Ordin nr.78 din 28.11.2025 cu privire la aprobarea Metodologiei privind stabilirea normelor tehnice, modul de amplasare, instalare şi demontare a centralelor electrice fotovoltaice

MINISTERUL ENERGIEI

O R D I N

cu privire la aprobarea Metodologiei privind stabilirea normelor

 tehnice, modul de amplasare, instalare şi demontare

a centralelor electrice fotovoltaice

nr. 78  din  28.11.2025

 (în vigoare 18.12.2025) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 620-622 art.1105 din 18.12.2025

* * *

În temeiul art.6 alin.(1) lit.e), art.24 din Legea nr.10/2016 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.69-77, art.117), pct.8 subpct.12), pct.9 subpct.11) din Regulamentul privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Energiei, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.118/2023 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2023, nr.85-86, art.171) şi al art.27 din Codul funciar nr.22/2024 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2024, nr.93-95, art.137),

ORDON:

1. Se aprobă Metodologia privind stabilirea normelor tehnice, modul de amplasare, instalare şi demontare a centralelor electrice fotovoltaice, conform anexei.

2. Prezentul ordin se publică în Monitorul Oficial al Republicii Moldova şi pe pagina web oficială a Ministerului Energiei.

3. Direcţia surse de energie regenerabilă şi mobilitate verde va asigura publicarea prezentului ordin în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.

4. Controlul asupra executării prezentului ordin se pune în sarcina secretarului de stat responsabil de domeniul decarbonizare.

5. Prezentul ordin intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.

METODOLOGIA

privind stabilirea normelor tehnice, modul de amplasare,

instalare şi demontare a centralelor electrice fotovoltaice

I. DISPOZIŢII GENERALE

1. Metodologia privind stabilirea normelor tehnice, modul de amplasare, instalare şi demontare a centralelor electrice fotovoltaice (în continuare - Metodologie), reglementează normele tehnice şi modul de proiectare, instalare, exploatare şi dezafectare a centralelor electrice fotovoltaice utilizate pentru producerea energiei electrice din surse regenerabile pe teritoriul Republicii Moldova, indiferent de puterea centralei electrice, de tipul amplasamentului sau regimul de exploatare.

Prevederile Metodologiei se aplică de către toţi cei care instalează diferite tipuri de instalaţii fotovoltaice, indiferent de amplasamentul fizic al acestora, completând cerinţele specifice prevăzute în Codul Funciar nr.22/2024 şi alte acte normative pentru terenurile utilizate la instalarea centralelor electrice fotovoltaice la sol.

2. Metodologia are ca scop principal asigurarea dezvoltării durabile a sectorului energiei regenerabile prin implementarea unor cerinţe tehnice unitare, care să garanteze:

2.1. siguranţa şi fiabilitatea centralelor electrice fotovoltaice;

2.2. protejarea mediului şi utilizarea raţională a resurselor naturale;

2.3. integrarea centralelor electrice fotovoltaice în sistemul energetic naţional.

3. Metodologia se aplică centralelor electrice fotovoltaice:

3.1. instalate la sol, cu structuri fixe (unghi de înclinare constant) sau cu sisteme de urmărire solară (single-axis sau dual-axis);

3.2. instalate pe acoperişuri, indiferent de tipul clădirii (rezidenţiale, industriale, comerciale sau publice);

3.3. plutitoare, amplasate pe bazine artificiale, lacuri sau alte suprafeţe de apă;

3.4. integrate în clădiri, inclusiv faţade, acoperişuri şi elemente structurale active;

3.5. sisteme mixte ce combină panouri fotovoltaice cu alte instalaţii de producere a energiei electrice ce utilizează surse regenerabile de energie, în măsura în care puterea centralei electrice fotovoltaice este predominantă.

4. Pentru centralele electrice fotovoltaice, respectarea următoarelor cerinţe tehnice este obligatorie:

a) Ventilaţia pe acoperişuri;

b) Rezistenţa materialelor;

c) Protecţia solului;

d) Accesibilitatea şi întreţinerea;

5. Prezenta metodologie nu se aplică următoarelor categorii de echipamente şi instalaţii:

5.1. centralele electrice fotovoltaice experimentale sau proiectele-pilot realizate exclusiv în scopuri de cercetare-dezvoltare;

5.2. centrale electrice fotovoltaice mobile (ex.: vehicule electrice, rulote, bărci) echipate cu panouri solare integrate, utilizate doar pentru consum propriu;

5.3. centrale electrice fotovoltaice destinate exclusiv alimentării temporare în cadrul unor evenimente sau şantiere mobile.

6. În sensul prezentei metodologii, se definesc următoarele noţiuni şi acronime:

6.1. centrală electrică fotovoltaică (PV) – ansamblul complet de echipamente şi instalaţii destinate conversiei energiei solare în energie electrică, incluzând modulele fotovoltaice, structurile de susţinere, cablurile, dispozitivele de protecţie, echipamentele de conversie a energiei şi echipamentele de monitorizare, care poate avea incorporată şi instalaţie de stocare;

6.2. centrală electrică fotovoltaică racordată la reţeaua electrică – centrală electrică PV care injectează total sau parţial energia electrică produsă în reţeaua electrică de transport sau de distribuţie;

6.3. centrală electrică fotovoltaică autonomă – centrală electrică PV care nu este racordată la reţeaua electrică, destinată consumului propriu, care poate include sau nu instalaţii de stocare a energiei;

6.4. centrală electrică fotovoltaică hibridă – centrală electrică fotovoltaică echipată cu instalaţie de stocare, proiectată să funcţioneze ca o unitate energetică flexibilă şi dispecerizabilă, capabilă să contribuie la stabilitatea reţelei electrice, la gestionarea vârfurilor de consum şi la optimizarea producţiei şi autoconsumului şi continuitatea furnizării energiei electrice;

6.5. centrală electrică mixtă – instalaţie care combină panouri fotovoltaice cu alte instalaţii de producere a energiei electrice care utilizează surse de energie (eoliană, biomasă, diesel etc.), cu sau fără posibilitatea de racordare la reţeaua electrică, utilizată în special pentru diversificarea surselor şi reducerea dependenţei de un singur tip de tehnologie;

6.6. BIPV– centrală electrică fotovoltaică integrată în elemente constructive ale clădirii (acoperiş, faţadă, pereţi), având atât rol structural, cât şi funcţie energetică;

6.7. centrală electrică fotovoltaică plutitoare – centrală electrică fotovoltaică amplasată pe suprafaţă de apă (lac, bazin artificial) utilizând structuri flotante special concepute, cu cerinţe specifice privind stabilitatea, protecţia mediului şi siguranţa la foc;

6.8. modul fotovoltaic (panou fotovoltaic) – unitatea constructivă formată dintr-un ansamblu de celule fotovoltaice interconectate, încapsulate şi protejate mecanic, destinată conversiei energiei solare în energie electrică de curent continuu (DC);

