Foto de Ángulo Bajo de la Torre de Transmisión Gris
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Rajasthan IV 4B Power Transmission Limited, UNA Subsidiaria de Propiedad Absoluta de Dineshchandra R. Agrawal Infracon Private Limited, ha presente una peticiónica Ante la comisiónica Reguladora Central de Electricidad para una una licencia de transmisión. El Proyecto Inmmite Establecer El Sistema de Transmisión para la Evacuación de 3.5 GW de Energía Renovable de Rajasthan Zona de energía renovable Fase-IV (parte 4: parte b) en una base de construcción, propia, operación y transferencia.

El Proyecto Comprenda una Infraestructura Crítica que inclúye una Nueva Subestacia de 765/400 kV en Merta-II, Subestaciones Interconectadas de Alto VoltaJe a Subestaciones Barmer-I, Beawar y Dausa, y Provisiones para un UNA FUTURA ESPAND. El Peticionario Tiene como objetivo Encargar TODO El Sistema SimultáneAmenta ADO la Utilidad Interdependiente de sus Elementos, Con la Finalización Dirigida Dentro de Los 24 Meses A Partir del 30 de Diciembre de 2024.

Una preocupacia IMPORTANTE DURANTE LA Planificación del Proyecto involucra un los propietarios y agricultores que se oponen a la Colocacia de Línas de Alta Tensión A Través de SUS Tierras. INICIALME, LAS Partes Afectadas Presentaron Objeciones. Embargo del pecado, El Petionario Responder Asegurando la Adherencia A Las Disposiciones legaliza Bajo la Ley de Electricidad y Las Reglas relevantes. SE Celebór una reunión con los Objetores en la Oficina de Gurugram del Petionario, lo que lllevó a un acuerdo mutuo d. Todas Las Objeciones Fueron Retiradas Formalmente A Través de declaraciones Juradas, Borrando una ruta para la Ejecución del Proyecto.

El Sistema de Transmisión SE Selecionó A Través de Un Proceso de Licitación Competitivo Transparente y Basado en la Tarifa Coordinado Por Recoment Power Development and Consultancy Limited, Notificado por El Ministerio de Energía. EL PROCISO DE LICITACIÓN ATRAJO LA Participación de ACTORES DE ACTORES DE CUATRO: Adani, Power Grid Corporation, Sterlite y Dineshchandra R. Agrawal Infracon Pvt. Ltd., Con este Último emergente como el postor Más Bajo, Citando Cargos de Transmisión de ₹ 5,556.25 Millones Desespués de Una Subasta Inversa.

Dispués de la Oficta Exitosa, Dineshchandra R. Agrawal Infracon Pvt. Ltd. adquirió 100% de capital en Rajasthan IV 4B Power Transmission Limited Y Firmó El Acuerdo de Servicio de Transmisio Requerido Con Ctuil. SE Proporcionaron las Garantías de Rendimiento Resadoras, y la Solicitud de la Licencia se presente de Debidamé de la Cumplimiento con respeto a la Publicación, la Notificación de las Partes Interesadas y LAS Objeciones públicas.

La Comisión observó que el peticionario cumplió todos los requisitos reglamentarios bajo las regulaciones de licencia de transmisión, 2024, y había demostrado la adherencia a los procedimientos legales, las normas técnicas y los protocolos de participación de las partes interesadas. En particular, la conectividad aguas arriba y aguas abajo para el proyecto está Bien alineada, Contras subestaciones en Barmer-i, Beawar y dausa en construcción.

La Comisión Reconoció la importancia Nacional del Proyecto en el apoyo a la integración de energía renovable y emitió instrucciones para publicar un aviso público que invita a más sugerencias u objeciones. SUJETO A RESPUESTAS ADVERSAS, LA COMISIÓN SE INCURNA A OTORGAR LA LICENCIA DE TRANSMISION Y LLEVARÁ EL ASUNTO MÁS LEJOS EL 22 DE ABRIL DE 2025.

