Smart Grid-Exploring Options

 

  Smart and Just Grids: Opportunities for sub‐Saharan Africa 
  Morgan Baziliana, Manuel Welscha1, Deepak Divanb, David Elzingac, Goran Strbacd, Mark Howellse, Lawrence  Jonesf, Andrew Keaneg, Dolf Gielenh, V. S. K. Murthy Balijepallii, Abeeku Brew‐Hammondj, and Kandeh  Yumkellaa 
   

United Nations Industrial Development Organization, Vienna, Austria  Georgia Institute of Technology, Atlanta, USA  c  International Energy Agency, Paris, France  d  Imperial College London, London, UK  e  KTH, Royal Institute of Technology, Stockholm, Sweden  f  ALSTOM Grid, Washington DC, USA  g  University College Dublin, Dublin, Ireland  h International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi, UAE  i  Indian Institute of Technology, Bombay, India  j  Kwame Nkrumah University of Science and Technology, Kumasi, Ghana                   
b 

a 

 

                                                            
1

 Corresponding authors: [email protected], [email protected] 

     

 

 

Forward 
 

Whilst there is a clear focus today on improving the energy security and  sustainability of established economies in Europe, Japan and North America, for  example, as well as rapidly growing economies such as China, we must not forget  that energy security means something very different to the many millions of  people who have no access to electricity of any kind.      This paper “Smart and Just Grids: opportunities for sub‐Saharan Africa” tackles this  very important issue, setting out the current challenges and highlighting the role  that the rapidly evolving technological and commercial concept of smart grids  could play in ensuring a reliable and secure electricity supply for the region.     The paper is essential reading for anyone interested in the provision of energy in a sustainable, secure and  affordable way in developing economies, and in the role that smart grids can play in transforming energy  supply infrastructures and associated business models.     Energy is a strategic research priority at Imperial College London, and we are committed to delivering  solutions to the global energy challenge.  After reading this paper, I hope you are too.     

                                             Professor Nigel Brandon FREng  Director, Energy Futures Lab  Imperial College London 
 

2   

 

Preamble 
In 2009, an estimated 585 million people had no access to electricity in sub‐Saharan Africa. Unlike many  other regions of the world, under current assumptions, that figure is expected to rise significantly by 2030  to about 652 million – an unsustainable and unacceptable situation. National governments and regional  organisations have identified the urgent need for accelerated electrification rates. Responding to this need  will require innovative and effective energy policies. The way future power systems are planned, designed,  constructed, financed and operated will have a significant impact on how effectively these aspirations are  delivered.    Some of the well‐known and emerging concepts, systems and technologies of Smart Grids may offer an  important contribution to universal access to electricity in sub‐Saharan Africa. We argue that these Smart  Grid advances may enable sub‐Saharan African countries to leapfrog elements of traditional power systems  in terms of both technology and regulation. This could accelerate national and regional electrification  timeframes, improving service delivery, minimizing costs and reducing environmental impact.    We introduce the notion of Just Grids to reflect the need for power systems to contribute towards  equitable and inclusive global, economic and social development. While Smart Grids may provide an  efficient mechanism to address the massive electricity infrastructure building requirements, Just Grids will  help guarantee access to modern energy services without marginalizing the poor. This paper presents the  concept of Smart and Just Grids, and considers specific priorities that could usefully be implemented in sub‐ Saharan Africa in the short‐term. It reviews the literature, provides a foundation for policy development,  and suggests areas for further, more detailed research.      
                      Disclaimer:  The views expressed herein are those of the author(s) and do not necessarily reflect the views of their respective  institutions. The designations employed and the presentation of the material in this document do not imply the  expression of any opinion whatsoever concerning the legal status of any country, territory, city or area or of its  authorities, or concerning the delimitation of its frontiers or boundaries, or its economic system or degree of  development. Designations such as “developed”, “industrialized” and “developing” are intended for statistical  convenience and do not necessarily express a judgment about the stage reached by a particular country or area in the  development process. Mention of firm names or commercial products does not constitute an endorsement by the  respective institutions. 

3   

 

 

Contents 
 

Preamble  1.  Introduction  1.1 Electricity in sub‐Saharan Africa  1.2 Regional and national initiatives  1.3 Regional power pools and regulatory authorities  2.  A Smart Grid approach  2.1 Defining the term  2.2 Technologies  2.3 Costs and benefits  3.  Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa  3.1 Redefining the concept  3.2 Opportunities for leapfrogging  3.2.1 The ICT precedent  3.3 Effects on energy planning  3.4 Effects on regulation and design practices  3.5 Effects on overall market design  3.6 Transmission and distribution systems  4.  Near‐term considerations  4.1 Applying the concept  4.2 Ensuring coordinated action  5.  Conclusion  Acknowledgements  References 
 

3  5  5  6  7  8  9  9  10  13  13  16  17  17  19  19  20  21  21  24  25  26  26 

4   

 

 

1. Introduction 
According to the International Energy Agency (IEA) reference scenario, Africa’s final electricity consumption  is expected to double between 2007 and 2030 from 505 to 1012 TWh (IEA 2009). Over the same time  period, the United Nations (UN) Secretary‐General’s Advisory Group on Energy and Climate Change  (AGECC) has proposed that the UN System and Member States commit to ensuring universal access to  reliable, affordable and sustainable modern energy services by 2030 (AGECC 2010). To meet this goal,  massive electricity infrastructure2 development will be required in the short‐ and medium‐term.    The IEA (2010) estimates that achieving universal access to electricity by 2030 will require additional  power‐sector investment of USD 33 billion per annum on average, much of which is needed in sub‐Saharan  Africa. Efficiency improvements, demand management, optimal generation planning, improved grid  operation and increased electricity trade across sub‐Saharan African countries will be essential for  minimizing the volume of investments needed (UN‐Energy Africa 2008). We propose that specific elements  of current and emerging Smart Grid3 concepts, systems and technologies may make an important  contribution to improving equitable and just access to electricity services in sub‐Saharan Africa (Bazilian,  Sagar, et al. 2010).     This paper first briefly describes the electricity sector in sub‐Saharan Africa, including regional initiatives,  power pools and regulatory authorities (Section1). Section 2 reviews current Smart Grid concepts,  technologies and related costs and benefits. Section 3 places the Smart Grids concept in the context of sub‐ Saharan African, shifting the focus towards the facilitation of just access. It illustrates potential  opportunities for leapfrogging elements of traditional power systems, the role of energy planning, and  effects on regulation and market design. Finally, Section 4 offers thoughts on how to apply specific  concepts in the short‐term, and suggests areas for international cooperation to complement ongoing and  planned regional and national initiatives in sub‐Saharan Africa. This paper represents only an initial  foundation for policy design and further, more detailed research.  

