Smart meters hurting small firms: Survey

have the flexibility to take advantage of lower costs offered during off-peak hours, so instead they end up paying higher costs.

“ So for example, you’re not going to serve your customers at 3 a. m. or you’re not going to be baking goods at 2 a.m.

“ For a lot of our members they’re very much sitting ducks for higher price increases. They don’t have the tools and they certainly don’t have the ability to manage their costs or to be able to shift their (electrical) load.”

The Canadian Federation of Independent Business represents 107,000 small businesses from coast to coast.

Niagara Falls MPP Kim Craitor, a member of the Liberal government, said he shares some of the concerns raised by the CFIB study, especially time-of-use metering.

“ I’m hearing it. I’m seeing it first hand and I think we’re going to have to take another look at this because they are having an impact on the business community, which was never the intent,” said Craitor.

“ The whole concept was simply to try to use energy at the right time so you have enough for the entire province when there was a demand for it.”

Craitor said business lobby groups have been sending mixed messages about the impact of the Harmonized Sales Tax, with some saying its a good thing and others saying it’s hurting businesses.

• 13 Nov 2010
• The Niagara Falls Review
• JOHN ROBBINS

Smart Grids - the future or fantasy?

Smart Grids is a common denominator for a wide range of developments that make medium and low voltage grids more intelligent and flexible than they are nowadays. Main motive for Smart Grid initiatives is that such developments improve reliability of supply and/or support the trend towards a more sustainable energy supply. At this moment, medium and low voltage networks can not be remotely observed and controlled. Various companies are developing technologies aiming at creating smarter networks. However, these developments tend to root in technological possibilities, rather than in a sound problem analysis and a structured approach towards its solution. In the recent past, a great variety of sensors, protocols, communication equipment and the like has been designed to support the move towards Smart Grids. However, many of them have not found wide application, which can be at least partly attributed to the fact that there were no "problems" for which they provided a solution so that it was not possible to draw up a positive business case. In summary, there was too much technology push and too little market pull. The fact that some of manufacturers of unsuccessful technologies even blame network operators as conservative instead of improving the price performance ratio of their products further hampers a real take off of Smart Grids. Notwithstanding the mixed present picture, Enexis has high expectations of the future of Smart Grid technologies. In the short term, Enexis focuses on applying Smart Grid technologies for improving the reliability of supply through increasing the speed of restoration after an interruption. To this end, Enexis has planned the large-scale deployment of remote control on certain points in the medium voltage networks to detect and localize outages due to component failures. This makes it no longer necessary to rely on phone calls of people whose lights and televisions turn off for outage detection and makes fault location much quicker. Smart G- rid technologies can thus battle the expected increase in component failures, the inevitable consequences of an ageing infrastructure. In the longer term, Smart Grid technologies will play an important role in maintaining reliability of supply and improving sustainability. The complexity of electricity distribution increases. Gardeners connect CHP plants to the grids and the number of wind turbines increases. This also applies for small generators, such as micro CHP plants and PV panels. Smart Gridssupport these developments by continuously monitoring and controlling the gridand the generators. Enexis believes that effective deployment of Smart Gridtechnologies requires a top down approach. Therefore Enexis is developing a vision on the role of the medium and low voltage networks in a sustainable energy future. With Enexis' vision becoming clearer over time, ever greater efforts will be spent on developing the appropriate and necessary Smart Gridtechnologies in cooperation with commercial energy companies, other gridoperators and suppliers, as well as to increasingly focused discussions with the regulator and the government on the future energy supply and the role ofSmart Grids in it.

Slootweg, H. ;
Enexis B.V., Netherlands

This paper appears in:  Smart Metering - Making It Happen, 2009 IET
Issue Date :  19-19 Feb. 2009
On page(s): 1 - 19
Location: London
Print ISBN: 978-1-84919-089-3
INSPEC Accession Number: 10878916
Date of Current Version :   10 Abril 2009

Eletrobras vai testar tecnologia “smart grid” em Parintins

• 4 Nov 2010
• Valor Economico
• Claudia Safatle
• De Brasília

A Eletrobras começa a implantar em 2011 um projeto piloto em Parintins, pequena ilha no Estado do Amazonas a 420 quilômetros de Manaus, para testar o uso da tecnologia “smart grid” — um sistema inteligente que, através de sensores colocados na rede de distribuição, permitirá o conhecimento e a intervenção imediata em caso de falhas na rede de distribuição de energia. Serão trocados os medidores dos 14.500 consumidores residenciais e comerciais da ilha, hoje conectados a um sistema elétrico isolado por geração térmica que consome 2 milhões de litros de óleo por mês.

A estatal investirá R$ 21 milhões na substituição de todos os medidores, na automação dos alimentadores, na medição e monitoramento de 300 transformadores de distribuição e na implantação de um sistema que melhore o uso do parque gerador de 25 MW. Todas as informações colhidas em campo serão enviadas para um centro de inteligência que terá condições de intervir em tempo real para corrigir defeitos e falhas do sistema e de ter uma relação de interação com o consumidor.

