Приказ N 78 от 28.11.2025 oб утверждении методологии по установлению технических норм, размещению, установке и демонтажа фотоэлектрических электростанций

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ

П Р И К А З

об утверждении Методологии по установлению технических

норм, размещению, установке и демонтажа

фотоэлектрических электростанций.

№ 78  от  28.11.2025

 (в силу 18.12.2025) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 620-622 ст. 1105 от 18.12.2025

* * *

В соответствии со ст.6, ч.1, п.е) и ст.24 Закона № 10/2016 о содействии использованию энергии из возобновляемых источников (Официальный монитор Республики Молдова, 2016, № 69-77, ст.117), с п.8 подп.12) и п.9 подп.11) Положения об организации и функционировании Министерства энергетики, утвержденного Постановлением Правительства № 118/2023 (Официальный монитор Республики Молдова, 2023, № 85-86, ст.171), а также в соответствии со ст.27 Земельного кодекса № 22/2024 (Официальный монитор, 2024, № 93-95, ст.137)

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить Методологию по установлению технических норм, порядку размещения, установке и демонтажа фотоэлектрических электростанций, согласно приложению.

2. Настоящий приказ опубликовать в Официальном мониторе Республики Молдова и на официальном веб-сайте Министерства энергетики.

3. Управлению по возобновляемым источникам энергии и "зеленой" мобильности обеспечить опубликование настоящего приказа в Официальном мониторе Республики Молдова.

4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на государственного секретаря, ответственного за декарбонизацию.

5. Настоящий приказ вступает в силу со дня его публикации в Официальном мониторе Республики Молдова.

МЕТОДОЛОГИЯ

по установлению технических норм, размещению, установке

и демонтажа фотоэлектрических электростанций

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методология по установлению технических норм, порядку размещения, установки и демонтажа фотоэлектрических электростанций (далее – Методология) регулирует технические нормы и порядок проектирования, установки, эксплуатации и вывода из эксплуатации фотоэлектрических электростанций, используемых для производства электроэнергии из возобновляемых источников на территории Республики Молдова, независимо от мощности электростанции, типа размещения или режима эксплуатации.

Положения Методологии применяются всеми лицами, устанавливающими различные типы фотоэлектрических установок, независимо от их фактического размещения, дополняя специальные требования, предусмотренные Земельным кодексом № 22/2024 и другими нормативными актами, применимыми к земельным участкам, используемым для установки наземных фотоэлектрических электростанций.

2. Основная цель методологии состоит в обеспечении устойчивого развития сектора возобновляемой энергии посредством внедрения единых технических требований, которые должны гарантировать:

2.1. безопасность и надежность фотоэлектрических электростанций;

2.2. охрану окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов;

2.3. интеграцию фотоэлектрических электростанций в национальную энергосистему.

3. Методология применяется к фотоэлектрическим электростанциям:

3.1. установленным на земле, со стационарными конструкциями (с постоянным углом наклона) или с системами слежения за солнцем (одноосными или двухосными);

3.2. установленным на крышах, независимо от типа здания (жилые, промышленные, коммерческие или общественные);

3.3. плавучим, размещённым на искусственных водоёмах, озёрах или других водных поверхностях;

3.4. интегрированным в здания, включая фасады, крыши и активные структурные элементы;

3.5. смешанные системы, которые комбинируют фотоэлектрические панели с другими установками по производству электроэнергии из возобновляемых источников, в той мере, в какой мощность фотоэлектрической электростанции является преобладающей.

4. Для фотоэлектрических электростанций соблюдение следующих технических требований является обязательным:

a) вентиляция на крышах;

b) прочность материалов;

c) защита грунта;

d) доступность и обслуживание;

5. Настоящая Методология не применяется к следующим категориям оборудования и установок:

5.1. экспериментальные фотоэлектрические электростанции или пилотные проекты, реализуемые исключительно в целях исследований и разработок;

5.2. мобильные фотоэлектрические электростанции (например: электромобили, автодома, лодки), оснащённые встроенными солнечными панелями и используемые исключительно для собственного потребления;

5.3. фотоэлектрические электростанции, предназначенные исключительно для временного электроснабжения в рамках мероприятий или мобильных строительных площадок.

6. В целях настоящей Методологии определяются следующие понятия и аббревиатуры:

6.1. фотоэлектрическая электростанция (PV) – полный комплекс оборудования и установок, предназначенных для преобразования солнечной энергии в электрическую, включая фотоэлектрические модули, опорные конструкции, кабели, защитные устройства, оборудование для преобразования энергии и оборудование для мониторинга; может также включать систему хранения энергии;

6.2. фотоэлектрическая электростанция, подключённая к электрической сети – фотоэлектрическая электростанция (PV), которая полностью или частично подаёт произведённую электрическую энергию в сеть передачи или распределения электроэнергии;

6.3. автономная фотоэлектрическая электростанция – фотоэлектрическая электростанция (PV), не подключённая к электрической сети, предназначенная для собственного потребления и способная включать или не включать установки для хранения энергии;

6.4. гибридная фотоэлектрическая электростанция – фотоэлектрическая электростанция, оснащённая установкой для хранения энергии, предназначенная для функционирования как гибкая и диспетчеризуемая энергетическая единица, способная способствовать обеспечению стабильности электрической сети, управлению пиковыми нагрузками, оптимизации выработки и собственного потребления, а также обеспечению непрерывности электроснабжения;

6.5. смешанная электрическая станция – установка, которая сочетает фотоэлектрические панели с другими установками по выработке электрической энергии, использующими различные источники энергии (ветровую, биомассу, дизель и др.), с возможностью или без возможности подключения к электрической сети; используется главным образом для диверсификации источников энергии и уменьшения зависимости от одного типа технологии;

6.6. BIPV– фотоэлектрическая электростанция, интегрированная в конструктивные элементы здания (кровля, фасад, стены), выполняющая как структурную, так и энергетическую функцию;

6.7. плавучая фотоэлектрическая электростанция – фотоэлектрическая электростанция, размещённая на водной поверхности (озеро, искусственный водоём) с использованием специально разработанных плавучих конструкций и имеющая специфические требования к устойчивости, экологической защите и пожарной безопасности;

