El documento describe los conceptos clave de una red inteligente (smart grid) e implicancias de su implementación en el SEIN. [1] Explica los componentes de un smart grid como agentes participantes, mercado eléctrico dinámico y estándares tecnológicos. [2] Detalla beneficios como ahorro de energía a través de programas de eficiencia y respuesta de demanda, así como nuevos servicios auxiliares. [3] Finalmente, analiza desafíos operativos como pronósticos y ciberseguridad requeridos

1. ESTIMACIÓN CONCEPTUAL DE LO QUE
IMPLICA LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA
RED INTELIGENTE (SMART GRID) EN
EL SEIN
Ing. Julio Apaza Apaza
Lima, enero de 2012

2. 1
Tabla de contenido
1 Introducción .......................................................................................................................... 2
2 Descripción sinóptica de un Smart Grid................................................................................ 2
2.1 Agentes participantes y su relación funcional............................................................... 2
2.2 La “responsive demand” y el modelo económico......................................................... 3
2.3 Entes rectores de las tecnologías que soportan a los Smart Grid .................................. 3
2.4 Descripción del mecanismo que soporta al mercado eléctrico...................................... 4
3 Beneficios que conlleva la implantación de un Smart Grid .................................................. 5
3.1 Ahorro en el consumo de energía eléctrica ................................................................... 5
3.2 Ampliación de los servicios auxiliares.......................................................................... 7
4 Planeamiento de corto plazo y problemática operativa en los Smart Grid............................ 7
4.1 El problema del pronóstico de la demanda ................................................................... 8
4.2 El pronóstico de precios y congestiones........................................................................ 8
4.3 El problema del pronóstico del recurso eólico .............................................................. 9
4.4 Operador de mercado vs. Operador de Sistema .......................................................... 10
4.5 Necesidad de sincronizar los sistemas de información de todos los participantes...... 11
4.6 La seguridad cibernética (Cyber Security).................................................................. 11
5 Hoja de Ruta para Smart Grid............................................................................................. 12
6 Conclusiones respecto a la implementación de un Smart Grid........................................... 14

3. 2
Estimación Conceptual de lo que implica la implementación de
una Red Inteligente (Smart Grid) en el SEIN
1 Introducción
El presente informe expone las características generales de lo requerido en términos
conceptuales, para la implementación de un smart grid en el SEIN. Así también se hace una
evaluación general de la situación actual del SEIN en la perspectiva de la implementación antes
mencionada.
El presente informe se elaboró a solicitud de la Dirección General de Electricidad del Ministerio
de Energía y Minas del Perú.
La descripción sinóptica que se expone en el numeral siguiente, tiene como base la experiencia
de los países líderes en la implementación de los smart grid.
2 Descripción sinóptica de un Smart Grid
Un smart grid se establece cuando la Demanda (cliente final) es capaz de participar activamente
en el mercado eléctrico en respuesta a las cambiantes condiciones del mismo. En este contexto
para el consumidor final, los cambios de estado del sistema eléctrico se traducen en la variación
del costo de la energía eléctrica, el cual recibe como información a través de herramientas de
comunicación y medidores en el estado del arte, esta información le permite al cliente final
decidir la conveniencia de modificar o no, su patrón de consumo de electricidad en tiempo real.
2.1 Agentes participantes y su relación funcional
En el esquema tradicional de un sistema eléctrico (ver figura 1), la información transita en un
solo sentido, bajo la forma de medidas y estados que fluyen a desde los medidores en las
subestaciones de baja tensión, pasando a través de las RTUs hasta los sistemas SCADA/EMS de
los operadores de sistema1
. Los operadores de sistema son quienes determinan las acciones
requeridas en tiempo real, para mitigar eventuales desbalances de energía, lo cual por ejemplo
en casos de déficit de generación, puede llegar a traducirse muchas veces en la desconexión
(rechazo) de ciertos sectores de la demanda. En este contexto la demanda la constituyen los
grandes consumidores, los cuales son participados de estas operaciones de rechazo de carga. Por
otro lado, los consumidores residenciales y pequeños industriales no tienen ningún tipo de
participación en las decisiones que el Operador del Sistema requiere tomar para mantener el
balance del sistema eléctrico.
Figura 1.
En el contexto de un smart grid, las medidas necesarias para mantener el balance
generación/demanda, son compartidas entre el Operador del Sistema y los consumidores finales
de energía eléctrica a través del operador de mercado (ver figura 2), donde los consumidores
finales tienen la opción de reducir su consumo eléctrico en respuesta a un incentivo económico
1
Denominados Operadores Independientes del Sistema, en ingles “independent system operator” (ISO)