6.9. invertor fotovoltaic – echipament electronic destinat conversiei energiei electrice în curent continuu (DC) generate de modulele fotovoltaice în energie electrică în curent alternativ (AC), compatibilă cu parametrii reţelei electrice de distribuţie sau a sarcinii locale;

6.10. stocare a energiei electrice – proces tehnologic, în sistemul electroenergetic, care constă în amânarea utilizării finale a energiei electrice pentru un moment ulterior momentului producerii sau în transformarea energiei electrice într-o formă de energie care poate fi stocată, stocarea energiei respective şi reconversia ulterioară a energiei respective în energie electrică sau utilizarea acesteia în alt purtător de energie;

6.11 sistem de urmărie solară – structură mecanică şi sistem de control care permite orientarea dinamică a modulelor fotovoltaice în funcţie de poziţia soarelui, pentru maximizarea captării energiei. Tipuri: single-axis (urmărire pe un singur ax) şi dual-axis (urmărire pe două axe);

6.12 unghi de înclinare al panoului – unghiul format între planul panoului fotovoltaic şi planul orizontal, stabilit în funcţie de latitudinea geografică şi orientarea instalaţiei;

6.13. distanţa între rânduri – distanţa orizontală minimă dintre rândurile succesive de module fotovoltaice, necesară pentru a preveni umbrirea şi a optimiza producţia de energie;

6.14. producător de energie electrică PV – persoană fizică sau juridică care produce energie electrică prin intermediul unei centrale electrice fotovoltaice şi este responsabilă de exploatarea, monitorizarea, întreţinerea şi, după caz, comercializarea energiei electrice generate;

6.15. dezafectare – procesul de demontare, evacuare şi eliminare controlată a echipamentelor unei centrale electrice fotovoltaice ajunsă la sfârşitul duratei de viaţă, precum şi restaurarea amplasamentului la starea iniţială sau la o stare compatibilă cu utilizarea ulterioară a terenului;

6.16. sistem fotovoltaic plug-and-play – micro-sistem fotovoltaic cu putere nominală ≤ 800 W, destinat conectării directe la prize casnice, fără instalare permanentă şi fără lucrări de racordare la reţeaua electrică de distribuţie;

6.17. funcţia principală a amplasamentului – destinaţia de bază a terenului sau construcţiei pe care este instalată centrala electrică PV, stabilită prin acte normative (teren agricol, zonă industrială, zonă protejată);

6.18. sisteme antiincendiare – ansamblu de echipamente şi măsuri constructive destinate prevenirii, detectării şi limitării riscului de incendiu asociat instalaţiilor fotovoltaice, în corespndere cu Regulile generale de apărare împotriva incendiilor în Republica Moldova, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.847/2022;

6.19. grad de acoperire – raportul dintre suprafaţa ocupată de modulele fotovoltaice şi suprafaţa totală a terenului;

6.20. factor de performanţă – raportul dintre energia electrică efectiv livrată în reţeaua electrică de distribuţie sau consumată şi energia teoretică posibilă, indicând eficienţa globală a centralei electrice fotovoltaice, independent de condiţiile climatice locale;

6.21. factor de capacitate (CF) – raportul dintre energia electrică efectiv produsă într-o perioadă de referinţă şi energia maximă posibilă, dacă sistemul ar funcţiona continuu la puterea nominală instalată;

6.22. putere instalată – puterea nominală totală a modulelor fotovoltaice, exprimată în kilowaţi (kW), la condiţii standard de testare (STC);

6.23. condiţii standard de testare (STC) – parametrii de laborator utilizaţi pentru caracterizarea modulelor fotovoltaice: iradiere 1000 W/m², temperatură de celulă 25 °C şi spectru AM 1.5.

6.24. puterea nominală a unui modul fotovoltaic - puterea electrică de funcţionare continuă pe care o poate genera un modul fotovoltaic în condiţii standard de funcţionare STC.

II. CERINŢE OBLIGATORII PENTRU AMPLASAREA

CENTRALELOR ELECTRICE PV

Secţiunea 1

Cerinţe generale

7. Proiectarea, instalarea, exploatarea şi dezafectarea centralelor electrice fotovoltaice trebuie realizate cu respectarea următoarelor principii generale:

7.1. Siguranţă structurală şi electrică – toate elementele centralei electrice fotovoltaice trebuie proiectate şi executate astfel încât să asigure funcţionarea sigură a centralei pe întreaga durată de viaţă, evitând riscurile de incendiu, electrocutare sau deteriorare mecanică.

7.2. Eficienţă energetică şi performanţă – soluţiile tehnice adoptate trebuie să optimizeze producţia de energie electrică, să minimizeze pierderile şi să asigure un factor de performanţă şi un factor de capacitate corespunzător condiţiilor climatice şi tehnologice din Republica Moldova.

7.3. Durabilitate şi fiabilitate - echipamentele utilizate trebuie să fie certificate conform standardelor internaţionale recunoscute la nivel naţional (SM IEC, SM EN, SM ISO) şi să fie dimensionate pentru condiţiile climatice locale (vânt, zăpadă, temperatură, umiditate).

7.4. Protecţia mediului – proiectarea şi exploatarea trebuie să reducă la minimum impactul asupra mediului, inclusiv asupra solului, apei, biodiversităţii, arii naturale protejate de stat şi peisajului.

7.5. Conformitate normativă – toate proiectele trebuie să respecte legislaţia naţională şi europeană în vigoare, precum şi reglementările tehnice specifice, inclusiv Hotărârea Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.155/2022, standardele de siguranţă la incendiu, regulamentele de urbanism şi protecţia mediului.

7.6. Documentaţie tehnică completă – proiectele trebuie să fie însoţite de documentaţie completă şi actualizată, care să includă cel puţin studii tehnice, planuri de execuţie, unul dintre documentele emise de autoritatea competentă conform Legii nr.86/2014 privind evaluarea impactului asupra mediului (acordul de mediu, concluzia privind evaluarea biodiversităţii, decizia de constatare că nu este necesară efectuarea evaluării biodiversităţii), certificate de conformitate pentru echipamente şi scheme de conectare la reţea sau la sistemul autonom;

8. Instalarea centralelor electrice fotovoltaice este permisă numai pe terenurile şi amplasamentele care respectă condiţiile prevăzute de prezenta metodologie. Alegerea amplasamentului trebuie să asigure siguranţa în exploatare, eficienţa energetică şi protecţia mediului.