6.8. фотоэлектрический модуль (фотоэлектрическая панель) – конструктивная единица, состоящая из набора взаимосвязанных фотоэлектрических ячеек, инкапсулированных и механически защищённых, предназначенная для преобразования солнечной энергии в электрическую энергию постоянного тока (DC);

6.9. фотоэлектрический инвертор – электронное оборудование, предназначенное для преобразования электрической энергии постоянного тока (DC), вырабатываемой фотоэлектрическими модулями, в электрическую энергию переменного тока (AC), совместимую с параметрами электрической распределительной сети или локальной нагрузки;

6.10. накопление электрической энергии – технологический процесс в электроэнергетической системе, который заключается в отсрочке конечного использования электрической энергии на более поздний момент по сравнению с моментом её выработки либо в преобразовании электрической энергии в форму энергии, пригодную для хранения, последующем хранении этой энергии и её последующей реконверсии в электрическую энергию или использовании в другом энергоносителе;

6.11 система слежения за солнцем (трекер) – механическая конструкция и система управления, позволяющие динамически ориентировать фотоэлектрические модули в зависимости от положения солнца для максимального захвата энергии. Типы: одноосная (single-axis) и двухосная (dual-axis) системы слежения;

6.12 угол наклона панели – угол между плоскостью фотоэлектрической панели и горизонтальной плоскостью, устанавливаемый в зависимости от географической широты и ориентации установки;

6.13. расстояние между рядами – минимальное горизонтальное расстояние между последовательными рядами фотоэлектрических модулей, необходимое для предотвращения затенения и оптимизации выработки энергии;

6.14. производитель фотоэлектрической энергии PV – физическое или юридическое лицо, которое производит электрическую энергию посредством фотоэлектрической электростанции и несёт ответственность за её эксплуатацию, мониторинг, техническое обслуживание и, при необходимости, за коммерциализацию произведённой электрической энергии;

6.15. вывод из эксплуатации (дезактивация) – процесс демонтажа, вывоза и контролируемой утилизации оборудования фотоэлектрической электростанции, достигшей конца срока службы, а также восстановление площадки до исходного состояния или состояния, совместимого с последующим использованием земельного участка;

6.16. фотоэлектрическая система plug-and-play – микрофотоэлектрическая система с номинальной мощностью ≤ 800 Вт, предназначенная для прямого подключения к бытовым розеткам, без постоянной установки и без работ по присоединению к электрической распределительной сети;

6.17. основная функция площадки – основное назначение земельного участка или сооружения, на котором установлена фотоэлектрическая электростанция, определённое нормативными актами (сельскохозяйственный участок, промышленная зона, охраняемая зона);

6.18. противопожарные системы – комплекс оборудования и конструктивных мер, предназначенных для предотвращения, обнаружения и ограничения риска возгорания, связанного с фотоэлектрическими установками, в соответствии с Общими правилами пожарной безопасности в Республике Молдова, утверждёнными Постановлением Правительства № 847/2022;

6.19. степень покрытия – отношение площади, занимаемой фотоэлектрическими модулями, к общей площади земельного участка;

6.20. коэффициент производительности – отношение фактически поданной в электрическую распределительную сеть или потреблённой электрической энергии к теоретически возможной энергии, отражающее общую эффективность фотоэлектрической электростанции, независимо от местных климатических условий;

6.21. коэффициент использования установленной мощности (CF) – отношение фактически произведённой электрической энергии за отчётный период к максимально возможной энергии, если бы система работала непрерывно при установленной номинальной мощности;

6.22. установленная мощность – суммарная номинальная мощность фотоэлектрических модулей, выраженная в киловаттах (kW), при стандартных условиях тестирования (STC);

6.23. стандартные условия тестирования (STC) – лабораторные параметры, используемые для характеристик фотоэлектрических модулей: солнечное излучение 1000 W/m², температура ячейки 25 °C и спектр AM 1.5;

6.24. номинальная мощность фотоэлектрического модуля – непрерывная электрическая мощность, которую фотоэлектрический модуль способен вырабатывать при стандартных условиях функционирования STC.

II. ОБЯЗАТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ

ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ (PV)

Раздел 1

Общие требования

7. Проектирование, установка, эксплуатация и вывод из эксплуатации фотоэлектрических электростанций должны осуществляться с соблюдением следующих общих принципов:

7.1. Структурная и электрическая безопасность – все элементы фотоэлектрической электростанции должны быть спроектированы и изготовлены таким образом, чтобы обеспечивать безопасную эксплуатацию станции на протяжении всего срока службы, предотвращая риски возгорания, поражения электрическим током или механических повреждений.

7.2. Энергоэффективность и производительность – применяемые технические решения должны оптимизировать выработку электрической энергии, минимизировать потери и обеспечивать коэффициент производительности и коэффициент использования мощности, соответствующие климатическим и технологическим условиям Республики Молдова.

7.3. Долговечность и надёжность – используемое оборудование должно быть сертифицировано в соответствии с международными стандартами, признанными на национальном уровне (SM IEC, SM EN, SM ISO), и рассчитано на местные климатические условия (ветер, снег, температура, влажность).

7.4. Охрана окружающей среды – проектирование и эксплуатация должны сводить к минимуму воздействие на окружающую среду, включая почву, воду, биоразнообразие, государственно охраняемые природные территории и ландшафт.

7.5. Нормативное соответствие – все проекты должны соответствовать действующему национальному и европейскому законодательству, а также специфическим техническим нормативам, включая Постановление Национального агентства по регулированию в энергетике № 155/2022, стандарты пожарной безопасности, градостроительные регламенты и требования в области охраны окружающей среды.