O sistema smart grid será implantado em dois anos e deverá ajudar na redução da demanda por expansão de geração, com consequentes benefícios ambientais, e contribuir para diminuição das tarifas. Como o consumidor poderá ter acesso ao seu gasto diário, terá condições, inclusive, de interferir no uso de energia — desligando equipamentos, por exemplo — para diminuir o consumo antes de receber a conta de energia, conforme explicou Elaine França Fonseca, assessora da diretoria de Operação das Distribuidoras da Eletrobras.

Os medidores do novo sistema serão capazes de identificar falhas no fornecimento de energia em uma residência ou empresa, detectar onde ocorreu o problema e fazer a religação. Assim como informarão das tentativas de manipulação e roubo de energia. Segundo Elaine Fonseca, são inúmeras as possibilidades que se abrem com esse novo sistema. Através de um comando do medidor, o cliente poderá, por exemplo, programar o uso do ar condicionado para reduzir o consumo de energia.

A escolha de Parintins para o primeiro teste decorre do fato de a ilha ser abastecida por um sistema isolado, o que vai permitir o acompanhamento do desempenho das novas tecnologias desde a geração até a loja, a indústria ou a residência do cliente, assim como avaliar a adaptação dos consumidores de situação econômica diversa à essa nova tecnologia. Todo o processo será monitorado pela Amazonas Energia.

Se o teste — que terá dois anos de duração — for bem sucedido, a Eletrobras expandirá o uso do “smart grid” para as distribuidoras do Amazonas, Acre, Roraima, Rondônia, Alagoas e Piauí.

A expectativa da direção da estatal é de que em Parintins a experiência resulte numa redução do consumo de energia de pelo menos 2%, com impactos positivos sobre a oferta de energia, sobre o gasto final do consumidor e na redução da taxa de inadimplência.

Governo vai mudar modelo de medidor residencial de energia

Resolução que prevê a troca do aparelho analógico pelo inteligente está em consulta pública

Para a Aneel, novo equipamento permitirá maior controle de gasto; mudança deverá ocorrer a partir de 2012

29 Sep 2010 | Folha De S.Paulo | SOFIA FERNANDES DE BRASÍLIA 

O governo quer adotar em todos os imóveis residenciais do país o medidor eletrônico de energia, que permite controle mais eficiente de gastos e operações remotas. 

Isso significa que verificações e desligamentos podem ser realizados sem a visita de um técnico.

A resolução que determina a troca do medidor analógico pelo inteligente está em consulta pública até dezembro.

Uma vez aprovada, as distribuidoras terão 18 meses para adotar o novo padrão em trocas de equipamentos quebrados e novas ligações.

Segundo Hugo Lamin, especialista em regulação da Aneel (Agência Nacional de Energia Elétrica), a resolução deve ser aprovada no primeiro trimestre de 2011. Os novos medidores deverão, portanto, ser instalados em 2012.

Há a intenção, num segundo momento, de substituir todos os 63 milhões de medidores do país, quebrados ou não. Não há data definida para essa etapa.

Atualmente, 7,4% dos medidores são eletrônicos, e dentro desse pequeno universo poucos têm todos os recursos exigidos pela agência.

“ Esse é o primeiro passo para a rede elétrica inteligente no país”, disse André Pepitone, diretor da Aneel.

O modelo de rede inteligente, ou “ smart grid”, no inglês, está disseminado nos EUA, no Canadá, na Austrália, na África do Sul, no México e em países da Europa.

Pela proposta em consulta pública, o novo medidor deverá atender requisitos mínimos, como a possibilidade de mostrar o nível de consumo em cada horário do dia.

HORÁRIO DE PICO

A troca de medidores prepara o sistema elétrico para mudanças profundas, como a adoção de quatro tarifas diferenciadas ao longo do dia.

A energia teria um preço mais elevado em horário de pico, que hoje vai das 19h às 22h, e custaria menos quando a demanda cai. A intenção do governo é diminuir perdas de energia e reduzir horários de pico, que exigem muito da estrutura de transmissão.

O esquema também pretende tornar mais eficientes as cobranças e dar mais opções ao consumidor, que poderá diagnosticar em que horas gasta mais e desligar temporariamente o fornecimento de energia em períodos de férias, por exemplo.

O prazo de 18 meses previsto pela Aneel será para adaptação das distribuidoras e das empresas fabricantes. Há nove delas no Brasil, segundo Hugo Lamin, técnico da Aneel, e nenhuma fabrica o modelo com as exigências definidas pela agência.

O filão que surge já chama a atenção de empresas que trabalham com redes inteligentes. Para Carlos Ramon, gerente geral de novos negócios da americana Silver Spring, em cinco anos o modelo elétrico brasileiro estará completamente mudado.

Os custos da mudança serão bancados pelas distribuidoras e repassados às tarifas. A Aneel diz que os ganhos com a modernização também serão repassados. 

Um site que vale a pena VEr !!!

http://ge.ecomagination.com/smartgrid/#/landing_page