  1.1 ELECTRICITY IN SUB‐SAHARAN AFRICA 
The energy sector in sub‐Saharan Africa is characterised by significant challenges including: low energy  access rates, electricity costs as high as USD 0.50/kWh, insufficient generation capacity to meet rapidly  rising demand, and poor reliability of supply (WB 2008). The estimated economic value of power outages in  Africa amounts to as much as 2% of GDP, and 6‐16% in lost turnover for enterprises (WB 2009).     In 2009, around 585 million people in sub‐Saharan Africa (about 70% of the population) had no access to  electricity (IEA 2010). This figure is expected to rise significantly to about 652 million people by 2030. Urban  centres in sub‐Saharan Africa are covered by varying electricity quality levels from national and regional                                                              
  We  use  the  term  electricity  infrastructure  or  power  systems  to  encompass  the  entirety  of  the  system,  from  generation through transmission and distribution to customer services and associated operations. 
3 2

 It remains the case that modern power system planning and operational tools and systems currently employed in  the OECD also have much to offer developing countries. 

5   

 

grids, but rural coverage is particularly uneven and inadequate (Parshall et al. 2009) ‐ 80% of those without  access to electricity live in rural areas (IEA 2010).     In 2007, sub‐Saharan Africa produced 390 TWh of electricity, of which South Africa alone produced almost  70% (AfDB, AU, and UNECA 2010)4. For a sense of scale, with 68 GW, the entire generation capacity of sub‐ Saharan Africa is no more than that of Spain5. In addition, sub‐Saharan Africa’s average generation capacity  was only about 110 MW per million inhabitants in 2007, ranging from less than 15 MW per million  inhabitants in Guinea‐Bissau and Togo, to 880 in South Africa, and up to 1,110 in the Seychelles (EIA 2010).  By comparison, the generation capacity in the European Union is about 1,650 MW per million inhabitants,  and in the U.S. it is 3,320.     Africa’s energy resources are characterised by oil and gas reserves in North and West Africa, hydroelectric  potential in Central and Eastern Africa, and coal in Southern Africa. Hydropower in sub‐Saharan Africa has  an enormous exploitable potential (WEC 2005): it currently accounts for 45% of sub‐Saharan Africa’s  current electricity power generation (AfDB 2008)6, which represents only a fraction of the commercially  exploitable potential. In addition, sub‐Saharan Africa has abundant solar potential (Huld et al. 2005), and  biomass is used extensively for household use, with prospects for increased commercial exploitation and  electricity production (UNIDO 2009).    Expanding access to national electricity grids often constitutes the cheapest option for providing services.  However, decentralized power, often based on renewable energy sources, is likely to be an important  component of any significant expansion in electricity access, especially for rural and remote areas  (Deichmann et al. 2010). Both system types can benefit from aspects of Smart Grid technologies7.    

1.2 REGIONAL AND NATIONAL INITIATIVES 
The significant need for accelerated electrification rates has been identified by regional economic  communities and national governments8. In 2007, the Africa‐EU Energy Partnership was launched (AUC and  EC 2008; AUC and EC 2007) to support regional energy strategies, policies and targets. These regional                                                              
4 5

 Refer to Niez (2010) for more details on South Africa’s electricity sector and policies. 

 Without South Africa, this capacity goes down to 28 GW, 25% of which is currently not available for generation due  to, amongst others, aging plants and lack of maintenance (Eberhard et al. 2008). 

 Selected electricity supply information: West African (ECOWAS) region: 64% thermal power, 31% hydro power (GTZ  2009a). East African (EAC) region: 65% hydro power, 28% thermal power (GTZ 2009b). South Africa: 94% thermal  power (AfDB, AU, and UNECA 2010).  7   We  do  not  make  a  judgement  on  the  issue  of  one  type  as  superior  to  another,  but  rather  consider  how  modern  power system tools can benefit both as well as, in some cases, facilitate the connection of one into the other.  Such as: The Forum of Energy Ministers of Africa’s (FEMA) Position Paper on Energy and the MDGs (WHO and UNDP  2009); The Southern African Development Community’s (SADC) Protocol on Energy (L. Kritzinger‐van Niekerk and E.  Pinto  Moreira  2002)  and  its  Regional  Indicative  Strategic  Development  Plan  (RISDP)  (SADC  2003);  The  Economic  Community  Of  West  African  States’  (ECOWAS)  Energy  Protocol  (ECOWAS  2003)  and  its  White  Paper  for  a  Regional  Policy  (ECOWAS  2006);  The  Common  Market  for  Eastern  and  Southern  Africa’s  (COMESA)  Energy  Programme  (COMESA  2009a);  The  East  African  Community’s  (EAC)  Regional  Strategy  on  Scaling‐up  Access  to  Modern  Energy  Services  (EAC  2009)  and  its  Power  Master  Plan  Study  (BKS  Acres  2005);  The  Treaty  Establishing  the  Economic  Community  of  Central  African  States  (ECCAS  n.d.);  The  Economic  and  Monetary  Community  of  Central  Africa’s  (CEMAC) Energy Action plan with energy and electricity access goals (WHO and UNDP 2009).  
8 

6

6   

 

ambitions are largely underpinned by national electrification policies, with more than 75% of sub‐Saharan  countries having defined targets for electricity access (WHO and UNDP 2009). The importance of regional  and national electrification initiatives is clearly understood at the policy level. The priority is to translate  this understanding into provision of electricity services ‘on the ground’.    

1.3 REGIONAL POWER POOLS AND REGULATORY AUTHORITIES 
In addition to regional economic communities and national governments, the main actors for implementing  electrification plans are the regional power pools and utilities. Regional power pools were established  under the auspices of Regional Economic Communities to create competitive markets and improve delivery  services to customers (L. Musaba and P. Naidoo 2005). They comprise the Southern, West, East and Central  African Power Pools (the SAPP, WAPP, EAPP and CAPP, respectively), all at different stages of development  (IEA 2008a).     The SAPP provides the most advanced example of a regional power pool (Gnansounou et al. 2007)9 in sub‐ Saharan Africa: it was created in 1995 as a result of electricity trading in Southern Africa, which began in  the early 1960s (Sebitosi and Okou 2009; SAPP 2008). The creation of the WAPP followed in 1999 (ECOWAS  1999; ECOWAS 2007), with the CAPP in 2003 (L. Musaba and P. Naidoo 2005) and the EAPP in 2006  (COMESA 2009b)10. After the regional power pools were created, regional electricity regulators were  established by the Southern African Development Community (SADC), the Economic Community of West  African States (ECOWAS) and the Common Market for Eastern and Southern Africa region (COMESA)11.     Figure 1 provides an overview of the grid extensions foreseen by the regional power pools and utilities,  with proposed projects showing the scale of opportunity for optimizing infrastructure design and delivery.  It is clear that sub‐Saharan Africa’s national grids are not well interconnected12.  

                                                            
9

 Each SAPP member country operates its own national utility (Bowen, Sparrow, and Yu 1999). 

10

 BKS Acres (2005) suggests the integration of the EAPP into the SAPP if the Zambia‐Tanzania‐Kenya interconnection  is to be build. 