7.6. Полная техническая документация – проекты должны сопровождаться полной и актуальной документацией, включающей как минимум технические исследования, исполнительные планы, один из документов, выданных компетентным органом в соответствии с Законом № 86/2014 о проведении оценки воздействия на окружающую среду (разрешение по охране окружающей среды, заключение по оценке биоразнообразия, решение о том, что оценка биоразнообразия не требуется), сертификаты соответствия оборудования и схемы подключения к сети или автономной системе;

8. Установка фотоэлектрических электростанций разрешается только на земельных участках и площадках, соответствующих условиям, предусмотренным настоящей Методологией. Выбор площадки должен обеспечивать безопасную эксплуатацию, энергоэффективность и охрану окружающей среды.

9. Строительство фотоэлектрических электростанций разрешается с соблюдением применимых технических и градостроительных требований на следующих типах площадок:

9.1. сельскохозяйственные участки, деградированные, неплодородные или участки, выведенные из сельскохозяйственного оборота, в соответствии с назначением и режимами использования, установленными Земельным кодексом № 22/2024, а также при условии получения разрешения на изменение категории использования земель, где это необходимо;

9.2. промышленные, коммерческие участки и существующие технологические платформы;

9.3. крыши и террасы жилых, промышленных, коммерческих или общественных зданий, соответствующие с точки зрения структурной прочности и при условии соблюдения положений п. 74 Общих правил пожарной безопасности в Республике Молдова, утверждённых Постановлением Правительства № 847/2022;

9.4. водные поверхности, озёра или искусственные водоёмы для плавучих фотоэлектрических установок;

9.5. инфраструктурные зоны (например: парковки, логистические центры, вспомогательные здания, технологические площадки);

9.6. земельные участки, предназначенные для комбинированной деятельности, такой как Agri-PV, с соблюдением специфических нормативных требований.

10. Установка фотоэлектрических электростанций разрешается только при условии получения заключений и согласований от компетентных органов для:

10.1. зон, находящихся вблизи критической инфраструктуры (линий электропередачи, распределительных сетей, сетей природного газа, магистральных трубопроводов тепловых сетей, водоснабжения и канализации, железных дорог, аэропортов);

10.2. участки с большим уклоном или геологической нестабильностью, где необходимы дополнительные исследования устойчивости и стратегическая оценка воздействия на окружающую среду в соответствии с Законом № 11/2017 о стратегической экологической оценке, а при необходимости – оценка воздействия на окружающую среду и/или оценка биоразнообразия в соответствии с положениями Закона № 86/2014;

10.3. зоны охраны государственных природоохранных территорий, участков Emerald/Natura 2000, для которых требуются дополнительные оценки воздействия на окружающую среду в соответствии с положениями Закона № 86/2014 о проведении оценки воздействия на окружающую среду, Закона № 94/2007 об экологической сети и Закона № 1538/1998 о фонде государственных природоохранных территорий.

11. Установка фотоэлектрических электростанций запрещается в следующих случаях:

11.1. государственные природоохранные территории, участки сети Emerald и, после назначения, участки сети Natura 2000, их охраняемые зоны, а также экологические коридоры, обеспечивающие их связь;

11.2. земли с лесным назначением;

11.3. зоны с высоким риском наводнений, оползней или значительной сейсмической активности, в соответствии с положениями Кодекса градостроительства и строительства № 434/2023;

11.4. участки, находящиеся в зонах с особым режимом безопасности или охраны;

11.5. памятники природы и ландшафты культурно-природного значения;

11.6. водно-болотные угодья, степные пастбища и леса, имеющие высокую экологическую ценность.

Раздел 2

Дополнительные требования к пригодности земельного участка

12. При выборе площадки заявитель должен учитывать возможное затенение, устойчивость почвы, доступ к электрической сети, оценку воздействия на окружающую среду и оценку биоразнообразия – в соответствии с положениями Закона № 86/2014 о проведении оценки воздействия на окружающую среду и Закона № 94/2007 об экологической сети.

13. В случае земель со смешанным использованием (промышленные парки, инфраструктурные зоны) фотоэлектрические электростанции должны быть интегрированы таким образом, чтобы не нарушать основное назначение площадки.

14. Все проекты должны соответствовать местным градостроительным нормативам и получить необходимые заключения и согласования до начала монтажных работ, в соответствии с Градостроительным и Строительным Кодексом № 434/2023.

III. КОНСТРУКТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

Раздел 1

Структурная прочность и используемые материалы

15. Проектирование и монтаж опорных конструкций для фотоэлектрических модулей должны обеспечивать механическую безопасность, долговечность и надёжность на протяжении всего срока службы электростанции. Размеры структурных элементов должны определяться в соответствии с Кодексом градостроительства и строительства № 434/2023, Национальными стандартами и минимальными нормами эксплуатации электростанций и электрических сетей, утверждёнными Постановлением Национального агентства по регулированию в энергетике № 155/2022.

16. Климатические нагрузки:

16.1. Ветровые нагрузки: конструкции должны выдерживать расчетную скорость ветра ≥ 120 км/ч в соответствии с SM EN L99L-1-4 Eurocode 1: Ветровые воздействия;

16.2. Снежные нагрузки: расчет следует выполнять с опорными значениями ≥ 1,05 кН/м² в соответствии с SM EN 1991-1-3 Eurocode 1: Воздействия на конструкции. Часть 1-3: Снежные нагрузки;

16.3. Сейсмические нагрузки: в зонах с сейсмическим риском фундаменты и конструкции должны быть адаптированы в соответствии с положениями Градостроительного и строительного Кодекса № 434/2023;

16.4. Для плавучих установок или BIPV нагрузки оцениваются отдельно, с учетом специфики площадки.

17. Рекомендуемые материалы:

17.1. Горячеоцинкованная сталь – для наземных конструкций и монтажа на крышах;

17.2. Анодированный алюминий – рекомендуется для BIPV и плавучих установок благодаря малому весу и устойчивости к коррозии;

17.3. Нержавеющая сталь – используется для критических элементов, подверженных высокой влажности;

17.4. Антикоррозийная защита – специальные окраски, обработка поверхности и порошковое покрытие в соответствии с ISO 12944.

18. Долговечность и надёжность:

18.1. Расчетный срок службы: ≥25 лет для наземных установок, ≥30 лет для плавучих установок и BIPV;

18.2. Соединения, болты и анкеры должны быть рассчитаны на выдерживание повторяющихся циклов нагрузок, предотвращая изнашивание материала.

