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“Que está haciendo Centroamérica en el tema
de infraestructura de medición avanzada para
Smart Grid”
¿Qué es el NS DEE- CA?
Es un conjunto de distribuidoras de energía
eléctrica de Centroamérica, que se reúnen
periódicamente de forma presencial o virtual,
para realizar acciones colectivas con la intención
de crear ventajas competitivas para las empresas
participantes y del sector.
Cobertura eléctrica total
Aspectos generales
Territorio: 522 760 km2
Población: 46.690.000 hab.
93.00%
73.96%
95.40%
85.30%
99.30%
93.90%
Fuente: SIEE- OLADE.
Año 2015
91.96%
Mercados de Centroamérica
REGULADOS
MERCADO EN
COMPETENCIA
Belice
Costa Rica Nicaragua
Honduras
El Salvador
Guatemala
Panamá
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales 2015.
69.18 17.62 86.81
893.2 1.8 97.5 11.7 1004.2
980.5 8.5 55.8 3.4 1048.2
1504.6 1.6 125.9 13.6 1645.7
1433.1 8.4 205.1 1646.7
1707.4 1707.4
2994.2 2994.2
Cantidad de usuarios( en miles)
Belice
Costa Rica
El Salvador
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
TOTAL
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales 2015.
Tarifa promedio por país (en dólares/MWh)
Belice 195.14
Costa Rica 160.67
El Salvador 191.10
Guatemala 196.48
Honduras 152.38
Nicaragua 204.10
Panamá 198.50
6.1 5.7
3.1
1.9
3.53.0
8.0
BELICE COSTA RICA EL SALVADOR
GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA PANAMÁ
MW
h/C
liente
Consumo promedio por país
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales 2015.
Fuente: OFECOMES San Salvador, Consejo Nacional de Energía. Datos a julio 2015
Datos en dólares por kWh
Comparativa de los precios de la energía en la región
Fuente: OFECOMES San Salvador, Consejo Nacional de Energía. Datos a julio 2015
Datos en dólares por kWh
Comparativa de los precios de la energía en la región
Fuente: OFECOMES San Salvador, Consejo Nacional de Energía. Datos a julio 2015
Datos en dólares por kWh
Comparativa de los precios de la energía en la región
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales 2015.
Pérdidas eléctricas
11.3 11.9 11.9
16.5
32.5
24.7
13.1
0
5
10
15
20
25
30
35
Belice Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá
En porcentaje
Evolución del consumo de electricidad por habitante
(kWh/ habitante))
Fuente: Síntesis informativa energética de los países de la CIER. Año 2015.
16
26
68
8
47
5 64
4
43
3
16
66
76
1
18
85
85
5
54
4 82
3
50
5
17
67
88
9
20
42
99
4
56
8
88
4
62
4
18
90
96
8
22
00
10
87
61
6
97
7
75
5
25
81
11
03
COSTA RICA EL SALVADOR
GUATEMALA HONDURAS NICARAGUA PANAMÁ AMÉRICA CENTRAL
AÑOS
2000 2005 2010 2015
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Mes de máxima
demanda en 2015
1497 1536 1546 1593 1593 1632 1612Diciembre
906 948 962 975 1004 1035 1089Abril
1472 1468 1491 1533 1564 1636 1672Diciembre
1203 1245 1240 1282 1336 1383 1445Abril
524 539 571 610 620 639 665s/d
1154 1222 1286 1386 1444 1503 1612Julio
6756 6958 7096 7379 7561 7828 8095Demanda no
coincidente
Fuente: Síntesis informativa energética de los países de la CIER. Año 2015.
Mes de máxima
demanda en 20152009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Honduras
Guatemala
Nicaragua
El Salvador
Costa Rica
Panamá
América Central
Demanda máxima de potencia (MW)
EL MODELO DE MADUREZ DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES
Permite valorar bajo un sistema
normalizado y estandarizado, las
condiciones en que se encuentra
las empresas eléctricas, de esta
forma se definiría la aspiración a
futuro y el desarrollo de un mapa de
ruta, con el objetivo de ejecutar
soluciones inteligentes en el
servicio eléctrico.
Software Engineering Institute (SEI),
de la Universidad de Carnegie Mellon
Smart Grid Maturity Model
(SGMM) History
159 distribuidoras en 31 países
EMPRESAS EN CENTROAMÉRICA QUE HAN APLICADO EL MODELO DE MADUREZ
Las empresas costarricenses recibieron apoyo de la Agencia
de Cooperación Internacional Crusa, para la realización del
modelo de madurez. Además del Comité Regional de CIER
para Centroamérica y El Caribe (CECACIER), brindó apoyo en
el proceso del modelo.
UNIENDO ESFUERZOS
Las Cooperativas Coopelesca y Coopeguanaste de
en Costa Rica tuvieron apoyo para desarrollar un
proyecto piloto a través de la Asociación Nacional
de Cooperativas de Electrificación Rural de Estados
Unidos (NRECA) donde aportó el 50% y las otras
Cooperativas el otro 50%.