 The Regional Electricity Regulators Association of Southern Africa (RERA) was established by SADC in 2002 to  facilitate harmonisation and effective cooperation (RERA 2010). In 2008, ECOWAS established its Regional Electricity  Regulation Authority (ERERA) to regulate electricity exchanges between states, and to support national regulatory  entities (ERERA 2009). In 2009, energy regulators from COMESA countries formed the Regional Association of Energy  Regulators for Eastern and Southern Africa (RAERESA) (COMESA 2009a).  12  Typical transmission voltages used in Africa’s grids are mentioned in ESMAP (2007). 

11

7   

 

Figure 1: Power pools in sub‐Saharan Africa [NEPAD 2008, as shown in (IEA 2008a)]13       

     

2. A Smart Grid approach 
Smart Grids combine a range of innovative tools and practices supported by novel business models and  regulatory frameworks to help ensure a reliable, secure and efficient supply of electricity services. While  there is strong consensus on this overall objective, the precise scope of the term Smart Grids is interpreted  differently according to perspective and environment14 and it continues to evolve. A common functional  and technical definition has yet to emerge (Brown, Technol, and Raleigh 2008). For our purposes, Smart  Grids is a broad concept that covers the entire electricity supply chain and is characterised by the use of  technologies to intelligently integrate the generation, transmission and consumption of electricity (MEF  2009). Thus, the elements of Smart Grids are part of a continuum of power sector tools and technologies.  In this Section we draw from the literature to highlight specific aspects from the general Smart Grids  discourse in industrialised countries, some of which we explore further in Section 3 for their short‐term  applicability to sub‐Saharan Africa.                                                                 
13

  The  difficulties  in  accessing  the  original  source  of  this  figure  are  representative  for  the  overall  time  and  effort  required to access regional data and information on the status of electricity infrastructure in Africa. 

 For example, according to J. Antonoff, the U.S. focuses on technologies while the EU prioritises policies and  strategies, assuming that technologies will follow (Asmus 2006).  

14

8   

 

2.1 DEFINING THE TERM 
The Electric Power Research Institute (EPRI 2009) defines Smart Grid as, “a modernization of the electricity  delivery system so it monitors, protects and automatically optimizes the operation of its interconnected  elements – from the central and distributed generator through the high‐voltage network and distribution  system, to industrial users and building automation systems, to energy storage installations and to end‐use  consumers…and their devices”. Zibelman (2007) describes Smart Grids as an evolution of conventional  grids in areas such as:    Transitioning the grid from a mostly unidirectional radial distribution system to a multi‐directional  grid   Converting from an electro‐mechanical system to a primarily digital one   Moving to an interactive grid that actively involves end‐users (or at least improves data and  flexibility of end‐users)15    Much of the literature focuses on how Smart Grids can help establish a two‐way flow of information  between supplier and user to increase the efficiency of network operations (ETP SmartGrids 2006; DOE  2008; Larsen 2009; ROA 2009; Battaglini et al. 2009; Willrich 2009; Doran et al. 2010). The European  Technology Platform (ETP) outlined the notion of Smart Grids (ETP SmartGrids 2010) in a similar manner  through the following elements: optimizing grid operation, use and infrastructure; integrating large‐scale  intermittent generation; information and communication technology; active distribution networks; and  new market places, users and energy efficiency. The U.S. Energy Independence and Security Act (2007)  emphasised: full cyber‐security, smart technologies and appliances16, timely consumer information and  control, and standards for communication and interoperability17. It is thus clear that well‐informed and  robust regulation is a key foundation for all aspects of Smart Grids.    

2.2 TECHNOLOGIES 
While Smart Grids are composed of complex and integrated systems, they often build on proven advanced  technologies18. Related technologies can generally be divided into those linked to physical power, data  transport and control, and applications (Larsen 2009). The National Energy Technology Laboratory has  identified and grouped many Smart Grid technology components (NETL 2007; NETL 2009)19:                                                              
 Conventional grids usually provide detailed control at transmission level and good control at distribution level, but  mostly do not go beyond that to control elements such as distributed energy sources or user appliances (Balijepalli,  Khaparde, and Gupta 2009).   This refers to real‐time, automated, interactive technologies that optimize the operation of appliances for metering,  communications,  and  distribution  automation,  as  well  as  peak‐shaving  technologies  such  as  electric  vehicles  and  thermal‐storage air conditioning.   In a 2008 survey focusing on North America, respondents ranked the importance of Smart Grid features as follows:  optimising distributed assets, incorporating distributed energy sources, integrating massively deployed sensors and  smart meters, active consumer participation, self‐healing technologies, advanced tools, smart appliances and devices  and, least importantly, islanding ability ‐ the ability of distributed generation to continue generating power even when  power from a utility is absent (Brown, Technol, and Raleigh 2008).  18  Additionally, several promising technologies on the horizon may also form part of future grids, including: high  temperature superconducting materials, advanced electric storage systems such as flow batteries or flywheels, and  power electronics devices for AC‐DC conversion (DOE 2003).  19  An alternative grouping of Smart Grid technology areas can be found in (IEA 2010). 
17 16 15

9   

 

 

 



Integrated communications20, including Broadband over Power Line (BPL), digital wireless  communications or hybrid fibre coax;  Sensing and measurement, including advanced protection systems, wireless, intelligent system  sensors for condition information on grid assets and system status, and Advanced Metering  Infrastructure (AMI);  Advanced components, based on fundamental research and development, including Unified Power  Flow Controllers (UPFC), Plug‐in Hybrid Electric Vehicles and Direct Current micro‐grids;   Advanced control methods, to ensure high quality supply, including advanced Supervisory Control  and Data Acquisition (SCADA) systems, load and short‐term weather forecasting, and distributed  intelligent control systems for Smart Grids to become self‐healing;  Improved interfaces and decision support, to reduce significant amounts of data to actionable  information, including online transmission optimisation software, enhanced GIS mapping software  and support tools to increase situational awareness. 

  Many countries are engaged in pilot projects to test such Smart Grid technologies21, for example: the island  of Jeju, South Korea (Baker & McKenzie and Austrade 2010; KSGI 2010); Yangzhou, China (Xu et al. 2010);  Yokohama, Japan (Hosaka 2010); Boulder, Colorado, U.S. (Battaglini et al. 2009); the TWENTIES (EC 2010)  and EcoGrid EU projects in the European Union (Danish Technological Institute 2009; EcoGrid EU 2010);  and planned smart grid applications for Masdar City, United Arab Emirates (Masdar 2010)22.    Due to their strong reliance on communication protocols, Smart Grids need logical (computer) security as  well as the physical security required by conventional grids, which previously constituted the main security  concern (Doran et al. 2010). This will provide obstacles to all countries, but especially those without strong  governance systems in place.    

2.3 COSTS AND BENEFITS  
The scale of investment required to enhance today’s grids to meet the demands of future power systems is  considerable23. Based on the IEA’s New Policies Scenario, total investment in transmission and distribution  is expected to reach USD 7.0 trillion (in year‐2009 dollars) for the period 2010–2035 (IEA 2009)24. According  to the Brattle Group (2008), the U.S. electric utility industry is expected to invest USD 1.5–2.0 trillion in  infrastructure within the next 20 years25. Likewise, in East Africa alone, billions of dollars are required for  supply and transmission infrastructure over the next two decades (BKS Acres 2005).                                                               
20 21

 Interoperability of equipment is a key requirement of Smart Grids. 