19. Стабильность установок:

19.1. Конструкции должны быть спроектированы таким образом, чтобы предотвращать опрокидывание, скольжение или смещение модулей фотоэлектрических панелей в экстремальных климатических условиях;

19.2. Для участков с уклоном >15% проектировщик должен учитывать необходимость применения дополнительных анкерных решений;

19.3. Для плавучих установок следует использовать гидродинамические анкерные системы, адаптированные к колебаниям уровня воды.

Раздел 2

Защита почвы

20. При размещении наземных фотоэлектрических установок допускается применение только лёгких анкерных конструкций, таких как грунтовые винты и металлические сваи, в соответствии с положениями ст.27 ч.(1) Земельного кодекса № 22/2024;

20.1. Использование массивных бетонных фундаментов допускается только в случае систем солнечного слежения либо при изменении категории земель под строительство и благоустройство, при обязательном условии их полного удаления при выводе установки из эксплуатации и восстановления плодородного слоя почвы в соответствии с положениями пункта 41;

20.2. На земельных участках, на которых размещены наземные фотоэлектрические установки, покрытие травяной растительностью должно сохраняться, в соответствии со ст.27 ч.(2) Земельного кодекса № 22/2024;

20.3. Земляные работы (террасирование) или любые работы, предполагающие существенное изменение слоя плодородной почвы, допускаются только в случаях, когда они необходимы для устройства террас и выравнивания территории, предназначенной для размещения фотоэлектрического парка, при соблюдении положений ст.72 Земельного кодекса № 22/2024.

Раздел 3

Требования пожарной безопасности

21. Требования пожарной безопасности должны соблюдаться в соответствии с нормами, предусмотренными Постановлением Правительства № 847/2022 об утверждении Общих правил пожарной безопасности в Республике Молдова, а именно:

21.1. Для парков с фотоэлектрическими панелями, размещённых на открытых территориях вблизи лесного фонда, предусматриваются защитные полосы шириной 3 метра по периметру;

21.2. В парках с фотоэлектрическими панелями, для специализированных пожарных автомобилей должны быть оборудованы подъездные пути с твёрдым покрытием;

21.3. Запрещается размещение на территории парков с фотоэлектрическими панелями трансформаторных подстанций и преобразовательного оборудования на расстоянии менее 10 метров от конструктивных элементов с классом пожарной опасности К3.

Раздел 4

Оптимальный угол наклона

22. Проектирование угла наклона фотоэлектрических модулей осуществляется таким образом, чтобы максимизировать годовую выработку энергии и минимизировать потери из-за затенения, при одновременном соблюдении требований структурной безопасности и градостроительной интеграции. Максимизация годовой выработки энергии может анализироваться как в расчёте на площадь фотоэлектрических модулей, так и в расчёте на площадь земельного участка, на котором установлена электростанция, в зависимости от потребностей инвестора и условий площадки.

22.1. Несоблюдение норм, установленных настоящей методологией в отношении угла наклона фотоэлектрических модулей, осуществляется под ответственность инвестора.

23. Общие принципы

23.1. Оптимальный угол наклона β зависит от географической широты и назначения установки (максимизация годовой или сезонной выработки), согласно Приложению 1;

23.2. Для Республики Молдова, расположенной между 45,5° с.ш. и 48,5° с.ш., оптимальные значения угла наклона для максимальной годовой выработки составляют в среднем приблизительно от 30° до 35°;

23.3. Меньшие углы (20°–30°) могут применяться для оптимизации выработки в тёплый сезон, а большие углы (50°–60°) – для максимизации выработки в холодный сезон, согласно Приложению 1;

23.4. По усмотрению проектировщика могут применяться углы наклона до 15° при размещении фотоэлектрических модулей по схеме восток–запад.

24. Ориентировочные значения для Республики Молдова:

25. Системы с фиксированными конструкциями и системы с солнечными трекерами:

25.1. Фиксированные конструкции:

Угол наклона устанавливается на стадии проектирования и остаётся постоянным в течение всего срока эксплуатации. Рекомендуются для жилых объектов, малых коммерческих установок, BIPV и фотоэлектрических парков, включая крупные мощности;

26. Особенности для плавучих фотоэлектрических систем:

26.1. Для плавучих фотоэлектрических установок оптимальный угол наклона должен быть на 5°–10° меньше, чем значения, рекомендованные в Таблице 1. Это необходимо для снижения гидродинамических нагрузок и уменьшения риска устойчивости конструкции под воздействием ветра;

26.2. При интеграции систем солнечного слежения на плавучих платформах проектировщик обязан предоставить дополнительные структурные расчёты, подтверждающие безопасность системы.

Раздел 5

Минимальное расстояние между рядами

27. Проектирование расстояния между рядами фотоэлектрических модулей должно обеспечивать отсутствие взаимного затенения панелей в критический период года и максимальную эффективность выработки электроэнергии.

27.1. Несоблюдение рекомендаций, установленных настоящей методологией относительно минимального расстояния между рядами фотоэлектрических модулей, осуществляется под личную ответственность инвестора.

28. Общие принципы определения минимального расстояния между рядами:

28.1. Минимальное расстояние между рядами устанавливается в зависимости от длины фотоэлектрического модуля L, угла наклона β и минимального солнечного угла α, характерного для данного места установки (Приложение 2);

28.2. Проектировщику рекомендуется учитывать зимний период (зимнее солнцестояние – 21 декабря), когда солнечный угол минимален, а риск затенения максимален;

28.3. Ориентировочные значения минимального расстояния приведены в Таблице 2, а методика расчёта описана в Приложении 2;

28.4. В случае использования систем солнечного слежения (одноосных или двухосных) расстояние между рядами должно быть рассчитано таким образом, чтобы предотвращать затенение во всех возможных положениях фотоэлектрического модуля, в соответствии с параметрами, указанными в Приложении 2.

