APTEL – Hidroxsol Solar

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14 de febrero de 2025 Mohan Gupta

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El caso involucra una apelación presentada por Gujarat Urja Vikas Nigam Limited (GUVNL) contra una orden aprobada por la Comisión Reguladora de Electricidad de Gujarat (GERC) con respecto a la fecha de puesta en marcha y la aplicabilidad arancelaria de un proyecto de energía solar de 5 MW Desarrollado Por Taxus Infraestructura y Power Projects Ltd.

El Gerc Dictaminó que el Proyecto se consideroó Encargado El 31 de Marzo de 2013, y que Taxus Tenía Derecho A Recaudar Facturas para la Energía inyectada en la Red A Partir del 1 de Abril de 2013, en la tarifa Aplicable para pero PERÍODO. GUVNL IMPUGNÓ ESTA DECISIÓN, Argumento de que la fecha de puesta en Marcha de Debe Ser el 8 de Agosto de 2013, Basada en la Certación de la Agencia de Desarrollo de Energía de Gujarat (Geda) y El Inspector Eléctrico Jefe (CEI). Guvnl sostuvo además que la demora de 402 día en la puesta en marcha no debe excusarse baJe la fuerza alcalde y que los taxus Deben Pagar Daños Liquidados por la Demora.

Taxus argumento de que la demora en la puesta en marcha se Debio A factores más Allá de su control, incluidos los obstáculos reguladoros, Los cambios en las tasas de registro de la tierra El Proyecto A Través de Un Vehículo de ProPósito Especial (SPV). La Compañía Afirmó que Estos Constituí Eventos de Fuerza Mayor, Que Debería Eximirlo de Las Sanciones. El Tribunal Analizó Si Taxus Había Tomado Todas Las Medidas Necesarias para Mitigar Los Retrasos y Si Las Aclamaciones de Fuerza Mayor Eran Válidas.

El tribunal encontró que ciRtos retrasos fueraron causados por factores externos como las regulaciones de los gubernaminales y los problemas de registro de tierras. Sin embargo, También Señaló que Algunas de Las Demoras se debieron a Las Propias Decises Comerciales de Taxus, Como buscar una aprobación de spv que no se solicitud para el para la eJeción del proyecto. Según la Evidencia presentada, El Tribunal Dictaminó que el Proyecto Debe Considerarse Encargado al 31 de Marzo de 2013, Pero Confirmó el Requisito de que Taxus Pague Daños Según la Empresa que haba, proporcado a una guvnl.

El Tribunal También Examinó El ImpactO de la Fecha de Pueresta en Marcha en la Tarifa Applicable. GUVNL Argumento de Que El Proyecto deBería Estar Sujeto a la Tarifa Más Baja Aplicable Para Proyectos Encargados Después Del 1 de Abril de 2013, en Lugar de la Tarifa MÁS ALTA ESTABLECIDIDA DE LOS Proyectos Completos Antes del 31 de Marzo de 2013. De Gerc de Que la Tarifa Aplicable Para El PERÍODO EL FINAL DEL 31 DE MARZO DE 2013 DEBERÍA APLICARSE YA QUE EL PROYECTO SE CONSIDERÓ O OPERATIVO DESDE ESA FECHA, A PESAR DE LOS RETRASOS EN LA CONTERCACION FORMAL.

ESTA SENCIA SUBRAYA LA IMPORANCIA DEL CUMPLIMIENTO REGULADORIO, LAS APROBACIONES OPORTUNAS Y LAS OBDUICIAS CONTRACTUALES CLARAS EN LOS ACUERdos de Compra de Energía. Destaca la Necesidad de Que los Desarrolladores de Proyectos Aborden de Manera Proactiva Los Desafíos Legalas y de Procedimento para Evitar Demoras y Santiones Financieras. El Fallo También Refuerza El Principio de Que Si Bien la Fuerza Alcalde Puede Justificar Algunos Retrasos, Los desarrolladores deben Demostrrar que se HiCieron Todos los Esfuerzos Posibles Posibles Circunstancias.

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12 de febrero de 2025 Mohan Gupta

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El Tribunal de Apelaciones de ElectriciDad (Aptel) ha emitido un juicio A favor de solaire surya urja privado limitado, un desarrollador de energía solar en rajasthan, contra ntpc limited y otras entidas. El Caso Surgió de una disputa Sobre la Demora en la Puesta en Marcha de dos Proyectos de Energía Solar Con una Capacidad Total de 140 MW. La compañena había buscar una extensión de la fecha de operación de operación Comercial (scod) Debido a la falta de disponibiliDad de la infraestructura de transmisión de evacuación requerida, que respina a la respuesta).

El Apelante Había Celebrado Acuerdos de Compra de Energía (PPA) Con ntpc en Mayo de 2016, Bajo El Cual los Proyectos Estaban Programado para Comisionados -SINES del 1 de Junio de 2017. SIN EMBARGO, La Companía Enfrentó Retrasos Debido a La Ausencia de Un de un Sistema de Evacuació Adecuado, Que Evitó de Inyectar Potencia en la Cuadrícula. Un pesar de sus repetidas comunicaciones con respeto al problema, ntpc impuso Daños Liquidados a la Compañía por la Demora en el Suministro de Energía.

La Comisión Reguladora Central de Electricidad (CERC), en su orden de Agosto de 2021, Había Gobernado Contra El Recurrente, ResponsableBilizándola por El Retraso y Permitido Que Ntpc Recupere los Dardos Liquidados. Insatisfecho con la decisión, la compañía presente una apelació ante aptel.