4. 3
o en caso contrario tienen la opción de consumir más energía eléctrica cuando existe un exceso
de oferta que se traduce en un abaratamiento del costo de energía eléctrica, esta capacidad de
respuesta en tiempo real constituye la componente inteligente que otorga al sistema eléctrico su
condición de “red inteligente”.
Figura 2
Como se expresó en el párrafo anterior, la participación activa de la demanda se hace efectiva
gracias a la existencia de una señal económica, según esto es claro puntualizar que dicha señal
económica se hace posible solo cuando existe un mercado eléctrico operativo y consolidado,
capaz de calcular y propagar la señal económica en tiempo real a todos los agentes del mercado
incluyendo necesariamente a los consumidores residenciales y pequeña industria.
2.2 La “responsive demand” y el modelo económico
Tradicionalmente la demanda eléctrica se considera rígida, es decir para el consumidor final la
energía eléctrica es una fuente infinita y tiene un costo a “tarifa plana”, mientras que en un
smart grid la señal económica se traduce en términos económicos, en la flexibilización de la
demanda (en el ámbito del smart grid se le denomina en inglés: responsive demand)..
2.3 Entes rectores de las tecnologías que soportan a los Smart Grid
El smart grid requiere de la integración vertical de los sistemas informáticos del operador de
sistema, del operador de mercado, empresas eléctricas y consumidores finales; para lograrlo los
gobiernos e industria eléctrica promotores, encargaron a diferentes instituciones la elaboración
de estándares a los cuales debían adecuarse los diferentes fabricantes de equipos y sistemas
informáticos proveedores de la industria eléctrica.
La iniciativa de crear los smart grid comenzó en Estados Unidos, donde el Electric Power
Research Institute2
(EPRI) ya había venido desarrollando desde mediados de los 90’s,
estándares que permitían la intercomunicación de los sistemas EMS de distintos fabricantes,
dichas propuestas de estándares son remitidas al International Electrotechnical Commission3
(IEC) para su promulgación como estándares internacionales. Los principales estándares
recomendados (requeridos) por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) y el
National Institute of Standards and Technology (NIST) para la implementación de los smart
grid, son:
1. IEC 61970: Common Information Model (CIM)
2. IEC 61850: Electrical Substation Automation
3. IEC 61968: Distribution Managements Systems, es una extensión del 61970
4. IEC 60870-6 / TASE.2: ICCP (Inter-Control Center Communications Protocol
5. IEC 62351 1-8: Information Security for Power System Control Operations
2
www.epri.com
3
www.iec.ch

5. 4
No obstante lo antes relatado, en los últimos años fue Europa quien tomó la iniciativa en la
implementación del smart grid, llegando a generar su propio estándar alternativo al CIM para el
intercambio de modelos de red eléctrica, ello debido a que las actualizaciones del CIM
generaban retrasos en los proyectos smart grid, ello provocó que el European Network of
Transmission System Operators for Electricity (ENTSOE4
) genere su propio estándar basado en
CIM. Finalmente a partir del año 2010, se dieron las coordinaciones a nivel de las instituciones
lideres, con el fin de lograr la unificación (armonización) de los estándares Estadounidense y
Europeo, resultando que Europa ahora tenga un “ENTSO-E CIM profile” compatible con el
CIM del IEC, bajo el compromiso de lograr compatibilidad con las distintas versiones que se
pudieran suceder, así como la declaración de un road-map que permita planificar los cambios y
actualizaciones venideras.
Figura 3: Representación pictórica de un smart grid publicada por la NIST.
2.4 Descripción del mecanismo que soporta al mercado eléctrico
La demanda participa en un smart grid principalmente a través de un mecanismo de mercado
horario (o de menor resolución). Para ejemplificar lo antes expresado, en este apartado se
presenta de manera esquemática el mecanismo general de sistema de mercado utilizado en PJM,
MISO e ISONE.
En la figura 4 se muestra el esquema simplificado de flujo de datos entre las aplicaciones que
participan en un mercado eléctrico (day ahead market). La colocación de ofertas remitidas por
los participantes del mercado, se almacenan en el Resource Commitment (RSC) para determinar
el compromiso óptimo (On/Off) de las unidades de generación. Estos recursos así determinados,
se remiten al Market Clearing Engine (MCE) para determinar el despacho óptimo (MW) de
dichos recursos. Una vez que este despacho óptimo ha sido determinado, se remite al
Simultaneous Feasibility Test (SFT) para comprobar si el sistema es seguro o no. Si el despacho
es óptimo y seguro, es publicado. Si el despacho no es seguro, el SFT creará nuevas
restricciones genéricas para una nueva iteración que lleve al sistema a una región segura. Si lo
anterior no fuera suficiente, se retornaría al RSC para la activación/desactivación de nuevas
unidades de generación a fin de que participen en el despacho de generación.
4
www.entsoe.eu