29. Ориентировочные значения для Республики Молдова:

(значения в таблице рассчитаны для зимнего солнцестояния – 21 декабря)

30. Для наземных фотоэлектрических установок, размещённых на участках с уклоном, проектировщик должен учитывать, что расстояния между рядами необходимо корректировать с учётом перепадов высот. Рекомендуется использовать программное обеспечение для моделирования с целью определения оптимального расстояния;

30.1. Для плавучих фотоэлектрических установок и BIPV проектировщику рекомендуется по возможности обеспечивать отсутствие взаимного затенения между фотоэлектрическими модулями с учётом специфической конфигурации установки. Расстояния определяются исходя из этой конфигурации, а риск затенения должен анализироваться отдельно. При этом необходимо соблюдать требования по безопасности, доступности и обслуживанию, установленные настоящей методологией;

30.2. Проектирование фотоэлектрических установок, при которых затенение между рядами превышает 2% от активной площади фотоэлектрических модулей в период максимальной выработки (апрель – сентябрь), не рекомендуется.

Любое значительное отклонение от рекомендуемых расстояний приведёт к снижению общей эффективности установки.

Раздел 6

Вентиляция на крышах и конструктивные решения для BIPV

31. Фотоэлектрические установки, смонтированные на крышах, должны быть спроектированы и выполнены таким образом, чтобы обеспечивать эффективную естественную вентиляцию под фотоэлектрическими модулями, с целью поддержания рабочей температуры в пределах, указанных производителем, и предотвращения потерь энергетической эффективности.

32. Минимальное расстояние между нижней частью фотоэлектрического модуля и поверхностью крыши должно быть:

- ≥ 100 мм для модулей, установленных на плоских крышах при наклоне модулей более 5° относительно крыши;

- ≥ 300 мм для фотоэлектрических модулей, установленных на плоских крышах или при наклоне ≤ 5°.

32.1. Значение применяется независимо от угла установки фотоэлектрического модуля; расстояние измеряется по самой нижней кромке модуля;

32.2. Минимальные расстояния установлены для обеспечения:

- естественной вентиляции под фотоэлектрическими модулями;

- эффективного стока дождевой воды;

- предотвращения накопления влаги или снега под фотоэлектрическими панелями.

32.3. В случае систем BIPV вентиляция должна быть обеспечена с помощью специальных конструктивных решений: вентилируемого технического пространства, воздуховодов, вентилируемых задних панелей, встроенных дистанционных элементов или встроенных вентиляционных зазоров.

33. Расстояние между рядами на плоских крышах:

33.1. Минимальное расстояние между рядами фотоэлектрических модулей устанавливается таким образом, чтобы избежать взаимного затенения панелей и обеспечить свободную циркуляцию воздуха;

33.2. Расчет расстояния выполняется согласно общей формуле и ориентировочным значениям, приведённым в Приложении 2.

34. Особые условия для интегрированных систем:

34.1. Для систем BIPV проектировщик должен продемонстрировать с помощью тепловых расчётов, что максимальные температуры на уровне несущего слоя не превышают допустимые значения, установленные производителями строительных материалов;

34.2. Вентиляция может быть естественной или принудительной, но она должна быть рассчитана таким образом, чтобы предотвращать перегрев модулей и потерю их эффективности;

34.3. Конструктивные решения должны предотвращать накопление конденсата и обеспечивать защиту гидроизоляционного слоя крыши;

34.4. Системы BIPV должны быть спроектированы таким образом, чтобы обеспечить доступ для осмотра и обслуживания вентиляционных зон, интегрированных компонентов и крепёжных элементов;

34.5. Для крыш с теплоизоляционным слоем или отделкой, чувствительной к температуре, обязательно использование специальных конструктивных решений: вентилируемого технического пространства, воздуховодов, вентилируемых задних панелей, встроенных дистанционных элементов или встроенных вентиляционных зазоров для поддержания необходимого потока воздуха под панелями.

Раздел 7

Плавучие фотоэлектрические установки

35. Плавучие фотоэлектрические установки должны быть спроектированы и выполнены таким образом, чтобы обеспечивать конструктивную безопасность, механическую устойчивость, защиту окружающей среды и энергетическую эффективность на протяжении всего срока эксплуатации фотоэлектрической станции.

36. Проектирование плавучих фотоэлектрических установок должно учитывать местные гидродинамические условия: колебания уровня воды, течения, волны и ветровые нагрузки;

36.1. Следует использовать модульные плавучие конструкции, рассчитанные на максимально допустимые нагрузки, проверенные на сопротивление механическим ударам и замерзанию;

36.2. Плавучие фотоэлектрические установки должны быть оснащены механизмами якорения, соответствующими типу водоёма (естественный, искусственный, плотина), с сертифицированной прочностью к изменениям уровня воды и динамическим воздействиям;

36.3. Проектировщик должен продемонстрировать с помощью расчётов или моделирования, что максимальное смещение платформы не влияет на целостность кабелей и электрических соединений.

37. Компоненты, контактирующие с водой (понтонные элементы, металлические конструкции, крепёжные элементы), должны изготавливаться из коррозионно-стойких материалов: полиэтилен высокой плотности (HDPE), анодированный алюминий, горячеоцинкованная сталь, композитные материалы;

37.1. Фотоэлектрические панели, кабели и распределительные коробки должны иметь степень защиты IP ≥ 67 для компонентов, контактирующих с водой или высокой влажностью;

37.2. Обязательным является использование кабелей, устойчивых к ультрафиолету (UV), с дополнительной защитой от грызунов и водоплавающих птиц.

38. Для защиты окружающей среды и качества воды используемые материалы должны быть нетоксичными и сертифицированными для косвенного контакта с водой; запрещено использование материалов, способных выделять вредные соединения;

38.1. Проекты плавучих фотоэлектрических установок должны включать меры по защите водной экосистемы, избегая чрезмерного снижения уровня кислорода в воде и негативного воздействия на биоразнообразие;

38.2. В зонах, используемых для водоснабжения питьевой водой, материалы и конструктивные решения должны соответствовать действующим санитарным требованиям.