9. Construcţia centralelor electrice fotovoltaice este permisă cu respectarea condiţiilor tehnice şi urbanistice aplicabile, pe următoarele tipuri de amplasamente:

9.1. terenuri agricole, terenuri degradate, neproductive sau terenuri scoase definitiv din circuitul agricol, conform destinaţiei şi modurilor de folosinţă stabilite de Codul funciar nr.22/2024, precum şi în condiţiile autorizării schimbării categoriei de folosinţă a terenurilor, acolo unde este cazul;

9.2. terenuri industriale, comerciale şi platforme tehnologice existente;

9.3. acoperişuri şi terase ale construcţiilor rezidenţiale, industriale, comerciale sau publice, corespunzătoare din punct de vedere al rezistenţei structurale şi sub rezerva prevederilor pct. 74 din Regulile generale de apărare împotriva incendiilor în Republica Moldova, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 847/2022;

9.4. suprafeţe de apă, lacuri sau bazine artificiale, pentru instalaţii fotovoltaice plutitoare;

9.5. zone de infrastructură (de ex.: parcări, centre logistice, clădiri auxiliare, spaţii tehnologice);

9.6. terenuri destinate activităţilor combinate, cum ar fi Agri-PV, cu respectarea reglementărilor specifice.

10. Instalarea centralelor electrice fotovoltaice este permisă numai cu condiţia obţinerii avizelor şi acordurilor din partea autorităţilor competente, pentru:

10.1. zone aflate în apropierea infrastructurilor critice (reţele electrice de transport, reţele electrice de distribuţie, reţele de gaze naturale, conducte magistrale ale reţelelor termice, reţele de aprovizionare cu apă şi canalizare, căi ferate, aeroporturi);

10.2. terenuri în pantă mare sau cu instabilitate geologică, unde sunt necesare studii suplimentare de stabilitate şi evaluare strategică de mediu conform Legii nr.11/2017 privind evaluarea strategică de mediu, după caz şi evaluarea impactului asupra mediului cu/sau evaluarea biodiversităţii conform prevederilor Legii nr.86/2014;

10.3. zone de protecţie ale ariilor naturale protejate de stat, siturilor Emerald/Natura 2000, pentru care se impun evaluări suplimentare ale impactului asupra mediului, conform prevederilor Legii nr.86/2014 privind evaluarea impactului asupra mediului, Legii nr.94/2007 cu privire la reţeaua ecologică şi Legii nr.1538/1998 privind fondul ariilor naturale protejate de stat.

11. Instalarea centralelor electrice fotovoltaice este interzisă în următoarele situaţii:

11.1. ariile naturale protejate de stat, siturile din reţeaua Emerald şi, după desemnare, cele din reţeaua Natura 2000, zonele de protecţie ale acestora, precum şi coridoarele ecologice care asigură conectivitatea între ele;

11.2. terenuri cu destinaţie forestieră;

11.3. zone cu risc ridicat de inundaţii, alunecări de teren sau risc seismic major, conform prevederilor Codului Urbanismului şi Construcţiilor nr.434/2023;

11.4. terenuri aflate în zone cu regim special de securitate sau protecţie;

11.5. monumentele naturii şi peisajele de valoare cultural-naturală;

11.6. zonele umede, pajiştile stepice şi pădurile valoroase din punct de vedere ecologic.

Secţiunea a 2-a

Cerinţe suplimentare pentru eligibilitatea terenului

12. La alegerea amplasamentului, solicitantul trebuie să ţină cont de posibile umbriri, stabilitatea solului, accesul la reţeaua electrică, evaluarea impactului asupra mediului şi evaluarea biodiversităţii - conform prevederilor Legii nr.86/2014 privind evaluarea impactului asupra mediului şi Legii nr.94/2007 cu privire la reţeaua ecologică.

13. În cazul terenurilor cu utilizare multiplă (parcuri industriale, zone de infrastructură), centralele electrice fotovoltaice trebuie integrate astfel încât să nu afecteze destinaţia principală a amplasamentului.

14. Toate proiectele trebuie să respecte reglementările locale de urbanism şi să obţină avizele şi acordurile necesare înaintea demarării lucrărilor de instalare, în conformitate cu Codul Urbanismului şi Construcţiilor nr.434/2023.

III. CERINŢE CONSTRUCTIVE ŞI TEHNICE

Secţiunea 1

Rezistenţa structurală şi materiale utilizate

15. Proiectarea şi execuţia structurilor de susţinere pentru modulele fotovoltaice trebuie să asigure siguranţa mecanică, durabilitatea şi fiabilitatea pe întreaga durată de viaţă a centralei electrice fotovoltaice. Dimensionarea elementelor structurale se va realiza în conformitate cu Codul Urbanismului şi Construcţiilor nr.434/2023, Standardele Naţionale şi Normele minime de exploatare a centralelor şi reţelelor electrice aprobate prin Hotărârea Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.155/2022.

16. Sarcini climatice:

16.1. Încărcări de vânt: structurile trebuie să reziste la viteze de referinţă ≥ 120 km/h, conform SM EN L99L-1-4 Eurocod 1: Acţiuni ale vîntului;

16.2. Încărcări de zăpadă: dimensionarea se va face cu valori de referinţă de ≥ 1,05 kN/m², conform SM EN 1991-1-3 Eurocod 1: Acţiuni asupra structurilor. Partea 1-3: Încărcări din zăpadă;

16.3. Încărcări seismice: în zone cu risc seismic, fundaţiile şi structurile trebuie adaptate conform prevederilor Codului Urbanismului şi Construcţiilor nr.434/2023.

16.4. Pentru instalaţiile plutitoare sau BIPV, încărcările se evaluează separat, în funcţie de specificul amplasamentului.

17. Materiale recomandate:

17.1. Oţel galvanizat la cald – pentru structuri de sol şi montaj pe acoperiş;

17.2. Aluminiu anodizat – recomandat pentru BIPV şi instalaţii plutitoare, datorită greutăţii reduse şi rezistenţei la coroziune;

17.3. Inox (oţel inoxidabil) – utilizat pentru elemente critice expuse umidităţii ridicate;

17.4. Protecţii anticorozive – vopsiri speciale, tratamente de suprafaţă şi acoperiri cu pulberi, conform ISO 12944.

18. Durabilitate şi fiabilitate:

18.1. Durata de viaţă proiectată: ≥25 ani pentru instalaţiile terestre, ≥30 ani pentru cele plutitoare şi BIPV;

18.2. Îmbinările, şuruburile şi ancorele vor fi dimensionate pentru a rezista la cicluri repetate de încărcare, prevenind fenomenul de oboseală a materialului.

19. Stabilitatea instalaţiilor:

19.1. Structurile trebuie să fie proiectate astfel încât să prevină răsturnarea, alunecarea sau deplasarea modulelor PV în condiţii climatice extreme;

19.2. Pentru terenuri cu pantă >15%, proiectantul va ţine cont de necesitatea de aplicare de soluţii suplimentare de ancorare.;

19.3. Pentru instalaţiile plutitoare, se vor utiliza sisteme de ancorare hidrodinamică adaptate variaţiilor nivelului apei.