El Petionario ha Asegurado que la implementación de la implementación Se Llevará A Cabo Utilizando Materiales Internacionales de Grado Utilidad y Estándares de Ingeniería, Cumpliendo con las esperas de Confiabilidad, Calidad y Puntualidad. El Caso Marca un Paso significativo para fortalécer la infraestructura de transmisorio de energía renovable en la India, especial de las zonas de alto potencia de rajasthan.

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La Comisión Reguladora Central de Electricidad (CERC) ha emitido el Borrador de la Cuarta Enmienda a la conectividad y el Acceso General de la Red A Las Regulaciones del Sistema de Transmisio Interestal, 2025. Flexibilidad de la Conectividad y La Programació de las Estatos generadoras de Energía Renovable (reg) y los Sistemas de Almacenamiento de Energía (ESS) en la India. La enmienda, que enverá en vigencia un partir de la fecha de su publicación en la gaceta oficial, introducir varias dispositivos de claves que tienen como objetivo racionalizar los procesos, roles de definición más Claramento y mejorar ele de fuente deergía renovables en el renovables.

La Enmienda presenta el Concepto de «Entidadas con Acceso Restringido». Estos hijo regs o ess cuyos derechos de programación de inyección se limitan a las horas solares o al horario no solar del día. Las Horas Solares y Las Horas no Solares Serán Declaradas Semanalmento por el Centro Nacional de Compation de carga (NLDC), Basado en la Insolacia Solar anticipada en Cada Estado. ESTA CLASIFACIÓN AYUDARÁ UN EQUILIBRAR LA INYECCIÓN DE ENERGIA EN LA RED DISPONIENTO DE LOS PATRONES DE GENERACIÓN DE FUENTES SOLARES Y SIN SOLARES.

Uno de los Principales Aspectos Destacados de la Enmienda es la adición de la Regulacia 5.2a, que establecia Condicaciones especies para la Capacidad de Generación Adicional. Los desarrolladores que buscan capacidad adicional deben proporcionar las garantías bancarias requeridas y las fechas programadas de operación Comercial, particular para proyectos regs o ess. ESTOS Proyectos Deben ser Comisionados Dentro de los 18 Meses Posteriores a la Aprobacia, por defecto que sus aprobaciones pueden ser revocadas.

Se Han Realizado Cambios Adicionales en la Regulación Sobre los desarrolladores de Park de Energía Renovable, lo que Les exige que proporcionen la fecha fecha de operación de operación de las estatos de las estatos de generacía antes de que se les otorgue CONECTIVIVIDAD FINAL. También se Requiere que los promotores presentados Detalla de Acionistas, Asegurando una alcalde Transparencia y Responsabilidad.

La enmienda introduce una nueva regulacia 5.11 que se o ocupa de la conectividad de accesso restringido para regs y rhg (Estaciones de generaciónica híbrida renovable). Proporciona casos en los que se proyectos basados ​​en el viento o el es pueden buscar conectividad durante las horas no solares, comparto bahías terminales en subestaciones ists conotras regs que usan la misma bahía dura durante las horras solares. La Regulacia incluye Ejemplos Claros Para Mostrar Cómo se Aplicarán Los Derechos de Programación Durante los Períodos Solares y No Solar.

También establecia que las entidades existentes existentes con conectividad para fuentes solares se reclasificarán Bajo Acceso Restringido Si Su Capacidad No Solar es de 50 mw o más. Si es de Menos de 50 MW, Tales Entidas no se consideran para la conversión de Accesso Restringido. Además, la enmienda permita que los rhg con una combinación de la energía solar, viento y es programa de la energía durante las horas solares y no solares en función de la composiciónica de su capacidad.

Un aspecto significativo de la enmienda es la introducción de modalidadas detalladas para comparto infraestructura de transmisorio dedicada. Este incluido Acuerdos Entidados para Los Los Derechos de Costo y Uso, Así DIRECTRICES DE COMO PARA RESOLVER DISPUTAS BASADAS EN LOS COSTOS DE CAPITAL DE REFERENCIA Publicados por la Agencia Nodal.