Aptel Revisó El Caso y Reconcioc Que El Retraso Fue Causado Por factores Fuera del Control del desarrollador de Energía Solar. El Tribunal observó que rrvpnl no había proporcado la infraestructura de evacuación necesaria en el tiempo e incluso había restringido a la compañía inyectar energía en la rojo sin apriBación previa. El Tribunal Señaló que El Apelante Había Encargado Partes de los Proyectos Mucho Antes, Pero no Pudo Comenzar el Suministro de Energía Debido a Las Limitaciones de Transmisio.

Aptel Examinó además las Cláusulas contractuales Bajo los ppa y Concluyó que el Apelante Tenía Derecho A una extensión del Scod Bajo Las Proposiciones de la Fuerza Mayor. Decidió que el recurrente no podía ser penalizado por un retaso causado por factores externos, como la falta de disponibilidad del sistema de transmisión. El Tribunal Dejó de Lado La Orden de Cerc y le Ordenó a Ntpc que Reembolsara la Cantidad de Damos Liquidados, Si lo Hubiera, Recogido del Recurrente.

El Juicio Destaca la Importia de la Planificación Adecuada de la Infraestructura para Proyectos de Energía Renovable y Enfatiza que los Desarrolladores no deben ser penalizados por demoras causadas por defiencias en las respuestas a las responsabilidades de las guguiNnos. El Fallo establece un precedente para casos similares en los que las limitaciones de transmisión obstaculizan la puesta en marcha oportuna de los proyectos de energía renovable. La decisión también refuerza la necesidad de coordinación entre los desarrolladores de energía y las utilidadas de transmisión para garantizar una eJecución de proyecto sin problemas.

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24 de diciembre de 2024 Mohan Gupta

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El caso de Green Infra Wind Solutions Limited versus la Comisión Reguladora de Electricidad de Andhra Pradesh (APERC) y otros pone de relieve un importante debate regulatorio en el sector de energía renovable de la India. En el centro de la apelación está la decisión de la APERC de ajustar retrospectivamente las tarifas para los proyectos de energía eólica teniendo en cuenta el Incentivo Basado en la Generación (GBI) proporcionado por el gobierno central. Esta decisión tiene implicaciones para los acuerdos de compra de energía (PPA), la confianza de los inversores y el marco regulatorio general que rige la energía renovable.

El plan de incentivos basados en la generación, introducido por el Ministerio de Energías Nuevas y Renovables en 2009 y ampliado en 2013, tenía como objetivo promover la energía eólica ofreciendo un incentivo de 0,50 rupias por unidad de electricidad inyectada a la red. . Se declaró explícitamente que este beneficio estaba por encima de las tarifas determinadas por las comisiones reguladoras estatales. Sin embargo, la orden de la APERC de 2018 exigía la deducción de este incentivo de la tarifa preferencial genérica determinada anteriormente para proyectos de energía eólica en Andhra Pradesh. La tarifa, fijada originalmente en 4,84 rupias por unidad durante un período de 25 años, fue impugnada por el recurrente alegando una modificación unilateral de los PPA celebrados y una posible violación de los derechos legales.

La APERC justificó su decisión invocando el Reglamento 20 de su reglamento de 2015, que estipula que cualquier incentivo o subsidio aprovechado por los generadores de energía debe tenerse en cuenta en las determinaciones de tarifas. Argumentó que la omisión del beneficio GBI de órdenes arancelarias anteriores era involuntaria y necesitaba corrección para alinearse con las regulaciones. La comisión se mantuvo además de que permitir a los generadores eólicos conservar tanto la tarifa completa como el GBI equivaldría a un enriquecimiento injusto y podría socavar la equidad entre los generadores que optaron por diferentes esquemas, como la depreciación acelerada.

El apelante, sin embargo, argumentó que la APERC carecía de competencia para modificar órdenes arancelarias retrospectivamente, especialmente después de que estas órdenes hubieran alcanzado carácter definitivo y se hubieran incorporado a acuerdos de compra de energía vinculantes. Sostuvieron que la decisión de la comisión violaba los principios de impedimento promisorio y expectativa legítima, ya que el esquema GBI fue diseñado como un beneficio adicional para proyectos de energía renovable. Además, el recurrente destacó que la orden de la APERC perturbó la viabilidad financiera de los proyectos, lo que podría disuadir futuras inversiones en el sector.

Las complejidades legales y regulatorias del caso se vieron amplificadas por interpretaciones contradictorias de la Ley de Electricidad de 2003 y las regulaciones de APERC de 2015. Si bien la APERC sostuvo que conservaba el poder de revisar y modificar órdenes tarifarias en interés público, el recurrente enfatizó la santidad de los contratos celebrados y la certeza regulatoria esencial para atraer inversiones en energía renovable.

La decisión del tribunal de apelaciones en este caso podría sentar un precedente para disputas similares en toda la India, donde las comisiones reguladoras estatales y los desarrolladores de energía renovable a menudo enfrentan desacuerdos sobre ajustes tarifarios, interpretaciones de políticas y obligaciones contractuales. Las implicaciones más amplias de este caso se extienden a la confianza de los inversores, la estabilidad de las políticas de energía renovable de la India y la capacidad del país para alcanzar sus ambiciosos objetivos de energía limpia.

Esta batalla legal subraya la necesidad de marcos regulatorios claros, consistentes y con visión de futuro que equilibren los intereses de los inversores, las empresas de servicios públicos y los consumidores y al mismo tiempo promuevan el desarrollo de las energías renovables. También destacan los desafíos de integrar los incentivos del gobierno central con las estructuras tarifarias a nivel estatal, una cuestión crítica en la gobernanza federal de la electricidad en la India.