2368 DG/2023

(1)

रजजस्ट्री सं. डी.एल.- 33002/99 REGD. No. D. L.-33002/99

xxxGIDHxxx

xxxGIDExxx

ऄसाधारण

EXTRAORDINARY

प्राजधकार से प्रकाजित

PUBLISHED BY AUTHORITY

भाग III

PART III

राष्ट्रीय राजधानी राज्य क्षेत्र ददल्ली सरकार

GOVERNMENT OF THE NATIONAL CAPITAL TERRITORY OF DELHI

ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग

ऄजधसूचना

ददल् ली, 6 ऄप्रैल, 2023

ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग (व्यिसाय योजना) जिजनयम, 2023

F. 3(679)/Tariff/DERC/2022-23/7460/26.—जिद्युत ऄजधजनयम, 2003 (2003 का ऄजधजनयम 36) की

धारा 61 और धारा 86(1)(बी) के साथ पठित धारा 181 के ऄंतगगत प्रदत्त िजियों का प्रयोग करते हुए और आस संबंध में

आसे सक्षम करने िाली ऄन्य सभी िजियों और जपछले प्रकािन के बाद, ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग एतद् द्वारा

जनम्नजलजखत जिजनयमों को ऄजधसूजचत करता है:

सं. 4]

ददल्ली, सोमिार, ऄप्रैल 10, 2023/चैत्र 20, 1945

[रा.रा.रा.क्षे.दद. सं. 5

No. 4]

DELHI, MONDAY, APRIL 10, 2023/CHAITRA 20, 1945

[N. C. T. D. No. 5

भारत सरकार

GOVERNMENT OF INDIA

एस.जी.-डी.एल.-अ.-13042023-245156

SG-DL-E-13042023-245156

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

भाग 1

प्रस्ट्तािना

संजक्षप्त िीर्गक, प्रारंभ और जिस्ट्तार

(1) आन जिजनयमों को ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग (व्यिसाय योजना) जिजनयम, 2023 कहा जाएगा और ये

1/04/2013 से लागू होंगे।

(2) ये जिजनयम एक जनयंत्रण ऄिजध के जलए लागू रहेंगे, जैसादक ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग (टैठरफ के

जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 2 (24) में जनधागठरत दकया गया है, 3 (तीन)

जित्तीय िर्ों ऄथागत् जित्त िर्ग 2023-24, जित्त िर्ग 2024-25 और जित्त िर्ग 2025-26 के जलए, जब तक दक

पहले समीक्षा नहीं की जाती।

(3) आस अयोग द्वारा आन जिजनयमों की िैधता की ऄिजध बढाइ जा सकती है, जैसादक ईजचत समझा जाए और आन

जिजनयमों में जनधागठरत जसद्ांतों के ऄनुसार पठरचालन मानदंड भी बढाए जा सकते हैं:

प्रािधान है दक आस अयोग द्वारा जिस्ट्ताठरत ऄिजध के जलए जितरण हाजन में कमी का लक्ष्य पूिग में

अयोग द्वारा ऄनुमोददत मूल्यों, निीनतम लेखापरीजक्षत खातों, प्रासंजगक िर्ों के जलए िास्ट्तजिक ऄनुमान,

जििेकी जांच और अयोग द्वारा ईपयुि माने जाने िाले ऄन्य कारकों के अधार पर जनधागठरत दकया जाएगा।

(4) ये जिजनयम संपूणग राष्ट्रीय राजधानी क्षेत्र ददल्ली पर लागू होंगे।

पठरभार्ाएं और व्याख्या

आन जिजनयमों में, जब तक दक संदभग में ऄन्यत्र अिश्यक न हो, आन जिजनयमों में प्रयुि िब्दों और ऄजभव्यजियों का

िही ऄथग होगा जो ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम,

2017 में पठरभाजर्त है;

आन जिजनयमों में प्रयुि लेदकन पठरभाजर्त नहीं दकए गए िब्दों और ऄजभव्यजियों का िही ऄथग होगा

जो जिद्युत ऄजधजनयम 2003 या आस अयोग द्वारा ईि ऄजधजनयम के ऄंतगगत बनाए गए दकसी ऄन्य कानून में

ददया गया है।

भाग 2

ईत्पादन आकाइ के जलए व्यिसाय योजना

आदिटी पर ठरटनग की दर:

ईत्पादन आकाइ के जलए आदिटी पर ठरटनग की गणना डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें)

जिजनयम, 2017 के जिजनयम 4(1) के संदभग में पश्च कर के अधार पर 13.00% की अधार दर पर की जाएगी:

बिते दक आदिटी पर ठरटनग के ईद्देश्य के जलए आदिटी डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और

ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 63 के ऄनुसार जनधागठरत मानक आदिटी या प्रासंजगक िर्ग के लेखापरीजक्षत

जित्तीय जििरण के ऄनुसार ईपलब्ध आदिटी से कम होगी।

आदिटी पर ठरटनग पर कर:

आन जिजनयमों के जिजनयम 3 के ऄंतगगत आस अयोग द्वारा ऄनुमत आदिटी पर ठरटनग की अधार दर, डीइअरसी

(ितें और टैठरफ के जनधागरण के जलए ितें) जिजनयम 2017, के जिजनयम 72 और 73 के ऄनुसार संबंजधत जित्तीय

िर्ग के न्यूनतम िैकजल्पक कर या प्रभािी कर दर के साथ जनम्नजलजखत फामूगले के ऄनुसार सकल की जाएगी:

[PART III

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आदिटी पर ठरटनग की दर = 13.00/[(100-कर दर)/100]

जहां, कर की दर न्यूनतम िैकजल्पक कर (एमएटी) या प्रभािी कर दर है, जैसा भी मामला हो।

प्रािधान है दक प्रत्येक जित्तीय िर्ग की प्रभािी कर दर, संबंजधत अयकर ठरटनग से प्राप्त की जाएगी।

ऊण पर ब्याज दर के जलए मार्जजन:

एक जित्तीय िर्ग के जलए ऊण पर ब्याज की दर ईस जित्तीय िर्ग के 1 ऄप्रैल को एसबीअइ की फंड अधाठरत

ईधार दर (एमसीएलअर) की सीमांत लागत और मार्जजन होगी। ईत्पादन आकाइ के जलए डीइअरसी (टैठरफ के

जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 4(2) के संदभग में मार्जजन की ऄनुमजत िास्ट्तजिक

ऊण पोटगफोजलयो और ईस जित्तीय िर्ग के 1 ऄप्रैल को एमसीएलअर पर ब्याज की भाठरत औसत दर के बीच

ऄंतर के रूप में है:

प्रािधान है दक दकसी जित्तीय िर्ग के जलए ब्याज की भाठरत औसत दर संबंजधत ऊणों को बढाने और

बनाए रखने के जलए भुगतान दकए गए ब्याज, सभी बैंक िुल्कों, ससजडकेिन िुल्क और ईस िर्ग के दौरान भुगतान

दकए गए ऄन्य िुल्कों को िाजमल करके जनकाली जाएगी।

बिते दक जनयंत्रण ऄिजध के पहले, दूसरे और तीसरे िर्ग के जलए मार्जजन क्रमिः 3.00%, 2.50% और

2.25% से ऄजधक न हो:

बिते यह भी दक ऊण पर ब्याज दर (एमसीएलअर और मार्जजन) दकसी भी मामले में आदिटी पर ठरटनग

की अधार दर से ऄजधक नहीं होगी।

संचालन और रखरखाि व्यय:

(1) ईत्पादन आकाआयों के जलए 4.66% की मुद्रास्ट्फीजत की िृजद् दर पर जिचार करने के बाद, जनयंत्रण ऄिजध के

जलए सामान्य संचालन और रखरखाि व्यय जनम्नानुसार होगा:

ताजलका 1: ओएिंएम व्यय (करोड़ रुपये)

स्ट्टेिन

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26

गैस टबागआन पािर स्ट्टेिन (जीटीपीएस)*

33.11

34.65

36.27

प्रगजत पािर स्ट्टेिन (पीपीएस-I)

77.80

81.42

85.21

* 90 मेगािाट के जलए (अयोग के अदेि ददनांक 24/03/2021 के ऄनुसार)

(2) सातिें िेतन संिोधन और ऄंतठरम राहत के िास्ट्तजिक कायागन्ियन के प्रभाि को ईपरोि सारणीबद् सामान्य

ओएिंएम व्यय में माना गया है।

(3) जििेकी जांच के ऄधीन िास्ट्तजिक ओएिंएम व्यय पर जिचार करने के बाद ओएिंएम व्यय की ऄनुमजत र-ऄप के

दौरान दी जाएगी जो िास्ट्तजिक या उपर सारणीबद् सामान्य ओएिंएम व्यय से कम होगा।

प्रािधान है दक ददनांक 24/03/2021 के अदेि के ऄनुसार ससक्रोनस कंडेनसर मोड में संचाजलत

120 मेगािाट जीटीपीएस के जलए िास्ट्तजिक ओएिंएम व्यय की ऄनुमजत दी जाएगी।

(4) ड्राइ लो एनओएक्स (डीएलएन) बनगर और सीिेज रीटमेंट पलांट (एसटीपी) के कारण ऄजतठरि मरम्मत और

रखरखाि व्यय को ईपरोि सारणीबद् सामान्य ओएिंएम व्यय में िाजमल नहीं दकया गया है और यदद कोइ हो,

तो दस्ट्तािेजी साक्ष्य प्रस्ट्तुत करने पर ट्रू-ऄप के समय जििेकी जांच के बाद जनयंत्रण ऄिजध के दौरान िास्ट्तजिक

अधार पर ऄनुमजत दी जाएगी।

(5) ईत्पादक कंपजनयों से ईम्मीद की जाती है दक िे ऄपने संचालन में कुिल हों और सामान्य ओएिंएम व्यय को कम

करें। बचत, यदद ऐसे ओएिंएम व्यय में कोइ होती है, को राजस्ट्ि पक्ष में समायोजजत दकया जाएगा। ऐसे

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PART III]

ओएिंएम व्यय में 1% तक की बचत को लाभार्जथयों को ददया जाएगा और 1% से उपर के सामान्य ओएिंएम

व्यय में दकसी भी बचत को ईत्पादक कंपनी और लाभार्जथयों के बीच समान रूप से साझा दकया जाएगा।

पूंजी जनिेि योजना:

(1) जित्त िर्ग 2023-24 से जित्त िर्ग 2025-26 के जलए ईत्पादन आकाआयों के जलए ऄस्ट्थायी पूंजी जनिेि योजना आस

प्रकार है:

ताजलका 2: पूंजी जनिेि योजना (करोड़ रुपये में)

क्र. सं.

संयत्र

जि.ि. 2023-

जि.ि. 2024-

जि.ि. 2025-

गैस टबागआन पािर स्ट्टेिन (जीटीपीएस)

प्रगजत पािर स्ट्टेिन (पीपीएस-I)

(2) ईत्पादन आकाइ द्वारा िार्जर्क टैठरफ याजचका में प्रस्ट्तुत दकया गया पूंजी जनिेि और कमीिसनग की संबंजधत

जनधागठरत जतजथ, डीइअरसी के जिजनयम 99 (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

ऄनुसार िार्जर्क जनजश्चत लागत की गणना के जलए अधार बनेगी:

प्रािधान है दक मौजूदा ईत्पादन स्ट्टेिनों में दकसी भी ऄजतठरि पूंजी जनिेि के कारण योजना को चालू

करने के पठरणामस्ट्िरूप पठरचालन मापदंडों में कोइ सुधार डीइअरसी के जिजनयम 103 (टैठरफ के जनधागरण के

जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के ऄनुसार, संबंजधत योजनाओं के चालू होने की जनधागठरत जतजथ से

उजाग प्रभार दर की गणना के जलए अधार बनेगा। ।

(3) पूंजीगत लागत को िार्जर्क रूप से ट्रू दकया जाएगा और िास्ट्तजिक पूंजी लागत की तुलना में टैठरफ अदेि में

ऄनुमाजनत पूंजी लागत में जभन्नता के कारण जित्तीय प्रभाि और चालू होने की िास्ट्तजिक जतजथ की तुलना में

कमीिसनग की जनधागठरत जतजथ से डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 61, 62 और 150 के प्रािधानों के ऄनुसार जनपटा जाएगा।

ईत्पादन स्ट्टेिनों के संचालन के जनयम:

(1) ददल्ली के मौजूदा ईत्पादन स्ट्टेिनों के जलए सामान्य िार्जर्क संयंत्र ईपलब्धता कारक और सामान्य िार्जर्क संयंत्र

भार कारक जनम्नानुसार होंगे:

ताजलका 3: सामान्य ईपलब्धता और भार कारक

ईत्पादन स्ट्टेिन

सामान्य िार्जर्क संयंत्र ईपलब्धता

कारक (एनएपीएएफ)

सामान्य िार्जर्क संयंत्र भार

कारक (एनएपीएलएफ)

गैस टबागआन पािर स्ट्टेिन (जीटीपीएस)

85%

प्रगजत पािर स्ट्टेिन (पीपीएस-I)

90%

85%

(2) ददल्ली के मौजूदा ईत्पादन स्ट्टेिनों के जलए सकल स्ट्टेिन ताप दर जनम्नानुसार होगी:

[PART III

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ताजलका 4: सकल स्ट्टेिन ताप दर (जीएचअर)

क्र. सं.

ईत्पादन स्ट्टेिन

संयुि चक्र

ओपन चक्र

(kCal/ kWh)

गैस टबागआन पािर स्ट्टेिन (जीटीपीएस)

2450

3125

प्रगजत पािर स्ट्टेिन (पीपीएस-I)

1975

2900

(3) ददल्ली के मौजूदा गैस अधाठरत ईत्पादन स्ट्टेिनों के जलए सहायक उजाग खपत जनम्नानुसार होगी:

ताजलका 5: सहायक उजाग खपत (%)

क्र. सं.

संचालन का तरीका

गैस टबागआन पािर स्ट्टेिन

(जीटीपीएस)

प्रगजत पािर स्ट्टेिन

(पीपीएस-I)

संयुि चक्र

2.75%

2.30%

ओपन चक्र

1.00%

प्रोत्साहन:

(1) पीक अिसग के दौरान एक्स-बस ऄनुसूजचत उजाग के जलए 65 पैसे/दकलोिाटघंटे की दर से और ऄन्य घंटों के

दौरान एक्स-बस ऄनुसूजचत उजाग के जलए 50 पैसे/दकलोिाटघंटे की दर से दकसी ईत्पादन आकाइ या ईसकी

आकाइ को प्रोत्साहन देय होगा। आन जिजनयमों के जिजनयम 8(1) के ऄनुसार संचयी अधार पर प्राप्त सामान्य

िार्जर्क पलांट भार कारक (एनएपीएलएफ) के ऄनुरूप एक्स-बस उजाग से ऄजधक ऄनुसूजचत ईत्पादन के जलए:

प्रािधान है दक ऐसा प्रोत्साहन ददल्ली एसएलडीसी द्वारा प्रमाजणत रूप में फोस्ट्डग िेड्यूसलग के कारण

ईत्पन्न उजाग पर लागू नहीं होगा।

(2) पीक ऑिसग और ऄन्य घंटे डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 133 और 153 के ऄनुसार जारी ऑडगर फॉर टाआम ऑफ डे (टीओडी) टैठरफ में पठरभाजर्त स्ट्लॉट के

ऄनुसार होंगे:

प्रािधान है दक एक ऄलग अदेि के ऄभाि में, पीक अिसग को जितरण लाआसेंसधाठरयों के टैठरफ

अदेि में जनर्ददष्ट ऄनुसार जलया जाएगा।

10. संचालन मापदंडों के संबंध में प्रोत्साहन साझाकरण मेकेजनज्म:

(1) डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 149 के संदभग में संचालन

मापदंडों के संबंध में प्रोत्साहन साझाकरण मेकेजनज्म जनयंत्रणीय मापदंडों यथा सकल स्ट्टेिन ताप दर

(जीएचअर) और सहायक उजाग खपत पर लागू होगा।

(2) िुद् लाभ की गणना जनम्नानुसार की जाएगी -

िुद् लाभ = (सामान्य इसीअर- िास्ट्तजिक इसीअर) x िास्ट्तजिक ईत्पादन जहां,

सामान्य उजाग प्रभार दर की गणना स्ट्टेिन ताप दर और सहायक उजाग खपत के जलए जनर्ददष्ट मानदंडों

के अधार पर की जाएगी।

िास्ट्तजिक उजाग प्रभार दर की गणना िास्ट्तजिक स्ट्टेिन ताप दर और सहायक उजाग खपत के अधार