6. 5
Figura 4: Referencia: Jizhong Zhu & Kwok Cheung, senior members IEEE
Si bien este es un solo proceso, en el participan el operador de marcado y el operador de
sistema, involucrando al mismo tiempo a la demanda y empresas eléctrica. Todo este flujo de
información transita fluidamente a través de las plataformas tecnológicas de los diferentes
integrantes del smart grid, gracias a la implementación de los estándares presentados en el
numeral 2.3.
Cabe mencionar que en ISONE y PJM, se usan los Locational Marginal Prices (LMP) en sus
componentes: energía, congestión y pérdidas; tal como se ha definido también para el Mercado
de Corto Plazo (MCP) a implementarse en el SEIN.
3 Beneficios que conlleva la implantación de un Smart Grid
En general la implementación de un smart grid tiene por propósito lograr un sistema eléctrico
más eficiente en términos económicos y operativos, a la vez que sostenible.
3.1 Ahorro en el consumo de energía eléctrica
La expectativa de beneficio por ahorro de energía, es la principal motivación para la
implementar un smart grid. Como ejemplo se presenta las referencias de la evaluación hecha
para el sistema eléctrico de Midwest-ISO, el cual considera un horizonte de 20 años, mostrando
la desagregación de la evaluación en los rubros “demand response” (DR) y eficiencia energética
(EE).
Demand Response Programs (programas de respuesta de la demanda)
o C&I Curtailable/Interruptible (carga recortable/interrumpible servicio opcional)
o C&I Direct Load Control (carga recortable/interrumpible vía control directo)
o Residential Direct Load Control (control directo de la demanda residencial)
o C&I Pricing (carga recortable/interrumpible a precio spot)

7. 6
o Residential Pricing
Commercial Energy Efficiency Programs
o Lighting programs (programas de iluminación)
o Prescriptive rebates (descuentos prescritos)
o Custom incentives (incentivos personalizados)
o New construction programs (para nuevas construcciones)
Residential Energy Efficiency Programs
o Appliance incentives/rebates (dispositivos incentivos/descuentos)
o Appliance recycling (dispositivos de reciclaje)
o Lighting initiatives (iniciativas de iluminación)
o Low income programs (programas de bajo ingreso)
o Multifamily programs (programas multifamiliares)
o Whole home audit programs (programas de auditoría residencial)
Según los conceptos antes listados, Todd Hillman (Executive Director at Midwest ISO) expone
la evaluación de Global Energy Partners, LLC, mostrando el impacto de los programas DR y EE
en el sistema MidwestISO, La figura 5 muestra el impacto pico de los programas DR,
encontrándose que para el 2010 el efecto es de 3.6% (4,006 MW ahorrados) siendo la mayor
componente de este total el programa C&I y el Residential Direct Load Control. Para el 2030 la
expectativa es llegar a significar un impacto (reducción de demanda) del orden del 6.8%.
Figura 5: Assessment of Demand Response and Energy Efficiency Potential for Midwest ISO, Global
Energy Partners, LLC. Walnut Creek, CA 2010. Report Number 1314.
La figura 6 muestra el impacto en energía de los programas EE en MidwestISO, el cual para el
2010 es solo del orden del 1%, con una expectativa mejor para el 2030.
Figura 6: Assessment of Demand Response and Energy Efficiency Potential for Midwest ISO, Global
EnergyPartners, LLC. Walnut Creek, CA 2010. Report Number 1314.