  India  actively  supports  Smart  Grid  developments  through  the  restructured  accelerated  power  development  and  reforms programme (R‐APDRP) (Balijepalli, Khaparde, and Gupta 2009).   For further information on pilot projects and policies refer to Doran et al. (2010). For a U.S. focus and information  on  dynamic  pricing  and  pilot  design  principles  refer  to  Faruqui  et  al.  (2009).  The  consumer  response  to  smart  appliances combined with pricing signals was assessed in a project described in Chassin D. P. (2010). 
23 22

 For context, overall total costs for providing energy access in sub‐Saharan Africa are estimated to be approximately  USD 25 billion per annum (Bazilian & Nussbaumer, et al. 2010).   Barriers to smart grid investments are listed in MEF (2009). 

24 25

 For comparison, the total asset value of the electricity sector in the U.S. is estimated to exceed USD 800 billion, with  30% in distribution and 10% in transmission facilities (DOE 2003). 

10   

 

  In OECD countries, a significant share of these investments is expected to target the implementation and  deployment of Smart Grids. However, the detailed monetary implications are not yet fully understood (IEA  2010) and cannot solely be reduced to infrastructure investments. Smart Grids redefine the roles of power  sector stakeholders. Developing the required human and institutional capacities to best respond to  stakeholder needs and responsibilities26 will be essential for their successful implementation.     Smart Grids help to dynamically balance and optimize generation, delivery assets and loads. Associated key  technical benefits include: improved reliability and resilience, cost‐effective integration of variable  resources and loads, increased efficiency of system operation, and optimised utilisation of both generation  and grid primary assets27. Smart Grids may deliver these benefits at potentially lower overall cost than  would be possible under business‐as‐usual assumptions. In more detail, some of the benefits include:     Loss reduction: In current transmission and distribution systems, losses amount to approximately 9% of the  electricity produced worldwide28 (IEA 2008b; IEA 2010). While Africa’s average losses of 11% are close to  the global average (IEA 2010), many countries in sub‐Saharan Africa are characterized by much higher  system losses of up to 41%, including non‐technical losses (UN‐Energy Africa 2008). Higher technical losses  are due to less efficient and poorly maintained equipment; higher non‐technical losses are due to theft (IEA  2003).     Smart Grid technologies can help minimise technical losses in transmission by facilitating more effective  reactive power compensation29 and voltage control, for example. They can address distribution losses30  through adaptive voltage control at substations and line drop compensation to levelize feeder voltages  based on load (EPRI 2008). Non‐technical losses such as power theft can be partially addressed with the  help of smart metering infrastructure (M. Scott 2009)31,32.                                                                 
26 27

 A description of these needs and responsibilities can be found in ETP Smart Grids (2006). 

 Based largely on improved communication and increased interoperability at all grid levels (FitzPatrick and Wollman  2010).  

 Ranges vary from, for example, 5% in Japan (IEA 2008b) and 6% in the U.S. (EIA 2010) to 26% in India (IEA 2010).  Distribution  losses  usually  account  for  the  largest  share  of  total  power  delivery  losses  (ESMAP  2007).  Substation  transformers have been cited as the source of up to 40% of total grid losses (SCE 2010).    For  example,  DC‐to‐AC  current‐controlled  inverters  can  both  supply  and  absorb  reactive  power  only  and  do  not  participate in resonances, as capacitors do (Doran et al. 2010).   Increasing the efficiency of European distribution transformers by 0.33% would have reduced losses by more than  100  TWh  in  2000  and  would  result  in  savings  of  200  TWh  in  2030  (IEA  2003).  For  a  sense  of  scale,  the  electricity  generation of Australia in 2009 was 232 TWh (EIA 2010).   This was reported as one of the reasons for Italy’s initiative to fit smart meters in 85% of Italian homes (M. Scott  2009). The Italian utility Enel reports annual cost savings of USD 750 million from their investments in the smart meter  technologies,  which  were  characterized  by  a  payback  period  of  technology,  allowing  it  to  recoup  the  infrastructure  investment in just four years.    Additionally, monitoring of transformer loading and third party assessments of potential misuse will help tackle  such power theft, which is often difficult to determine in developing countries as it can involve collusion with  linesmen and meter readers. 
32 31 30 29

28

11   

 

Peak demand reduction: Active management of consumer demand through smart appliances and  equipment will reduce the need for spinning reserve (DOE 2003) and expensive electricity supply to satisfy  peak demand (GridWise Alliance 2010). This could be achieved using demand response programmes  (Medina, Muller, and Roytelman 2010). A reduction of 1% in peak demand could result in cost reductions of  4%, equalling billions of dollars at system level (Doran et al. 2010).    Quality of supply: Smart Grids can significantly contribute to reducing costs of grid congestion, power  outages and power quality disturbances33. They do this by increasing the reliability and quality of supply for  consumers with high requirements34, while providing less reliable and lower quality power at reduced costs  for consumers with lower requirements (IEA 2010). Increasingly efficient automated operations will also  help address and anticipate disruptions (GridWise Alliance 2010).    Latent network capacity: A greater role for demand, and more sophisticated asset management and  operation, can help enable the release of latent network capacity by building on advances in equipment  monitoring and diagnostics as well as supportive standards35 (U.K. House of Commons 2010). Technologies  such as power flow control can have a huge impact on the effective utilization of network capacity under  normal and contingency conditions.    In addition to technical benefits, potential benefits for the overall economy include:    Climate change mitigation: Direct and indirect benefits of Smart Grids offer the potential for yearly  emission reductions of 0.9–2.2 Gt CO2 per year by 2050 (IEA 2010). Direct benefits include reduced losses,  accelerated deployment of energy efficiency programmes and direct feedback on energy usage. Indirect  benefits include greater integration of renewable energy and facilitation of electric vehicles36.    Job creation: Smart Grids should help trigger new investments and create new jobs. McNamara (2009)  estimates that Smart Grid incentives worth USD 16 billion in the U.S. could trigger associated projects  amounting to USD 64 billion. This would result in the direct creation of approximately 280,000 positions  and the indirect creation of a substantially larger number of jobs.    Many of these potential Smart Grid benefits would be valid for sub‐Saharan Africa, yet the concept and  associated policies require refinement to optimise the cost/benefit balance in a sustainable manner.    

                                                            
33  34

In the U.S., these costs are estimated to be in the range from USD 25– 80 billion annually (Willrich 2009). 

 This would require utilities to prioritize the reliability of services dependent upon target group, such as emergency  services, financial institutions, industries, consumers, and industry (Doran et al. 2010). 

35 

For example, through weather‐related operational security standards, which release latent network capacity under  specific weather conditions (U.K. House of Commons 2010). 

36

 Shifting demand, for example through electric vehicles, may in fact increase CO2 emissions in systems where base  load is met with more CO2 intensive generation than peak load (Doran et al. 2010). 