La enmienda también agrega dispositions relaciones con los cambios en los patrones de participante Accionaria. Restringe los promotores de transferir el Control de la Compañía del Proyecto Hasta la Fecha de Comercial de Operación. Cualquier Cambio Debe Ser Aprobado por la Agencia Nodal y Notificado a la Comisión. Las violaciones Pueden resultante en la revocación de la conectividad y el Cobro de las Garantías Bancoarias.

La enmienda requiere que nldc Publique horario semanales de horas solares y no solar para cada estado y los realice en función del clima o las condiciones imprevistas. Las entidas de las que se encuentran en accesso restringido también deberán nombrar un generador de lideraz o una agencia de coordinación calificada (QCA) para la Programación y el Cumplimiento del Código de la Red.

Estas realizaciones reguladoras tienen como objetivo crear unsistema más organizado y flexible para gestión la creciente contribuyó de la energía renovable a la roja al tiempo que garantiza la justicia, la eficiencia y la confiabilidad.

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LA Solar Energy Corporation of India (SECI) Presentó una Petición Bajo la Sección 63 de la Ley de Electricidad de 2003, Buscando la AprobacioNón de Cerc para la Tarifa de 630 MW de Energía Firme y Abachable de Proyectos de Energía Renovable Conectadas al Sistema de Sessión Intermedsi (ISts. La petición también Solicitó la aprrobación de un margen Comercial de ₹ 0.07 por kwh para que las compres componías de distribución pagaran según las pautas emitidas por el ministerio de energía.

Seci, Que Actuaba Como la Agencia de ImplementAción de Energía Renovable, Inició el Proceso de Licitación Siguiendo las Pautas Notificadas El 9 de Junio ​​de 2023 por el Ministerio de Energía. ERA DEL OBJETIVO ADQUIRIR ENERGIA RENOVABLE CON ALMACENAMIENTO DE ENERGIA PARA GARANTIZAR EL SUMINISTRO DE ENERGIA FRIME Y DESPARTABLE. El Proceso involucra un Sistema de Licitación Competitivo Basado en la Tarifa, y Seci emitió una Solicitud de Selección (Rfs) El 9 de Junio ​​de 2023 Por 1.260 MW de Proyectos de Energía Renovable. Sin embargo, una enmienda redujo la capacidad a 630 MW.

El Proceso de Licitación Competitivo Recibio Cinco Ofertas Por Un Total de 780 MW, De Las Cuales 630 MW Fueron Otorgadas A Cinco Compañías: Vena Energy Aura Private Limited, Hero Energy Private Limited, JSW Neo Energy Limited, Solutions Solutions CLIEMUTIONES PRIVADO LIMITADO, Y SERENTICA RENEDENABLES INDIA 11 Private Limited, Hero Energy Limited, JSW Neo Energy Limited, Solutions Solutions Private Solutions Private Limited, Y SerentAnable India 11 Private Limited. Las Tarifas Finales Descubiertas en la Subasta Variaron Desde RS. 4.98 por kwh a Rs. 4.99 por kwh. El Poder Está Designado Para La Venta A BSes Rajdhani Power Limited (BRPL), BSES Yamuna Power Limited (BYPL) Y Gift Power Company Limited (PCL de regalo).

La Peticióné de Declaró que el Proceso de Selección Se realizó de Manera Transparente y Se Adhirió a Las Pautas. Seci emitió Cartas de Premio (Loa) A Los Postes Seleccionados el 7 de Agosto de 2024, LUEGO DE LA ACTACIÓN DE LA TARIFA DESCUBIERTA POR Las Entidadas de Compra. Sin embargo, Brpl y Bypl no habían firmado los Acuerdos de Venta de Energía (PSA), lo que provocó que se seci Busque Utilides de distribución alternativa alternativa para la capacidad asignada.