पर की जाएगी।

(3) िुद् लाभ की गणना ईपरोिानुसार िार्जर्क अधार पर की जाएगी और िह ईत्पादन आकाइ और लाभार्जथयों के

बीच समान रूप से साझा दकया जाएगा।

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PART III]

11. ऊण के पुनर्जित्त के जलए प्रोत्साहन साझाकरण मेकेजनज्म:

(1) जित्त िर्ग 2023-24 से जित्त िर्ग 2025-26 तक डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें)

जिजनयम, 2017 के जिजनयम 71 के ऄनुसार ऊण के पुनर्जित्त के कारण ब्याज की कम दर के कारण प्रोत्साहन

ईत्पादन आकाइ की गणना प्राप्त दकए गए ऊण की कुल मात्रा के ईत्पाद के रूप में की जाएगी और प्रत्येक जित्तीय

िर्ग के पहले ददन के ऄनुसार िास्ट्तजिक ऊण बनाम 1.00% पलस (+) एसबीअइ एमसीएलअर पर ब्याज की

भाठरत औसत दर के ऄंतर के रूप में गणना की जाएगी।

(2) ईपरोि ईप धारा (1) के ऄनुसार गणना दकए गए ऊण के पुनर्जित्त के कारण प्रोत्साहन को लाभार्जथयों और

ईत्पादन आकाइ के बीच समान रूप से साझा दकया जाएगा।

भाग-3

रांसजमिन लाआसेंसधारी के जलए व्यिसाय योजना

12. आदिटी पर ठरटनग की दर:

रांसजमिन लाआसेंसधारी के जलए डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 4(1) के संदभग में आदिटी पर ठरटनग की गणना पश्च कर के अधार पर 13.00% की अधार दर पर की

जाएगी:

ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 63 के ऄनुसार जनधागठरत सामान्य आदिटी या प्रासंजगक िर्ग के लेखापरीजक्षत

जित्तीय जििरण के ऄनुसार ईपलब्ध आदिटी से कम होगी।

13. आदिटी पर ठरटनग पर कर:

आन जिजनयमों के जिजनयम 12 के ऄंतगगत आस अयोग द्वारा ऄनुमत आदिटी पर ठरटनग की अधार दर डीइअरसी के

(टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 72 और 73 के ऄनुसार संबंजधत जित्तीय

आदिटी पर ठरटनग की दर = 13.00/[(100-कर दर)/100]

प्रािधान है दक प्रत्येक जित्तीय िर्ग की प्रभािी कर दर संबंजधत अयकर ठरटनग से प्राप्त की जाएगी।

14. ऊण पर ब्याज दर के जलए मार्जजन:

एक जित्तीय िर्ग के जलए ऊण पर ब्याज की दर ईस जित्तीय िर्ग के 1 ऄप्रैल को एसबीअइ की फंड अधाठरत ईधार

दर (एमसीएलअर) की सीमांत लागत और मार्जजन होगी। रांसजमिन लाआसेंसधारी के जलए डीइअरसी (टैठरफ के

ऊण पोटगफोजलयो और ईस जित्तीय िर्ग के 1 ऄप्रैल को एमसीएलअर पर भाठरत औसत ब्याज दर के बीच ऄंतर के

रूप में है:

बिते दक दकसी जित्तीय िर्ग के जलए ब्याज की भाठरत औसत दर संबंजधत ऊणों को बढाने और बनाए

रखने के जलए भुगतान दकए गए ब्याज, सभी बैंक िुल्क, ससजडकेिन िुल्क और ईस िर्ग के दौरान भुगतान दकए

गए ऄन्य िुल्कों को िाजमल करके जनकाली जाए।

2.25% से ऄजधक न हो:

[PART III

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की अधार दर से ऄजधक नहीं होगी।

15. संचालन और रखरखाि व्यय:

(1) 4.66% की मुद्रास्ट्फीजत की िृजद् दर पर जिचार करने के बाद, जनयंत्रण ऄिजध के जलए एक रांसजमिन

लाआसेंसधारी का सामान्य संचालन और रखरखाि व्यय जनम्नानुसार होगा:

ताजलका 6: संचालन और रखरखाि व्यय (करोड़ रुपये में)

ओएिंएम व्यय

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26

िार्जर्क ओएिंएम व्यय

353.60

370.07

387.30

ओएिंएम व्यय में माना गया है।

(3) जििेकी जांच के ऄधीन िास्ट्तजिक ओएिंएम व्यय पर जिचार करने के बाद टू-ऄप के दौरान ओएिंएम व्यय की

ऄनुमजत दी जाएगी जो िास्ट्तजिक या उपर ददए गए सामान्य ओएिंएम व्यय से कम होगा।

(4) रांसजमिन लाआसेंसधारी को प्रासंजगक जित्तीय िर्ग के जलए एअरअर के ट्रुआंग-ऄप के समय जििेकपूणग जांच के

ऄधीन िास्ट्तजिक अधार पर ऄलग से भूजम लाआसेंस िुल्क और सुरक्षा व्यय की ऄनुमजत दी जाएगी क्योंदक ईपरोि

सारणीबद् सामान्य ओएिंएम में ईि व्यय पर जिचार नहीं दकया गया है।

(5) रांसजमिन लाआसेंसधारी से ऄपने संचालन में कुिल होने और सामान्य ओएिंएम व्यय को कम करने की ईम्मीद की

जाती है। यदद ऐसे ओएिंएम व्यय में कोइ बचत है, को राजस्ट्ि पक्ष में समायोजजत दकया जाएगा। ऐसे ओएिंएम

व्यय में 1% तक की बचत लाभार्जथयों को दी जाएगी और 1% से उपर के सामान्य ओएिंएम व्यय में कोइ भी

बचत रांसजमिन लाआसेंसधारी और लाभार्जथयों के बीच समान रूप से साझा की जाएगी।

16. पूंजी जनिेि योजना:

(1) जित्तीय िर्ग 2023-24 से जित्तीय िर्ग 2025-26 के जलए रांसजमिन लाआसेंसधारी के जलए ऄस्ट्थायी पूंजी जनिेि

योजना आस प्रकार है:

ताजलका 7: पूंजी जनिेि योजना (करोड़ रुपये में)

जििरण

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26

पूंजीकरण

493

1183

1006

बिते दक ईपरोि सारणीबद् पूंजीकरण ऄंतर-राज्यीय रांसजमिन नेटिकग में टैठरफ अधाठरत प्रजतस्ट्पधी

बोली के ऄधीन संिोधन के ऄधीन हो सकता है।

(2) कमगचारी व्यय और एएिंजी व्यय को दकसी जििेर् जित्तीय िर्ग में पठरयोजनाओं के जनमागण में 30% (कुल

कमगचारी व्यय और एएिंजी व्यय) या िास्ट्तजिक के कम के बराबर पूंजीकृत होने की ऄनुमजत दी जाएगी।

(3) िार्जर्क िुल्क याजचका में रांसजमिन लाआसेंसधारी द्वारा प्रस्ट्तुत पूंजीगत जनिेि और कमीिसनग की संबंजधत

ऄनुसूजचत जतजथ, डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 111 के

संदभग में िार्जर्क जनजश्चत लागत की गणना के जलए अधार बनेगी।

(4) पूंजीगत लागत को िार्जर्क रूप से ट्रू दकया जाएगा और िास्ट्तजिक पूंजीगत लागत की तुलना में टैठरफ अदेि में

ऄनुमाजनत पूंजी लागत में जभन्नता के कारण जित्तीय प्रभाि और कमीिसनग की जनधागठरत जतजथ के साथ-साथ

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PART III]

कमीिसनग की िास्ट्तजिक जतजथ को डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 61, 62 और 150 के प्रािधान के ऄनुसार जनपटा जाएगा।

17. रांसजमिन व्यिसाय के संचालन के मानदंड:

(1)

एसी जसस्ट्टम के जलए िार्जर्क जस्ट्थर प्रभारों की िसूली के जलए सामान्य िार्जर्क रांसजमिन प्रणाली ईपलब्धता

कारक (NATAF) को 98.50% माना जाएगा।

(2)

आन जिजनयमों के पठरजिष्ट-I, II और III में जनर्ददष्ट सूत्रों और पद्जत के ऄनुसार रांसजमिन प्रणाली की

ईपलब्धता की गणना की जाएगी।

18. रांसजमिन लाआसेंसधारी के जलए रांसजमिन प्रभार:

डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 112 से 115 के ऄनुसार,

रांसजमिन प्रणाली या ईसके भाग के जलए एक कैलेंडर माह हेतु, एसी प्रणाली के जलए रांसजमिन प्रभार

(प्रोत्साहन सजहत) की जबसलग की जाएगी जजसकी गणना जनम्नानुसार की जाएगी:

टीएएफएम के जलए ≤ 98.50%

एएफसी x (एनडीएम/एनडीिाइ) x (टीएएफएम/98.50%)

b) 98.50% < टीएएफएम के जलए ≤ 99.00%

एएफसी x (एनडीएम/एनडीिाइ) X 1

99.00% < टीएएफएम के जलए ≤ 99.75%

एएफसी x (एनडीएम/एनडीिाइ) x (टीएएफएम /98.50%)

टीएएफएम के जलए > 99.75 %

एएफसी x (एनडीएम/एनडीिाइ) x (99.75%/98.50%)

जहां,

एएफसी = िर्ग के जलए रुपये में जनर्ददष्ट िार्जर्क जनजश्चत लागत

एनएटीएएफ = सामान्य िार्जर्क रांसजमिन ईपलब्धता कारक, प्रजतित में

एनडीएम = महीने में ददनों की संख्या

एनडीिाइ = िर्ग में ददनों की संख्या

टीएएफएम = महीने के जलए रांसजमिन प्रणाली ईपलब्धता कारक

19. ऊण के पुनर्जित्त के जलए प्रोत्साहन साझाकरण मेकेजनज्म:

(1) जित्त िर्ग 2023-24 से जित्त िर्ग 2025-26 तक रांसजमिन लाआसेंसधारी के डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के

जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 71 के ऄनुसार ऊण के पुनर्जित्त के कारण ब्याज की कम

दर के कारण प्रोत्साहन प्राप्त ऊण की कुल मात्रा और िास्ट्तजिक ऊणों पर ब्याज की भाठरत औसत दर बनाम

1.00% पलस (+) एसबीअइ एमसीएलअर के ऄंतर के ईत्पाद के रूप में गणना की जाएगी।

रांसजमिन लाआसेंसधारी के बीच समान रूप से साझा दकया जाएगा।

[PART III

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भाग 4

जितरण लाआसेंसधारी के जलए व्यिसाय योजना

20. आदिटी पर ठरटनग की दर:

(1) डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 4(1) के ऄनुसार आदिटी पर

ठरटनग की गणना व्हीसलग और खुदरा व्यापार के जलए पूणगरूपेण पश्च कर अधार पर 14.00% की अधार दर पर

की जाएगी।

बिते दक यह अयोग व्हीसलग और खुदरा व्यापार के जलए ऄलग से आदिटी पर ठरटनग का जनधागरण करेगा

जब ऐसी गजतजिजधयां जिजभन्न संस्ट्थाओं द्वारा की जाएंगी।

(2) िहन लागत: डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 2(16) के

ऄनुसार आदिटी पर ठरटनग की अधार दर माआनस िन (1.00%) प्रजतित पर जिचार दकया जाएगा ऄथागत् 70%

ऊण और 30% आदिटी के माध्यम से जिजनयामक संपजत्त/संजचत राजस्ट्ि ऄंतर के जित्तपोर्ण के जलए ब्याज की

भाठरत औसत दर की गणना के जलए पूिग-कर अधार पर 13.00%।

(3) व्हीसलग और खुदरा व्यापार के जलए आदिटी पर ठरटनग के ईद्देश्य से आदिटी डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए

जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 63 के ऄनुसार जनधागठरत सामान्य आदिटी या लेखापरीजक्षत

प्रासंजगक िर्ग के जित्तीय जििरण के ऄनुसार ईपलब्ध आदिटी से कम होगी:

बिते दक लेखापरीजक्षत जित्तीय जििरण के ऄनुसार पूंजीकरण की अिश्यकता के जित्तपोर्ण के बाद

िेर् आदिटी का ईपयोग पहले संजचत राजस्ट्ि ऄंतर और ईसके बाद जनिेि, यदद कोइ हो, के जित्तपोर्ण के जलए

दकया जाएगा।

21. आदिटी पर ठरटनग पर कर:

आन जिजनयमों के जिजनयम 20 (1) के ऄंतगगत आस अयोग द्वारा ऄनुमत आदिटी पर ठरटनग की अधार दर

डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017, के जिजनयम 72 और 73 के ऄनुसार

संबंजधत जित्तीय िर्ग के न्यूनतम िैकजल्पक कर या प्रभािी कर दर के साथ जनम्नजलजखत फामूगले के ऄनुसार सकल

की जाएगी:

आदिटी पर ठरटनग की दर = 14.00/[(100-कर दर)/100]

बिते दक प्रत्येक जित्तीय िर्ग की प्रभािी कर दर संबंजधत अयकर ठरटनग से प्राप्त की जाएगी।

22. ऊण पर ब्याज दर के जलए मार्जजन:

(1) एक जित्तीय िर्ग के जलए ऊण पर ब्याज की दर ईस जित्तीय िर्ग के 1 ऄप्रैल को एसबीअइ की फंड अधाठरत ईधार

दर (एमसीएलअर) की सीमांत लागत और मार्जजन होगी। मार्जजन, डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम

और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 4(2) के संदभग में, जितरण लाआसेंसधारी के जलए संपजत्त, कायगिील पूंजी

और जिजनयामक संपजत्त के पूंजीकरण के जलए, िास्ट्तजिक ऊण पोटगफोजलयो पर ब्याज और ईस जित्तीय िर्ग के 1

ऄप्रैल को एमसीएलअर भाठरत औसत दर के बीच ऄंतर के रूप में ऄनुमत है:

दकए गए ऄन्य िुल्कों को िाजमल करके जनकाली जाएगी;

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PART III]

2.25% से ऄजधक न हो;

बिते अगे यह भी दक ऊण पर ब्याज की दर (एमसीएलअर और मार्जजन) दकसी भी मामले में आदिटी

पर िापसी की अधार दर माआनस एक (1.00%) प्रजतित से ऄजधक नहीं होगी, तद्नुसार, सभी जबजली

ईपयोजगताओं के जलए ऊण पर ब्याज की ऄजधकतम दर 13.00 % होगी।

(2) जितरण लाआसेंसधारी ऊण प्राप्त करने के जलए पारदिी मेकेजनज्म का पालन करेगा और जहां तक संभि हो, ऊण

प्राप्त करने के जलए खुली जनजिदा अमंजत्रत करेगा।

23. संचालन और रखरखाि व्यय:

(1) डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 4(3) और जिजनयम 92 के

ऄनुसार सामान्य संचालन और रखरखाि व्यय जनधागठरत दकए जा रहे हैं।

(2) जितरण लाआसेंसधारी को स्ट्ियं (सहायक) ईपभोग की ऄनुमजत दी जाएगी, जजसमें जितरण लाआसेंसधारी कायागलयों

और ईप-स्ट्टेिनों पर स्ट्थाजपत इ-िाहन चार्जजग स्ट्टेिन िाजमल हैं, िास्ट्तजिक दजग खपत के जलए िून्य टैठरफ पर कुल

जबक्री का ऄजधकतम 0.25% स्ट्ियं की खपत को छोड़कर प्रासंजगक िर्ग के जलए ओएिंएम व्यय के जहस्ट्से के रूप में

प्रासंजगक जित्तीय िर्ग के जलए ऄपने खुदरा ईपभोिाओं के जलए।

(3) प्रासंजगक जित्तीय िर्ग के जलए ऄपने खुदरा ईपभोिाओं के जलए ऄपने स्ट्ियं के ईपभोग को छोड़कर कुल जबक्री के

0.25% से ऄजधक िास्ट्तजिक ठरकॉडग की गइ (सहायक) खपत, संबंजधत िर्ग की टैठरफ ऄनुसूची के गैर-घरेलू टैठरफ

पर जबल की जाएगी और ईसी िर्ग के जलए एकत्र दकया गया जबल राजस्ट्ि का जहस्ट्सा बनेगा।

(4) जितरण लाआसेंसधारी को जनयंत्रण ऄिजध के दकसी जििेर् जित्तीय िर्ग के जलए संबंजधत जित्तीय िर्ग के दौरान र-

ऄप जबक्री के साथ ईस जििेर् िर्ग के प्रजत यूजनट मानक दर को गुणा करके ओएिंएम व्यय की ऄनुमजत दी जाएगी।