Secţiunea a 2-a

Protecţia solului

20. La amplasarea centralelor electrice fotovoltaice pe terenuri, fixate la sol, sunt permise doar structuri cu ancorare uşoară, precum şuruburile de sol şi piloţii metalici, în conformitate cu prevederile art.27 alin.(1) din Codul funciar nr.22/2024;

20.1. Utilizarea fundaţiilor masive de beton se admite doar în cazurile sistemelor de urmărire solară sau în cazul schimbării destinaţiei terenurilor în construcţii şi amenajări , cu condiţia expresă ca la dezafectare să fie complet eliminate, iar stratul fertil al solului să fie restaurat conform prevederilor punctului 41;

20.2. Pe terenurile unde sunt amplasate la sol centrale electrice fotovoltaice se menţin înierbate, potrivit art.27 alin.(2) din Codul funciar nr.22/2024.

20.3. Lucrările de terasare sau cele care implică modificarea semnificativă a stratului de sol fertil sunt permise doar în situaţiile în care acestea sunt necesare pentru realizarea terasamentelor şi nivelării terenului destinate amplasării parcului fotovoltaic, cu respectarea prevederilor art.72 din Codul Funciar nr.22/2024.

Secţiunea a 3-a

Cerinţe de securitate la incendiu

21. Cerinţele de securitate la incendiu vor fi respectate conform normelor prevăzute de Hotărârea Guvernului nr.847/2022 pentru aprobarea Regulilor generale de apărare împotriva incendiilor în Republica Moldova, şi anume:

21.1. Parcurile cu panouri fotovoltaice amplasate în câmpuri, în apropiere de fondul forestier, se prevăd cu fâşii de protecţie cu lăţimea de 3 metri pe perimetrul acestora

21.2. La parcurile cu panouri fotovoltaice, pentru autospecialele de intervenţie la incendii, se amenajează căi de acces, executate cu îmbrăcăminte dură

21.3. Se interzice amplasarea pe teritoriul parcurilor cu panouri fotovoltaice a posturilor de transformare şi a utilajului de convertizare la o distanţă mai mică de 10 metri de la elementele constructive cu clasa de pericol de incendiu K3.

Secţiunea a 4-a

Unghiul optim de înclinare

22. Proiectarea unghiului de înclinare a modulelor fotovoltaice se realizează astfel încât să se maximizeze producţia anuală de energie şi să se minimizeze pierderile prin umbrire, respectând în acelaşi timp cerinţele de siguranţă structurală şi de integrare urbanistică. Maximizarea producţiei anuale de energie poate fi analizată în raport cu suprafaţa panourilor fotovoltaice şi/sau în raport cu suprafaţa terenului pe care este instalată centrala, în funcţie de necesităţile investitorului şi condiţiile amplasamentului.

22.1. Nerespectarea normelor stabilite prin prezenta metodologie privind unghiul de înclinare a modulelor fotovoltaice se efectuează pe propria răspundere a investitorului.

23. Principii generale

23.1. Unghiul optim de înclinare β depinde de latitudinea geografică şi de scopul instalaţiei (maximizarea producţiei anuale sau sezoniere), Anexa 1;

23.2. Pentru Republica Moldova, situată între 45,5° N şi 48,5° N, valorile optime ale unghiului pentru o producţie anuală maximă variază, în medie, între aproximativ 30° şi 35°;

23.3 Unghiuri mai mici (20°–30°) pot fi utilizate pentru a optimiza producţia în sezonul cald, iar unghiuri mai mari (50°–60°) – pentru maximizarea producţiei în sezonul rece, Anexa 1.

23.4. La discreţia proiectantului pot fi utilizate unghiurile de 15° în condiţii de amplasarea a panourilor est-vest

24. Valori orientative pentru Republica Moldova:

Tabelul 1.

Unghi optim anual şi sezonier

25. Sisteme cu structuri fixe şi sisteme cu urmărire solară:

25.1. Structuri fixe: Unghiul se stabileşte în faza de proiectare şi rămâne constant pe durata exploatării. Sunt recomandate pentru proiecte rezidenţiale, comerciale mici, BIPV şi parcuri fotovoltaice, inclusiv de mare putere;

26. Particularităţi pentru sistemele fotovoltaice plutitoare:

26.1. Pentru sistemele fotovoltaice plutitoare, unghiul optim de înclinare trebuie dimensionat cu 5° – 10° mai mic decât valorile recomandate în Tabelul 1, pentru a limita solicitările hidrodinamice şi riscul de instabilitate cauzat de vânt;

26.2. În cazul integrării sistemelor de urmărire solară pe platforme plutitoare, proiectantul este obligat să prezinte analize structurale suplimentare pentru a demonstra siguranţa sistemului.

Secţiunea a 5-a

Distanţa minimă între rânduri

27. Proiectarea distanţei între rândurile de module fotovoltaice trebuie realizată astfel încât să se evite umbrirea între panourile fotovoltaice în perioada critică a anului şi să se asigure eficienţa maximă a producţiei de energie electrică.

27.1. Nerespectarea recomandărilor stabilite prin prezenta metodologie privind distanţa minimă între rânduri a modulelor fotovoltaice se efectuează pe propria răspundere a investitorului.

28. Principii generale pentru distanţa minimă între rânduri

28.1. Distanţa minimă între rânduri se stabileşte în funcţie de lungimea panoului fotovoltaic L, unghiul de înclinare β şi unghiul solar minim α specific amplasamentului, Anexa 2;

28.2. Proiectantul este încurajat să ia în considerare perioada de iarnă (solstiţiul de iarnă – 21 decembrie), când unghiul solar este cel mai redus şi riscul de umbrire este maxim;

28.3. Valorile orientative ale distanţei minime sunt prezentate în Tabelul 2, iar metodologia de calcul este descrisă în Anexa 2;

28.4. În cazul utilizării sistemelor de urmărire solară (single-axis sau dual-axis), distanţele trebuie dimensionate astfel încât să prevină umbrirea în toate poziţiile posibile ale modulului fotovoltaic, conform parametrilor din Anexa 2.

29. Valori orientative pentru Republica Moldova:

(valorile din tabel sunt calculate pentru solstiţiul de iarnă, 21 decembrie)

Tabelul 2.

Distanţa minimă între rânduri

30. Pentru centralele electrice fotovoltaice amplasate pe terenuri cu pantă, proiectantul va ţine cont de aspectul că distanţele între rânduri trebuie ajustate corespunzător pentru a compensa diferenţele de nivel; Se recomandă folosirea software-uri de simulare pentru a determina distanţa ideală;

30.1. Pentru centralele electrice fotovoltaice plutitoare şi BIPV, proiectantul este încurajat să asigure, pe cât posibil, evitarea umbririi între modulele fotovoltaice, ţinând cont de configuraţia specifică a instalaţiei. Distanţele se stabilesc în funcţie de această configuraţie, iar riscul de umbrire trebuie analizat separat. Totodată, trebuie respectate cerinţele de siguranţă, accesibilitate şi întreţinere prevăzute de prezenta metodologie;

30.2. Proiectarea centralelor electrice fotovoltaice în care umbrirea dintre rânduri depăşeşte 2% din suprafaţa activă a modulelor fotovoltaice în perioada de producţie maximă (aprilie – septembrie) nu este recomandată.