UNIENDO ESFUERZOS
En Panamá el proyecto Piloto de gestión avanzada
de demanda fue realizado con ayuda del USTDA –
United States Trade and Development Agency –
través de la Embajada de los EEUU. Por otro lado,
el proyecto piloto de medidores inteligentes se logró
que fuese reconocido en la tarifa actual y forma parte
del plan de inversión.
Medidores
con corte y
reconexión
remota
Empresa ENSA
Proyectos PilotosGestión avanzada
de demanda a
clientes industriales
y comerciales
Con desplazamiento
de 0,5 MW y gestión
de generación
distribuida por otro
0,5 MW.
Medidores
inteligentes a
clientes
mayores a
100kW
Medidores
prepago y
pospago
Red de
comunicación
mesh para control
de equipos en la
red de media
tensión
Iluminación LED en los
Corredores Norte y Sur
de la Empresa Nacional
de Autopistas ENA- con
la instalación de 1,700
luminarias
Empresa delsur
Medidores
prepago y
pospagoCon
posibilidades de
desconexión y
reconexión
remota
Comunicación de
medidores por
radiofrecuencia y
PLC
Medidores con
comunicación
hacia MDM y
SCADA
Comunicación
de medidores
vía satelital
Proyectos Pilotos
Redes de
fotoceldas
inteligentes
Red de
comunicación IP
propia
Almacenamiento
en hardware
Proyectos Pilotos
350 Puntos de
medición
residenciales
40 mil puntos
de medición el
en red de
radio
frecuencia
93 Medidores
desconexión y
reconexión remotaRed de
radio
frecuencia
900 MHz
Desde hace un par
de años no es un
piloto ya es un
proceso de cambio
de negocio
ICECOOPELESCA
Proyectos Pilotos
16972
medidores
residenciales
17027 Puntos de
medición con Red
mesh
10Industriales
jasec
45 con
desconexión
y reconexión
remota
Utilizados principalmente para
facturación.
Actualmente se está instalando
AGINODES para control de
pérdidas y hurtos como piloto.
Proyectos Pilotos
500 Puntos
de medición
con Red mesh
100 unidades
Lectura, corte y
reconexión
remota,
residencial
350 unidades
Lectura remota,
residencial y
comercial
COOPEGUANACASTE
50 unidades
medidores
polifásicos,
industrial
Redes Inteligentes
Orientación en CNFL
Funcionalidades en desarrollo en CNFL
Medición inteligente en facturaciónMedidores AMR: 10.219
Medidores AMI: 11.427
Medidores AMI con corta remota:
1.697
Automatización de la distribuciónReconectadores trifásicos: 80
Reconectadores monofásicos:
21
Seccionadores: 94
Medición inteligenteen la operación (transformadores)184puntos
Medición inteligenteen clientes industriales y comerciales453 puntos por Internet120 puntos por 3G 120
Comunicaciones para redesinteligentesF Mesh 920Mhz MedidoresF.O., 3G, WiFi ColectoresRF, F.O. Automatización Dist.
EEGSA
Proyecto Comunicación
remota de equipos de
registradores de red
monofásicos y trifásicos
Disponer de los datos de regulación y calidad de energía en
tiempo real para una adecuada toma de decisiones en lo que
respecta a la optimización de centros de transformación
que garantice la calidad del producto y continuidad del
suministro eléctrico a los usuarios
Implementación SmartView
COMEGSA (Aplicación
móvil para clientes )
Implementación móvil para consultas sobre consumos y
costos, historiales, variables del mercado eléctrico, curvas de
carga, prospecciones de consumo, valores en tiempo real de
parámetros eléctricos (Mini Scada), procesos de reporte de
averías, Sugerencias y reclamos y peticiones de Productos y
Servicios
Proyecto piloto control a
distancia del Alumbrado
Público (A.P.)
Optimización del uso de energía con valor agregado de
apagado y encendido según necesidades y estimación de
energía a distancia. Realización de pruebas piloto con 21
equipos, un maestro y 20 equipos esclavos con diferentes tipo
de luminarias (LED y Vapor de Sodio).
Proyectos Pilotos
40.000
medidores
AMR
Meta de alcanzar
100.000 al año
2017 Se mejorará el sistema para la
gestión de datos de contador, que se está
integrando al sistema de gestión comercial.
Además, se están introduciendo
modificaciones al sistema de tarifas, lo que
permitirá la adopción de redes
inteligentes.
TECNOLOGÍAS UTILIZADAS
RADIO MESH
FIBER/IP
POWER LINE
CARRIER (PLC)
WIMAX2G GSM/
GPRS
TECNOLOGÍAS UTILIZADAS
Comunicación de medidores
VÍA SATELITAL
ALMACENAMIENTO
EN LA NUBE
RS 485 MEDIDORES
PREPAGO Y
POSPAGO
ALMACENAMIENTO
EN HARDWARE
FUENTES DE FINANCIAMIENTO
Recursos propiosFalta de apoyo gubernamental en la mayoría de los países centroamericanos.