प्रािधान है दक, दकसी भी पठरजस्ट्थजत में, जितरण लाआसेंसधाठरयों को प्रासंजगक जित्तीय िर्ग के टू-ऄप के

दौरान खातों की लेखापरीजक्षत पुस्ट्तकों के ऄनुसार िास्ट्तजिक ओएिंएम व्यय से ऄजधक ओएिंएम व्यय की

ऄनुमजत नहीं दी जाएगी।

(5) जत्रपक्षीय समझौते के तहत स्ट्थानांतठरत कमगचाठरयों से संबंजधत कमगचारी लाभों को प्रकृजत में ऄजनयंजत्रत माना

जाता है, आसजलए सामान्य ओएिंएम व्यय का जहस्ट्सा नहीं बनता है, जैसादक नीचे सारणीबद् है, तदनुसार,

जििेकपूणग जांच के ऄधीन प्रासंजगक जित्तीय िर्ग के जलए सही दकया जाएगा:

बिते दक जितरण लाआसेंसधारी संबंजधत िर्ग के लेखापरीजक्षत खातों को ऄंजतम रूप देने की समाजप्त से

तीस (30) ददनों के भीतर कमगचारी व्यय के ईपरोि जििरण प्रस्ट्तुत करेगा।

(6) जीएनसीटीडी को संपजत्त कर/भूजम लाआसेंस िुल्क के जलए िैधाजनक लेिी के कारण व्यय, डीइअरसी को भुगतान

लाआसेंस िुल्क जििेकपूणग जांच के ऄधीन संबंजधत जित्तीय िर्ग के जलए ट्रू ऄप दकया जाएगा:

तीस (30) ददनों के भीतर ओएिंएम व्यय के ईपरोि जििरण प्रस्ट्तुत करेगा;

यह भी प्रािधान है दक िैधाजनक लेिी की प्रकृजत में कोइ भी व्यय जो पहले से ही िास्ट्तजिक ओएिंएम

व्यय का जहस्ट्सा है और जितरण लाआसेंसधारी के ओएिंएम व्यय मानदंडों में माना जाता है, को ऄलग से ऄनुमजत

नहीं दी जाएगी।

(7) कानूनी खचग जजसमें अयोग के अदेिों या जिजनयमों के जखलाफ दकसी भी न्यायालय के समक्ष दजग दकए गए मामले

और ईपभोिा को भुगतान दकए गए कानूनी दािे (मुअिजा/जुमागना), यदद कोइ हो, समग्र राजस्ट्ि

अिश्यकता(एअरअर) में ऄनुमजत नहीं दी जाएगी।

[PART III

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(8) कमगचाठरयों के िेतन का जहस्ट्सा बनने और कंपनी के लाभ से बाहर नहीं होने िाले प्रदिगन संबंधी प्रोत्साहनों को

जििेकी जांच के ऄधीन ऄनुमजत दी जाएगी।

(9) लाआसेंसधारी के जनगजमत सामाजजक ईत्तरदाजयत्ि के मद में होने िाले व्यय को एअरअर में ऄनुमत नहीं दकया

जाएगा।

(10) 4.66% की मुद्रास्ट्फीजत की िृजद् दर पर जिचार करने के बाद, जनयंत्रण ऄिजध के जलए जितरण लाआसेंसधाठरयों का

सामान्य संचालन और रखरखाि व्यय जनम्नानुसार होगा:

ताजलका 8: जनयंत्रण ऄिजध के जलए जडस्ट्कॉम के ओएिंएम व्यय के मानदंड

[दर / जबक्री की आकाइ (पैसा)]

जितरण लाआसेंसधारी

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26

बीअरपीएल

54.72

54.92

55.13

बीिाइपीएल

64.15

64.40

64.64

टीपीडीडीएल

61.46

62.09

62.73

एनडीएमसी

54.72

54.92

55.13

(11) जितरण लाआसेंसधारी से ऄपने संचालन में कुिल होने और मानक ओएिंएम व्यय को कम करने की ऄपेक्षा की

जाती है। बचत, यदद ऐसे ओएिंएम व्यय में कोइ है, को राजस्ट्ि पक्ष में समायोजजत दकया जाएगा। 1% तक की

बचत ईपभोिाओं को दी जाएगी और 1% से ऄजधक सामान्य ओएिंएम व्यय में कोइ बचत जितरण लाआसेंसधारी

और ईपभोिाओं के बीच समान रूप से साझा की जाएगी।

24. पूंजी जनिेि योजना:

(1) जितरण लाआसेंसधारी के जलए डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 4(4) के संदभग में ऄस्ट्थायी पूंजी जनिेि योजना जनम्नानुसार होगी:

ताजलका 9: जनयंत्रण ऄिजध के जलए बीअरपीएल के जलए पूंजीकरण (करोड़ रुपए में)

जििरण

जि.ि. 2023-24 जि.ि. 2024-25 जि.ि. 2025-26

कुल

पूंजीकरण

658

681

706

2045

स्ट्माटग मीटर

200

600

कम: जमा कायग

100

300

कुल

758

781

806

2345

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PART III]

ताजलका 10: जनयंत्रण ऄिजध के जलए बीिाइपीएल के जलए पूंजीकरण (करोड़ रुपए में)

जििरण

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26

कुल

पूंजीकरण

359

372

385

1116

स्ट्माटग मीटर

150

450

कम: जमा कायग

228

कुल

437

446

455

1338

ताजलका 11: जनयंत्रण ऄिजध के जलए टीपीडीडीएल के जलए पूंजीकरण (करोड़ रुपए में)

जििरण

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26 ^कुल

पूंजीकरण

388

414

431

1233

स्ट्माटग मीटर

197

कम: जमा कायग

150

कुल

404

430

446

1280

ताजलका 12: जनयंत्रण ऄिजध के जलए एनडीएमसी के जलए पूंजीकरण (करोड़ रुपये में)

जििरण

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26 ^कुल

पूंजीकरण

138

148

139

425

(2) जितरण लाआसेंसधारी आस अयोग द्वारा समय-समय पर जारी पूंजी जनिेि ददिा-जनदेिों के प्रािधानों के

ऄनुसार पूंजी जनिेि योजनाओं का ऄनुमोदन लेगा।

(3) कमगचारी व्यय और एएिंजी व्यय को दकसी जििेर् जित्तीय िर्ग में पठरयोजनाओं के जनमागण में 10% (कुल

कमगचारी व्यय और एएिंजी व्यय) या िास्ट्तजिक के कम के बराबर पूंजीकृत करने की ऄनुमजत दी जाएगी।

(4) लाआसेंसधारी संबंजधत िर्ग के जलए िार्जर्क टैठरफ याजचका में चालू होने की जनधागठरत जतजथ के साथ जतमाही

पूंजी जनिेि योजना प्रस्ट्तुत करेगा, जो डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम,

2017 के जिजनयम 130 (सी) के ऄनुसार जनधागठरत लागत की गणना के जलए अधार बनेगी।

(5) जितरण लाआसेंसधारी संबंजधत जतमाही के पूरा होने के 1 (एक) महीने के भीतर भौजतक सत्यापन और पूंजीगत

लागत की सत्यता के जलए त्रैमाजसक अधार पर िास्ट्तजिक पूंजीकरण के जििरण सजहत एक अिेदन प्रस्ट्तुत

करेगा।

(6) पूिोि ईप-जिजनयम (3) के ऄनुसार जितरण लाआसेंसधारी द्वारा प्रस्ट्तुत त्रैमाजसक पूंजीगत लागत अयोग द्वारा

ट्रू ऄप की जाएगी और िास्ट्तजिक पूंजी की तुलना में टैठरफ अदेि में ऄनुमाजनत पूंजीगत लागत में जभन्नता के

कारण जित्तीय प्रभाि को प्रासंजगक जित्तीय िर्ग के िार्जर्क ट्रू ऄप के ऄंतगगत जनम्नानुसार जनपटाया जाएगा:

(a) िर्ग के दौरान ट्रू ऄप पूंजीकरण की तुलना में टैठरफ अदेि में ऄनुमाजनत पूंजीकरण में 10% से ऄजधक की

जभन्नता के कारण िसूल दकए गए दकसी भी ऄजतठरि टैठरफ को संबंजधत िर्ग की पूंजी की लागू भाठरत

औसत लागत (WACC) का 1.20 गुना ब्याज दर के साथ संबंजधत िर्ग के राजस्ट्ि ऄंतर/ऄजधिेर् में

समायोजजत दकया जाएगा:

प्रािधान है दक जितरण लाआसेंसधारी के जनयंत्रण से परे कारणों के कारण ट्रू ऄप पूंजीकरण की

तुलना में टैठरफ अदेि में ऄनुमाजनत पूंजीकरण में जभन्नता के कारण िसूल दकया गया कोइ ऄजतठरि

[PART III

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टैठरफ, जििेकपूणग जांच के ऄधीन, संबंजधत िर्ग की पूंजी की लागू भाठरत औसत लागत (डब्ल्यूएसीसी)

के बराबर ब्याज दर के साथ प्रासंजगक िर्ग राजस्ट्ि ऄंतर/ऄजधिेर् में समायोजजत दकया जाएगा।

(b) िर्ग के दौरान ट्रू ऄप पूंजीकरण की तुलना में टैठरफ अदेि में ऄनुमाजनत पूंजीकरण में 10% से ऄजधक

की जभन्नता के कारण प्राप्त टैठरफ में कोइ कमी, संबंजधत िर्ग की पूंजी की लागू भाठरत औसत लागत

(डब्ल्यूएसीसी) के 0.80 गुना पर ब्याज दर के साथ संबंजधत िर्ग के राजस्ट्ि ऄंतर/ऄजधिेर् में समायोजजत

की जाएगी।

25. जितरण हाजन के जलए लक्ष्य:

(1) जितरण लाआसेंसधाठरयों के जलए डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 4(9)(ए) के संदभग में जितरण हाजन लक्ष्य जनम्नानुसार होगा:

ताजलका 13: जनयंत्रण ऄिजध के जलए जितरण हाजन का लक्ष्य

क्र.

सं.

जितरण लाआसेंसधारी

जि.ि.

2023-24

जि.ि.

2024-25

जि.ि.

2025-26

बीएसइएस राजधानी पािर जलजमटेड

7.30%

7.14%

6.96%

बीएसइएस यमुना पािर जलजमटेड

7.72%

7.54%

7.33%

टाटा पािर ददल्ली जडस्ट्रीब्यूिन जलजमटेड

6.91%

6.83%

6.74%

नइ ददल्ली नगरपाजलका पठरर्द

7.72%

7.54%

7.33%

(2) जितरण हाजन लक्ष्य के कारण ऄजधक ईपलजब्ध/कम ईपलजब्ध की राजि की गणना जितरण लाआसेंसधारी के जलए

डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 159 में जनर्ददष्ट फामूगले के

ऄनुसार की जाएगी।

(3) संबंजधत िर्ग के जलए जितरण लाआसेंसधारी द्वारा जितरण हाजन लक्ष्य के कारण कम ईपलजब्ध के कारण कोइ

जित्तीय प्रभाि, (ऄथागत् िास्ट्तजिक हाजन> हाजन लक्ष्य), डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें)

जिजनयम, 2017 के जिजनयम 161 में जनर्ददष्ट रूप में जितरण लाआसेंसधारी के खाते में होगा ।

(4) संबंजधत िर्ग के जलए जितरण लाआसेंसधारी द्वारा जितरण हाजन लक्ष्य के कारण ऄजधक ईपलजब्ध के कारण कोइ

जित्तीय प्रभाि जितरण लाआसेंसधारी और ईपभोिाओं के बीच जनम्नानुसार साझा दकया जाएगा:

यदद िास्ट्तजिक जितरण हाजन संबंजधत िर्ग के जलए हाजन लक्ष्य और हाजन लक्ष्य माआनस [50%*(जपछले

िर्ग लक्ष्य-ितगमान िर्ग लक्ष्य)] के बीच है, तो आसे ईपभोिाओं के जलए 2/3

rd और जितरण लाआसेंसधारी

के जलए 1/3

rd के ऄनुपात में साझा दकया जाएगा;

ii. यदद िास्ट्तजिक जितरण हाजन संबंजधत िर्ग के जलए हाजन लक्ष्य माआनस [50%*(जपछले िर्ग लक्ष्य-

ितगमान िर्ग लक्ष्य)] से कम है, तो आसे ईपभोिाओं के जलए 1/3

rd और जितरण लाआसेंसधारी के जलए

2/3

rd के ऄनुपात में साझा दकया जाएगा।

व्याख्या -

जपछले िर्ग जितरण हाजन लक्ष्य - पीिाइटी

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PART III]

चालू िर्ग जितरण हाजन लक्ष्य - सीिाइटी

मामला 1: यदद िास्ट्तजिक हाजन> सीिाइटी, जितरण हाजन का 100% जितरण लाआसेंसधारी को है।

मामला 2: यदद सीिाइटी > िास्ट्तजिक> [सीिाइटी -50%*( पीिाइटी - सीिाइटी)], प्रोत्साहन का 1/3^rd

जितरण लाआसेंसधारी को और 2/3^rdप्रोत्साहन ईपभोिाओं को है।

मामला 3: यदद िास्ट्तजिक < [सीिाइटी -50%*( पीिाइटी - सीिाइटी)], [सीिाइटी -50%*(पीिाइटी -

सीिाइटी)] तक प्रोत्साहन जितरण लाआसेंसधारी को 1/3^rdऔर ईपभोिा को 2/3^rdके रूप में साझा दकया

जाना है। िेर् प्रोत्साहन जितरण लाआसेंसधारी को 2/3^rdऔर ईपभोिाओं को 1/3rd के रूप में साझा दकया

जाना है।

26. संग्रह दक्षता के जलए लक्ष्य:

(1) जितरण लाआसेंसधारी की जित्तीय िर्ग 2023-24 से जित्तीय िर्ग 2025-26 की संग्रहण दक्षता के लक्ष्य 99.80%

होंगे।

(2) संग्रह दक्षता लक्ष्य के कारण जित्तीय प्रभाि की गणना जितरण लाआसेंसधारी के जलए समय-समय पर संिोजधत

डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 163 में जनर्ददष्ट फामूगले के

ऄनुसार की जाएगी।

(3) समय-समय पर संिोजधत डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम

164 के संदभग में ऄजधक ईपलजब्ध के कारण जितरण लाआसेंसधारी के जलए 99.80% के लक्ष्य से जित्तीय प्रभाि

से 100% तक ईपभोिाओं और जितरण लाआसेंसधाठरयों के बीच समान रूप से साझा दकया जाएगा।

प्रािधान है दक संग्रह दक्षता के जलए कोइ जुमागना नहीं होगा यदद यह 99.50% से 99.80% की सीमा में है।

27. निीकरणीय खरीद दाजयत्ि के जलए लक्ष्य:

(1) जित्त िर्ग 2023-24 से जित्तीय िर्ग 2025-26 तक जितरण लाआसेंसधारी के डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण

के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 124 के संदभग में निीकरणीय खरीद दाजयत्ि

(अरपीओ) के लक्ष्यों की गणना अपूर्जत के क्षेत्र में ऄपने खुदरा ईपभोिाओं को जबजली की कुल जबक्री

प्रजतित के रूप में की जाएगी।

(2) अरपीओ के जलए लक्ष्य जिजभन्न निीकरणीय उजाग स्रोतों से जबजली की खरीद या निीकरणीय उजाग प्रमाणपत्र

("अरइसी") या हाआड्रो एनजी प्रमाणपत्र ("एचइसी") या आनके संयोजन की खरीद के माध्यम से पूरा दकया

जाएगा और जनम्नानुसार होगा:

ताजलका 14: निीकरणीय खरीद दाजयत्ि के जलए लक्ष्य

क्र. सं.