Orice abatere semnificativă de la distanţele recomandate va scădea performanţa generală a instalaţiei.

Secţiunea a 6-a

Ventilaţia pe acoperişuri şi soluţii constructive pentru BIPV

31. Centralele electrice fotovoltaice instalate pe acoperişuri trebuie proiectate şi executate astfel încât să se asigure o ventilaţie naturală eficientă sub modulele fotovoltaice, în scopul menţinerii temperaturii de funcţionare în limitele specificate de producător şi al prevenirii pierderilor de performanţă energetică.

32. Distanţa minimă dintre partea inferioară a modulului fotovoltaic şi suprafaţa acoperişului trebuie să fie:

- ≥100mm pentru modulele montate pe acoperişuri plane în cazul amplasării modulelor fotovololtaice cu înclinaţie mai mare de 5 grade faţă de acoperiş;

- ≥ 300 mm pentru modulele fotovoltaice montate pe acoperişuri plane sau cu înclinaţie ≤ 5°.

32.1. Valoarea se aplică indiferent de unghiul de montaj al modulului fotovoltaic; distanţa se măsoară la marginea cea mai joasă a modulului fotovoltaic;

32.2. Distanţele minime sunt stabilite pentru a asigura:

- ventilaţia naturală sub modulele fotovoltaice;

- scurgerea eficientă a apei pluviale;

- prevenirea acumulărilor de umiditate sau zăpadă sub panourile fotovoltaice.

32.3. În cazul sistemelor BIPV, ventilaţia trebuie asigurată prin soluţii constructive dedicate: spaţiu tehnic ventilat, canale de aerisire, panouri spate ventilate, distanţiere integrate sau goluri de ventilaţie integrate.

33. Distanţarea rândurilor pe acoperişuri plane

33.1. Distanţa minimă între rândurile de module fotovoltaice se stabileşte astfel încât să se evite umbrirea între panourile fotovoltaice şi să se permită circulaţia liberă a aerului;

33.2. Calculul distanţei se efectuează conform formulei generale şi valorilor orientative din Anexa 2.

34. Condiţii speciale pentru sisteme integrate

34.1. Pentru sistemele BIPV, proiectantul trebuie să demonstreze, prin calcule termice, că temperaturile maxime la nivelul stratului suport nu depăşesc limitele admise de producătorii materialelor de construcţie;

34.2. Ventilaţia poate fi naturală sau forţată, dar trebuie să fie dimensionată astfel încât să prevină supraîncălzirea modulelor şi pierderea performanţei;

34.3. Soluţiile constructive trebuie să prevină acumularea de condens şi să asigure protecţia stratului de hidroizolaţie al acoperişului;

34.4. Sistemele BIPV trebuie proiectate astfel încât să permită accesul pentru inspecţie şi mentenanţă a zonelor de ventilaţie, a componentelor integrate şi a elementelor de fixare;

34.5. Pentru acoperişurile cu strat termoizolant sau cu finisaje sensibile la temperatură, este obligatorie utilizarea unor soluţii constructive dedicate: spaţiu tehnic ventilat, canale de aerisire, panouri spate ventilate, distanţiere integrate sau goluri de ventilaţie integrate, pentru a menţine debitul de aer necesar sub panouri.

Secţiunea a 7-a

Centrale electrice fotovoltaice plutitoare

35. Centralele electrice fotovoltaice plutitoare trebuie proiectate şi executate astfel încât să asigure siguranţa structurală, stabilitatea mecanică, protecţia mediului şi eficienţa energetică pe întreaga durată de viaţă a centralei electrice fotovoltaice.

36. Proiectarea centralelor electrice fotovoltaice plutitoare trebuie să respecte condiţiile hidrodinamice locale: variaţiile nivelului apei, curenţii, valurile şi încărcările de vânt;

36.1. Se vor utiliza structuri plutitoare modulare dimensionate conform sarcinilor maxime admise, testate pentru rezistenţă la şocuri mecanice şi îngheţ;

36.2. Centralele electrice fotovoltaice plutitoare trebuie prevăzute cu mecanisme de ancorare adecvate tipului de bazin (natural, artificial, baraj), cu rezistenţă certificată la variaţii de nivel şi acţiuni dinamice;

36.3. Proiectantul va demonstra, prin calcule sau simulări, că deplasarea maximă a platformei nu afectează integritatea cablurilor şi a conexiunilor electrice.

37. Componentele expuse apei (pontoane, structuri metalice, elemente de fixare) trebuie realizate din materiale rezistente la coroziune: Polietilenă de înaltă densitate (HDPE), aluminiu anodizat, oţel galvanizat la cald, materiale compozite;

37.1. Panourile fotovoltaice, cablurile şi cutiile de joncţiune utilizate trebuie să aibă grad de protecţie IP ≥ 67 pentru componentele în contact cu apa sau umiditatea ridicată;

37.2. Este obligatorie utilizarea de cabluri rezistente la ultraviolet (UV), cu protecţie suplimentară împotriva rozătoarelor şi păsărilor acvatice.

38. Pentru protecţia mediului şi a calităţii apei materialele utilizate trebuie să fie netoxice şi certificate pentru contact indirect cu apa; se interzice utilizarea materialelor care pot elibera compuşi nocivi;

38.1. Proiectele de centrale electrice fotovoltaice plutitoare trebuie să includă măsuri pentru protecţia ecosistemului acvatic, evitând reducerea excesivă a oxigenării apei sau afectarea biodiversităţii;

38.2. În zonele cu utilizare pentru alimentare cu apă potabilă, materialele şi soluţiile constructive trebuie să respecte cerinţele sanitare aplicabile.

39. Toate echipamentele electrice trebuie dimensionate şi certificate pentru medii cu umiditate ridicată şi riscuri de condens;

39.1. Conectorii şi cutiile de joncţiune trebuie montate deasupra nivelului maxim al apei şi să fie accesibile pentru inspecţie şi mentenanţă;

39.2. Trebuie prevăzute pasarele tehnice sau alte soluţii care să permită accesul personalului autorizat pentru inspecţii, curăţare şi intervenţii.

Secţiunea a 8-a

Cerinţe de mediu

40. Centralele electrice fotovoltaice trebuie proiectate, executate şi exploatate astfel încât să minimizeze impactul asupra mediului, să asigure conservarea biodiversităţii şi habitatelor naturale şi să protejeze resursele naturale, în conformitate cu legislaţia naţională şi europeană privind protecţia mediului, conform prevederilor Legii nr.86/2014 privind evaluarea impactului asupra mediului şi Legii nr.94/2007 cu privire la reţeaua ecologică.