12   

 

3. Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa 
Employing a subset of the advances in power systems provided by Smart Grids may enable sub‐Saharan  African countries to leapfrog traditional power systems to reach more effective solutions. This could  accelerate national and regional electrification timeframes, while improving service and minimising costs  and environmental impact. We introduce the term Just Grids to reflect the need for power systems to  contribute towards equitable and inclusive global economic and social development. Given the specific  needs of sub‐Saharan Africa, it is obvious that a Smart Grid approach for this region cannot simply be a  copy of practices in industrialised countries ‐ the starting point, challenges and opportunities are too  different. We consider how a redefined Smart Grid concept might usefully be implemented in sub‐Saharan  Africa.   

3.1 REDEFINING THE CONCEPT 
We broadly define the concept of Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa as one that embraces all  measures in support of immediate and future integration of advanced two‐way communication,  automation and control technologies into local, national or regional electricity infrastructure. The concept  aims to optimise grid systems and their operation, integrate high levels of renewable energy penetration,  and improve the reliability and efficiency of electricity supply. In addition to being smart, socially just37  power systems are required in sub‐Saharan Africa in order to guarantee access to modern energy services  without marginalizing the poor38.     In the future, Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa could provide similar functionality to Smart Grids  in industrialised countries at full deployment, even though they are likely to follow a different pathway and  timeframe. The diversity of the electrification status in sub‐Saharan Africa39,40 means that lessons learned  from other regions may be directly applied in certain areas, while tailored solutions will be required for  others. Constraints such as: a lack of good governance, limited investment capital, largely inadequate  infrastructure, and a gap in well‐trained power sector personnel are likely stifling innovative practices that  could already be occurring organically41. While the costs for massively upgrading existing grids to Smart  Grids may not be justifiable, the business case when investing in new infrastructure is significantly better,  offering significant potential opportunities for sub‐Saharan Africa. It will therefore be essential to prioritise                                                              
 According to Zajda, Majhanovich, and Rust (2006), social justice generally refers to, “an egalitarian society that is  based on the principles of equality and solidarity, that understands and values human rights, and that recognizes the  dignity of every human being”.  38  Similarly, UNEP (2008) calls for a just transition to a sustainable, low‐carbon economy to ensure that social aspects  are  equitably  integrated  into  economic  and  environmental  considerations,  and  that  emerging  opportunities  are  adequately shared among stakeholders. 
39 37

  Wide  variations  in  the  energy  sector  can  be  demonstrated  by  per  capita  energy  consumption,  which  varies  from  some 20 kgoe in Burundi to 860 kgoe in Zimbabwe, correlating well with respective GNP per capita (Karekezi 2002). 

 This diversity is comparable to India, which may offer a significant potential to learn from its Smart Grid  developments. Refer to Balijepalli, Khaparde, and Gupta (2009) and Balijepalli et al. (2010) for a focus on India’s  related endeavours.  41  For example, the electrification of New York started with Thomas Edison’s effort to develop a successful business,  covering the complete system of electric generation, distribution and appliances (the light bulb) (Brooks, Milford, and  Schumacher 2004; ConEdison 2010). 

40

13   

 

specific smart solutions based on clearly defined functionalities that help reduce costs, promote economic  growth and improve long‐term sustainability.     We next characterise the approach to realising a Smart and Just Grid system into several elements and  attempt to conceive of their application in sub‐Saharan Africa.     Smart policies: Simplifying requirements for rural electrification schemes, defining common ground rules  for integrating technologies and business practices, balancing cost recovery mechanisms for utilities,  identifying better ways to support effective demand‐side management, and developing new policies to  support the integration of distributed generation. All such policies would need to be underpinned by well‐ defined performance goals and transparent metrics to ensure effective monitoring of anticipated benefits.    Focus for sub‐Saharan Africa: Leveraging international Smart Grid frameworks, legislation,  regulation and standards, and adjusting them to the sub‐Saharan African context42 will be essential.  New policies may need to diverge from international precedent, in order to prioritize access to  affordable electricity services for the poor, respond to rapid demand growth and urbanisation, and  reduce theft of electricity and utility assets. Such policies should enable access through flexible, no‐ regret electrification strategies that accommodate expansions of stand‐alone systems, mini and  national grids, and that support their integration43.    Smart planning: Adjusting the grid to local circumstances and developing design principles that ensure an  effective interoperability of existing and new grids, leading to even smarter networks over time.     Focus for sub‐Saharan Africa: A balanced approach between regional grid integration, national grid  enhancements and decentralised mini‐grids is required. While smart mini‐grids, such as those  described in (Katiraei and Iravani 2006), may provide a short‐term solution to rural electrification  needs, their future integration into national and regional grids and vice‐versa needs to be an  integral consideration of power system planning44.    Smart systems and operations: Guaranteeing the security and quality of supply through smart automation  and control arrangements, building on load management and integration of distributed energy sources, for  mini, national and regional grids, as shown in Ruiz et al. (2009).     Focus for sub‐Saharan Africa: Country and locally appropriate supply quality standards will need to  be derived. These may initially be less stringent than current practices in industrialised countries  and may vary by class of service. Increasing the grid’s load factor through demand side                                                              
42

 Refer to Schwartz (2010) for further information on policy support required to deliver Smart Grid benefits. 

For example, in remote areas photovoltaic (PV) panels can provide a limited and, thus at times, limiting quantum of  electricity for customers. At present, such customers are considered ‘electrified’. In the case of mini‐ or national grid  extensions with better power quality, such customers may either not be targeted or the photovoltaic system left  unused, as current systems are often not designed to integrate such home circuits or local grids.  44  For  example,  the  Tres  Amigas  SuperStation  in  New  Mexico,  USA,  will  serve  to  improve  grid  reliability  and  solve  voltage and stability issues by linking the three primary U.S. electricity transmission grids through high‐voltage direct  current converter technology (Alstom 2010).  

43 

14   

 

management may also significantly help reduce costs, especially for rural electrification schemes  (Matly 2010).     Smart technologies: Deploying proven smart technologies, optimising interoperability with emerging  technologies, and developing future solutions to best address electrification needs (Massoud and  Wollenberg 2005; You et al. 2002).    Focus for sub‐Saharan Africa: The technology deployment path will vary widely at regional and  country levels due to diverse needs and goals of different societies and markets. Defining these  technology pathways and markets and verifying them through pilot projects will be important first  steps.    Smart people: Building stakeholder capacity45 to facilitate the transition to Smart Grids, to operate the  grids, and to attract and actively engage the private sector and consumers so that as many people as  possible profit from the transition.    Focus for sub‐Saharan Africa: Educating consumers in sub‐Saharan Africa about efficient electricity  use whilst moving towards Smart Grids will be essential, especially for those who previously had no  access. Training tools and materials about state‐of‐the‐art power systems will also need to be  widely disseminated. Specific attention needs to be paid to the training of off‐grid communities so  they can manage and maintain mini‐grid systems in a sustainable fashion.    Responsibility for ensuring that grids are smart and just falls mainly on governments and utilities as a public  good. The following Just Grid characteristics are especially relevant to sub‐Saharan Africa:    Just access: Ensuring universal access to electricity by:   Encouraging electricity to be tapped‐off from larger grid extension projects to local customers en‐ route. Connections for large consumers are often the primary driver for grid extensions. Such  extensions may offer a great opportunity to connect the under‐served at the same time;   Using grid technologies that can cope with fluctuating supply and demand in rural areas and thus  increase supply quality of supply, for example by building on strategic load control and  management instead of conventional load shedding;   Focusing on accelerated access to key electricity services rather than just on access to electricity.  Doing this in a ‘smart’ way may help governments deliver on their development agendas more  effectively and at lower cost;   Expanding service delivery under resource constraints by increasing the efficiency of electricity  supply and use;   Creating additional revenues for utilities through higher payment discipline, which would also  encourage them to extend services to new customers.    Just billing and subsidies: Creating flexible tariff structures and payment schemes to ensure affordable and  sustainable access to electricity services46, by:                                                               
45

 This includes policy makers, government agencies, regulators, electricity network and service companies, traders,  generators, finance institutions, technology providers, researchers and users.  