जितरण लाआसेंसधारी के जलए

अरपीओ लक्ष्य

जि.ि. 2023-24

जि.ि. 2024-25

जि.ि. 2025-26

पिन अरपीओ

1.60%

2.46%

3.36%

ऄन्य अरपीओ

24.81%

26.37%

28.17%

एचपीओ लक्ष्य

0.66%

1.08%

1.48%

कुल अरपीओ लक्ष्य

27.07%

29.91%

33.01%

[PART III

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(3) पिन अरपीओ को 31 माचग 2022 के बाद िुरू की गइ पिन उजाग पठरयोजनाओं (डब्ल्यूपीपी) से ईत्पाददत उजाग

से पूरा दकया जाएगा और 31 माचग 2022 तक चालू दकए गए डब्ल्यूपीपी से 7% से ऄजधक पिन उजाग की खपत

होगी।

(4) एचपीओ की पूर्जत 8 माचग 2019 के बाद िुरू की गइ जल जिद्युत पठरयोजनाओं [बड़ी जल जिद्युत पठरयोजनाओं

(एलएचपी), पंप भंडारण पठरयोजनाओं और लघु जल जिद्युत पठरयोजनाओं (एसएचपी सजहत) ] से ईत्पाददत

उजाग से की जाएगी।

(5) ऄन्य अरपीओ की पूर्जत ईपरोि 27 (3) और 27 (4) में िर्जणत दकसी भी निीकरणीय उजाग जिद्युत पठरयोजना से

ईत्पाददत उजाग से की जाएगी और आसमें 8 माचग 2019 से पहले कमीिन का गइ जल जिद्युत पठरयोजनाएं [बड़ी

जल जिद्युत पठरयोजनाओं (एलएचपी), पंप भंडारण पठरयोजनाओं और लघु जल जिद्युत पठरयोजनाओं

(एसएचपी सजहत) ] िाजमल होंगी।

(6) दकसी जििेर् िर्ग में 'ऄन्य अरपीओ' श्रेणी की ईपलजब्ध में कोइ कमी या तो ईस िर्ग के जलए 'पिन अरपीओ' से

परे 31 माचग 2022 के बाद िुरू दकए गए डब्ल्यूपीपी से खपत हुइ ऄजतठरि उजाग या पात्र एलएचपी से खपत

हुइ ऄजतठरि उजाग 8 माचग 2019 के बाद ईस िर्ग के जलए 'एचपीओ' से परे या अंजिक रूप से दोनों से कमीिन

की गइ [बड़ी जल जिद्युत पठरयोजनाओं (एलएचपी), पंप भंडारण पठरयोजनाओं और लघु जल जिद्युत

पठरयोजनाओं (एसएचपी सजहत) ] के साथ पूरी की जाएगी। आसके ऄलािा, दकसी जििेर् िर्ग में 'पिन अरपीओ'

की ईपलजब्ध में कोइ कमी हाआड्रो पािर पलांटों से खपत की गइ ऄजतठरि उजाग से पूरी की जाएगी, जो ईस िर्ग

के जलए 'एचपीओ' से ऄजधक है और आसके जिपरीत।

(7) निीकरणीय उजाग प्रमाणपत्रों को केंद्रीय जिद्युत जनयामक अयोग (निीकरणीय उजाग ईत्पादन के जलए

निीकरणीय उजाग प्रमाणपत्रों के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2022 के ऄनुसार समय-समय पर संिोजधत

दकया जाएगा, अरपीओ में और कमी की गणना के जलए, यदद कोइ हो, जजसे ट्रू ऄप दकया जाएगा।

(8) नेट मीटररग ईपभोिाओं के पठरसरों में स्ट्थाजपत निीकरणीय उजाग मीटरों के माध्यम से ठरकॉडग की गइ ऄक्षय

उजाग ईत्पादन को प्रासंजगक िर्ग के जलए डीइअरसी (निीकरणीय उजाग के जलए नेट मीटररग) जिजनयम, 2014

में जनर्ददष्ट जितरण लाआसेंसधारी के अरपीओ का जहस्ट्सा माना जाएगा:

प्रािधान है दक निीकरणीय उजाग मीटरों के माध्यम से ठरकॉडग की गइ सौर ईत्पादन प्रणाली से िार्जर्क

ईत्पादन 19% के क्षमता ईपयोग कारक (सीयूएफ) से ऄजधक हो, तो जितरण लाआसेंसधारी स्ट्ितंत्र तृतीय पक्ष,

राष्ट्रीय परीक्षण और ऄंिांकन प्रत्यायन बोडग प्रयोगिालाओं (एनएबीएल), मान्यता प्राप्त मीटर परीक्षण

प्रयोगिाला द्वारा ऄक्षय उजाग मीटरों का परीक्षण करिाएगा।

(9)

जितरण लाआसेंसधारी द्वारा अयोग द्वारा ऄनुमोददत उजाग खरीद ऄनुबंध के माध्यम से खरीदी गइ ऄक्षय

उजाग की लागत और नेट मीटररग व्यिस्ट्था के माध्यम से जग्रड में आंजेक्ट की गइ कुल जबजली, अरपीओ लक्ष्य

से ऄजधक, प्रासंजगक िर्ग के जलए जितरण लाआसेंसधारी की जबजली खरीद लागत का जहस्ट्सा होगी।

(10) भारत के बाहर से अयाजतत जल जिद्युत को एचपीओ से जमलने के जलए जिचार नहीं दकया जाएगा और जल

जिद्युत पठरयोजनाओं के संिोजधत कमीिसनग िेड्यूल के अधार पर एचपीओ रैजेक्टरी को िार्जर्क अधार पर

ट्रू दकया जाएगा। आसके ऄलािा, एचपीओ के ऄनुपालन को सुजिधाजनक बनाने के जलए, जितरण

लाआसेंसधाठरयों द्वारा ईपलब्ध हाआड्रो एनजी सर्टटदफकेट मेकेजनज्म का ईपयोग दकया जा सकता है।

(11) संबंजधत जित्तीय िर्ग के टू-ऄप के समय जितरण लाआसेंसधाठरयों द्वारा अरपीओ लक्ष्यों का ऄनुपालन न करने

पर जुमागना लगाया जाएगा।

प्रािधान है दक अरपीओ में कमी की मात्रा के जलए जुमागना ट्रू-ऄप िर्ग के जलए पािर एक्सचेंज (अइइएक्स) में

खोजे गए भाठरत औसत अरइसी मूल्य का 10% होगा।

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PART III]

(12) डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 124 के ऄनुसार

संबंजधत जित्तीय िर्ग के टू-ऄप के दौरान अरपीओ लक्ष्यों के गैर-ऄनुपालन के कारण जितरण लाआसेंसधारी पर

लगाए गए जुमागने की राजि को एअरअर से घटा ददया जाएगा।

28. जिचलन समाधान मेकेजनज्म के माध्यम से जबजली की जबक्री के जलए अकजस्ट्मकता सीमा (ऄजनधागठरत आंटरचेंज

प्रभार):

(1) जितरण लाआसेंसधाठरयों के जलए जित्त िर्ग 2023-24 से जित्त िर्ग 2025-26 तक डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण

के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 152 (सी) के संदभग में जिचलन समाधान मेकेजनज्म के

माध्यम से जबजली के जनपटान की अकजस्ट्मक सीमा की संख्या संबंजधत माह के जलए जितरण लाआसेंसधारी द्वारा

प्राप्त िुद् उजाग का 5% होगी।

(2) यदद जितरण लाआसेंसधारी संबंजधत माह के जलए लाआसेंसधारी द्वारा ईपार्जजत िुद् उजाग के 5% से ऄजधक का

जनपटान जिचलन समाधान मेकेजनज्म (ऄजनधागठरत आंटरचेंज प्रभार) के माध्यम से करता है तो यूअइ के माध्यम से

िसूली की दर, ददल्ली क्षेत्र के जलए ईसी महीने के दौरान आंजडयन एनजी एक्सचेंज (अइइएक्स) के माध्यम से

जबजली की जबक्री की औसत दर पर जिचार दकया जाएगा।

29. ऄजधिेर् जबजली की जबक्री दर के जलए प्रोत्साहन साझा मेकेजनज्म:

(1) जितरण लाआसेंसधाठरयों के जित्तीय िर्ग 2023-24 से जित्तीय िर्ग 2025-26 तक डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण

के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 165 के संदभग में ऄजधिेर् जबजली की जबक्री दर के जलए

प्रोत्साहन की गणना जनम्नजलजखत ऄनुसार होगी:

i. ईत्पादन स्ट्टेिन की पठरितगनीय लागत जजसके जलए जबजली ऄजधिेर् है और जजसे पािर एक्सचेंजों के

माध्यम से बेचा जाना अिश्यक है, को ऐसे ईत्पादन केंद्र की जपछले महीने की जबल की गइ पठरितगनीय

लागत के रूप में माना जाएगा।

ii. ईत्पादन स्ट्टेिन की पठरितगनीय लागत जजसके जलए जबजली ऄजधिेर् है और जद्वपक्षीय व्यिस्ट्थाओं के

माध्यम से बेची जाने की अिश्यकता है, ऐसे ऄनुबंधों में प्रिेि करने की जतजथ पर प्रचजलत ऐसे ईत्पादन

केंद्र की जपछले महीने की जबल की गइ पठरितगनीय लागत के रूप में माना जाएगा।

iii. दर ऄंतर (िास्ट्तजिक जबक्री दर-पठरितगनीय लागत) और महीने के दौरान िास्ट्ति में बेची गइ जबजली की

मात्रा का ईत्पाद प्रोत्साहन होगा।

(2) ईपरोि ईप-धारा (1) के ऄंतगगत संगजणत प्रोत्साहन, ईपभोिाओं और जितरण लाआसेंसधारी के बीच जनम्नजलजखत

जनधागठरत तरीके से साझा दकया जाएगा: -

प्रासंजगक टैठरफ अदेि में आस अयोग द्वारा ऄनुमाजनत, प्रासंजगक िर्ग के सभी ईत्पादन स्रोतों की प्रजत यूजनट

औसत जनजश्चत लागत की 100% िसूली तक प्रोत्साहन प्राजप्त, ऄजधिेर् जबजली की िास्ट्तजिक जबक्री के

2/3

rd ईपभोिाओं एिं 1/3

rd जितरण लाआसेंसधारी को ऄनुपात में साझा की जाएगी।

ii. प्रासंजगक टैठरफ अदेि में आस अयोग द्वारा ऄनुमाजनत, प्रासंजगक िर्ग के सभी ईत्पादन स्रोतों की प्रजत यूजनट

औसत जनजश्चत लागत की 100% िसूली से उपर की प्रोत्साहन प्राजप्त, ऄजधिेर् जबजली की िास्ट्तजिक जबक्री

के 1/3

rd ईपभोिाओं एिं 2/3

rd जितरण लाआसेंसधारी को ऄनुपात में साझा की जाएगी।

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

स्ट्पष्टीकरण:-

a) ऄजधिेर् जबजली (ए) की जबक्री की मात्रा = 1000 एमयू

b) लागू पठरितगनीय लागत प्रजत यूजनट (बी) = रुपये 2.00/ दकलोिाट घंटा

c) ऄजधिेर् जबजली (C) की िास्ट्तजिक जबक्री दर = रु. 3.50/दकलोिाट घंटा

d) प्रोत्साहन [डी=ए*(सी-बी)] = रु. 150 करोड़

e) टैठरफ ऑडगर (इ) में प्रजत यूजनट स्ट्िीकृत औसत जनजश्चत लागत = रु.1.00/दकलोिाट घंटा

प्रजत यूजनट औसत जस्ट्थर लागत की 100% िसूली तक प्रोत्साहन प्राजप्त = (इ*ए) = रु. 100 करोड़ को

ईपभोिाओं को 2/3^rd (67 करोड़ रुपये) और जितरण लाआसेंसधाठरयों को 1/3^rd (33 करोड़ रुपये) के

ऄनुपात में साझा दकया जाएगा।

प्रजत यूजनट औसत जस्ट्थर लागत की 100% िसूली से ऄजधक प्रोत्साहन िसूली = [डी-(इ*ए)] = रु. 50

करोड़ को ईपभोिाओं को 1/3^rd (16.67 करोड़ रुपये) और जितरण लाआसेंसधाठरयों को 2/3^rd (33.33

करोड़ रुपये) के ऄनुपात में साझा दकया जाएगा।

ऄतएि,

i. जितरण लाआसेंसधाठरयों को कुल प्रोत्साहन = रु. 66.33 करोड़ (33+33.33)।

ii. ईपभोिाओं को कुल प्रोत्साहन = रु. 83.67 करोड़ (67+16.67)।

(3) जबजली खरीद लागत को ट्रु-ऄप करते समय बैंककग लेनदेन की सामान्य लागत, ट्रु-ऄप के ऄंतगगत जित्तीय िर्ग के

जलए सभी दीघगकाजलक स्रोतों की पठरितगनीय लागत की भाठरत औसत दर होगी।

30. जबजली खरीद लागत समायोजन प्रभार की िसूली के जलए मेकेजनज्म:

जितरण लाआसेंसधारी के जित्तीय िर्ग 2023-24 से जित्तीय िर्ग 2025-26 तक डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के

जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 134 के ऄनुसार जबजली खरीद लागत समायोजन प्रभार

(पीपीएसी) की िसूली के जलए मेकेजनज्म जनम्नजलजखत ऄनुसार होगा:

(1) यह अयोग प्रासंजगक िर्ग के जलए टैठरफ अदेि में पीपीएसी की गणना के जलए जिस्ट्तृत फामूगला जनर्ददष्ट करेगा।

(2) जितरण लाआसेंसधारी दकसी भी जतमाही के जलए पीपीएसी की गणना ईस प्रासंजगक िर्ग के जलए जनर्ददष्ट फामूगले के

ऄनुसार करेगा:

प्रािधान है दक एक जतमाही एक िर्ग के एक-चौथाइ को संदर्जभत करता है ऄथागत् ऄप्रैल, मइ और जून

(जत.1); जुलाइ, ऄगस्ट्त और जसतंबर (जत.2); और ऄक्टूबर, निंबर और ददसंबर (जत.3); जनिरी, फरिरी और

माचग (जत.4);

(3) दकसी भी जतमाही की पीपीएसी संगणना केिल बाद की जतमाही में समान रूप से जिस्ट्ताठरत और समायोजजत की

जाएगी:

प्रािधान है दक अयोग डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के

जिजनयम 136 के ऄनुसार ईपभोिाओं को दकसी भी टैठरफ झटके से बचाने के जलए पीपीएसी को एक जतमाही से

ऄजधक तक अगे ले जाने की ऄनुमजत दे सकता है।

(4) जनर्ददष्ट फामूगले के ऄनुसार पीपीएसी गणना का प्रिोधन जनम्नानुसार होगा:

a) दकसी भी जतमाही के जलए पीपीएसी 5% से ऄजधक नहीं होने की जस्ट्थजत में, जितरण लाआसेंसधारी जबना

जिजनयामक कायगिाही के जबना अयोग को पूिग सूचना के साथ गणना दकए गए पीपीएसी के 90% पर

पीपीएसी लगा सकता है।

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PART III]

b) यदद पीपीएसी 5% से ऄजधक है लेदकन दकसी भी जतमाही के जलए 10% से ऄजधक नहीं है, तो जितरण

लाआसेंसधारी जिजनयामक कायगिाही के जबना अयोग को पूिग सूचना के साथ िेर् पीपीएसी का 5% और

75% पीपीएसी लगा सकता है (िास्ट्तजिक पीपीएसी% - 5%)।

यदद दकसी भी जतमाही के जलए पीपीएसी 10% से ऄजधक है, तो जितरण लाआसेंसधारी पीपीएसी को ईप-

जिजनयम (ए) और (बी) के ऄनुसार जनयामक कायगिाही के जबना ले सकता है और ऄंतर के जलए पीपीएसी

दािे (िास्ट्तजिक पीपीएसी% - 8.75%) के जलए अयोग की पूिग स्ट्िीकृजत के जलए एक अिेदन दाजखल

करेगा।

d) जितरण लाआसेंसधारी केिल पीपीएसी के ऄपने दािे के जलए याजचका दायर करेगा।

(5) जितरण लाआसेंसधारी पीपीएसी की संगणना को भािी ईपभोिाओं के जिद्युत जबलों में अरोजपत दकए जाने से पूिग

ऄपनी िेबसाआट पर ऄपलोड करेगा।

(6) जितरण लाआसेंसधारी द्वारा पीपीएसी के कारण जिजनयामक कायगिाही के जबना जबल दकए गए राजस्ट्ि को संबंजधत

िर्ग की जबजली खरीद लागत के साथ जोड़ा जाएगा और ईसी िर्ग के जलए राजस्ट्ि की कम िसूली के कारण कोइ

िहन लागत की ऄनुमजत नहीं दी जाएगी।

(7) जितरण लाआसेंसधारी द्वारा पीपीएसी के कारण जिजनयामक कायगिाही के जबना जबल दकए गए राजस्ट्ि को संबंजधत

िर्ग की जबजली खरीद लागत के साथ ट्रू ऄप दकया जाएगा और िहन लागत ईसी िर्ग के जलए िसूल दकए गए

ऄजतठरि राजस्ट्ि पर िहन लागत दर के 1.20 गुना पर होगी।

31. ऊण के पुनर्जित्त के जलए प्रोत्साहन साझाकरण मेकेजनज्म:

(1) जितरण लाआसेंसधारी के जित्त िर्ग 2023-24 से जित्त िर्ग 2025-26 तक डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए

जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 71 के ऄनुसार ऊण के पुनर्जित्त के कारण ब्याज की कम दर के

कारण प्रोत्साहन की गणना प्राप्त ऊण की कुल मात्रा के ईत्पाद और िास्ट्तजिक ऊण पर ब्याज की भाठरत औसत

दर के ऄंतर बनाम 1.00% पलस (+) एसबीअइ एमसीएलअर के मार्जजन के रूप में की जाएगी।

(2) ईपरोि ईप धारा (1) के ऄनुसार गणना दकए गए ऊण के पुनर्जित्त के कारण प्रोत्साहन को ईपभोिाओं और

जितरण लाआसेंसधारी के बीच समान रूप से साझा दकया जाएगा।

32. व्हीसलग और खुदरा अपूर्जत में एअरअर के अिंटन का ऄनुपात:

डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 4(9)(इ) के संदभग में

व्हीसलग और खुदरा अपूर्जत व्यिसाय में एअरअर के अिंटन का ऄनुपात जनम्नानुसार होगा:

ताजलका 15: खुदरा व्यिसाय

जििरण

बीअरपीएल

टीपीडीडीएल

बीिाइपीएल

एनडीएमसी

जबजली खरीद की लागत

100%

ऄंतरागज्यीय रांसजमिन प्रभार

100%

ऄंतरागज्यीय रांसजमिन प्रभार

100%

एसएलडीसी िुल्क और प्रभार

100%

संचालन और रखरखाि लागत

40%

38%

मूल्यह्रास (एएडी सजहत)

21%

23%

19%

23%

[PART III

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जििरण

बीअरपीएल

टीपीडीडीएल

बीिाइपीएल

एनडीएमसी

जनयोजजत पूंजी पर ठरटनग

26%

28%

अयकर

26%

28%

गैर-टैठरफ अय

85%

60%

85%

60%

ताजलका 16: व्हीसलग व्यिसाय

जििरण

बीअरपीएल

टीपीडीडीएल

बीिाइपीएल

एनडीएमसी

संचालन और रखरखाि लागत

60%

62%

मूल्यह्रास (एएडी सजहत)

79%

77%

81%

77%

जनयोजजत पूंजी पर ठरटनग

74%

72%

अयकर

74%

72%

गैर-टैठरफ अय

15%

40%

15%

40%

33. राजस्ट्ि ऄंतर/ऄजधिेर् का प्रिोधन:

(1) जितरण लाआसेंसधारी के एअरअर के जिजभन्न घटकों को डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें)

जिजनयम, 2017 के जिजनयम 152 के ऄनुसार ट्रू ऄप दकया जाएगा।

(2) ट्रू ऄप दकए िर्ग के जलए गणना दकए गए राजस्ट्ि ऄंतर/ऄजधिेर् को संबंजधत िर्ग के जलए संजचत राजस्ट्ि ऄंतर के

ऄंजतम िेर् के जिरुद् समायोजजत दकया जाएगा:

प्रािधान है दक संबंजधत िर्ग के जलए संजचत राजस्ट्ि ऄंतर के ऄंजतम िेर् के समायोजन के बाद कोइ

संजचत राजस्ट्ि ऄंतर या कोइ ऄजधिेर् नहीं बचा है, तो ईसे एअरअर में समायोजजत दकया जाएगा।

34. टाआम ऑफ डे (टीओडी) टैठरफ के जलए टाआम स्ट्लॉट:

यह अयोग, डीइअरसी (टैठरफ के जनधागरण के जलए जनयम और ितें) जिजनयम, 2017 के जिजनयम 133 और

153 के संदभग में ऄलग अदेि के माध्यम से टाआम ऑफ डे (टीओडी) टैठरफ के जलए टाआम स्ट्लॉट जनर्ददष्ट कर

सकता है।

भाग 5

जिजिध

35. जिजनयमों, अदेिों और ऄभ्यास जनदेिों को जारी करना: ऄजधजनयम और आन जिजनयमों के प्रािधानों के

ऄधीन, यह अयोग समय-समय पर, आन जिजनयमों के कायागन्ियन और जिजभन्न मामलों पर ऄपनाइ जाने िाली

प्रदक्रया के संबंध में अदेि और ऄभ्यास जनदेि जारी कर सकता है, जजसे अयोग ने प्रासंजगक या सहायक मामलों में

जनदेजित करने के जलए आन जिजनयमों द्वारा सिि दकया है।

36. कठिनाआयों को दूर करने की िजियां: यदद आन जिजनयमों के दकसी भी प्रािधान को प्रभािी करने में कोइ कठिनाइ

ईत्पन्न होती है, तो अयोग, एक सामान्य या जििेर् अदेि द्वारा, आन जिजनयमों या ऄजधजनयम के प्रािधानों के

साथ ऄसंगत न होने के कारण, कठिनाआयों को दूर करने के ईद्देश्य से अिश्यक या समीचीन प्रतीत होने िाली ऐसी

चीजों को करना या कृत्य, कुछ करने या कृत्य का िचन दे सकता है या लाआसेंसधारी को जनदेजित कर सकता है।

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PART III]

37. जिजथलीकरण की िजि: अयोग जनजहत में और कारणों को जलजखत रूप में दजग करते हुए आन जिजनयमों के दकसी

भी प्रािधान में ढील दे सकता है।

38. व्याख्या: यदद आन जिजनयमों के दकसी प्रािधान की व्याख्या के संबंध में कोइ प्रश्न ईिता है, तो अयोग का जनणगय

ऄंजतम होगा।

39. अयोग की ऄंतर्जनजहत िजियों की बचत: आन जिजनयमों में जनजहत कुछ भी अयोग की ऄंतर्जनजहत िजियों को एक

ऐसी प्रदक्रया को ऄपनाने से सीजमत या ऄन्यथा प्रभाजित नहीं करेगा, जो आन जिजनयमों के दकसी भी प्रािधान से

जभन्न हो, यदद अयोग, मामले या िगग की जििेर् पठरजस्ट्थजतयों को देखते हुए मामलों और कारणों को जलजखत रूप में

दजग करने के जलए, आन जिजनयमों में जनर्ददष्ट प्रदक्रया से ऄलग चलना अिश्यक या समीचीन समझता है।

40. पूछताछ और जांच: आन जिजनयमों के तहत सभी पूछताछ, जांच और ऄजधजनणगय अयोग द्वारा समय-समय

पर संिोजधत ददल्ली जिद्युत जिजनयामक अयोग व्यापक (व्यापार का संचालन) जिजनयम, 2001 के

प्रािधानों के ऄनुसार कायगिाही के माध्यम से दकया जाएगा।

41. संिोधन करने की िजि: यह अयोग, जलजखत रूप में दजग दकए जाने िाले कारणों से, दकसी भी समय ऄभ्यािेदन

प्राप्त करने के बाद संिोधन द्वारा आन जिजनयमों के दकसी भी प्रािधान/(नों) को पलट सकता है, बदल सकता है या

संिोजधत कर सकता है।

सजचि

पठरजिष्ट-I

रांसजमिन प्रणाली की गणना के जलए प्रदक्रया

एक महीने के जलए ईपलब्धता कारक

एक कैलेंडर माह (टीएएफएम) के जलए रांसजमिन प्रणाली ईपलब्धता कारक की गणना संबंजधत रांसजमिन

लाआसेंसधारी द्वारा की जाएगी, संबंजधत एसएलडीसी द्वारा प्रत्येक एसी और एचिीडीसी रांसजमिन प्रणाली के जलए

ऄलग से सत्याजपत दकया जाएगा और रांसजमिन प्रभारों के बंटिारे के ऄनुसार समूहबद् दकया जाएगा। रांसजमिन

प्रणाली ईपलब्धता की गणना प्रत्येक रांसजमिन प्रणाली के जलए ऄलग से की जाएगी। टीएएफएम की गणना के

प्रयोजन के जलए:

a. एसी रांसजमिन लाआनें: एसी रांसजमिन लाआन के प्रत्येक सर्दकट को एक तत्ि माना जाएगा।

b. आंटर-कनेसक्टग रांसफॉमगर (अइसीटी): प्रत्येक अइसीटी बैंक (एक साथ तीन ससगल फेज रांसफामगर) एक

तत्ि का जनमागण करेगा।

स्ट्टेठटक िीएअर कम्पेंसेटर (एसिीसी): एसिीसी रांसफॉमगर के साथ एसिीसी एक तत्ि का जनमागण करेगा।

हालांदक, आंडजक्टि को 50% और कैपेजसठटि रेरटग को 50% क्रेजडट ददया जाएगा।

d. बस ठरएक्टर/जस्ट्िचेबल लाआन ठरएक्टर: प्रत्येक बस ठरएक्टर/जस्ट्िचेबल लाआन ठरएक्टर को एक तत्ि के रूप

में माना जाएगा।

e. एचिीडीसी बाइ-पोल सलक: एचिीडीसी सलक के प्रत्येक पोल के साथ-साथ दोनों जसरों पर संबद् ईपकरण

को एक तत्ि माना जाएगा।

f. एचिीडीसी बैक-टू-बैक स्ट्टेिन: एचिीडीसी बैक-टू-बैक स्ट्टेिन के प्रत्येक ब्लॉक को एक तत्ि माना जाएगा।

यदद संबंजधत एसी लाआन ईपलब्ध नहीं है, तो एचिीडीसी बैक-टू-बैक स्ट्टेिन ब्लॉक को भी ऄनुपलब्ध

माना जाएगा।

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

g. एक ईत्पादन केंद्र से जबजली की जनकासी को प्रभाजित करने िाले रांसजमिन तत्ि के अईटेज के मामले में,

अईटेज घंटे को 2 के कारक से गुणा दकया जाएगा।

2. रांसजमिन प्रणाली के एसी और एचिीडीसी जहस्ट्से की ईपलब्धता की गणना जनम्नानुसार की जाएगी:

एसी प्रणाली के जलए% टीएएफएम = n * AVn + p * Avp + q * Avq + r * Avr x

100 n + p + q + r

जहां,

n = एसी लाआनों की कुल संख्या।

AVn = एसी लाआनों की n संख्या की ईपलब्धता।

p = बस ठरएक्टरों/जस्ट्िचेबल लाआन ठरएक्टरों की कुल संख्या

AVp = बस ठरएक्टरों/जस्ट्िचेबल लाआन ठरएक्टरों की p संख्या की ईपलब्धता q = अइसीटी की कुल

संख्या।

AVq = अइसीटी की q संख्या की ईपलब्धता। r = एसिीसी की कुल संख्या।

AVr = एसिीसी की r संख्या की ईपलब्धता।

रांसजमिन तत्िों की प्रत्येक श्रेणी के जलए िेटेज फैक्टर जनम्नानुसार होगा:

(a) एसी लाआन के प्रत्येक सर्दकट के जलए - जबना क्षजतपूर्जत िाली लाआन (एसअइएल) के जलए सजग आम्पीडेंस लोसडग को

ckt-km से गुणा दकया जाता है।

जिजभन्न िोल्टेज स्ट्तर और कंडक्टर कॉजऩ्िगरेिन के जलए एसअइएल रेरटग पठरजिष्ट-II में दी गइ है। हालांदक,

िोल्टेज स्ट्तर और/या कंडक्टर कॉजऩ्िगरेिन के जलए पठरजिष्ट-I में सूचीबद् नहीं है, तकनीकी जिचारों के अधार

पर ईपयुि एसअइएल का ईपयोग लंबी ऄिजध के रांसजमिन ग्राहकों/डीअइसी को सूचना के तहत ईपलब्धता

गणना के जलए दकया जा सकता है।

क्षजतपूठरत एसी लाआन के जलए, सजग आम्पीडेंस लोसडग (एसअइएल) लाआन पर क्षजतपूर्जत पर जिचार करते हुए

एसएलडीसी द्वारा प्रमाजणत दकया जाएगा।

जिद्युत् ईपमागग क्षजतपूठरत लाआन के जलए एसअइएल का घटा हुअ मूल्य ठरएक्टर के स्ट्थान के ऄनुसार जलया

जाएगा। आसी प्रकार जसरीज क्षजतपूर्जत िाली लाआनों के मामले में क्षजतपूर्जत के प्रजतित के ऄनुसार ईच्च एसअइएल

जलया जाएगा।

(b) प्रत्येक एचिीडीसी पोल के जलए- रेटेड मेगािाट क्षमता * ckt-km

(d) एसिीसी के जलए- रेटेड एमिीएअर क्षमता (आंडजक्टि और कैपेजसठटि)

(e) बस ठरएक्टर / जस्ट्िच करने योग्य लाआन ठरएक्टरों के जलए - रेटेड एमिीएअर क्षमता।

(f) दो जग्रडों को जोड़ने िाले एचिीडीसी बैक-टू-बैक स्ट्टेिन के जलए- प्रत्येक ब्लॉक की रेटेड मेगािाट क्षमता।

रांसजमिन तत्िों की प्रत्येक श्रेणी के जलए ईपलब्धता की गणना भार कारक, जिचाराधीन कुल घंटों और ईस श्रेणी

के प्रत्येक तत्ि के जलए ऄनुपलब्ध घंटों के अधार पर की जाएगी। रांसजमिन तत्िों की प्रत्येक श्रेणी की ईपलब्धता

की गणना का फामूगला पठरजिष्ट-III के ऄनुसार है।

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

जनम्नजलजखत कारणों से अईटेज के ऄंतगगत रांसजमिन तत्िों को ईपलब्ध माना जाएगा:

दकसी ऄन्य रांसजमिन योजना के ऄनुरक्षण या नए तत्ि के जनमागण या अयोग द्वारा ऄनुमोददत मौजूदा

प्रणाली में निीनीकरण/ईन्नयन/ऄजतठरि पूंजीकरण के जलए िट डाईन का लाभ ईिाया गया। यदद ऄन्य

रांसजमिन योजना रांसजमिन लाआसेंसधारी की है तो एसएलडीसी ऄनुमाजनत ईपलब्धता ऄिजध को ईसमें

िाजमल कायग के जलए ईसके द्वारा ईजचत समझी जाने िाली ऄिजध तक सीजमत कर सकता है।

ii.

एसएलडीसी के जनदेिों के ऄनुसार जस्ट्िच दकए गए ठरएक्टरों की ओिर िोल्टेज और मैन्युऄल ठरसपग को

प्रजतबंजधत करने के जलए एक रांसजमिन लाआन को बंद करना।

जनम्नजलजखत अकजस्ट्मकताओं के जलए रांसजमिन तत्िों का अईटेज समय जिचाराधीन ऄिजध के ऄंतगगत तत्ि के

कुल समय से बाहर रखा जाएगा:

ऄप्रत्याजित घटनाओं के कारण रांसजमिन तत्िों का अईटेज। एसएलडीसी को आस बात से संतुष्ट करने का

दाजयत्ि दक रांसजमिन तत्ि का अईटेज ऄप्रत्याजित घटनाओं के कारण था, रांसजमिन लाआसेंसधारी का

होगा।

ii.

जग्रड घटना/गड़बड़ी के कारण अईटेज, जो रांसजमिन लाआसेंसधारी के कारण नहीं है, ईदाहरण के जलए ऄन्य

एजेंसी के स्ट्िाजमत्ि िाले सबस्ट्टेिन या खण्डों में खराबी के कारण रांसजमिन लाआसेंसधारी के तत्िों की

अईटेज, और जग्रड गड़बड़ी के कारण लाआनों, अइसीटी, एचिीडीसी, अदद की ठरसपग। तथाजप, यदद ईजचत

समय के भीतर जग्रड घटना/गड़बड़ी के बाद प्रणाली को सामान्य करते समय एसएलडीसी से जनदेि प्राप्त होने

पर तत्ि को बहाल नहीं दकया जाता है, तो बहाली के जलए एसएलडीसी के जनदेि जारी होने के बाद तत्ि को

अईटेज की ऄिजध के जलए ईपलब्ध नहीं माना जाएगा।

पठरजिष्ट-II

एसी लाआनों की सजग आम्पीडेंस लोसडग (एसअइएल)

क्र.सं.

लाआन िोल्टेज (दक.िा.)

कंडक्टर जिन्यास

एसअइएल (मे.िा.)

765

िाड बर्जसजमस

2250

400

िाड बर्जसजमस

691

400

जविन मूस

515

400

जविन एएएसी

425

400

िाड जेब्रा

647

400

िाड एएएसी

646

400

ठरपल िोबडग

605

400

एसीकेसी(500/26)

556

400

जविन एसीएअर

557

10.