39. Все электрическое оборудование должно быть рассчитано и сертифицировано для условий высокой влажности и риска конденсации;

39.1. Разъёмы и распределительные коробки должны быть установлены выше максимального уровня воды и обеспечивать доступ для осмотра и обслуживания;

39.2. Должны быть предусмотрены технические проходы или другие решения, позволяющие уполномоченному персоналу осуществлять осмотры, очистку и ремонтные работы.

Раздел 8

Требования в области охраны окружающей среды

40. Фотоэлектрические установки должны быть спроектированы, выполнены и эксплуатироваться таким образом, чтобы минимизировать воздействие на окружающую среду, обеспечивать сохранение биоразнообразия и природных местообитаний, а также защищать природные ресурсы в соответствии с национальным и европейским законодательством об охране окружающей среды, согласно положениям Закона № 86/2014 о проведении оценки воздействия на окружающую среду и Закона № 94/2007 об экологической сети.

41. Защита грунта

41.1. На протяжении всего срока эксплуатации фотоэлектрической станции почва должна быть защищена от эрозии, уплотнения и деградации её естественной структуры, в том числе путем поддержания её газонного покрытия;

41.2. Запрещено постоянное изменение плодородного слоя почвы, за исключением зон, где необходимо устройство фундаментов и инфраструктуры для доступа и земляных работ по выравниванию территории для размещения фотопарка. Доступная инфраструктура должна выполняться из перерабатываемых материалов (например, уплотнённая галька, экологические решётки, дренирующие материалы) с минимальным воздействием на почву и подлежит полной ликвидации при демонтаже, согласно положениям раздела 10 главы III;

41.3. В случае демонтажа фотоэлектрической установки растительный слой должен быть восстановлен в соответствии с законодательными требованиями;

41.4. Для наземных фотоэлектрических установок рекомендуется использовать обратимые методы анкерного крепления и минимальные фундаменты для облегчения восстановления территории до исходного состояния.

42. Управление водными ресурсами и предотвращение загрязнений:

42.1. Фотоэлектрические установки должны быть спроектированы таким образом, чтобы не нарушать естественный режим подземных и поверхностных вод;

42.2. Запрещается блокирование естественных стоков воды и неконтролируемое изменение русел водотоков;

42.3. Для плавучих фотоэлектрических установок используемые материалы должны быть сертифицированы как коррозионно-стойкие и экологически безопасные, без выброса токсичных веществ в воду, согласно положениям раздела 7 главы III;

42.4. Необходимо внедрять решения по сбору дождевых вод в зонах с риском случайного попадания загрязняющих веществ.

43. Сохранение биоразнообразия и природных местообитаний:

43.1. Проекты фотоэлектрических установок, расположенных вблизи зон, указанных в пп.11.1–11.6 настоящей Методологии, должны проводиться с оценкой воздействия на окружающую среду и биоразнообразие, включая кумулятивные эффекты, в соответствии с Законом № 86/2014 об оценке воздействия на окружающую среду;

43.2. Для наземных установок рекомендуется сохранять растительный покров под модулями для уменьшения эрозии и поддержания местообитаний для местных видов, согласно положению ст. 27 п. (2) Земельного кодекса № 22/2024;

43.3. Оператор фотоэлектрической станции должен внедрить план раздельного сбора и утилизации оборудования, выведенного из эксплуатации, с соблюдением положений Постановления Правительства № 212/2018 об отходах электрического и электронного оборудования (ОЭЭО¹);

________________________

¹ ОЭЭО (DEEE) - Отходы электрического и электронного оборудования (Déchets d’Équipements Électriques et Électroniques)

43.4. Рекомендуется размещать фотоэлектрические установки на деградированных, непродуктивных или антропогенно изменённых участках.

43.5. Проекты по установке фотоэлектрических станций должны соблюдать принципы Европейской конвенции по ландшафтам и интегрировать установки в существующий ландшафт;

43.6. Для наземных установок рекомендуется сохранять растительный покров под модулями для уменьшения эрозии и поддержания местообитаний для местных видов.

Раздел 9.

Подключение к электрической сети

44. Общие правила подключения:

44.1. Подключение фотоэлектрических электростанций к электрическим сетям распределения или передачи осуществляется в соответствии с Постановлением НАРЭ о подключении к электрическим сетям и предоставлении услуг по передаче и распределению электрической энергии, а также другими нормативными актами, утверждёнными НАРЭ;

44.2. Технические условия подключения устанавливаются системным оператором и указываются в уведомлении о подключении.

45. Для проектов, подпадающих под действие требований НАРЭ, формирование финансовой гарантии осуществляется в соответствии с Постановлением Административного совета НАРЭ № 277/2025 о финансовых гарантиях надлежащего исполнения условий уведомлений о подключении;

46. Измерение электроэнергии счётчиками и проверка соответствия

46.1. Учёт произведённой и поставленной в электрическую сеть электроэнергии осуществляется в соответствии с Постановлением НАРЭ № 74/2022 о коммерческом измерении электрической энергии;

46.2. Ввод установки в эксплуатацию допускается только после получения Акта разграничения, выданного оператором системы на основании испытаний и измерений, выполненных до подключения.

Раздел 10

Вывод из эксплуатации и восстановление

47. По окончании срока службы или в случае прекращения деятельности все компоненты фотоэлектрических электростанций (модули, металлические конструкции, кабели, электрическое оборудование, технологические дороги, площадки) должны быть полностью демонтированы и удалены с площадки;

47.1. Оставление оборудования или любых компонентов фотоэлектрической электростанции на территории строго запрещено, в соответствии с положениями статьи 115 Кодекса о правонарушениях Республики Молдова № 218/2008.

48. По окончании срока службы фотоэлектрической электростанции площадка должна быть возвращена в исходное состояние или приведена в состояние, совместимое с назначением, предусмотренным градостроительной документацией и действующим законодательством, включая:

- полный демонтаж фундаментов и элементов анкеровки;

- удаление подземных кабелей, где это применимо;

- восстановление плодородного слоя почвы, если он был поврежден;

- выравнивание и подготовку территории для последующего использования.