8. 7
3.2 Ampliación de los servicios auxiliares
El smart grid amplia el espectro de servicios auxiliares de los cuales dispone el operador de
sistema para facilitar la transmisión de energía a la demanda, en buenas condiciones de calidad.
En la experiencia del Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), los servicios auxiliares
provenientes de la demanda, reciben un “pago por capacidad”. Los servicios auxiliares
manejados en el mercado del “día siguiente” en ERCOT, son los siguientes:
Regulation Up (URS): Control de la potencia en respuesta a un pequeño cambio en la
frecuencia del sistema. Las señales se envían cada 4 segundos desde ERCOT, las señales de
ERCOT causan un incremento de energía hacia la red.
Regulation Down (DRS): Similar al anterior, en este caso se produce decremento de la
provisión de energía.
Responsive Reserve (RRS): Son cargas interrumpibles controlada por relés de baja
frecuencia. Control desde AGC o lazos de control directo que detienen las caídas de
frecuencias; Este mecanismo es en respuesta a alteraciones significativas en el sistema.
Non-spinning Reserve (NSRS): Utiliza la reserve off-line capaz de ser sincronizada (o
interrumpida) hasta un nivel especifico en un periodo de 30 minutos y durante una (1) hora.
Estos servicios con sus correspondientes requerimientos se agrupan en clases, según el cuadro
siguiente:
Classes Service that can be Provided Requirements5
Voluntary Load Response
(VLR)
Curtailment or reduction in response to
Market Price or other factors
Metering and/or curtailment
technology defined in REP
contract
Non-Controllable Load
Resource (Non-CLR)
Various Ancillary Services:
Responsive Reserve Service
Non-Spinning Reserve Service
IDR meter6
Under-frequency Relay
Telemetry
ERCOT Qualification
Controllable Load Resource
(CLR)
Various Ancillary Services:
Regulation Up Service
Regulation Down Service
Responsive Reserve Service
Non-Spinning Reserve Service
IDR meter
Telemetry
Automatic Governor Control
(AGC) like control
ERCOT Qualification
Emergency Interruptible
Load Service (EILS)
Curtailment in response to ERCOT
Dispatch
IDR meter or Non-IDR
Aggregations
ERCOT Qualification
Cuadro 1: Mark Patterson, Manager, ERCOT Demand Integration
Como se puede observar, en Texas el smart grid permite también la participación de la
generación distribuida a través del servicio “Non-Spinning Reserve Service”. En Texas la
participación de la demanda se inicio en el año 2006, con lo cual se puede apreciar en dicho
sistema, una madura experiencia en la gestión de la participación de la demanda.
4 Planeamiento de corto plazo y problemática operativa en los Smart Grid
No obstante los beneficios antes mencionados, la implementación de un smart grid significa
afrontar una cuantiosa inversión en costo e ingeniería, asimismo su operación presenta un
5
Las plataformas tecnológicas listadas, requieren Complete Qualification Test según estándares de
ERCOT, para poder proveer los servicios auxiliaries.
6
La información técnica y del servicio proveído para los IDR meters, puede ser consultada en la web de
la compañía ONCOR del estado de Texas: www.oncor.com/electricity/metering/default.aspx

9. 8
escenario complejo. A continuación se exponen las experiencias en los sistemas eléctricos
estadounidenses que han implementado sus smart grid.
4.1 El problema del pronóstico de la demanda
En general uno de los factores principales que generan las fluctuaciones del precio de la
electricidad es el cálculo de la demanda. En un mercado tradicional la demanda es inelástica con
una mínima participación en el mercado, esta falta de elasticidad cambia con la aparición de las
"redes inteligentes" (ver numeral 2.2). En un mercado tradicional, los patrones de consumo de la
demanda no cambian sustancialmente por influencia del precio de la energía eléctrica, por lo
tanto los precios pronosticados se consideran robustos respecto de las reacciones externas.
En un smart grid, la utilización de dispositivos avanzados de almacenamiento de energía facilita
el retorno de esta hacia la red, cambiando el rol de las cargas de consumidores finales a
proveedores de energía durante algunos períodos de tiempo.
En un smart grid la conducta de la demanda es más bien divergente respecto de su solo
pronóstico estadístico. Lo antes expresado se ha traducido en algunos casos, en el registro de
grandes desviaciones del pronóstico de demanda por influencia de los precios. El smart grid se
presenta como un escenario de alta volatilidad para el pronóstico de la demanda.
Con relación a la experiencia con modelos matemáticos capaces de enfrentar mejor la
volatilidad del pronóstico de la demanda y precios, en los últimos años se tiene el surgimiento
de modelos híbridos, tales como:
Wavelet-ARIMA7
Artificial Neuronal Network-Fuzzy Logic
La transformada Wavelet se utiliza para descomponer el precio de la electricidad en diferentes
componentes de frecuencia, cada componente se pronostica de forma individual. Por otro lado
la técnica de lógica difusa, se ha combinado también con la Artificial Neuronal Network para
compensar la debilidad que presente el usar una sola red neuronal en un sistema dado. Estos
modelos híbridos logran ser más precisos que los modelos singulares, dada su capacidad de
presentar mejor el comportamiento y volatilidad de las diferentes variables en un smart grid.
4.2 El pronóstico de precios y congestiones
En los mercados modernos y por extensión en los smart grid, la congestión es administrada por
precios marginales localizados (LMP8
), la fijación de precios de la energía de acuerdo con su
ubicación y el momento de su inyección o retiro. La predicción de corto plazo de los LMP para
cada zona del sistema eléctrico, es fundamental para la diaria toma de decisiones de los
participantes del mercado, programar mantenimientos, planificar el comercio de la electricidad
tanto física como financieramente.
El pronóstico de corto plazo de los LMP es actualmente aplicado principalmente por medio de
modelos estadísticos y de inteligencia artificial. Dichos modelos requieren un masivo ingreso
de datos. Los datos históricos requeridos para el pronóstico de los LMPs y sus variables
complementarias son los siguientes:
a) Los niveles ex-post de despacho de cada unidad de generación
b) Los flujos ex-post energía para cada línea de transmisión
c) Los límites de capacidad de cada unidad de generación
d) Cargas ex-post y pronosticadas para cada barra
7
A. Conejo, M. Plazas, R. Espinola, A. Molina, “Day-ahead electricity price forecasting using the
Wavelet transform and Arima models,” IEEE Transactions on Power Systems, May 2005
8
LMP es abreviatura del inglés “Locational Marginal Prices”.