220

जविन जेब्रा

175

11.

220

ससगल जेब्रा

132

12.

132

ससगल पेंथर

13.

ससगल डॉग

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PART III]

DELHI ELECTRICITY REGULATORY COMMISSION

NOTIFICATION

Delhi, the 6th April, 2023

DELHI ELECTRICITY REGULATORY COMMISSION (BUSINESS PLAN) REGULATIONS,

2023

F. 3(679)/Tariff/DERC/2022-23/7460/26.—In exercise of powers conferred under Section 181

read with Section 61 and Section 86(1)(b) of the Electricity Act, 2003 (Act 36 of 2003) and all other

powers enabling it in this behalf and after previous publication, the Delhi Electricity Regulatory

Commission hereby notifies the following Regulations namely:

PART 1

PRELIMINARY

1. SHORT TITLE, COMMENCEMENT AND EXTENT

(1) These Regulatio1ns shall be called the Delhi Electricity Regulatory Commission (Business Plan)

Regulations, 2023 and shall be applicable from 1/04/2023.

(2) These Regulations shall remain in force for a Control Period, as stipulated in Regulation 2 (24)

of Delhi Electricity Regulatory Commission (Terms and Conditions for Determination of

Tariff) Regulations, 2017, of 3 (three) years i.e., for FY 2023-24, FY 2024-25 and FY 2025-26,

unless reviewed earlier.

(3) The period of validity of these Regulations may be extended by the Commission, as deemed fit

and the Operational Norms may also be extended as per the principles laid down in these

Regulations:

Provided that the target for reduction in Distribution Loss for extended period shall be

determined by the Commission based on the approved values by the Commission in the past,

latest Audited Accounts, estimate of the actual for the relevant years, Prudence Check and other

factors considered appropriate by the Commission.

(5) These Regulations shall extend to the whole of National Capital Territory of Delhi.

2. DEFINITIONS AND INTERPRETATION

In these Regulations, unless the context otherwise requires, words and expressions used in these

Regulations shall have the same meaning as defined in Delhi Electricity Regulatory Commission

(Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017;

Words and expressions used but not defined in these Regulations, shall have the

same meaning as assigned to it in the Electricity Act 2003 or any other law framed under the said

Act by the Commission.

PART 2

BUSINESS PLAN FOR GENERATING ENTITY

RATE OF RETURN ON EQUITY:

Return on Equity in terms of Regulation 4(1) of the DERC (Terms and Conditions for

Determination of Tariff) Regulations, 2017 for Generating Entity shall be computed at the Base

Rate of 13.00% on post tax basis:

Provided that the Equity for the purpose of Return on Equity shall be lower of

the Normative Equity determined as per Regulation 63 of the DERC (Terms And Conditions For

Determination of Tariff) Regulations, 2017 or Equity available as per Audited Financial

Statement of the relevant year.

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

TAX ON RETURN ON EQUITY:

The Base rate of Return on Equity as allowed by the Commission under Regulation 3 of these

Regulations, shall be grossed up with the Minimum Alternate Tax or Effective Tax Rate of the

respective Financial Year in terms of Regulation 72 and 73 of the DERC (Terms and Conditions

for Determination of Tariff) Regulations, 2017, as per the following formula:

Rate of Return on Equity= 13.00/[(100-Tax Rate)/100]

where, Tax Rate is Minimum Alternate Tax (MAT) or Effective Tax Rate, as the case

may be.

Provided that Effective Tax Rate of each Financial Year shall be derived from the

respective Income Tax returns.

MARGIN FOR RATE OF INTEREST ON LOAN:

The Rate of Interest on Loan for a Financial Year shall be Marginal Cost of Fund based Lending

Rate (MCLR) of SBI as on 1^st April of that Financial Year plus the Margin. The Margin, in terms

of Regulation 4(2) of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017 for the Generating Entity, is allowed as the difference between the Weighted Average Rate

of Interest on Actual Loan Portfolio and the MCLR as on 1^st April of that Financial Year:

Provided that Weighted Average Rate of Interest for any Financial Year shall be arrived by

including the Interest Paid, all Bank Charges, Syndication Fee and other Charges paid during that

year for Raising and Maintaining of the respective loans.

Provided that Margin shall not exceed 3.00%, 2.50% and 2.25% for the First, Second and

Third year of the Control Period, respectively:

Provided further also that the Rate of Interest on Loan (MCLR plus Margin) in any case

shall not exceed Base Rate of Return on Equity.

OPERATION AND MAINTENANCE EXPENSES:

(1) Normative Operation and Maintenance Expenses for the Control Period, after considering

Inflationary Growth Rate of 4.66%, for the Generating Entities shall be as follows :

Table 1: O&M Expenses (Rs. Crore)

Station

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Gas Turbine Power Station (GTPS)*

33.11

34.65

36.27

Pragati Power Station (PPS-I)

77.80

81.42

85.21

* For 90 MW (As per Commission’s Order dated 24/03/2021)

(2) The impact of actual implementation of Seventh Pay Revision and Interim Relief has been

considered in above tabulated normative O&M Expenses.

(3) The O&M expenses shall be allowed during True-up after considering the actual O&M expenses

subject to Prudence Check which will be lower of Actual or above tabulated Normative O&M

expenses.

Provided that Actual O&M Expenses shall be allowed for 120 MW of GTPS operating in

Synchronous Condenser Mode, as mandated in Order dated 24/03/2021.

(4) The expenses towards Additional Repair & Maintenance expenses on account of Dry Low NOx

(DLN) burners and Sewage Treatment Plant (STP) have not been considered in above

tabulated Normative O&M expenses and the same if any, shall be allowed on actual basis

during the Control Period after Prudence Check at the time of True-Up on submission of

Documentary Evidence.

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

(5) The Generating Companies are expected to be Efficient in their Operations and reduce the

normative O&M Expenses. The savings, if any in such O&M expenses shall be adjusted towards

Revenue side. The saving in such O&M expenses upto 1% shall be passed towards the

Beneficiaries and any savings in normative O&M expenses above 1% shall be shared between the

Generating Company and Beneficiaries equally.

CAPITAL INVESTMENT PLAN:

(1) The tentative Capital Investment plan for the Generation Entities for FY 2023-24 to FY 2025-26

is as follows:

Table 2: Capital Investment plan (Rs. Crore)

Sr. No.

Plant

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Gas Turbine Power Station (GTPS)

Pragati Power Station (PPS-I)

(2) The Capital investment and the respective scheduled date of Commissioning, submitted by the

Generating Entity in the Annual Tariff Petition, shall form the basis for computation of Annual

Fixed Cost in terms of Regulation 99 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of

Tariff) Regulations, 2017 :

Provided that

any improvement

operational parameters

resulting

from

commissioning of the scheme due to any Additional Capital Investment in existing generating

stations shall form the basis for computing the Energy Charge Rate, from the scheduled date of

commissioning of the respective schemes, in terms of Regulation 103 of the DERC (Terms and

Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017.

(3) Capital cost shall be trued up annually and financial impact on account of variation in projected

capital cost in the Tariff Order vis-a-vis Actual Capital Cost and Scheduled Date of

Commissioning vis-a-vis actual date of commissioning shall be dealt as per the provisions of

Regulations 61, 62 and 150 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff)

Regulations, 2017.

(8) NORMS OF OPERATION FOR GENERATING STATIONS:

(1) Normative Annual Plant Availability Factor and Normative Annual Plant Load Factor for

existing generating stations of Delhi shall be as follows:

Table 3: Normative Availability and Load Factor

Generating Station

Normative Annual Plant

Availability Factor (NAPAF)

Normative Annual Plant

Load Factor (NAPLF)

Gas Turbine Power Station (GTPS)

85%

Pragati Power Station (PPS-I)

90%

85%

(2) Gross Station Heat Rate for existing Generating Stations of Delhi shall be as follows:

Table 4: Gross Station Heat Rate (GHR)

Sr. No

Generating Station

Combined Cycle

Open Cycle

(kCal/ kWh)

Gas Turbine Power Station (GTPS)

2450

3125

Pragati Power Station (PPS-I)

1975

2900

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

(3) Auxiliary Energy Consumption for existing Gas based Generating Stations of Delhi shall be as

follows:

Table 5: Auxiliary Energy Consumption (%)

Sr. No

Mode of operation

Gas Turbine Power Station

(GTPS)

Pragati Power Station

(PPS-I)

Combined Cycle

2.75%

2.30%

Open Cycle

1.00%

(9) INCENTIVE:

(1) Incentive to a Generating Entity or unit thereof shall be payable at the rate of 65 paisa/ kWh for

ex-bus scheduled energy during Peak Hours and at the rate of 50 paisa/ kWh for ex-bus scheduled

energy during other hours corresponding to scheduled generation in excess of ex-bus energy

corresponding to Normative Annual Plant Load Factor (NAPLF) achieved on a cumulative basis

in accordance with Regulation 8(1) of these Regulations:

Provided that such incentive shall not be applicable on energy generated due to Forced

Scheduling as certified by Delhi SLDC.

(2) Peak hours and other hours shall be as per the slots defined in Order for Time of Day (ToD) Tariff

issued in terms of the Regulation 133 & 153 of the DERC (Terms and Conditions for

Determination of Tariff) Regulations, 2017:

Provided that in the absence of a separate Order, the Peak hours shall be taken as

specified in the Tariff Order of the Distribution Licensees.

(10)

INCENTIVE SHARING MECHANISM WITH RESPECT TO OPERATIONAL PARAMETERS:

(1) The incentive sharing mechanism with respect to operational parameters in terms of

Regulation 149 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017 shall be applicable on controllable parameters viz. Gross Station Heat Rate (GHR) and

Auxiliary Energy Consumption.

(2) The Net Gain shall be calculated as under -

Net Gain = (Normative ECR– Actual ECR) x Actual Generation

Where,

i. Normative Energy Charge rate shall be computed on the basis of norms specified

ii. for Station Heat rate and Auxiliary Energy Consumption,

iii. Actual Energy Charge rate shall be computed on the basis of actual Station Heat

rate and Auxiliary Energy Consumption.

(3) The Net Gain shall be computed as above on annual basis and shall be shared equally between

the Generating Entity and the beneficiaries.

(11) INCENTIVE SHARING MECHANISM FOR RE-FINANCING OF LOAN:

(1) The incentive due to lower rate of interest on account of Re-financing of loan in terms of Regulation

71 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 from FY

2023-24 to FY 2025-26 of the Generation Entity shall be computed as the product of total

quantum of loan availed and difference of weighted average rate of interest on actual loans

versus margin of 1.00% plus (+) SBI MCLR as on the first day of every Financial Year.

(2) The incentive on account of Re-financing of loan computed as per sub clause (1) above /shall be

shared equally between the Beneficiaries and the Generation Entity.

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

PART-3

BUSINESS PLAN FOR TRANSMISSION LICENSEE

(12) RATE OF RETURN ON EQUITY:

Return on Equity in terms of Regulation 4(1) of the DERC (Terms and Conditions for

Determination of Tariff) Regulations, 2017 for Transmission Licensee shall be computed at the

Base Rate of 13.00% on post tax basis:

Provided that the Equity for the purpose of Return on Equity shall be lower of the

Normative Equity determined as per Regulation 63 of the DERC (Terms And Conditions For

Determination of Tariff) Regulations, 2017 or Equity available as per Audited Financial

Statement of the relevant year.

(13) TAX ON RETURN ON EQUITY:

The Base rate of Return on Equity as allowed by the Commission under Regulation 12 of these

Regulations shall be grossed up with the Minimum Alternate Tax or Effective Tax Rate of the

respective Financial Year in terms of Regulation 72 and 73 of the DERC (Terms and Conditions

for Determination of Tariff) Regulations, 2017, as per the following formula:

Rate of Return on Equity= 13.00/[(100-Tax Rate)/100]

where, Tax Rate is Minimum Alternate Tax (MAT) or Effective Tax Rate, as the case

may be.

Provided that Effective Tax Rate of each Financial Year shall be derived from the

respective Income Tax returns.

(14) MARGIN FOR RATE OF INTEREST ON LOAN:

The Rate of Interest on Loan for a Financial Year shall be Marginal Cost of Fund based Lending

Rate (MCLR) of SBI as on 1^st April of that Financial Year plus the Margin. The Margin, in terms

of Regulation 4(2) of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017 for the Transmission Licensee, is allowed as the difference between the Weighted Average

Rate of Interest on Actual Loan Portfolio and the MCLR as on 1^st April of that Financial Year:

Provided that Weighted Average Rate of Interest for any Financial Year shall be arrived by

including the Interest Paid, all Bank Charges, Syndication Fee and other Charges paid during that

year for Raising and Maintaining of the respective loans.

Provided that Margin shall not exceed 3.00%, 2.50% and 2.25% for the First, Second and

Third year of the Control Period, respectively:

Provided further also that the Rate of Interest on Loan (MCLR plus Margin) in any case

shall not exceed Base Rate of Return on Equity.

(15) OPERATION AND MAINTENANCE EXPENSES:

(1) The Normative Operation and Maintenance Expenses of a Transmission Licensee for the Control

Period, after considering Inflationary Growth Rate of 4.66%, shall be as follows:

Table 6: Operation and Maintenance Expenses (Rs. Crore)

a. O&M Expenses

(2) FY 2023-24

(3) FY 2024-25

(4) FY 2025-26

(5) Annual O&M Expenses

(6) 353.60

(7) 370.07

(8) 387.30

(2) The impact of actual implementation of Seventh Pay Revision and Interim Relief has been

considered in above tabulated Normative O&M Expenses.

(3) The O&M expenses shall be allowed during True-up after considering the Actual O&M expenses

subject to Prudence Check which will be lower of Actual or above tabulated Normative O&M

expenses.

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

(4) The Transmission Licensee shall be allowed Land Licence Fee and Security Expenses separately

on actual basis at the time of truing-up of ARR for the relevant Financial Year subject to

Prudence Check since the said expenses have not been considered in above tabulated Normative

O&M Expenses.

(5) The Transmission Licensee is expected to be Efficient in its Operations and reduce the normative

O&M Expenses. The savings, if any in such O&M expenses shall be adjusted towards Revenue

side. The saving in such O&M expenses upto 1% shall be passed towards the Beneficiaries and

any savings in normative O&M expenses above 1% shall be shared between the Transmission

Licensee and Beneficiaries equally.

(16) CAPITAL INVESTMENT PLAN:

(1) The tentative Capital Investment Plan for the Transmission Licensee for FY 2023-24 to FY 2025-

26 is as follows:

Table 7: Capital Investment Plan (Rs. Crore)

Particulars

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Capitalization

493

1183

1006

Provided that above tabulated Capitalisation may undergo revision subject to Tariff based

Competitive Bidding in the Intra-State Transmission Network.

(2) Employee Expenses and A&G Expenses shall be allowed to be capitalized equivalent to lower of

30% of (total Employee Expenses and A&G Expenses) or actuals in construction of projects

in a particular financial year.

(3) The Capital investment and the respective Scheduled Date of Commissioning, submitted by the

Transmission Licensee in the Annual Tariff Petition, shall form the basis for computation of

Annual Fixed Cost in terms of Regulation 111 of the DERC (Terms and Conditions for

Determination of Tariff) Regulations, 2017.

(4) Capital cost shall be trued up annually and financial impact on account of variation in projected

capital cost in the Tariff Order vis-à-vis Actual Capital Cost and Scheduled Date of

Commissioning vis-a-vis Actual Date of Commissioning shall be dealt as per the provisions of

Regulations 61, 62 and 150 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff)

Regulations, 2017.

(17)

NORMS OF OPERATION FOR TRANSMISSION BUSINESS:

(1) Normative Annual Transmission System Availability Factor (NATAF) for recovery of Annual

Fixed Charges for AC System shall be considered at 98.50%.

(2) Transmission System Availability shall be computed as per the Formulae and Methodology

specified in Appendices-I, II and III of these Regulations.

(18) TRANSMISSION CHARGES FOR TRANSMISSION LICENSEE:

The Transmission Charges (inclusive of incentive) for AC system to be billed, in terms of

Regulation 112 to 115 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff)

Regulations, 2017, for a calendar month for Transmission System or part thereof shall be

computed as follows:

For TAFM ≤ 98.50%

AFC x (NDM/NDY) x (TAFM/98.50%)

For 98.50% < TAFM ≤ 99.00%

AFC x (NDM/NDY) X 1

For 99.00% < TAFM ≤ 99.75%

AFC x (NDM/NDY) x (TAFM/98.50%)

For TAFM > 99.75 %

AFC x (NDM/NDY) x (99.75%/98.50%)

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

Where,

AFC = Annual Fixed Cost specified for the year in Rupees

NATAF = Normative Annual Transmission availability factor, in per cent

NDM = Number of days in the month

NDY = Number of days in the year

TAFM = Transmission System availability factor for the month

(19) INCENTIVE SHARING MECHANISM FOR RE-FINANCING OF LOAN:

(1) The incentive due to lower rate of interest on account of Re-financing of loan in terms of

Regulation 71 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 from

FY 2023-24 to FY 2025-26 of the Transmission Licensee shall be computed as the product of total

quantum of loan availed and difference of Weighted Average Rate of Interest on Actual Loans versus

Margin of 1.00%plus (+) SBI MCLR.