15   

 



 

Realising the potential of Smart Grids to help lower prices47 of electricity services by optimizing the   utilization of grid assets, segmenting electricity markets according to reliability and quality  requirements, minimising technical and non‐technical losses by promoting smart and efficient  appliances, and increasing cost‐effective integration of renewable energy in remote areas48;  Providing additional support programmes to identify and foster productive uses of electricity to  help ensure that low‐income consumers can pay;  Allowing for targeted subsidies through integrated smart billing to support ‘basic’ services such as  food refrigeration, as opposed to ‘luxury’ services, like television. 

  There is clearly a vast array of Smart Grid elements available to support our redefined concept. They are  not all immediately relevant, however, and some are either not developed enough or too expensive to be  usefully deployed in the sub‐Saharan African context in the short‐ to medium‐term49. Incorporating  promising elements of future Smart and Just Grids in sub‐Saharan Africa will require more than improved  functionality, as has been observed with the adoption of other disruptive innovations (Christensen and  Raynor 2003). A commercially successful business model including pricing, cost structure and sales process  is key for a successful transition (Anthony 2004).    

3.2 OPPORTUNITIES FOR LEAPFROGGING 
The opportunity for Smart and Just Grids to leapfrog50 traditional power systems may mean that they can  offer even more exciting opportunities to developing countries than to industrialised ones. While some  components of Smart Grids are a good basis for leapfrogging in the short‐term, others will be essential for  setting the preconditions required today for enabling a transition to smarter networks as the technologies  mature in the future51. Avoiding technology lock‐in will be crucial, as the economic lifetime of electric  power equipment can be longer than 50 years (DOE 2003; ESMAP 2007). Thus, the faster the transition to  the required enabling environments, the better.                                                                                                                                                                                                            
46

  Refer  to  Kammen  (in  press)  for  energy  pricing  policies  for  consumers  and  producers  aiming  at  the  promotion  of  renewable energy and energy efficiency.  

 The future price per kWh of electricity cannot be predicted with high certainty because electricity generation relies  on  various  commodities  traded  on  international  markets.  Smart  Grids,  however,  can  provide  tools  to  enable  consumers to manage electricity service net costs.    This  is  especially  true  when  diesel  power  generators  are  used:  renewable  energy  provides  a  cost‐competitive  alternative, as fuel transport costs to provide diesel to remote locations in Africa are significantly higher than in most  industrialised countries (Teravaninthorn and Raballand 2009). Costs for diesel power generation can range from USD  0.35 per kWh in Africa to more than USD 1 per kWh for Pacific islands and remote continental locations (UNIDO 2010).  The  use  of  locally  available  renewable  resources  increases  supply  security  both  in  physical  terms  and  in  terms  of  pricing. This is especially important for supporting growth of electricity‐dependent small and medium enterprises and  industrial customers.   We do however underline the importance of avoiding technology lock‐in, to ensure that conditions set today will  allow upgrading to future elements when the opportunity arises.  50  A definition of technology leapfrogging can be found in Davison et al. (2000). Examples of leapfrogging in  developing countries in the field of energy are mentioned in Goldemberg (1998).  51  For example, latest conductor technology and controls could be used for current greenfield developments to ensure  long‐term flexibility for integrating energy sources (IEA 2010). 
49 48

47

16   

 

3.2.1 THE ICT PRECEDENT 
In the short term, we expect leapfrogging to occur mainly for the components based on information and  communication technologies (ICT), which form an integral part of many Smart Grid systems. Africa has  already had some excellent experiences in leapfrogging to more efficient ICT solutions. Although not a  perfect analogy, the information revolution52 of the mid‐1990s in sub‐Saharan Africa linked to the use of  mobile phones offers some useful lessons, because it gave people access to modern forms of  communication without detouring via extensive conventional telephone networks.    Africa became the world’s fastest growing cell phone market (LaFraniere 2005) with growth rates in the  order of 300% per annum in countries like Kenya and Cameroon (Sebitosi and Okou 2009). Within 10 years,  the number of mobile phone subscriptions in sub‐Saharan Africa shot up from one per 100 people to 33 in  2008 (WB 2010). The actual number of users is expected to be much higher still, due to people sharing their  mobile phones, especially in poor communities53 (James and Versteeg 2007; N. Scott et al. 2004).    One reason for the mobile sector’s great success was the failure of conventional telecommunication  systems to meet consumer demand, both in terms of number of connections and quality (Wilson III and  Wong 2003). This constitutes a parallel to the failure of current electricity networks in sub‐Saharan Africa to  meet the needs of millions of Africans. Another reason for the rapid diffusion of mobile phones was the  lack of red‐tape involved in registering for the pre‐paid services that are used by 90% of mobile subscribers  in sub‐Saharan Africa (James and Versteeg 2007)54. Pre‐paid subscriptions address especially the needs of  people with lower or irregular incomes, as no bank account, mail address, or fixed monthly fee are required  (Gillwald 2005). Smart and Just Grids could take advantage of ICT infrastructure to implement similar  payment schemes.     In addition to technological reasons for leapfrogging, market models that accompanied the mobile phone  revolution such as sharing phones may serve as a precedent for Smart Grids. Other success factors, which  may not translate as seamlessly to Smart Grids, were the relatively low initial investments and the quick  installation of re‐deployable assets, making assets less dependent on institutional frameworks and investor  protection (Andonova 2006).    

3.3 EFFECTS ON ENERGY PLANNING 
The concept of Smart and Just Grids needs to be well integrated into national and regional energy  planning55 in order to take advantage of the possible opportunities for technological leapfrogging.  Traditional electricity planning took demand growth as a given and only considered supply side options                                                              
 Wilson III and Wong (2003) defined the information revolution as an institutional and policy revolution, highlighting  the importance of private sector participation, foreign investment, competition and de‐centralisation. 
53 52

 Grameenphone has 6 million subscriptions in Bangladesh, 3% of which are for ‘village phones’, which are shared by  a large number of users, and account for one‐third of the traffic (The Economist 2006). 

