentation
SPF Emploi — Webinaire Livres 1 & 2	Événement
Beswic — Systèmes DC dans le Livre 1	Article

Mise à jour RGIE 04/2026

Points clés

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