(2) The incentive on account of Re-financing of loan computed as per sub clause (1) above shall

be shared equally between the Beneficiaries and the Transmission Licensee.

PART 4

BUSINESS PLAN FOR DISTRIBUTION LICENSEE

(20) RATE OF RETURN ON EQUITY:

(1) Return on Equity in terms of Regulation 4(1) of the DERC (Terms and Conditions for

Determination of Tariff) Regulations, 2017 shall be computed at the Base Rate of 14.00% on post

tax basis for Wheeling and Retail Business as a whole.

Provided that the Commission shall determine Return on Equity separately for Wheeling

and Retail business when such activities will be performed by different entities.

(2) Carrying Cost: Return on Equity in terms of Regulation 2(16) of the DERC (Terms and

Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 shall be considered at Base Rate of

Return on Equity minus One (1.00%) percent i.e., 13.00% on pre-tax basis for computation of

Weighted Average Rate of Interest for funding of Regulatory Asset/Accumulated Revenue Gap

through 70% Debt and 30% Equity.

(3) The Equity for the purpose of Return on Equity for Wheeling and Retail Business shall be lower

of the Normative Equity determined as per Regulation 63 of the DERC (Terms And Conditions

For Determination of Tariff) Regulations, 2017 or Equity available as per Audited Financial

Statement of the relevant year:

Provided that balance Equity after funding requirement of capitalisation as per Audited

Financial Statement shall be first utilised towards funding of accumulated Revenue Gap and

thereafter investments, if any.

(21)

TAX ON RETURN ON EQUITY:

The Base Rate of Return on Equity as allowed by the Commission under Regulation 20 (1) of

these Regulations shall be grossed up with the Minimum Alternate Tax or Effective Tax Rate of

the respective financial year in terms of Regulation 72 and 73 of the DERC (Terms and

Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017, as per the following formula:

Rate of Return on Equity= 14.00/[(100-Tax Rate)/100]

where, Tax Rate is Minimum Alternate Tax (MAT) or Effective Tax Rate, as the case

may be.

Provided that Effective Tax Rate of each Financial Year shall be derived from the

respective Income Tax returns.

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

(22) MARGIN FOR RATE OF INTEREST ON LOAN:

(1) The Rate of Interest on Loan for a Financial Year shall be Marginal Cost of Fund based Lending

Rate (MCLR) of SBI as on 1^st April of that Financial Year plus the Margin. The Margin, in terms of

Regulation 4(2) of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017 towards Capitalisation of Assets, Working Capital and Regulatory Assets for Distribution

Licensee, is allowed as the difference between the Weighted Average Rate of Interest on Actual

Loan Portfolio and the MCLR as on 1^st April of that Financial Year:

Provided that Weighted Average Rate of Interest for any Financial Year shall be arrived by

including the Interest Paid, all Bank Charges, Syndication Fee and other Charges paid during that

year for Raising and Maintaining of the respective loans;

Provided that Margin shall not exceed 3.00%, 2.50% and 2.25% for the First, Second and

Third year of the Control Period, respectively;

Provided further also that the Rate of Interest on Loan (MCLR plus Margin) in any case

shall not exceed Base Rate of Return on Equity minus One (1.00%) percent, accordingly,

maximum rate of Interest on Loan for all power utilities shall be 13.00%.

(2) The Distribution Licensee shall follow transparent mechanism to avail Loans and, to the extent

possible, shall invite Open Tender for availing Loans.

(23)

OPERATION AND MAINTENANCE EXPENSES:

(1) Normative Operation and Maintenance expenses are being determined in terms of Regulation 4(3)

and Regulation 92 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017.

(2) The Distribution Licensee shall be allowed own (Auxiliary) consumption including E-Vehicle

Charging Stations installed at Distribution Licensee offices and sub-stations, at Zero Tariff for

actual recorded consumption subject to a maximum of 0.25% of total sales excluding own

consumption to its retail consumers for the relevant financial year as part of O&M expenses for the

relevant year.

(3) Actual recorded own (Auxiliary) consumption in excess of 0.25% of total sales excluding own

consumption to its Retail consumers for the relevant Financial Year, shall be billed at Non

Domestic Tariff of respective year’s Tariff Schedule and shall form part of Revenue Billed and

Collected for the same year.

(4) The Distribution Licensee shall be allowed O&M expenses for a particular Financial Year of the

Control Period by multiplying the normative rate per unit defined herewith of that particular year

with the Trued-up sales during the relevant Financial Year.

Provided that, under no circumstances, Distribution Licensees shall be allowed O&M

Expenses more than the Actual O&M Expenses as per Audited Books of Accounts during True-up

of relevant Financial Year.

(5) The Employee benefits pertaining to Employees transferred under the Tripartite Agreement are

considered uncontrollable in nature, therefore not forming part of Normative O&M Expenses as

tabulated below, accordingly, shall be Trued up for relevant Financial year subject to prudence

check:

Provided that the Distribution Licensee shall submit the above details of Employee

Expenses within thirty (30) days from the end of finalization of audited accounts of the relevant

year.

(6) Expenses on account of Statutory Levies towards Property Tax/ Land Licence Fee to GoNCTD,

Licence Fee paid to DERC shall be Trued up for relevant Financial year subject to prudence check:

Provided that the Distribution Licensee shall submit the above details of O&M expenses

within thirty (30) days from the end of finalization of audited accounts of the relevant year;

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

Provided also that any expense in the nature of statutory levies already forming part of the

actual O&M expenses and considered in the O&M Expense norms of the Distribution Licensee

shall not be allowed separately.

(7) The Legal Expenses including that on account of cases filed against the Orders or Regulations of

the Commission before any Court and the legal claims (compensation/penalty) paid to the

consumer, if any, shall not be allowed in the Aggregate Revenue Requirement (ARR).

(8) The Performance Related Incentives forming part of Employees Salary and not out of Profit of

Company shall be allowed subject to Prudence Check.

(9) The expenses on account of Corporate Social Responsibility of the Licensee shall not be allowed in

the ARR.

(10) The Normative Operation and Maintenance Expenses of a Distribution Licensees for the Control

Period, after considering Inflationary Growth Rate of 4.66% , shall be as follows:

Table 8: Norms of O&M Expenses for DISCOMs for the Control Period

[Rate / Unit of sale (Paise)]

Distribution Licensees

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

BRPL

54.72

54.92

55.13

BYPL

64.15

64.40

64.64

TPDDL

61.46

62.09

62.73

NDMC

54.72

54.92

55.13

(11) The Distribution Licensee is to expected to be Efficient in its Operations and reduce the normative

O&M Expenses. The savings, if any in such O&M expenses shall be adjusted towards Revenue

side. The savings upto 1% shall be passed towards the Consumers and any savings in normative

O&M expenses above 1% shall be shared between the Distribution Licensee and Consumers

equally.

(24) CAPITAL INVESTMENT PLAN:

(1) The tentative Capital Investment plan in terms of Regulation 4(4) of the DERC (Terms and

Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 for the Distribution Licensee shall

be as follows:

Table 9: Capitalisation for BRPL for the Control Period (in Rs. Cr.)

Particulars

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Total

Capitalization

658

681

706

2045

Smart Meter

200

600

Less: Deposit Work

100

300

Total

758

781

806

2345

Table 10: Capitalisation for BYPL for the Control Period (in Rs. Cr.)

Particulars

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Total

Capitalization

359

372

385

1116

Smart Meter

150

450

Less: Deposit Work

228

Total

437

446

455

1338

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

Table 11: Capitalisation for TPDDL for the Control Period (in Rs. Cr.)

Particulars

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Total

Capitalization

388

414

431

1233

Smart Meter

197

Less: Deposit Work

150

Total

404

430

446

1280

Table 12: Capitalisation for NDMC for the Control Period (in Rs. Cr.)

Particulars

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Total

Capitalization

138

148

139

425

(2) The Distribution Licensee shall take approval for Capital Investment Schemes as per the

provisions of Capital Investment Guidelines issued by the Commission from time to time.

(3) Employee Expenses and A&G Expenses shall be allowed to be capitalized equivalent to lower

of 10% of (total Employee Expenses and A&G Expenses) or actuals in construction of

projects in a particular Financial Year.

(4) The Licensee shall submit the quarterly Capital investment plan along with scheduled date

of Commissioning in the Annual Tariff Petition for the relevant year, which shall form the basis

for computing the Fixed Cost in terms of Regulation 130 (c) of the DERC (Terms and

Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017.

(5) The Distribution Licensee shall submit an application including details of actual Capitalisation on

quarterly basis for physical verification and true up of capital cost within 1 (one) month of the

completion of the relevant quarter.

(6) The quarterly Capital Cost submitted by the Distribution Licensee as per aforesaid sub-

Regulation (3) shall be trued up by the Commission and financial impact on account of variation

in Projected Capital Cost in the Tariff Order vis-a-vis actual capital cost shall be dealt under the

Annual true up of relevant financial year as follows:

(a) Any excess tariff recovered on account of variation in projected capitalization in the

tariff order vis-a-vis trued up capitalization by more than 10% during the year, shall be

adjusted in the Revenue Gap/Surplus of the relevant year along with interest rate at

1.20 times of applicable Weighted Average Cost of Capital (WACC) of respective year:

Provided that any excess tariff recovered on account of variation in projected

capitalization in the tariff order vis-a-vis trued up capitalization due to reasons

beyond the control of the Distribution Licensee, subject to prudence check, shall be

adjusted in the Revenue Gap/Surplus of the relevant year along with interest rate equal to

applicable Weighted Average Cost of Capital (WACC) of respective year.

(b) Any shortfall in tariff recovered on account of variation in projected capitalization in the

tariff order vis-a-vis trued up capitalization by more than 10% during the year, shall be

adjusted in the Revenue Gap/Surplus of the relevant year along with interest rate at 0.80

times of applicable Weighted Average Cost of Capital (WACC) of respective year.

(25) TARGET FOR DISTRIBUTION LOSS:

(1) The Distribution Loss target in terms of Regulation 4(9)(a) of the DERC (Terms and Conditions

for Determination of Tariff) Regulations, 2017 for the Distribution licensees shall be as

follows:

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

Table 13: Target for Distribution Loss for the Control Period

Sr. No.

Distribution Licensee

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

BSES Rajdhani Power Ltd.

7.30%

7.14%

6.96%

BSES Yamuna Power Ltd.

7.72%

7.54%

7.33%

Tata Power Delhi Distribution Ltd.

6.91%

6.83%

6.74%

New Delhi Municipal Council

7.72%

7.54%

7.33%

(2) The amount for Overachievement/Underachievement on account of Distribution Loss target

shall be computed as per the formula specified in the Regulation 159 of the DERC (Terms

and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 for the Distribution Licensee.

(3) Any financial impact due to Underachievement on account of Distribution Loss target by the

Distribution Licensee for the relevant year, (i.e. Actual Loss > Loss target), shall be to the

account of Distribution Licensee as specified in Regulation 161 of the DERC (Terms

and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017.

(4) Any financial impact due to Overachievement on account of Distribution Loss target by the

Distribution Licensee for the relevant year shall be shared between the Distribution

Licensee and Consumers as follows:

i. in case actual Distribution Loss is between the loss target and loss target minus

[50%*(Previous Year Target-Current Year Target)] for the relevant year shall be

shared in the ratio of 2/3

rd to Consumers and 1/3

rd to the Distribution Licensee;

ii. in case actual Distribution Loss is less than loss target minus [50%*(Previous Year

Target-Current Year Target)] for the relevant year shall be shared in the ratio of 1/3

rd to

Consumers and 2/3

rd to the Distribution Licensee.

Explanation -

Previous Year Distribution Loss Target - PYT

Current Year Distribution Loss Target – CYT

CASE 1: If Actual Loss > CYT, 100% of the distribution loss is to Distribution Licensee.

CASE 2: If CYT > Actual > [CYT-50%*(PYT-CYT)], 1/3^rdof the incentive is to Distribution

Licensee and 2/3^rdof the incentive is to Consumers.

CASE 3: If Actual < [CYT-50%*(PYT-CYT)], incentive upto [CYT-50%*(PYT-CYT)] is

to be shared as 1/3^rdto the Distribution Licensee and 2/3^rdto the Consumers. Remaining

incentive is to be shared as 2/3^rdto the Distribution Licensee and 1/3rd to the Consumers.

(26) TARGET FOR COLLECTION EFFICIENCY:

(1) The targets for Collection Efficiency for FY 2023-24 to FY 2025-26 of the Distribution

Licensee shall be 99.80%.

(2) The financial impact on account of Collection Efficiency target shall be computed as per the formula

specified in Regulation 163 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff)

Regulations, 2017 as amended from time to time for the Distribution Licensee.

(3) The financial impact on account of over-achievement in terms of Regulation 164 of the DERC

(Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 as amended from time to

time, for the Distribution Licensee, from the target of 99.80% to 100% shall be shared

equally between Consumers and the Distribution Licensees.

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

Provided that there shall be no penalty for Collection Efficiency if the same is in range of 99.50%

to 99.80%.

(27) TARGET FOR RENEWABLE PURCHASE OBLIGATION:

(1)

The targets for Renewable Purchase Obligation (RPO) in terms of Regulation 124 of the

DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017 of a

Distribution Licensee from FY 2023-24 to FY 2025-26 shall be computed as a percentage

of Total Sale of Power to its Retail Consumers in its Area of Supply.

(2)

The target for RPO shall be met through purchase of Power from various Renewable

Energy Sources or purchase of Renewable Energy Certificates (―REC‖) or purchase of

Hydro Energy Certificates (“HEC”) or combination of these and shall be as follows:

Table 14: Targets for Renewable Purchase Obligation

Sr.

No.

RPO Targets for

Distribution Licensee

FY 2023-24

FY 2024-25

FY 2025-26

Wind RPO

1.60%

2.46%

3.36%

Other RPO

24.81%

26.37%

28.17%

HPO Target

0.66%

1.08%

1.48%

Total RPO Target

27.07%

29.91%

33.01%

(3)

Wind RPO shall be met by Energy produced from Wind Power Projects (WPPs)

commissioned after 31^st March 2022 and the Wind Energy consumed over and above 7%

from WPPs commissioned till 31^st March 2022.

(4)

HPO shall be met by Energy produced from Hydro Power Projects [including Large Hydro

Projects (LHPs), Pumped Storage Projects & Small Hydro Projects (SHPs)] commissioned

after 8^th March 2019.

(5)

Other RPO shall be met by Energy produced from any Renewable Energy Power Project not

mentioned in 27 (3) & 27 (4) above and shall include Hydro Power Projects [including

Large Hydro Projects (LHPs), Pumped Storage Projects & Small Hydro Projects (SHPs)]

commissioned before 8^th March 2019.

(6)

Any shortfall remaining in achievement of 'Other RPO' category in a particular year shall be

met with either the excess energy consumed from WPPs, commissioned after 31^st March

2022 beyond 'Wind RPO' for that year or with excess energy consumed from eligible LHPs

[including Large Hydro Projects (LHPs), Pumped Storage Projects & Small Hydro Projects

(SHPs)] , commissioned after 8^th March 2019 beyond 'HPO' for that year or partly from both.

Further, any shortfall in achievement of 'Wind RPO' in a particular year shall be met with

excess energy consumed from Hydro Power Plants, which is in excess of `HPO' for that year

and vice versa.

(7)

Renewable Energy Certificates shall be considered as per Central Electricity Regulatory

Commission (Terms and Conditions for Renewable Energy Certificates for Renewable

Energy Generation) Regulations, 2022 as amended from time to time, for computation of

further shortfall in RPO, if any, which shall be Trued-up.

(8)

Renewable Energy Generation recorded through Renewable Energy meters installed

in the premises of Net Metering Consumers shall be deemed to be part of RPO of the

Distribution Licensee as specified in DERC (Net Metering for Renewable Energy)

Regulations, 2014, for the relevant year:

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

Provided that in case the Annual Generation from Solar Generation system

recorded through Renewable Energy meters exceeds the Capacity Utilisation Factor

(CUF) of 19%, the Distribution Licensee shall get the Renewable Energy meters tested by

Independent third party, National Accreditation Board for Testing and Calibration

Laboratories (NABL) Accredited Meter Testing Lab.