48.1. Для плавучих солнечных электростанций восстановление предполагает демонтаж платформ, якорей и восстановление первоначального состояния водной экосистемы;

48.2. Максимальный срок для завершения работ по демонтажу и восстановлению территории составляет 9 месяцев с даты истечения срока службы или в случае окончания деятельности.

Дата окончания деятельности считается датой официального уведомления о прекращении поставок электроэнергии через электрические сети оператора системы, к которому подключена солнечная электростанция, и отмечает начало работ по демонтажу и восстановлению.

49. Владелец солнечной электростанции несет ответственность за выполнение работ по демонтажу и восстановлению территории и полностью оплачивает все связанные с этим расходы, обеспечивая прослеживаемость процесса;

49.1. Все выведенное из эксплуатации оборудование должно управляться в соответствии с Постановлением Правительства № 212/2018 Об отходах электрического и электронного оборудования (ОЭЭО), с документированным учетом.

IV. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

50. Общие обязанности производителя электроэнергии из возобновляемых источников энергии:

50.1. Производитель электроэнергии из возобновляемых источников несет ответственность за эксплуатацию в условиях безопасности, эффективности и соответствия утвержденному техническому проекту и применимому законодательству;

50.2. Производитель электроэнергии из возобновляемых источников обязан поддерживать оптимальную функциональность оборудования на протяжении всего срока службы установки;

51. Производитель электроэнергии из возобновляемых источников должен обеспечивать меры пожарной безопасности, включая периодическую проверку систем защиты от огня;

51.1. Выведенное из эксплуатации оборудование должно собираться и перерабатываться в соответствии с Постановлением Правительства № 212/2018 об отходах электрического и электронного оборудования (ОЭЭО);

51.2. Для плавучих фотоэлектрических электростанций необходимо периодически проверять устойчивость платформ и анкеровку, а также качество воды в зоне размещения;

51.3. Обеспечение мер по защите почвы и недопущение её деградации.

V. УПРАВЛЕНИЕ И АВТОРИЗАЦИЯ

52. Получение разрешения на строительство для фотоэлектрических (PV) электростанций осуществляется в соответствии с положениями Градостроительного и Строительного Кодекса № 434/2023;

52.1. В случае фотоэлектрических электростанций с установленной мощностью ≥ 5 МВт обязательно проведение оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) в соответствии с Законом № 86/2014 об оценке воздействия на окружающую среду и, при необходимости, стратегической экологической оценки;

52.2. Для фотоэлектрических станций, подключаемых к электрической сети, заключение и технические условия подключения получаются в соответствии с Постановлением Национального агентства по регулированию в энергетике (НАРЭ) № 168/2019 об утверждении Регламента подключения к электрическим сетям и предоставления услуг по передаче и распределению электроэнергии и другими нормативными актами, утвержденными НАРЭ;

52.3. Если фотоэлектрическая станция расположена на зданиях или на территориях в охраняемых или исторических зонах, дополнительные согласования выдаются компетентными органами в области культурного наследия и градостроительства.

53. Методология применяется совместно с действующими нормативными актами и техническими стандартами, без их замены;

53.1. Операторы и проектировщики обязаны соблюдать требования, предусмотренные национальным законодательством, применимыми международными стандартами и нормами НАРЭ в области производства, передачи и распределения электроэнергии;

53.2. Органы государственной и местной власти сотрудничают для мониторинга соблюдения положений настоящей методологии;

53.3. Авторизация солнечных электростанций комиссией по авторизации Министерства энергетики осуществляется в случае, если мощность солнечной электростанции превышает 20 МВт, в соответствии с положениями Регламента по строительству/реконструкции электростанций, утвержденного Постановлением Правительства № 517/2024.

VI. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ПЕРЕДОВЫЕ ПРАКТИКИ

54. Оптимальная ориентация фотоэлектрических модулей – южное направление (±15°) для максимизации годовой выработки;

54.1. Для систем с солнечным трекингом рекомендуется выбирать подходящую технологию в зависимости от бюджета и местных климатических условий:

55. Рекомендуется установка локальных метеостанций в рамках солнечных электростанций для:

- прогнозирования производства энергии в реальном времени;

- мониторинга климатических параметров (солнечная радиация, температура, влажность, скорость ветра);

- сравнения прогнозируемого производства с фактическим для оптимизации производительности.

Внедрение алгоритмов прогнозирования производства PV способствует эффективной интеграции энергии в сеть и планированию обслуживания;

56. В целях повышения безопасности и защиты для солнечных электростанций с мощностью > 500 кВт рекомендуется интеграция датчиков температуры и дымовых извещателей, подключенных к централизованной системе мониторинга;

56.1. Рекомендуется прокладка кабелей под землей, особенно для наземных систем с установленной мощностью > 500 кВт, для снижения риска повреждений и защиты оборудования, с соблюдением норм безопасности и требований оператора системы;

56.2. В солнечных фотоэлектрических электростанциях, расположенных вблизи общественных дорог, рекомендуется внедрение конструктивных решений против ослепления для предотвращения рисков для дорожного движения;

56.3. Для обеспечения безопасности солнечной фотоэлектрической электростанции рекомендуется выполнение работ сертифицированным установщиком, имеющим группу по электробезопасности и зарегистрированным в Реестре установщиков систем ВИЭ (Возобновляемые Источники Энергии), управляемом ГИ Национальным центром устойчивой энергии.

57. Для наземных фотоэлектрических электростанций рекомендуется обеспечивать визуальную интеграцию с помощью зеленых барьеров или живых изгородей для снижения визуального воздействия на местные сообщества;

57.1. Для крупных проектов (>1 МВт) рекомендуется проводить консультации с местными сообществами и органами власти уже на этапе проектирования для уменьшения социальной оппозиции.