  Access  rates  are  much  higher  than  subscription  rates,  reaching  almost  100%  for  some  countries.  This  potential  access  is  not  directly  beneficial  for  the  large  majority  of  the  African  people,  who  still  cannot  afford  to  pay  for  the  services (James and Versteeg 2007).   Munasinghe (1988) provides frameworks to guide sub‐Saharan Africa’s grid planning. Grid planning requirements  are mentioned in Willrich (2009). An ideal objective function is defined in Bonbright, Danielsen, and Kamerschen  (1988) and Bowen, Sparrow, and Yu (1999). 
55

54

17   

 

(Graeber, Spalding‐Fecher, and Gonah 2005)56. This traditional ‘predict and provide’ (Strbac 2010)  approach57 – predicting electricity requirements and designing the power systems accordingly – is adopted  in sub‐Saharan models such as the SAPP expansion plan (Bowen, Sparrow, and Yu 1999) and the East  African Power Master Plan Study (BKS Acres 2005).     Development is no longer considered to be solely linked to steady energy demand growth (COMESA  2009a). Due to sustainability considerations, energy planning increasingly considers demand‐side options  (Shrestha and Marpaung 2006), social and environmental aspects, and associated costs (WB 2008; COMESA  2009a). The complex nature of modern electricity planning requires an approach that satisfies these often‐ conflicting goals (Swicher, Jannuzzi, and Redlinger 1997) as part of integrated resource planning (IRP) (D'Sa  2005)58.    With a Smart Grid approach, planning increases in complexity as the grid evolves into an active layer  between supply and demand. Planning for smart grids becomes an intricate exercise due to uncertainties  about off‐grid and distributed energy generation connections, as well as uncertainties about demand  growth (MEF 2009)59. In addition to optimizing electricity systems from a technical perspective, Just Grids  need to be optimized from a development perspective. Ensuring services for marginalized and rural  communities will often not be the most cost‐effective solution, so new constraints (or different objective  functions) need to be added to traditional least‐cost optimisation models.     The required expansion and adaptation of the traditional approach to energy planning needs to include a  more active role for demand, linkages with storage, and the integration of mini‐grids into plans for grid  expansion. An example of this – though limited – is presented in Howells et al. (2005)60. In addition,  modern energy planning needs to balance sustainable development plans carefully with regional energy  integration and national and local Smart Grids. The importance of complex multi‐criteria decision making  will consequently continue to increase (MEF 2009; Hobbs 2000).                                                                         
 In fact, rural electrification in industrialised countries basically happened through publicly supported local initiatives  and independently of national or regional planning (Matly 2010).    Several  supportive  modelling  tools,  which  (to  varying  degrees)  allow  for  the  exploration  of  demand  side  management,  are  used  for  this  type  of  analysis  (Swicher,  Jannuzzi,  and  Redlinger  1997).  WASP,  amongst  others,  constitutes a model that is frequently applied in Africa (ADICA 2001; Covarrubias 1979). Tools such as MESSAGE (IAEA  2009) and MARKAL (Alfstad 2005) are derived from the Häfele‐Manne approach (Häfele and Manne 1975) and often  used to model a “multi‐regional” approach. 
58 57 56

 D’Sa defines integrated resource planning (IRP) for the power sector as “an approach through which the estimated  requirement for electricity services is met with a least‐cost combination of supply and end‐use efficiency measures,  while incorporating concerns such as equity, environmental protection, reliability and other country‐specific goals.” 

 Accordingly, advanced system level modelling for Smart Grids has been identified as one of the Smart Grid research,  development and demonstration priorities, according to the IEA (2010).   Howells uses a tool based on MESSAGE, which, together with WASP and several other tools (IAEA 2009; HOMER  2010; ETSAP 2010) serves to examine the expansion of access to energy services. 
60

59

18   

 

3.4 EFFECTS ON REGULATION AND DESIGN PRACTICES 
Present regulation often rewards utilities for delivering network primary assets rather than improving  performance through more sophisticated management and advanced network technologies61. Thus,  regulation can hinder Smart Grid developments that do not focus on investments in network assets.     Most current network design and operation practices centre on the historic deterministic N‐1 approach  that was developed in the late 1950s (Willis 2004). This has broadly helped deliver secure and reliable  electricity services, alongside various other traditionally applied redundancy measures. These approaches  can, however, impose major barriers for innovation in network operation and implementation of  technically effective and economically efficient solutions that enhance the utilization of grid assets. Yet, the  existing network and its standards are commonly taken as granted in research work, thus constraining the  applicability of diverging approaches (Khator and Leung 1997).     While the “natural laws of transmission and distribution” described in Willis (2004) still apply, the future  grids required in sub‐Saharan Africa may offer fertile ground for a radical departure from such traditional  regulation, grid design and operation practices, because of the significant infrastructure building  requirements in the region. For example, Divan (2007) demonstrates significantly higher network capacity  while meeting N‐1 contingency constraints using economical distributed power flow control devices. Even  higher utilisation is realized if the N‐1 constraint is dropped. A relaxation of power quality and reliability  standards based on the advances of Smart Grids may therefore enable sub‐Saharan Africa to profit from  the associated significant cost savings potential62.     Future network regulation and design is therefore required to facilitate the implementation of the  economically best solutions. This will occur by balancing asset‐ and performance‐based options63,  particularly those that involve responsive demand, generation and advanced network management  techniques64. In sub‐Saharan Africa, novel regulatory regimes will also need to incentivise innovative ways  of enhancing access to the grid.   

3.5 EFFECTS ON OVERALL MARKET DESIGN 
Innovation is required not only in technologies and regulation, but also in market models. Information  systems infrastructure will help facilitate a shift to distributed control, with demand response becoming a  key resource for delivering network flexibility and control. This will require significant changes in electricity  market design principles, with a move away from traditional single‐sided competition in large‐scale  generation.                                                                 
  In  sub‐Saharan  Africa,  laws  governing  the  power  sector  and  at  times  over‐sophisticated  standards  sometimes  originate back from colonial times (Matly 2010).   Such an approach could be supported by a range of advanced technologies such as dynamic line rating, coordinated  special protection schemes, coordinated corrective power flow and voltage control techniques (potentially supported  by wide area monitoring, protection and control technologies), and application of advanced decision making tools.  63   Balijepalli,  Khaparde,  and  Gupta  (2009)  underline  the  need  for  open,  performance‐based  standards  to  ensure  modularity and interoperability. 
64 62 61

 An overview of how standards can support or hamper Smart Grids developments is provided in EPRI (2009). 

19   

 

Ultimately, a cost‐effective system requires all players to interact competitively, optimising demand and  supply (Strbac, Ramsay, and Moreno 2009). This would require a competitive, user‐centred distributed  energy marketplace based on real‐time prices designed to integrate wholesale and retail energy markets.     While such markets are still mostly conceptual, in time, it will be important to understand and integrate  demand into system design and operation for sub‐Saharan Africa, supported by user‐centric market  models. This approach will be critical for enhancing access to electricity services, especially given the  magnitude of the economic value of associated benefits such as enhanced asset utilization and improved  operational efficiency.   