(9)

The cost of Renewable Energy purchased by the Distribution Licensee through Power

Purchase Agreement approved by the Commission and the total power injected into

the Grid through Net Metering arrangement, in excess of RPO target shall be part of Power

Purchase Cost of the Distribution Licensee for the relevant year.

(10)

Hydro power imported from outside India shall not be considered for meeting HPO and the

HPO Trajectory shall be trued up on an Annual Basis depending on the Revised

Commissioning schedule of Hydro projects. Further to facilitate compliance of HPO,

Hydro Energy Certificate mechanism, as available, may be utilized by Distribution

Licensees.

(11)

Non-compliance of RPO targets by Distribution Licensees shall attract penalty at the time

of True-up of relevant Financial Year.

Provided that penalty for quantum of shortfall in RPO shall be 10% of weighted

average REC price discovered at Power Exchange (IEX) for the Trued-up Year.

(12)

The amount of penalty imposed on the Distribution Licensee due to non-compliance of

the RPO targets shall be reduced from the ARR during True up of the relevant Financial Year

in terms of the Regulation 124 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of

Tariff) Regulations, 2017.

(28) CONTINGENCY LIMIT FOR SALE OF POWER THROUGH DEVIATION

SETTLEMENT MECHANISM (UNSCHEDULED INTERCHANGE CHARGES):

(1) The Contingency Limit for disposing -off of Power through Deviation Settlement

Mechanism in terms of the Regulation 152 (c) of the DERC (Terms and Conditions for

Determination of Tariff) Regulations, 2017 from FY 2023-24 to FY 2025-26 of the

Distribution Licensees shall be 5% of Net Power Procured by the Distribution Licensee for

the relevant month.

(2) In case the Distribution Licensee disposes off more than 5% of the Net Power procured by the

Licensee for the relevant month through Deviation Settlement Mechanism (Unscheduled

Interchange Charges) than the rate of realisation through UI shall be considered at the

Average Rate of Power Sale through Indian Energy Exchange (IEX) during same month for

Delhi region.

(29) INCENTIVE SHARING MECHANISM FOR SALE RATE OF SURPLUS POWER:

(1) The computation of incentive for Sale Rate of Surplus Power in terms of the

Regulation 165 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff)

Regulations, 2017 from FY 2023-24 to FY 2025-26 of the Distribution Licensees shall be as

follows:

i. The Variable Cost of the generating station for which power is surplus and required to be sold

through Power Exchanges shall be considered as the previous month’s billed Variable Cost of

such generating station.

The Variable Cost of the generating station for which power is surplus and required to be

sold through Bilateral arrangements shall be considered as the previous month’s billed

Variable Cost of such generating station prevalent at the date of entering into such contracts.

iii The incentive shall be the product of rate difference (Actual Sale Rate- Variable Cost)

and Quantum of Power actually sold during the month.

(2) The incentive computed under sub-clause (1) above shall be shared between the

Consumers and the Distribution Licensee in the following prescribed manner: -

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

The incentive realisation upto 100% recovery of Average Fixed Cost per unit of all

Generating sources of relevant year, projected by the Commission in the relevant Tariff Order,

prorated to actual sale of Surplus Power shall be shared in the ratio of 2/3

rd to the Consumers

and 1/3

rd to the Distribution Licensee.

ii. The incentive realisation above 100% recovery of Average Fixed Cost per unit of all

Generating sources of relevant year, projected by the Commission in the relevant Tariff Order,

prorated to actual sale of Surplus Power shall be shared in the ratio of 1/3

rd to the Consumers and

2/3

rd to the Distribution Licensee.

Illustration -

a) Quantum of Sale of Surplus Power (A) = 1000 MU

b) Applicable Variable Cost per Unit (B) = Rs. 2.00/kWh

c) Actual Sale rate of Surplus Power (C) = Rs. 3.50/kWh

d) Incentive [D=A*(C-B)] = Rs. 150 Cr.

e) Approved Average Fixed Cost per unit in the Tariff Order (E)= Rs.1.00/kWh

Incentive realisation upto 100% recovery of Average Fixed Cost per unit = (E*A) = Rs. 100

Cr. shall be shared in the ratio of 2/3^rd (Rs. 67 Cr.) to the Consumers and 1/3^rd (Rs. 33 Cr.) to

the Distribution Licensees.

Incentive realisation above 100% recovery of Average Fixed Cost per unit = [D-(E*A)] = Rs.

50 Cr. shall be shared in the ratio of 1/3^rd (Rs. 16.67 Cr.) to the Consumers and 2/3^rd (Rs.

33.33 Cr.) to the Distribution Licensees.

Therefore,

i. Total incentive to the Distribution Licensees = Rs. 66.33 Cr. (33+33.33)

ii. Total incentive to the Consumers = Rs. 83.67 Cr. (67+16.67).

(3) The normative cost of Banking transactions, while Truing-up the Power Purchase Cost, shall be

Weighted Average Rate of Variable Cost of all long term sources for the Financial Year under True-up.

(30)

MECHANISM FOR RECOVERY OF POWER PURCHASE COST ADJUSTMENT

CHARGES:

The mechanism for recovery of Power Purchase Cost Adjustment Charges (PPAC) in terms of the

Regulation 134 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017

from FY 2023-24 to FY 2025-26 of the Distribution Licensee shall be as follows:

(1) The Commission shall specify the detailed formula for computation of PPAC in the Tariff Order for the

relevant year.

(2) The Distribution Licensee shall compute the PPAC for any quarter as per the specified formula for that

relevant year:

Provided that a quarter refers to one-fourth of a year i.e., April, May and June (Q1); July,

August and September (Q2); and October, November and December (Q3); January, February and March

(Q4);

(3) The PPAC computation of any quarter shall be equally spread and adjusted over subsequent quarter only:

Provided that the Commission may allow to carry forward PPAC to more than one quarter in order

to avoid any tariff shock to consumers in terms of Regulation 136 of the DERC (Terms and

Conditions for Determination of Tariff) Regulations, 2017.

(4) The treatment of PPAC computation as per the specified formula shall be as follows:

in case PPAC does not exceed 5% for any quarter, the Distribution Licensee may levy

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

PPAC at 90% of computed PPAC with prior intimation to the Commission without going

through the regulatory proceedings.

b) in case PPAC exceeds 5% but does not exceed 10% for any quarter, the Distribution

Licensee may levy PPAC of 5% and 75% of balance PPAC (Actual PPAC% - 5%) with prior

intimation to the Commission without going through the regulatory proceedings.

in case PPAC exceeds 10% for any quarter, the Distribution Licensee may levy PPAC as per

sub-regulation (a) and (b) as above without going through the regulatory proceedings and

shall file an application for prior approval of the Commission for the differential PPAC

claim (Actual PPAC% – 8.75%).

The Distribution Licensee shall file Petition only for their claim of PPAC.

(5) The Distribution Licensee shall upload the computation of PPAC on its website before the same is

levied in the consumers’ electricity bills prospectively.

(6) Revenue billed on account of PPAC by the Distribution Licensee, without going through the regulatory

proceedings, shall be trued up along-with the Power Purchase Cost of the relevant year and no Carrying

Cost shall be allowed due to under-recovery of revenue for the same year.

(7) Revenue billed on account of PPAC by the Distribution Licensee, without going through the regulatory

proceedings, shall be trued up along-with the Power Purchase Cost of the relevant year and Carrying Cost

shall be at 1.20 times of carrying cost rate on the excess revenue recovered for the same year.

(31) INCENTIVE SHARING MECHANISM FOR RE-FINANCING OF LOAN:

(1) The incentive due to lower rate of interest on account of re-financing of loan in terms of

Regulation 71 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017 from FY 2023-24 to FY 2025-26 of the Distribution Licensee shall be computed as the

product of total quantum of loan availed and difference of weighted average rate of interest on

actual loans versus margin of 1.00% plus (+) SBI MCLR.

(2) The incentive on account of re-financing of loan computed as per sub clause (1) above shall be

shared equally between the Consumers and the Distribution Licensee.

(32)

RATIO OF ALLOCATION OF ARR INTO WHEELING & RETAIL SUPPLY:

The ratio of allocation of ARR into Wheeling & Retail Supply Business in terms of the

Regulation 4(9)(e) of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017 shall be as follows:

Table 15: Retail Business

Particulars

BRPL

TPDDL

BYPL

NDMC

Cost of Power Purchase

100%

Inter-State Transmission charges

100%

Intra-state Transmission charges

100%

SLDC fees and charges

100%

Operation & Maintenance Costs

40%

38%

Depreciation (including AAD)

21%

23%

19%

23%

Return on Capital Employed

26%

28%

Income Tax

26%

28%

Non-Tariff Income

85%

60%

85%

60%

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

Table 16: Wheeling Business

Particulars

BRPL

TPDDL

BYPL

NDMC

Operation & Maintenance Costs

60%

62%

Depreciation (including AAD)

79%

77%

81%

77%

Return on Capital Employed

74%

72%

Income Tax

74%

72%

Non-Tariff Income

15%

40%

15%

40%

(33) TREATMENT OF REVENUE GAP/SURPLUS:

(1)

Various components of ARR of the Distribution Licensee shall be trued up in terms of the

Regulation 152 of the DERC (Terms and Conditions for Determination of Tariff) Regulations,

2017.

(2)

The Revenue Gap/Surplus computed for the trued up year shall be adjusted against the closing

balance of accumulated Revenue Gap for the relevant year:

Provided that if there is no accumulated Revenue Gap or any Surplus left after adjusting

against closing balance of accumulated Revenue Gap for the relevant year, same shall be adjusted

in the ARR.

(34) TIME SLOTS FOR TIME OF DAY (TOD) TARIFF:

The Commission may, in terms of the Regulation 133 & 153 of the DERC (Terms and Conditions

for Determination of Tariff) Regulations, 2017 specify Time Slots for Time of Day (ToD) Tariff

through separate Order.

PART 5

MISCELLANEOUS

(35) ISSUE OF REGULATIONS, ORDERS AND PRACTICE DIRECTIONS: Subject to the

provision of the Act and these Regulations, the Commission may, from time to time, issue Orders

and Practice directions with regard to the implementation of these Regulations and procedure to be

followed on various matters, which the Commission has been empowered by these Regulations to

direct in matters incidental or ancillary thereto.

(36) POWERS TO REMOVE DIFFICULTIES: If any difficulty arises in giving effect to any of

the provisions of these Regulations, the Commission may, by a general or special order, not being

inconsistent with the provisions of these Regulations or the Act, do or undertake to do things or

direct the Licensee to do or undertake such things which appear to be necessary or expedient

for the purpose of removing the difficulties.

(37) POWER OF RELAXATION: The Commission may in public interest and for reasons to

be recorded in writing, relax any of the provision of these Regulations.

(38) INTERPRETATION: If a question arises relating to the interpretation of any provision of these

Regulations, the decision of the Commission shall be final.

(39) SAVING OF INHERENT POWERS OF THE COMMISSION: Nothing contained in these

Regulations shall limit or otherwise affect the inherent powers of the Commission from adopting a

procedure, which is at variance with any of the provisions of these Regulations, if the Commission,

in view of the special circumstances of the matter or class of matters and for reasons to be recorded

in writing, deems it necessary or expedient to depart from the procedure specified in these

Regulations.

(40) ENQUIRY AND INVESTIGATION: All enquiries, investigations and adjudications under

these Regulations shall be done by the Commission through the proceedings in accordance with the

provisions of the Delhi Electricity Regulatory Commission Comprehensive (Conduct of Business)

Regulations, 2001 as amended from time to time.

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

(41) POWER TO AMEND: The Commission, for reasons to be recorded in writing, may at any time

vary, alter or modify any of the provision/(s) of these Regulations by amendment after receiving the

representation.

RAJESH DANGI, Secy.

Appendix-I

Procedure for Calculation of Transmission System

Availability Factor for a Month

Transmission system availability factor for a calendar month (TAFM) shall be calculated by the

respective transmission licensee, got verified by the concerned SLDC separately for each AC

and HVDC transmission system and grouped according to sharing of transmission charges.

Transmission System Availability shall be calculated separately for each Transmission System.

For the purpose of calculation of TAFM:

AC transmission lines: Each circuit of AC transmission line shall be considered as one

element.

Inter-Connecting Transformers (ICTs): Each ICT bank (three single phase transformer

together) shall form one element.

Static VAR Compensator (SVC): SVC along with SVC transformer shall form one

element. However, 50% credit to inductive and 50% to capacitive rating shall be given.

Bus Reactors/Switchable line reactors: Each Bus Reactors/Switchable line reactors shall

be considered as one element.

HVDC Bi-pole links: Each pole of HVDC link along with associated equipment at both

ends shall be considered as one element.

HVDC back-to-back station: Each block of HVDC back-to-back station shall be

considered as one element. If associated AC line is not available, the HVDC back- to-

back station block shall also be considered as unavailable.

In case of outage of a transmission element affecting evacuation of power from a

generating station, outage hours shall be multiplied by a factor of 2.

2. The Availability of AC and HVDC portion of Transmission system shall be calculated as under:

% TAFM for AC system = n * AVn + p * Avp + q * Avq + r * Avr x 100

n + p + q + r

Where,

n = Total number of AC lines.

AVn = Availability of n number of AC lines.

p = Total number of bus reactors/switchable line reactors

AVp = Availability of p number of bus reactors/switchable line reactors q = Total

number of ICTs.

AVq = Availability of q number of ICTs. r = Total number of SVCs.

AVr = Availability of r number of SVCs.

[PART III

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

The weightage factor for each category of transmission elements shall be as under:

(a) For each circuit of AC line – Surge Impedance Loading for Uncompensated

line (SIL) multiplied by ckt-km.

SIL rating for various voltage level and conductor configuration is given in Appendix-

II. However, for the voltage levels and/or conductor configurations not listed in Annexure

-I, appropriate SIL based on technical considerations may be used for availability

calculation under intimation to long-term transmission customers/DICs.

For compensated AC line, Surge Impedance Loading (SIL) shall be as certified by the

SLDC considering the compensation on the line.

For shunt compensated line the reduced value of SIL shall be taken in accordance with the

location of the reactor. Similarly in case of the lines with series compensation the higher SIL

shall be taken as per the percentage of compensation.

(b) For each HVDC pole- The rated MW capacity * ckt-km

(d) For SVC- The rated MVAR capacity (inductive and capacitive)

(e) For Bus Reactor/switchable line reactors – The rated MVAR capacity.

(f) For HVDC back-to-back station connecting two grids- Rated MW capacity of each block.

The availability for each category of transmission elements shall be calculated based on the

weightage factor, total hours under consideration and non-available hours for each element of that

category. The formulae for calculation of Availability of each category of the transmission

elements are as per Appendix-III.

The transmission elements under outage due to following reasons shall be deemed to be

available:

i. Shut down availed for maintenance of another transmission scheme or construction of new

element or renovation/upgradation/additional capitalization in existing system approved by the

Commission. If the other transmission scheme belongs to the transmission licensee

SLDC may restrict the deemed availability period to that considered reasonable by it for the

work involved.

ii.

Switching off of a transmission line to restrict over voltage and manual tripping of switched

reactors as per the directions of SLDC.

Outage time of transmission elements for the following contingencies shall be excluded from the total

time of the element under period of consideration:

Outage of transmission elements due to force majeure events. The onus of satisfying the

SLDC that outage of transmission element was due to force majeure events shall rest

with the Transmission Licensee.

DELHI GAZETTE : EXTRAORDINARY

PART III]

ii.

Outage caused by grid incident/disturbance not attributable to the transmission licensee, e.g.

faults in substation or bays owned by other agency causing outage of the transmission

licensee’s elements, and tripping of lines, ICTs, HVDC, etc. due to grid disturbance.

However, if the element is not restored on receipt of direction from SLDC while normalizing

the system following grid incident/disturbance within reasonable time, the element will be

considered not available for the period of outage after issuance of SLDC’s direction for

restoration.

Appendix-II

SURGE IMPEDANCE LOADING (SIL) OF AC LINES

Sr. No.

Line Voltage (kV)

Conductor Configuration

SIL (MW)

765

Quad Bersimis

2250

400

Quad Bersimis

691

400

Twin Moose

515

400

Twin AAAC

425

400

Quad Zebra

647

400

Quad AAAC

646

400

Triple Snowbird

605

400

ACKC(500/26)

556

400

Twin ACAR

557

10.

220

Twin Zebra

175

11.

220

Single Zebra

132

12.

132

Single Panther

13.

Single Dog