La Comisión Revisó la Peticiónica y Verificón que el Proceso de Licitación se Realizó Según Las Directrices. Señaló que la Tarifa Descubierta era razonable y alineada con las tendencias del mercado. La Comisión, Por Lo Tanto, Aprobó la adopción de la Tarifa para los Proyectos de 630 MW, Sujeto A los Acuerdos de OBSENCID DE SECI PARA LA CAPACIDADAD OTORGADA.

Además, La Solicitud de Seci de Un Margen Comercial de ₹ 0.07 por kwh SE Consideró en línea con las regulaciones de las licencias Comerciales. Sin embargo, se afirmó que si seci no proporciona un acuerdo de depósito o una Carta de Crédito irrevocable, el margen comercial se limitaría a rs. 0.02 por kwh.

La Orden Enfatizó el Cumplimento de Los Mecanismos de Seguridad de Pago, incluido el requisito de una Carta de Crédito Giratorio equivalente al 110% de la fábrica de la fábrica. También describe las disposiciones de las disposiciones relacionales con los términos de pago, la resolución de disputas y las sanciones por retrasos en la implementación del proyecto.

La Decisión Refuerza el Compromiso del Gobierno con la adquisiciónica de Energía renovable firme y desesperado. También Destaca la Importia del Almacenamiento de Energía para Garantizar la Confiabilidad y la Estabilidad de la Red. Con Esta Aprobación, Seci Continuará Su Papel de Intermediario, Facilitando la adopción de Energía renovable y garantizando los acuerdos de suministro de energía a LARGO PLAZO CON LAS COMPAÑÍAS DE DISTRIBUCUÓN.

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La Comisión Reguladora de Electricidad Tamil Nadu (tnerc) ha desestimado una peticiónica presente por tamil nadu green energía corporation Ltd. (tngecl) que busca la aprrobación para la adquisición de energía boJo el componente del esquema pm-kusum. La Peticiónica Estaba Relacionada Con Una Licitación Flotada Para Compar 420 MW de Energía Solar para apoyar la Generaciónica Descentralizada de Energía Renovable en el Estado.

El Esquema PM-Kusum, Lanzado por El Ministerio de Energía Nuevo Renovable (MNRE), Tiene como objetivo Promover Proyectos de Energía Solar al Permitir Que los Agricultores Establezcan Plantas Solares En Sus Tierras. Bajo el Componente A Del Esquema, Las Plantas de Energía Solar Entre 500 KW y 2 MW SE SECTECEN CERCA DE LAS SUBESTAPONES PARA SUMINISTRAR ELECTERIDAD A LOS ALIMIMADORES AGRÍCOLAS. El Esquema También proporciona Incentivos A Las Empresas de Distribución (Discoms) y Los Agricultores, Ayudando A Reducir Las Pérdidas de Transmisión y Promover la Energía Limpia.

En su peticiónis, tngecl buscó la aprrobación para ratificar el proceso de licitación para 420 mw de energía solar sin especial una tarifa de techo superior. La Compañía Solicitó Permiso para Celebrar Acuerdos de Compra de Energía A Largo Plazo (PPA) Con Cuatro Agricultores por un total de 5 MW a una tarifa de ₹ 3.28 por Unidad. Los postores Fueron Seleccionados A Través de Un Proceso de Licitació Inversa, Con la Tarifa Negociada sin transmisión de los beneficios de Incentivos Basados ​​en adquisicionas (PBI) para los agrícolas.

La Comisión Observó Varios Problemas Con la Petició. Descubrio Que la Licitación Estaba Flotante Sin una tarifa de Techo Superior, Violando Las Directrices de Orden Anterior de Tnerc y Mnre. La Tarifa Propuesta de ₹ 3.28 Por Unidad También se Consideró Más Alta Que Las Tasas similares en otros Estados. Además, Los Detless de la Petición Sobre Los Benefios de Pbi para Los LOS Agricultores Eran inconsistentes y Carecía de documento adecuada.