10. 9
e) LMP ex-post para cada barra
Contando con los datos históricos antes mencionados, la información a predecir para despacho
diario es:
a) Despacho por cada unidad
b) Flujo de carga para cada línea
c) LMPs para cada barra
d) Las líneas congestionadas
Cabe anotar que la data histórica de “Cargas ex-post y pronosticadas” es a nivel de baja tensión
(incluso a nivel de suministros), ello significa millones de pronósticos que no pueden ser
procesados por el operador del sistema, a no ser con la ayuda de instrumentación (medidores
inteligentes) y sistemas altamente especializados.
4.3 El problema del pronóstico del recurso eólico
La energía producida con recursos de energía primaria renovable de la cual la fuente
predominante es la eólica, no necesariamente está asociada a un Smart Grid, pero en la práctica
coincide, y la razón es que el smart grid tiene la propiedad de adsorber mejor las intrínsecas
fluctuaciones de la energía de fuente eólica y los diversos problemas operativos que ello
conlleva. Es decir, se ve al smart grid como a la plataforma que hace factible el crecimiento de
la energía eléctrica generada a partir de fuente eólica.
Para ejemplificar lo antes expuesto, se cita las siguientes declaraciones:
“El presidente Obama hizo un llamado para duplicar la cuota de las energías renovables
en el suministro de la nación en tres años. California tiene una participación objetivo de
energía renovable del 33% por ciento para el 2030. Estos audaces compromisos requieren
de estrategias de transformación para ser alcanzados”. Referencia: Risk-limiting Dispatch
of Smart Grid, IEEE PES GM 2010.
“La aplicación de la energía eólica se ha incrementado significativamente durante la
última década y hay muchos sistemas, con cantidades relativamente grandes de energía
eólica. En 2010 Dinamarca registró un 21,8% de su demanda de energía eléctrica con
energía eólica, 17% en Portugal, España 16% (en 2010 se registró un pico de 35%) y 11%
en Irlanda”. Referencia: Wind power grid integration: The european experience
(http://erc.ucd.ie/publications/).
Como puede apreciarse, la presencia de la energía de fuente eólica es ya muy cuantiosa en los
sistemas estadounidense y europeo y lo será más, ello ha significado enormes esfuerzos en
términos de investigación e implementación de plataformas tecnológicas que permitan su
administración y expansión. Sus particularidades operativas, ameritó incluso en el caso de
España, la implementación de un centro de control exclusivo denominado Centro de Control de
Régimen Especial (http://www.ree.es/operacion/cecre.asp), dicho centro de control depende de
Red Eléctrica de España.
Lograr el pronóstico de la energía eólica en épocas en que su disponibilidad es alta, es crítico,
al mismo tiempo lo es el lograrlo para un horizonte de anticipación de hasta 6 horas, que dé al
operador de sistema el tiempo suficiente para reaccionar ante una mayor o menor producción.
Para el unit-commitment y los generadores que operan en el mercado, la escala de tiempo
requerida es de un día de anticipación.
En la figura 7 se puede apreciar la sensibilidad del error mínimo que estadísticamente se puede
lograr respecto del pronóstico del recurso eólico (la grafica corresponde a una instalación
individual). Como se puede observar el margen de error es muy alto si por ejemplo se le
compara con el MAPE actual del pronóstico de demanda de todo el SEIN (con mínima
presencia de energía eólica) el cual está entre el 2%, 1.5% o menos al día, esto significaría que