41. Protecţia solului

41.1. Pe toată durata de viaţă a centralei electrice fotovoltaice, solul trebuie protejat împotriva eroziunii, tasării şi degradării structurii sale naturale, inclusiv prin menţinerea înierbării acestuia;

41.2. Este interzisă modificarea permanentă a stratului fertil al solului, cu excepţia zonelor unde este necesară realizarea fundaţiilor şi a infrastructurii de acces şi de lucrări de terasament pentru îndreptarea solului în vederea amplasării parcului fotovoltaic. Infrastructura de acces trebuie să fie realizată din materiale reversibile (ex. pietriş compactat, grile ecologice, materiale drenante), cu impact minim asupra solului, şi va fi eliminată integral la dezafectare, conform prevederilor secţiunii a 10-a a capitolului III;

41.3. În cazul demontării centralei electrice fotovoltaice, stratul vegetal trebuie refăcut conform prevederilor legale;

41.4. Pentru centralele electrice fotovoltaice instalate la sol, se recomandă utilizarea tehnicilor de ancorare reversibilă şi a fundaţiilor minime pentru a facilita restaurarea terenului la starea iniţială.

42. Gestionarea apelor şi prevenirea poluării

42.1. Centralele electrice fotovoltaice trebuie proiectate astfel încât să nu afecteze regimul natural al apelor subterane sau de suprafaţă;

42.2. Este interzisă obstrucţionarea scurgerilor naturale de apă şi modificarea necontrolată a cursurilor de apă;

42.3. Pentru centralele electrice fotovoltaice plutitoare, materialele folosite trebuie să fie certificate ca fiind rezistente la coroziune şi nepoluante, fără emisii toxice în apă, conform prevederilor secţiunii 7 a capitolului III;

42.4. Se vor implementa soluţii de colectare a apelor pluviale în zonele cu risc de scurgeri accidentale de substanţe contaminante.

43. Conservarea biodiversităţii şi a habitatelor naturale

43.1. Proiectele de centrale electrice fotovoltaice cu amplasarea în apropierea zonelor stabilite la pct.11.1-11.6 din prezenta Metodologie, se efectuează cu evaluarea impactului asupra mediului şi a biodiversităţii, inclusiv pentru efectele cumulative, în conformitate cu Legea nr.86/2014 privind evaluarea impactului asupra mediului.

43.2. Pentru instalaţiile la sol se recomandă păstrarea stratului vegetal sub module pentru reducerea eroziunii şi menţinerea habitatelor pentru speciile locale, conform prevederilor art.27 alin.(2) al Codului Funciar nr.22/2024;

43.3. Operatorul centralei electrice fotovoltaice trebuie să implementeze un plan de colectare selectivă şi reciclare a echipamentelor scoase din uz, respectând prevederile hotărârii Guvernului nr. 212/2018 privind deşeurile de echipamente electrice şi electronice (DEEE).

43.4. Este recomandată amplasarea centralelor electrice fotovoltaice pe terenuri degradate, neproductive sau antropizate.

43.5. Proiectele de instalare a centralelor electrice fotovoltaice trebuie să respecte principiile Convenţiei Europene a Peisajului şi să integreze instalaţiile în peisajul existent.

43.6. Pentru instalaţiile la sol se recomandă păstrarea stratului vegetal sub module pentru reducerea eroziunii şi menţinerea habitatelor pentru speciile locale.

Secţiunea a 9-a

Racordarea la reţeaua electrică

44. Reguli generale de racordare

44.1. Racordarea centralelor electrice fotovoltaice la reţelele electrice de distribuţie sau transport se realizează în conformitate cu Hotărârea ANRE privind racordarea la reţelele electrice şi prestarea serviciilor de transport şi distribuţie a energiei electrice, precum şi cu alte acte normative aprobate de ANRE;

44.2. Condiţiile tehnice de racordare sunt stabilite de operatorul de sistem, indicate în avizul de racordare.

45. Pentru proiectele care intră sub incidenţa cerinţelor ANRE, constituirea garanţiei financiare se face conform Hotărârii Consiliului de Administraţie al ANRE nr.277/2025 privind garanţiile financiare de bună execuţie a avizelor de racordare;

46. Contorizarea şi verificarea conformităţii

46.1. Evidenţa energiei electrice produse şi livrate în reţeaua electrică se face conform hotărârii ANRE privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale nr.74/2022;

46.2. Punerea în funcţiune a instalaţiei este condiţionată de obţinerea Actului de delimitare emis de operatorul de sistem, pe baza probelor şi măsurătorilor efectuate înainte de racordare.

Secţiunea a 10-a

Dezafectare şi restaurare

47. La finalul duratei de viaţă sau în cazul încetării definitive a activităţii, toate componentele centralelor electrice fotovoltaice (module, structuri metalice, cabluri, echipamente electrice, drumuri tehnologice, platforme) trebuie demontate complet şi îndepărtate de pe amplasament;

47.1. Abandonarea echipamentelor sau a oricăror componente ale centralei electrice fotovoltaice pe teren este strict interzisă, în conformitate cu prevederile art.115 al Codului Contravenţional al Republicii Moldova nr.218/2008.

48. La finalul duratei de viaţă a centralei electrice fotovoltaice, amplasamentul trebuie readus la starea iniţială sau la o stare compatibilă cu destinaţia prevăzută prin documentele urbanistice şi legislaţia în vigoare, inclusiv:

- demontarea completă a fundaţiilor şi elementelor de ancorare;

- îndepărtarea cablurilor îngropate, acolo unde este cazul;

- refacerea stratului fertil al solului, dacă acesta a fost afectat;

- nivelarea şi pregătirea terenului pentru utilizările ulterioare.

48.1. Pentru centralele electrice fotovoltaice plutitoare, restaurarea presupune demontarea platformelor, ancorajelor şi refacerea stării iniţiale a ecosistemului acvatic;

48.2. Perioada maximă pentru finalizarea lucrărilor de dezafectare şi restaurare a amplasamentului este de 9 luni de la data expirării duratei de viaţă sau în cazul încetării definitive.

Data încetării activităţii este considerată data notificării oficiale privind încetarea livrărilor de energie electrică prin intermediul reţelelor electrice ale operatorului de sistem la care este racordată centrala electrică şi care marchează momentul de începere a lucrărilor de dezafectare şi restaurare.

49. Proprietarul centralei electrice fotovoltaice este responsabil pentru realizarea lucrărilor de dezafectare şi restaurare a amplasamentului şi suportă integral costurile aferente, asigurând trasabilitatea procesului;

49.1. Toate echipamentele scoase din uz trebuie gestionate conform Hotărârii Guvernului nr. 212/2018 privind deşeurile de echipamente electrice şi electronice (DEEE), cu trasabilitate documentată.