58. Рекомендации для плавучих фотоэлектрических электростанций:

58.1. использование материалов, устойчивых к коррозии и ультрафиолетовому излучению (структуры из алюминия, HDPE);

58.2. периодическая проверка устойчивости понтонов и якорных устройств для предотвращения смещения;

59. Рекомендации для систем BIPV:

59.1. использование сертифицированных материалов ETFE / EVA для механической прочности и защиты от ультрафиолета;

59.2. соблюдение требований пожарной безопасности в соответствии с Постановлением Правительства № 847/2022 о правилах общей противопожарной защиты;

59.3. интеграция с системами интеллектуального управления зданием (BMS) для оптимизации локального потребления.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОПТИМАЛЬНОГО УГЛА

НАКЛОНА ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МОДУЛЕЙ

1. Определение

В контексте настоящей методологии оптимальный угол наклона (β) определяется как угол между плоскостью фотоэлектрических модулей и горизонтальной плоскостью, выбранный таким образом, чтобы максимизировать выработку электроэнергии с учетом географической широты места установки и целей работы установки (максимизация годового или сезонного производства, архитектурная интеграция и т.д.) (см. рисунок A1.1).

2. Формула расчета

Оптимальный угол наклона определяется по формуле:

β = Ф – δ

где:

• β – оптимальный угол наклона модуля, °;

• Ф – географическая широта места установки, °;

• δ – солнечная деклинация, соответствующая рассматриваемому периоду, °.

Примечание:

• Данное соотношение применимо только в момент солнечного полудня (когда часовой угол ω = 0°) и модуль строго ориентирован на юг (азимутальный угол γ = 0°);

• Для других значений часового и азимутального углов оптимальный угол наклона определяется с использованием более сложных формул, учитывающих изменение положения Солнца в течение дня;

• Часовой угол (ω) описывает видимое положение Солнца на небесной сфере в данный момент. Он равен нулю при прохождении Солнца через местный меридиан (солнечный полдень), положителен на восток (до полудня, восход), отрицателен на запад (после полудня, закат). Солнце перемещается по небесной сфере со скоростью 15° в час, а его положение в заданный момент времени T (в солнечных часах) вычисляется по формуле:

ω = 15 ∙ (12 – Т);

• Наземные фиксированные фотоэлектрические системы, а также плавучие фотоэлектрические системы должны быть ориентированы строго на юг (азимутальный угол γ = 0°).

Пример для центральной зоны Республики Молдова (Φ ≈ 47° N):

• Для максимизации годовой выработки учитывается среднее солнечное отклонение для теплого периода года (апрель – сентябрь), δ ≈ +15° (согласно таблице A1.1), что определяет оптимальный угол наклона примерно β ≈ 32°;

• Для максимизации выработки в холодный сезон учитывается среднее солнечное отклонение для холодного периода (октябрь – март), δ ≈ −15° (согласно таблице A1.1), что дает оптимальный угол наклона примерно β ≈ 62°.

3. Иллюстративная диаграмма

Рисунок A1.1. Геометрическое представление углов: наклона (β),

азимута (γ), солнечного угла (α) и часового угла (ω)

4. Таблица ориентировочных значений

5. Особые соображения

• Для фотоэлектрических электростанций с системами слежения за солнцем (трекерами) на одной или двух осях угол β регулируется динамически. Значения, приведённые в таблице, имеют ориентировочный характер. Для детального проектирования проектировщик обязан использовать специализированные симуляции для определения оптимального угла β;

• Для фотоэлектрических электростанций BIPV угол β определяется не только исходя из широты, но и с учётом геометрии здания, наклона крыши/фасадов и возможного затенения, создаваемого архитектурными элементами или соседними зданиями;

• Для плавучих фотоэлектрических электростанций угол β должен быть адаптирован для снижения гидродинамических нагрузок. Ориентировочные значения из таблицы следует корректировать на 5°–10° в меньшую сторону. Подробные конструктивные расчёты остаются обязательными согласно разделу 1 главы 4.

6. Дополнительные требования

• Для фотоэлектрических электростанций, подключённых к электрической сети, угол β должен проектироваться с целью максимизации годового производства энергии;

• Для автономных фотоэлектрических электростанций угол β может оптимизироваться под сезон с максимальным потреблением энергии.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МИНИМАЛЬНОГО РАССТОЯНИЯ

МЕЖДУ РЯДАМИ ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МОДУЛЕЙ

1. Определение

В контексте настоящей методологии расстояние между рядами определяется как горизонтальное расстояние по земле между нижними краями панелей двух последовательных рядов. Оно учитывает как проекцию панели на землю, так и максимальную тень, создаваемую панелью, определяемую для минимального солнечного угла, характерного для данного участка (см. рисунок A2.1).

2. Формула расчета

Минимальное рекомендуемое расстояние между рядами рассчитывается по следующей формуле:

где:

• D – минимальное расстояние между рядами, м;

• L – длина фотоэлектрического модуля, м;

• β – угол наклона модуля относительно горизонта, °;

• α – минимальный солнечный угол для местоположения (рассчитанный для зимнего солнцестояния), °.

3. Иллюстративная диаграмма

Рисунок A2.1. Геометрическая схема для расчёта минимального расстояния между рядами

где:

• L – длина модуля;

• β – угол наклона модуля;

• α – минимальный солнечный угол;

• D – минимальное расстояние между рядами.

4. Таблица ориентировочных значений

5. Особые соображения

5.1. Системы слежения за солнцем (трекеры)

• Для фотоэлектрических электростанций с системами слежения за Солнцем на одной или двух осях расстояние между рядами должно быть рассчитано таким образом, чтобы предотвратить затенение во всех возможных положениях модуля;

• Рекомендуется использование специализированных солнечных симуляций для оптимизации значений D.

5.2. BIPV-системы и плавучие фотоэлектрические установки

• Для BIPV проектировщик должен провести отдельный анализ риска затенения в течение всего года, выполняя индивидуальные расчёты в зависимости от геометрии здания и расположения фасадов;

• Для плавающих фотоэлектрических электростанций расстояния между рядами устанавливаются в зависимости от конкретной конфигурации станции и гидродинамических условий;

• В этих случаях расстояние между фотоэлектрическими модулями должно определяться, прежде всего, требованиями к доступу и техническому обслуживанию. Рекомендуется сохранять дополнительное минимальное пространство, адаптированное к проекту, для уменьшения эффекта затенения и облегчения обслуживания.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ВИДЫ ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ – ОПИСАНИЕ И ПРИМЕНЕНИЕ