11. 10
con una mayor presencia de energía eólica, se tendría mayor error en el pronóstico de demanda
total del sistema eléctrico.
Figura 7.
4.4 Operador de mercado vs. Operador de Sistema
La fricción existente entre el operador de mercado (OM) y el operador del sistema (OS), no es
una situación que se genere por la implantación del smart grid, pero dado que el presente
documento se ubica en el contexto de una realidad en la cual no existe aún el mecanismo de
mercado (day ahead market) establecido y consolidado, se incluye el presente tema dado que
este formaría parte de la problemática a enfrentar en el camino a la implementación de un Smart
Grid.
Sobre la base de la experiencia de diez (10) años de operación de los mercados eléctricos en
Estados Unidos, se identifican los dos (2) aspectos más importantes en el problema de la
fricción9
entre el OS y el OM:
Lo primera es que la confiabilidad se ve afectada considerablemente por el hecho de que los
recursos necesarios para la operación de la red, se compran a muchos agentes
independientes en el mercado, cada uno con su interés propio. Por lo tanto la confiabilidad
se degrada por la dependencia de los mecanismos de mercado que al mismo tiempo aportan
sus propias fuentes de inestabilidad y volatilidad. Los efectos son a corto plazo tanto en el
day ahead market, la operación en tiempo real, las inversiones en transmisión, capacidad de
generación, etc.
El segundo aspecto es que las normas requeridas para el funcionamiento del sistema
eléctrico, pueden afectar seriamente las ganancias individuales y colectivas de los
participantes del mercado, teniéndose por esta razón una inevitable resistencia a las normas
que requiere la operación del sistema eléctrico por confiabilidad y seguridad.
Además, existe en la experiencia de los mercados estadounidenses, una divergente visión entre
el OM y el OS respecto de la evaluación del riesgo10
, “el mercado piensa el riesgo en términos
de probabilidad y los operadores de sistema lo entienden de una manera determinística”11
.
9
Friction between Energy Markets and System Operations and Impact on Market, Dr. Alex
Papalexopoulos
10
Entiéndase por riesgo el desbalance energético, el exceder limites térmicos, el exceder límites de
tensión, la inestabilidad, la caída de tensión e incluso el riesgo de blackouts
11
Hong Chen, PJM Interconnection LLC

12. 11
4.5 Necesidad de sincronizar los sistemas de información de todos los
participantes
La implementación de un smart grid presupone el haber resuelto y logrado la interconexión y
sincronización de los sistemas de información de todas las empresas y organismos participantes.
La información no solo debe fluir entre todos estos, sino que todos los procesos deben ser
controlables, auditables, trazables e implementados con la debida segregación de funciones12
.
Lo antes expresado se traduce en que todos los sistemas informáticos hasta los dispositivos en
subestaciones y clientes finales, deben estar integrados verticalmente, lo cual no es una tarea
puntual y aislada, sino que requiere ser asumida como una actividad estratégica, especializada y
sostenible, para ello la IEC ha formulado con participación de la industria eléctrica, los
estándares mencionados en el numeral 2.3. A continuación se cita en su texto original la
expresión de importantes especialistas del smart grid:
“Nuestra atención se centra en el uso de la información, desde los sensores, generadores,
clientes, y coordinadores: la "inteligencia" en una red eléctrica inteligente, tiene mucho que ver
con la información”13
Más aun, en la práctica no solo se trata de implementar sistemas informáticos a través de todas
las capas del sistema eléctrico, sino que tal nivel de sistematización significa la adecuación y
reingeniería de los procesos mismos en todos sus aspectos. Por ejemplo durante el año 2009 se
observó que el estándar ENTSOE (alternativo al CIM estadounidense), había definido en
principio solo nueve (9) niveles de tensión para el modelamiento de las redes eléctricas de los
43 países que conforman la Comunidad Europea, que se integrarían bajo la coordinación del
ENTSOE, ello significó la adecuación a gran escala de los modelos de red utilizados por los
ingenieros de potencia. Si bien ello significa un gran impacto en las operaciones de análisis de
red, que tradicionalmente definen sus niveles de tensión según mediciones, la visión fue
establecer el predominio de los estándares a fin de lograr la integración, aun cuando ello
mermará la precisión del análisis de red, dado que el costo beneficio de la integración pagaba
con creces la pérdida de precisión de la actividad de análisis de sistemas de potencia.
A la fecha existen ya productos desarrollados (sistemas informáticos) en versión comercial, bajo
los estándares mencionados en el numeral 2.3, no obstante dichos sistemas tiene un muy alto
costo y requieren de una importante inversión de ingeniería ad-hoc a fin de ser adecuados a la
realidad y marco legal de cada país.
4.6 La seguridad cibernética (Cyber Security)
Si bien la seguridad cibernética forma parte de la implantación de los sistemas informáticos, en
el presente documento se le menciona individualmente con el fin de enfatizar que existe una
gran diferencia de este tópico cuando se le ubica en el contexto de un sistema eléctrico
tradicional como el del SEIN y luego se le evalúa en el contexto de un smart grid. La
vulnerabilidad en el smart grid es más alta en comparación la vulnerabilidad que existe en una
red como el SEIN, debido a que el smart grid implica una red de datos muy extendida, con uso
muchas veces de plataformas con acceso público como lo es la Internet.
Para los Smart Grid, la norma IEC 6235114
establece la especificación de la seguridad para las
operaciones de control del sistema de potencia y el intercambio de información, incluidas las
12
Separación de funciones entre los funcionarios en todos los niveles de la entidad, de manera que
ninguna persona tenga bajo su responsabilidad, en forma completa, una operación financiera o
administrativa, o proceso “core-business” vinculantes a las mismas. Este concepto forma parte de las
políticas antifraude.
13
“Our focus is on the use of information—from sensors, generators and customers, and for
coordination: „smart‟ in smart grid has much to do with information”, Risk-limiting Dispatch of Smart
Grid, IEEE PES GM 2010; Janusz W. Bialek, Pravin Varaiya, Felix Wu and Jin Zhong.