IV. OPERARE ŞI MENTENANŢĂ

50. Obligaţii generale ale producătorului de energie electrică din surse regenerabile:

50.1. Producătorul de energie electrică din surse regenerabile este responsabil de exploatarea în condiţii de siguranţă, eficienţă şi conformitate cu proiectul tehnic aprobat şi cu legislaţia aplicabilă;

50.2. Producătorul de energie electrică din surse regenerabile trebuie să menţină functionalitatea optimă a echipamentelor pe toată durata de viaţă a instalaţiei;

51. Producătorul de energie electrică din surse regenerabile trebuie să asigure măsuri de prevenire a incendiilor, inclusiv verificarea periodică a sistemelor de protecţie la foc;

51.1. Echipamentele scoase din uz trebuie colectate şi reciclate conform Hotărârii Guvernului nr. 212/2018 privind deşeurile de echipamente electrice şi electronice (DEEE);

51.2. Pentru centralele electrice fotovoltaice plutitoare, trebuie realizată periodic verificarea stabilităţii platformelor şi a ancorajelor, precum şi a calităţii apei în zona de amplasare;

51.3. Asigurarea măsurilor de protecţie a solului şi neadmiterea degradării acestuia.

V. GUVERNANŢĂ ŞI AUTORIZARE

52. Obţinerea autorizaţiei de construire pentru centralele electrice PV se realizează conform prevederilor Codului Urbanismului şi Construcţiilor nr.434/2023;

52.1 În cazul centralelor electrice PV cu putere instalată ≥5 MW, este obligatorie efectuarea evaluării impactului asupra mediului (EIM) conform Legii nr.86/2014 privind evaluarea impactului asupra mediului şi, după caz, a evaluării strategice de mediu;

52.2. Pentru centralele electrice fotovoltaice racordate la reţeaua electrică, avizul şi condiţiile tehnice de racordare se obţin conform HANRE nr.168/2019 cu privire la aprobarea Regulamentului privind racordarea la reţelele electrice şi prestarea serviciilor de transport şi de distribuţie a energiei electrice şi altor acte normative aprobate de ANRE aplicabile;

52.3. Dacă centrala electrică fotovoltaică este amplasată pe clădiri sau terenuri în zone protejate sau de patrimoniu, avizele suplimentare se obţin de la autorităţile competente în domeniul patrimoniului cultural şi urbanismului.

53. Metodologia se aplică împreună cu actele normative şi standardele tehnice în vigoare, fără a le înlocui;

53.1. Operatorii şi proiectanţii sunt obligaţi să respecte cerinţele prevăzute de legislaţia naţională, standardele internaţionale aplicabile şi normele ANRE în materie de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice;

53.2. Autorităţile publice locale şi centrale colaborează pentru monitorizarea respectării prevederilor prezentei metodologii;

53.3. Autorizarea centralelor electrice fotovoltaice de către comisia de autorizare a Ministerului Energiei se efectuiază în cazul în care puterea centralei electrice fotovoltaice este mai mare de 20 MW, în conformitate cu prevederile Regulamentului privind construcţia/reconstrucţia centralelor electrice, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.517/2024.

VI. BUNE PRACTICI RECOMANDATE

54. Orientarea optimă a modulelor fotovoltaice este spre sud (±15°), pentru a maximiza producţia anuală;

54.1. Pentru sisteme de urmărire solară, se recomandă selectarea tehnologiei adecvate în funcţie de buget şi condiţiile climatice locale:

Tabelul 3.

Specificaţii şi performanţe ale sistemelor de urmărire solară

55. Se recomandă instalarea staţiilor meteo locale în cadrul centralelor electrice fotovoltaice pentru:

- prognozarea producţiei de energie în timp real;

- monitorizarea parametrilor climatici (radiaţie solară, temperatură, umiditate, viteza vântului);

- compararea producţiei estimate cu cea reală, pentru optimizarea performanţei.

Implementarea algoritmilor de predicţie a producţiei PV ajută la integrarea eficientă a energiei în reţea şi la planificarea mentenanţei;

56. În scopul siguranţei şi protecţiei avansate pentru centralele electrice fotovoltaice cu putere > 500 kW, se recomandă integrarea senzorilor de temperatură şi a detectoarelor de fum, conectate la sistemele de monitorizare centralizată;

56.1. Se recomandă trasarea subterană a cablurilor, în special pentru sistemele la sol cu putere instalată > 500 kW, pentru reducerea riscurilor de avarie şi protecţia echipamentelor, cu respectarea normelor de siguranţă şi a cerinţelor operatorului de sistem;

56.2. În centralele electrice fotovoltaice situate în apropierea drumurilor publice, se recomandă implementarea soluţiilor constructive anti-orbire pentru prevenirea riscurilor asupra traficului rutier;

56.3. Pentru siguranţa centralei electrice fotovoltaice se recomanda efectuarea lucrărilor de către un instalator certificat care deţine grupa de securitate electrică şi înregistrat in Registrul instalatorilor de sisteme SER, gestionat de către IP Centrul Naţional pentru Energie Durabilă.

57. Pentru centralele electrice fotovoltaice la sol, se recomandă integrarea vizuală prin baraje vegetale sau garduri verzi pentru reducerea impactului vizual asupra comunităţilor locale;

57.1. Pentru proiectele mari (> 1 MW), se recomandă consultarea comunităţilor şi autorităţilor locale încă din faza de proiectare, pentru reducerea opoziţiei sociale.

58. Recomandări specifice pentru centralele electrice PV plutitoare:

58.1. utilizarea materialelor rezistente la coroziune şi la radiaţii UV (structuri din aluminiu, HDPE);

58.2. verificarea periodică a stabilităţii pontoanelor şi a ancorării pentru prevenirea deplasării;

59. Recomandări pentru Sisteme BIPV:

59.1. utilizarea materialelor certificate ETFE / EVA pentru rezistenţă mecanică şi protecţie UV;

59.2. respectarea cerinţelor de siguranţă la incendiu conform Hotărârii Guvernului nr. 847/2022 pentru aprobarea Regulilor generale de apărare împotriva incendiilor;

59.3. integrarea cu sistemele inteligente de management al clădirilor (BMS) pentru optimizarea consumului local.

ANEXA 1

METODOLOGIA DE DETERMINARE A UNGHIULUI OPTIM

DE ÎNCLINARE A MODULELOR FOTOVOLTAICE

1. Definiţie

În sensul prezentei metodologii, unghiul optim de înclinare (β) reprezintă unghiul format între planul modulelor fotovoltaice şi planul orizontal, determinat astfel încât să se maximizeze producţia de energie electrică, ţinând cont de latitudinea amplasamentului şi de obiectivele de funcţionare ale instalaţiei (maximizarea producţiei anuale sau sezoniere, integrare arhitecturală etc.), (Figura A1.1).