La Comisión Criticó El Manejo de Tngecl del Proceso de Licitación, Afirmando que la respuesta Limitada de Solo Cuatro Postores por 5 MW de LOS 420 MW Aprobados Indicó una Mala Promoció del Esquema. Le ordenó a tngecl que revisara la licitación, se adhiera a las pautas de mnre y estableciera un portal en línea dedicado para facilitar el arrendamiento de tierras por parte de los agrícolas.

El Tnerc Enfatizó la Necesidad de Una Mejor Transparencia y una participación más Amplia en Futuras Licitaciones. Instruyó a tngecl a anunciar licitaciones en tamil e ingléss, consultar con las compres componías de distribución antes de emitir licitaciones y explorar los mecanismos de pago directos para Losdamientos de tierras para -alentar al -participacios de los agricultores.

La Orden Destaca la Importia de Seguir las Regulaciones y Promover Proyectos Descentralizados de Energía renovable para apoyar tanto a Los Agricultores como la transiciación de Energía Limpia en Tamil Nadu.

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NTPC Limited Presentó una Petición Para la Aprobación de una Tarifa para la compra de 3.000 MW de Energía renovable de proyectos conectados al sistema de transmisioN interesante. El Proceso de Selección se realizó un Través de un Mecanismo de Licitación Competitiva Bajo las Pautas emitidas por el Ministerio de Poder. La Licitación Se Llevó a Cabo A Través de Un Proceso de Licitació Competitivo Internacional Seguido de Una Subasta Inversa Electónica.

Varias Compañías participaron en el Proceso de Licitacia, Con la Capacidad Total de Oficinas de Todos Los Licitadores Calificados que Alcanzan 1.980 MW. Dispués de la Evaluació, se finalizó un total de 1.530 MW para la asignación. La Capacidad Restante de 54 MW SE Ofreció Al Último Postor en el Proceso de Selecció, Pero la Oficta Fue Rembrazada. Como resultado, la capacidad de la capacidad adjudícula se Mantuvo en 1.530 MW. Las componías seleccionadas recibieron Cartas de adjudicacia y seperaba que celebraran acuerdos para la compra y vala de energía.

Durante Las Audiencias, NTPC Confirmó Que El Proceso de Licitación Se Realizó de Manera Transparente. SE Presentó una certificación del comité de evaluación de la Oficta, confirmando el Cumplimento de las Regulaciones y la Razonabilidad de la Tarifa Descubierta. Ntpc también proporcionó actualizaciones de las discusiones solaras de confies públicos estatales y compensías de distribución para acuerdos de vala de energía.

El CERC (Comisión Reguladora Central de Electricidad) Revisó la Peticiónica y Verificó el Cumplimento de Las Pautas Necesarias. Estaba Satisfecho de Que El Proceso de Licitación Siguió Un enfoce Transparente y Competitivo, lo que condUJO a un descuBrimiento arancelario justo. Como resultado, la comisión aprobó la Tarifa, sujeto a Los Acuerdos de Finalización de Ntpc Con Las Entidas de Distribución.

NTPC También Buscó la Aprobacia para un margen Comercial de ₹ 0.07 por kwh. La Comisión dictaminó que si bien el margen comercial generalmente se determina a través del acuerdo mutuo si NTPC no proporciona mecanismos de seguridad financiera, como un acuerdo de depósito en garantía o una carta de crédito incondicional, el margen de negociación se Limitaría A ₹ 0.02 por kwh. Decisiones de Con Estas, La Petición Fue Concluyada y Eliminada.

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El Código de Suministro de ElectriciDad de Madhya Pradesh SE HA REATAZADO CON LA INTRODUCCIÓN DE LA QUINTA ENMIENDA EN 2021. La Enmienda Entra en Vigencia A Partir de la Fecha en Que se publica Oficialmente en la Gaceta Delmierno.