13. 12
comunicaciones de red, TCP/IP, perfiles MMS15
, la seguridad para el ICCP y automatización de
sub-estaciones y sistemas de protección.
5 Hoja de Ruta para Smart Grid
Seguidamente en la figura 8, el autor propone una hoja de ruta (conocida como road map en
Inglés) sinóptica para la implementación de un Smart Grid en el SEIN, identificando cinco (5)
etapas para el caso del SEIN, por no existir o no estar aun logradas en el grado requerido. Las
dimensiones se han definido en “Componente técnica16
” (no se considera la dimensión de
inversión) y Tiempo. El propósito de este road map primario es trasmitir la idea de grado de
complejidad técnica comparativa de cada etapa a través de las pendientes que se les asigna en el
gráfico.
Figura 8: “Road map primario” para la implementación de un Smart Grid en el SEIN.
A continuación se describe brevemente cada etapa:
Etapa 1: Consiste en adecuar los centros de control y subestaciones a lo especificado por la
RD N°055-2007/EM/DGE, la adecuación puede resultar amplia dado que comprende a las
subestaciones del SEIN, pero no representa alta complejidad técnica en la medida que los
equipos y sistemas adecuados a norma IEC 60870-6 / TASE.2 (ICCP), tienen a la fecha un
alto grado de madures y están disponibles a través de todos los principales proveedores de
sistemas SCADA. En una perspectiva de smart grid esta etapa deberá considerar también lo
estipulado por la IEC 62351 (Information Security for Power System Control Operations)
según corresponda.
Etapa 2: Esta etapa consiste en la adecuación de los sistemas de información del
Coordinador, empresas de generación, transmisión y Distribución, a los estándares IEC
14
Information Security for Power System Control Operations
15
Manufacturing Message Specification
16
La Componente Técnica tiene por objeto representar el despliegue de ingeniería requerido en términos
de especialización, horas hombre y tecnología requeridos. Esta dimensión no representa los niveles de
inversión económica que puede ser requerido y que ameritaría una evaluación específica.

14. 13
61970 (Common Information Model) e IEC 62351 (Information Security for Power System
Control Operations). Esta etapa reviste un alto nivel de complejidad puesto que implica la
integración funcional de actividades core-business tales como: despacho económico,
programas de mantenimiento, liquidaciones, etc. A nivel de mercado mayorista, y en
concordancia con el diseño de mercado previamente definido para la etapa 3.
Etapa 3: Es la implementación del mecanismo de mercado, implica la adecuación del
mercado tradicional vigente, a un tipo de mercado day-ahead, por ser este el tipo de
mercado que mayor grado de difusión y madurez ha logrado a la fecha. A esta etapa aplican
los estándares IEC 61970 (Common Information Model) e IEC 62351 (Information Security
for Power System Control Operations).
Etapa 4: Constituye la ampliación del alcance de la etapa 2, con el fin de incluir a la
demanda residencial y pequeñas industrias (mercado minorista), las cuales por su
naturaleza, constituyen una cantidad de participantes mucho mayor a la del mercado
mayorista. En esta etapa se implementa la plataforma tecnológica que permite la lectura de
señales, estados, lecturas de energía, etc. a resolución de usuario final, y el retorno a estos
de la señal de precio de la energía que consumen. A esta etapa aplica el estándar IEC 61968
(Distribution Managements Systems), así como el IEC 61850 (Electrical Substation
Automation) para el soporte de la automatización de subestaciones, soporte a la generación
distribuida, energías renovables (en particular la eólica), etc.; y como en todos las anteriores
el estándar IEC 62351, esta vez con particular cuidado respecto de los enlaces y medios de
comunicación con los clientes finales.
Etapa 5: Finalmente se tiene la puesta en operación de la ampliación de la plataforma de
mercado que permite incluir la participación de los clientes finales. En el entendido de que
estas cinco (5) etapas conformen un proyecto integral, lo requerido como marco normativo
y plataforma tecnológica de esta última etapa, seria desarrollada como parte de las etapas
tres (3) y cuatro (4), quedando finalmente solo la implementación final, la cual reviste
diversos tipo de complejidad. Por ejemplo, las condiciones para el funcionamiento del
mercado son marcadamente distintas en las zonas eléctricas del SEIN, donde Lima presenta
alto grado de disponibilidad de la información (medidas y estados) en tiempo real, así como
un sistema eléctrico muy mallado, no así el resto del SEIN, lo cual sugiere que de haber una
implementación del smart grid por etapas, la primera etapa sería más factible en Lima.
Las cinco etapas antes descritas puestas en un contexto de un proyecto integral, ya no serian
secuenciales, sino que se buscaría optimizar los tiempos y recursos de de manera global,
paralelizando lo que sea posible abordar al mismo tiempo, en términos de conveniencia y
factibilidad. En la figura 9, el autor ensaya una organización tentativa de las cinco etapas (5)
bajo el contexto de un proyecto integral.