Se está a la espera del reconocimiento en la tarifa eléctrica.
A quién podríamos recurrir para poyo
financiero
Banco Interamericano de Desarrollo, quién: Cuenta con El Centro de Innovación en Energía se
creó en respuesta a los desafíos energéticos que los
países de la región de ALC enfrentan hoy en día. Y algún otro tipo de alianza con agencia de desarrollo de países desarrollados.
• Las frecuencias no son libres se
requiere una concesión que debe
ser tramitada con el Regulador.
• Cada ancho de banda utilizado
debe ser aprobado con el regulador
antes de utilizarlo.
• No hay ninguna regulación a la
fecha para redes inteligentes.
• Las frecuencias son licenciadas.
EL SALVADOR
PANAMÁ
• Se está usando la banda 900MHz, sin embargo, se está en
proceso de habilitar una banda del espectro de RF para la
utilización de una comunicación para Misión Crítica a nivel país
(entidades de primera respuesta), para Industria Eléctrica y
Entidades Públicas, tanto para temas de redes inteligentes, como
para suplir otras necesidades de comunicación de empresas
públicas.
COSTA RICA
• Se está gestionando a nivel del CONACE, una serie de
normativas y estrategias para apoyar el tema de Redes
Eléctricas Inteligentes.
• El gobierno ha colaborado con la gestión en el MICITT en el tema
del espectro y asignación de una banda de RF para uso
autorizado en PNAF de los medidores inteligentes planteando a
la súper intendencia de telecomunicaciones que se establezca
legalmente ya que actualmente está para ser asignada a redes
celulares.
COSTA RICA
ADMINISTRACIÓN
DE LA DEMANDA
LOGROS ALCANZADOS
EXPERIENCIA EN LA
IMPLEMENTACIÓN
DEL AMI (En regiones con diferentes características)
IMPORTANTES
AHORROS EN
GASTOS
OPERATIVOS
AHORROS POR
SUSTITUCIÓN DE
TECNOLOGÍA(Mayor exactitud de medida)
SE HAN IMPLEMENTADO ESTUDIOS DE:
• Pérdidas eléctricas
• Cargabilidad de transformadores
• Alto consumo
• Instrumentación
• Caracterización de la demanda en el
sector residencial
• Calidad de voltaje
en las evaluaciones de los proyectos
pilotos implementados
El AMI no requiere instalar antenas en
ninguna parte, ni intervenciones en postes,
ni estudios de radio frecuencia, logrando
llegar a sitios
donde teóricamente no se tenía alcance,
logrando mayor alcance mediante RF
mesh.
ZONA URBANA
ZONA RURAL
Se requieren sistemas de propagación con
antenas externas (requieren mayor
potencia, antenas de mayor capacidad,
altura en las antenas y hasta repetidores),
implicado más equipos instalados, mayor
tiempo y costo.
Otro elemento que impacta, es tener el
hosting, datacenter, infraestructura
computacional y de comunicación, así
como el personal experto en el tema. Esto
en muchas empresas genera muchos
retrasos e inconvenientes por la falta del
recurso humano y material requerido.
INFRAESTRUCTURA
Resultados de visitas a
distribuidoras con un 100% de
implementación
Reorganización de los
procesos de las
empresas
Automatización de
muchos procesos
Reducción de
personal de un 20% a
un 30% (reasignación de
funciones a nuevos negocios).
Fortalecimiento de los
departamentos de TI
En Centroamérica no existen recursosgubernamentales que apoyen losproyectos de redes inteligentes, sino quehan sido mediante recursos propios.
En los países regulados el reguladortampoco ha establecido tarifas para eldesarrollo de estos proyectos, sin embargo,en Panamá y Costa Rica ya se estánsocializando proyectos con el reguladorpara que sean incluidos en los pliegostarifarios.
Conclusiones
CONCLUSIONESEn la tecnología radio frecuencia el licenciamiento de las frecuencias en Centroamérica no está bien definido y faltan regulaciones.
Existen solamente pequeños proyectos pilotos de iniciativas propias de empresas distribuidoras.
No existen políticas gubernamentales que incentiven el uso de las redes inteligentes.
Conclusiones
Parte de los ingresos para ese tipo de proyectos en Centroamérica vendría de la reducción de pérdidas eléctricas.
Se busca potenciar las capacidades de la plataforma con la venta de servicios (agua, servicios administrados de medidores AMI, gestión predictiva de energía).
Conclusiones
-P
Centroamérica debería iniciar con establecer una hoja de ruta que le permita ver donde está y hacia donde van las redes inteligentes, junto con un plan de inversión.
Los proyectos de Redes Inteligentes son rentables en la medida que se automaticen procesos, se logre reducciones de costos en la parte operativa y administrativa.
Conclusiones
El núcleo requiere apoyo de organismos internacionales para promover e incentivar la instalación de redes inteligentes en Centroamérica para usar esto como una herramienta para generar nuevos ingresos a las distribuidoras de electricidad.
Conclusiones