Uno de los Cambios CLAVE ESTA ESTA REALIZACO ES LA DEFINIA DE UN «Solicitante». Este término ahora incluye individuos o Grupos que Solicitan Un Suministro de ElectriciDad, Como Propietario, Desarrolladores e incluso Grupos de consumidores. Además, la definición de un «consumidor» se Ha ampliado para incluir a las personas que reciben electricidad para éso personal, ya marino de un probador con licencia o del goBierno. LOS TIPOS DE ESUSIVORES TAMBIÉN SE HAN CLASIFICADO EN FUNCIÓN DEL VOLTAJE QUE RECIBEN, COMO BAJA TENSIÓN (LT), Alta Tensión (ht) y tensión extra (Eht).

OTRA MODIFICACIÓN Significativa en la enmienda es la adición del Término «Carga Sancionada», Que se Refiere a la Carga Aprobada por el Probador de Electricidad para una Conexión. Para los consumidos nacionales y no domésticos con medidas de inteligentes, La Carga Sancionada Puede DeBersey Aonent -Depend -De -la Viabilidad Técnica y Las Pautas del Sistema. Para algunas conexiones, la carga podría ser más alta que la inicialmental sancionada.

LOS REQUISITOS DE VOLTAJE DE SUMINISTRO para Varias Cargas Sancionadas También se Han actualizado. Por eJemplo, las conexiones lt tenderán lícites de carga especies, con demandas basadas en tarifas aplicables A Diferentes categorías de carga. LAS Regulaciones Actualizadas También Aclaran Las Demandas Mínimas y Máximas del contrato de Varios Niveles de Voltaje, de 11 kV A 220 kV o más. En los casos en que una desviacia de Estos Estánndares es Técnicamento factible, el probador de electricidad puede permitir excepciones con la documento adecuada.

La enmienda también implica varios cambios en la forma en que los consumidos y los abogados se abordan en diferentes secciones del código de suministro. Por eJemplo, en varios lugares donde se usó el término «consumidor», ha sido reemplazado por «solicitante», lo que garantiza la consistencia en todo el código.

Además, la enmienda revisa cómo se maneja la facturación por el suministro de electricidad, particular para los consumidos de Baja tensión. Para los consumidos no domésticos, Los Cargos fijos ahora se basarán en la Carga Sancionada, Mientras que los consumidos nacionales serán Facturados según las órdenes Anuales de Tarifas. Los procedimientos de facturación para la demanda de la demanda del contrato se han Ajustado para garantizar que los cargos estén alineados cons términos acordados entrantes el consumo y el probador.

La enmienda introduce medidas relacionarias con el exeso de consumo de electricidad, especialmente que los consumores que exceden su carga sancionada o demanda por contrato se facturarán según la orden arancelaria. Sin embargo, no se otorgaran reembolsos si se reduce la demanda del contrato, aunque los consumidos pueden solicitador un aumento en su demanda en cutualquier Momento, con los cargos aplicables. Estas actualizaciones tienen como objetivo racionalizar la gestión del suministro de electriciDad, mejorar las prácticas de facturación y propoción claridad tanto para los consumidos como el los pruebas.

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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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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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La Comisión Reguladora de Electricidad de Gujarat (GERC) RECIBIÓ UNA PETICIÓN DE DAKSHIN GUJARAT VIJ COMPANY LIMITED (DGVCL) CON RESPEPTO A LA APOCIDA DE ARANCELES DESCUBIERTOS BAJO OFERTAS Competitivas. Esta iniciativa, parte del Esquema de Solarización de Nivel de Alimentador PM Kusum-C, Tiene como objetivo Alimentadores de solarizar de 11 kV Utilizando Plantas de Energía Solar Con Una Capacidad Total de 212 MW. El Proyecto Opera Bajo El Modelo ResCo y Objetivos que mejoran la infraestructura Energética Agrícola en Gujarat.

La Petición de Dgvcl Citó las Secciones 63 y 86 (1) (b) de la Ley de Electricidad de 2003, Enfatizando la Necesidad de Adoptar Aranceles Detetinados A Través de Una Licitación Competitiva Transparente. El Petionario Destacó Su Cumplimento de la Ley de Reorganización y Regulación de la Industria Elechtrica de Gujarat, 2003, y Detalló la Reestructura de la Junta de ElectriciDad de Gujarat en entidada Especializadas responsables de la Generación, Transmisión y Distribución.