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Figura 9: “Road map” para la implementación de un Smart Grid en el SEIN.
Evidentemente en esta nueva organización, habría un notable ahorro de tiempo, pero el
componente técnico se estima que sería similar. Por ejemplo, aun cuando la etapa 4 es una
extensión funcional de la etapa 2, la etapa 4 tiene cierta dependencia funcional de la etapa 2, por
ello un cambio estructural en la etapa 2 podría acarrear un efecto mayor aguas abajo en el
desarrollo del proyecto.
6 Conclusiones respecto a la implementación de un Smart Grid
A continuación se exponen las conclusiones de lo expuesto en el presente documento, en el
contexto de lo que conceptualmente se requeriría para llegar a implementar un smar grid en el
SEIN.
Implementar un Smart Grid significa dar el paso siguiente en la evolución de un sistema
eléctrico, a través de la integración de los usuarios finales en calidad de agentes activos
capaces de modificar su patrón de consumo en respuesta a una señal de precio determinada
por el mercado eléctrico. El objeto primordial de este mecanismo es lograr un ahorro en el
consumo de energía eléctrica y ampliar la capacidad de control del sistema eléctrico tal que
permita prosperar tanto la generación distribuida como el uso de la energía renovable. Si
bien existen otros beneficios como lo es la mejora del mantenimiento predictivo, la
facturación en línea de la energía eléctrica consumida, estos son solo beneficios marginales
que no justificarían la inversión material que significa implementar un smart grid.
La magnitud de ahorro por la implementación de un smart grid no es en general
significativa en términos porcentuales, pero en una económica de escala y en horizontes de
20 años si puede llegar a ser rentable, como por ejemplo en Midwest ISO donde el ahorro
del orden del 4.4% para el 2010, ello equivale a unos 4,372 MW (ver figura abajo).

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Un smart grid es estructuralmente un mercado eléctrico, que ha expandido su frontera a la
capa final del sistema eléctrico que es la demanda. En tal sentido para la existencia de un
smart grid es requisito la existencia previa de un mercado eléctrico17
(day ahead market)
consolidado.
En general un smart grid representa un escenario técnico y operativo mucho más complejo
que el observado en una estructura de mercado como la del SEIN.
Definiendo el desarrollo general del SEIN en las siguientes etapas: mercado tipo pool,
mercado del día siguiente (day ahead market) y Smart Grid; el SEIN se encontraría a la
fecha aun dentro de la primera etapa, y aun en vías de resolver aspectos estructurales tales
como el control de la reserva18
, y antes que ello la adecuada visibilidad19
del sistema
eléctrico; esto último se refiere a la relativamente baja disponibilidad de las señales
(medidas y estados) del SEIN que recibe el operador del sistema (COES).
En el SEIN no existe una integración de los sistemas de información de tiempo real y
operativo a nivel de todos los participantes, solo el Coordinador tiene en su SCADA/EMS
un gestor de modelo de red bajo estándar IEC 61970 (Common Information Model). Para
implementar un Smart Grid se requiere que todos los participantes implementen en sus
SCADAs, sistemas de información y subestaciones (cuando aplique), los estándares
señalados en el numeral 2.3. Lograr la adecuación a los estándares IEC significaría en el
SEIN en muchos casos una renovación de los sistemas de información, sistemas SCADA y
subestaciones20
.
17
Entiéndase para esta sección que un mercado antes de un Smart Grid, solo comprende la participación
de empresas de generación, transmisión y distribución, hasta incluso los grandes clientes industriales,
pero sin inclusión de la demanda vegetativa.
18
Entiéndase la como la implementación de un “Automatic Generation Control”
19
Se refiere a que el Estimador de Estado del Coordinador, cuenta con información suficiente para
resolver la red en todas sus zonas y con un error razonable.
20
La única excepción conocida a la fecha en el SEIN es la empresa TESUR (aun en etapa de proyecto en
ejecución), la cual si considera para sus equipos y sistemas el estándar IEC61850.