2. Formula de calcul

Unghiul optim se determină conform relaţiei:

β = Φ – δ

unde:

• β – unghiul optim de înclinare al modulului, º;

• Φ – latitudinea geografică a amplasamentului, º;

• δ – declinaţia solară corespunzătoare perioadei de interes, º.

Notă:

• Relaţia de mai sus este valabilă doar pentru momentul amiezii solare (când unghiul orar ω = 0°) şi modulul orientat strict spre sud (unghiul azimutal γ = 0°);

• Pentru alte valori ale unghiului orar şi azimutal, determinarea unghiului optim de înclinare se realizează utilizând formule mai complexe, care ţin cont de variaţia poziţiei Soarelui pe parcursul zilei;

• Unghiul orar (ω) reprezintă unghiul care descrie poziţia aparentă a Soarelui pe bolta cerească la un moment dat. Acesta este zero la trecerea Soarelui peste meridianul local (amiază solară), este pozitiv spre est (înainte de amiază, răsărit) şi negativ spre vest (după amiază, apus). Soarele parcurge pe bolta cerească un unghi de 15° pe oră, iar poziţia sa la o oră dată T (exprimată în ore solare) se determină conform relaţiei: (ω = 15 • (12 – T));

• Sistemele fotovoltaice fixe instalate la sol, precum şi sistemele fotovoltaice plutitoare, trebuie orientate strict spre sud (unghiul azimutal γ = 0°).

Exemplu orientativ pentru zona centrală a Republicii Moldova (Φ ≈ 47° N):

• Pentru maximizarea producţiei anuale, se consideră declinaţia solară medie pentru perioada caldă a anului (aprilie – septembrie), δ ≈ +15° (conform tabelului A1.1), ceea ce determină un unghi optim de înclinare de aproximativ β ≈ 32°;

• Pentru maximizarea producţiei în sezonul rece, se consideră declinaţia solară medie pentru perioada rece (octombrie – martie), δ ≈ −15° (conform tabelului A1.1), rezultând un unghi optim de înclinare de aproximativ β ≈ 62°.

3. Schema ilustrativă

Figura A1.1.

Reprezentarea geometrică a unghiurilor: înclinare (β),

azimutal (γ), unghiul solar (α) şi unghiul orar (ω)

4. Tabelul valorilor orientative

Tabelul A1.1.

Unghiul optim lunar de înclinare β pentru Republica Moldova

5. Consideraţii speciale

• Pentru centralele electrice fotovoltaice cu sisteme de urmărire solară single-axis sau dual-axis, unghiul β se ajustează dinamic. Valorile prezentate în tabel au caracter orientativ. Pentru proiectarea detaliată, proiectantul este obligat să utilizeze simulări dedicate pentru determinarea optimă a unghiului β;

• Pentru centralele electrice BIPV unghiul β nu se determină doar pe baza latitudinii, dar şi de geometria clădirii, înclinaţia acoperişului/faţadelor şi eventualele umbriri generate de elemente arhitecturale sau construcţii învecinate;

• Pentru centralele electrice fotovoltaice plutitoare, unghiul β trebuie adaptat pentru reducerea solicitărilor hidrodinamice. Valorile orientative din tabel trebuie corectate cu 5°–10° în minus. Analizele structurale detaliate rămân obligatorii conform secţiunii 1 a capitolului 4.

6. Cerinţe suplimentare

• Pentru centralele electrice fotovoltaice racordate la reţeaua electrică, unghiul β trebuie proiectat pentru maximizarea producţiei anuale;

• Pentru centralele electrice fotovoltaice autonome, unghiul β se poate optimiza pentru sezonul cu cererea maximă de energie.

ANEXA 2

METODOLOGIA DE DETERMINARE A DISTANŢEI MINIME

ÎNTRE RÂNDURILE DE MODULE FOTOVOLTAICE

1. Definiţie

În sensul prezentei metodologii, distanţa între rânduri reprezintă distanţa orizontală pe sol dintre marginile inferioare ale panourilor din două rânduri consecutive. Aceasta include atât proiecţia panoului pe sol, cât şi umbra maximă generată de acesta, determinată pentru unghiul solar minim specific amplasamentului (Figura A2.1).

2. Formula de calcul

Distanţa minimă recomandată între rânduri se calculează conform relaţiei:

unde:

• D – distanţa minimă între rânduri, m;

• L – lungimea modulului fotovoltaic, m;

• β – unghiul de înclinare a modulului faţă de orizontală, º;

• α – unghiul solar minim pentru amplasament (calculat pentru solstiţiul de iarnă), º.

3. Schema ilustrativă

Figura A2.1.

Schema geometrică pentru calculul distanţei minime între rânduri

Legendă:

• L – lungimea modulului;

• β – unghiul de înclinare al modulului;

• α – unghiul solar minim;

• D – distanţa minimă între rânduri.

4. Tabelul valorilor orientative

Tabelul A2.1.

Valorile orientative ale distanţei minime
între rânduri în funcţie de latitudine

Notă:

• Valorile sunt calculate pentru solstiţiul de iarnă (21 decembrie);

• Formula detaliată permite proiectantului să determine distanţa exactă în funcţie de latitudinea precisă a amplasamentului şi dimensiunile reale ale modulului;

• Pentru terenurile cu pantă, valoarea D trebuie corectată în funcţie de diferenţele de nivel;

• Pentru proiectele de mare anvergură, proiectantul poate majora valoarea lui D pentru a asigura accesul echipamentelor de mentenanţă.

5. Consideraţii speciale

5.1. Sisteme de urmărire solară

• Pentru centralele electrice fotovoltaice cu sisteme de urmărire solară single-axis sau dual-axis, distanţa dintre rânduri trebuie dimensionată astfel încât să prevină umbrirea în toate poziţiile posibile ale modulului;

• Se recomandă utilizarea simulărilor solare specializate pentru optimizarea valorilor D.

5.2. Sisteme BIPV şi fotovoltaice plutitoare

• Pentru BIPV, proiectantul trebuie să efectueze o analiză separată a riscului de umbrire pe durata întregului an, aplicând calcule individuale în funcţie de geometria clădirii şi poziţionarea faţadelor;

• Pentru centralele electrice fotovoltaice plutitoare, distanţele între rânduri se stabilesc în funcţie de configuraţia specifică a centralei electrice PV şi condiţiile hidrodinamice;

• În aceste cazuri, distanţa între modulele fotovoltaice trebuie determinată în primul rând de cerinţele de accesibilitate şi întreţinere. Se recomandă păstrarea unui spaţiu minim suplimentar, adaptat proiectului, pentru reducerea efectului de umbrire şi facilitarea mentenanţei.

ANEXA 3

TIPURI DE CENTRALE ELECTRICE

FOTOVOLTAICE – DESCRIERE ŞI APLICAŢII

Tabelul A3.1.

Tipuri de centrale electrice fotovoltaice