El Proceso de Licitación Competitiva, Guiado por el Ministerio de Energía Nuevo y Renovable (MNRE), Dio como resultado Aranceles que Van Desde ₹ 3.09 A ₹ 5.48 por KWH, Connociaciones Finales Que Reducen Las Tasas A ₹ 3.00 por kwh PROYECTOS PROYECTOS PROYECTOS. Las Pautas de Mnre Costos de los Costos de los Costos de Referencia para la Solarización A Nivel de AlimentAción, incluida la Asistencia Financiera para las las las las instalaciones de las plantas solares. Esta iniciativa también se alinea con los objetivos de obligación de compra renovable (rpo) del estado, que enfatizan una alcalde dependencia de las energía renovable.

SE Realizaron Avisos Públicos y Consultas de Las Partes Interesadas, Sin Objeciones Plantasis. Tras la Revisión de los documentos presentados y el Cumplimento de los requisitos Reglamentarios, La Comisión deliberó Sobre la Peticiónica. SE Espera que el Proyecto contribuya significativo un los objetivos de energía renovable de gujarat y refuerce la sostenibilidad de la energía agrícola. Se anticipa que la aprobaciód de la comisión Allanará el Camino para la Ejeción de los Acuerdos de Compra de Energía y la Implementación de la Oportuna del Proyecto.

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La petición bajo la Sección 86 (1) (c) y (f) de la Ley de Electricidad de 2003 busca una extensión para la puesta en servicio de la línea de evacuación, las bahías y el sistema de medición para un proyecto híbrido eólico- Solar de 100 MW en Gujarat. Al peticionario, un desarrollador de energía renovable, se le había otorgado conectividad de Etapa I en abril de 2023 y conectividad de Etapa II en julio de 2023. Sin embargo, los retrasos en la finalización de acuerdos para compartir bahías con otros desarrolladores han causado reveses . El peticionario se dirigió a la Corporación de Transmisión de Energía de Gujarat (GETCO) para solicitar aclaraciones, pero debido a retrasos imprevistos, el proyecto podría enfrentar sanciones si no se pone en funcionamiento antes de enero de 2025.

El peticionario sostiene que, según lo dispuesto en la Orden sobre tarifas eólicas y solares, son posibles prórrogas en caso de retrasos imprevistos. El progreso del proyecto se estancó debido a la falta de detalles de GETCO sobre las bahías de la subestación ya retrasos en la finalización de acuerdos con generadores líderes como Morjar Renewables Pvt. Limitado. Limitado. Ltd. La solicitud del peticionario a GETCO para obtener el estatus de generador principal se retrasó debido a una disputa legal entre GETCO y Morjar Renewables. Mientras tanto, las conversaciones con Suzlon Global Services tampoco avanzaron y el proyecto enfrentó retrasos debido a estos problemas.

Durante la audiencia, se pidió a GETCO que proporcionara información crucial relacionada con la energización de la subestación Kalavad de 220 KV, incluida la capacidad de transformación de energía disponible, el número de bahías y los procedimientos seguidos para compartir bahías con los desarrolladores. Otros puntos planteados durante la audiencia incluyen los detalles de la asignación de bahías por parte de GETCO a desarrolladores privados de energía renovable y si es necesaria la aprobación de la Comisión para dicha asignación.

El demandado acordó presentar más presentaciones sobre estas cuestiones antes del 22 de enero de 2025. El peticionario también presentó una solicitud medidas interlocutoria solicitando provisionales, solicitando a la Comisión que impida a GETCO tomar acciones coercitivas, como revocar la conectividad o cobrar la garantía bancaria, hasta que el asunto esté resuelto. La próxima audiencia está programada para el 23 de enero de 2025. El caso continúa bajo revisión y se espera que ambas partes presenten documentos adicionales para aclarar estas cuestiones.

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