3.6 TRANSMISSION AND DISTRIBUTION SYSTEMS 
Crucial benefits of electricity grids result from a diversification of both demand and supply.  National  distribution networks of several thousand households are usually large enough to profit from demand  diversity and associated significant savings in supply capacity requirements (Strbac, Jenkins, and Green  2006)65.     Larger transmission networks are required to profit from diversification of supply (Bazilian and Roques  2008) by exploiting regional energy resources and infrastructure66. Transmission expansions can  significantly enhance the ability of the system to minimise fluctuations in demand and supply, increase the  availability of back‐up capacity (ECF 2010), and minimise the required spinning reserve. This is especially  true when accommodating increased levels of intermittent renewable generation.    Critical voices like Sebitosi & Okou (2009) however regard grand infrastructure plans to link up the African  continent’s power grids as obsolete in the age of Smart Grids. Some aspects of this view are mirrored in the  U.S. by Cavanagh (2008)67 and Fox‐Penner (2005)68, who emphasise the importance of focusing on regional  and sub‐regional grids. However, as an example, high‐capacity transmission corridors are still expected to  form the backbone of the U.S. grid in 2030 (DOE 2003).     Sebitosi & Okou (2009) further suspect that super grids would “largely serve to extract untapped natural  resources from the less developed to the more industrialized members”. An example they cite comprises  high voltage direct current (HVDC) lines to integrate renewable energy from North African countries into  the European power system (Battaglini et al. 2009; DESERTEC Foundation 2009). Such plans seem to be the  main focus of current discussions on modern grid investments in Africa. It remains to be seen to what  extent the underserved in Africa will profit from such initiatives.                                                               
 The capacity of an electricity system supplying several thousand households is only about 10% of the total capacity  that would be required if each individual household were to be self sufficient and provide its own generation capacity.  A further increase in the number of households however only results in minimal savings.  66  For the Southern African region, Graeber (2005) identified savings of $2–4 billion over 20 years, equaling 5% of total  system  costs,  when  optimizing  generation  and  transmission  investments  at  a  regional  level.  60%  of  this  savings  potential can be attributed to lower operational costs.   Cavanagh recommends that establishing a single interconnected ‘national’ grid in the U.S. should be less of a goal  then upgrading the current three giant regional grids. 
68 67 65

 Fox‐Penner suggests subdividing regional grids into smaller grids building on direct‐current lines to avoid cascading  failures. 

20   

 

4. Near‐term considerations 
In line with findings from the ETP SmartGrids (2006), implementation of Smart Grids for sub‐Saharan Africa  will, inter alia, require: a toolbox of proven technical solutions, harmonised regulatory and commercial  frameworks, shared technical standards and protocols, and supportive ICT systems. The successful  interfacing of new and old designs will be especially important in view of future‐proofing current grid  infrastructure projects in a cost‐effective way, to ensure compatibility with future plans to upgrade current  systems to Smart Grids. Most importantly, Smart Grids require the development of human capacity to  implement and manage the complex technologies involved and the enabling environments to overcome  barriers69, trigger required investments, and ultimately demonstrate the benefits of Smart and Just Grids.  According to the IEA (2010), technical capacity has to be developed from a relatively low level in developing  countries, lending further prioritisation to capacity‐building initiatives.   

4.1 APPLYING THE CONCEPT 
Particular elements of Smart and Just Grids will offer tangible and direct benefits in the short‐term. Their  application will serve to test and enhance the concept in the sub‐Saharan context, and help us understand  how to expand its scope in the future. These elements include:    Transmission and substation design: Especially for longer transmission lines, the scale of technical losses  can become considerable70. Smart Grids can help reduce such losses, for example by improved power lines  and transformers, as well as implementing regular maintenance schemes (Niez 2010). Wide‐area  monitoring and control71 can support the accurate information required for real‐time decision making to  respond better to disturbances within the system (SCE 2010). This will enhance utilization of primary grid  infrastructure and contribute to a more efficient system operation. Some of the required advanced  transmission technologies72 may target the more developed existing grids in sub‐Saharan Africa, and may  be disproportionate in areas with limited grid coverage.     Distribution system design: Distribution automation technologies can help improve power systems by  extending intelligent control (SCE 2010). For example, smart sensors and flexible and intelligent switches  and interrupters at critical points on distribution circuits will minimize the extent of outages and increase  the speed of restoration, while keeping cost increases at a minimum. Smart distribution technologies  allowing for increased levels of distributed generation will be especially important for addressing rural  electrification needs and minimise connection costs. The planning and design of these networks will require                                                              
69

 Barriers for developing Smart Grids in South Africa can be found in Bipath (2010). Challenges, drivers and priorities  in developing countries are mentioned in Bhargava (2010). 

 For a sense of scale, Sebitosi and Okou (2009) note that, “the estimated amount of power that is lost during the  delivery  of  2000  MW  from  Cahora  Bassa  through  the  1500  km  line  to  South  Africa  is  nearly  equal  to  the  entire  consumption capacity of Mozambique, the host generating country”.   This represents a shift from the application of traditional local‐based control in existing power systems. However,  grid control and design techniques that incorporate such coordinated control are yet to be established.   In addition to synchrophasors, wide‐area monitoring and control can build on intelligent electronic devices such as  protective relays, programmable controllers and stand‐alone digital fault recorders. Examples of applications include  coordinated  Volt‐Ampere  Reactive  (VAR)  control  solutions  (Yuan  et  al.  2010)  and  adaptive  system  islanding  and  resynchronisation (SCE 2010). Further, deploying low‐sag, high‐temperature conductors and dynamic line rating can  significantly increase the electric current carrying capacity. 
72 71

70

21   

 

full horizon planning, i.e. a 20 year plus period. The development of these grids will be atypical but existing  work on distribution planning may provide a canvas from which to work (Fletcher and Strunz 2007).    Non‐technical losses in developing countries can often be attributed to uncollected debt, tampered meters  and inconsistencies in billing due to corrupt meter readers or illegal connections (Niez 2010; Zheng 2007).  Power theft often contributes significantly to overall system losses in developing countries73, reducing the  economic performance of utilities. High‐voltage distribution lines can help prevent illegal connections and  improve power quality and reliability (Niez 2010). Smart metering infrastructure with an independent  transformer‐loading based validation process can help reduce theft further. Additionally, meter‐based  tariffs incentivise an efficient use of electricity, which can result in considerable load reduction74.    Smart mini‐ and micro‐grids: Mini‐, and especially micro‐, grids with high shares of renewable energy are  generally complex to implement, primarily because of fluctuating generation and a low load factor75. The  task of maintaining adequate power quality becomes a challenge, for example due to spikes associated  with the starting current of motor loads (Makarand, Mukul, and Banerjee 2010) or the need to provide  some form of back‐up power. Smart components can help cushion such effects and better balance the  overall system, through integrating new demand side management options. Costs of such systems may be  further cut through the implementation of (DC) micro‐grids, especially when combined with photovoltaic  generation. While losses can be reduced through saving layers of DC/AC power conversion, the more  expensive protective devices required for fault management and control, such as coordinated power  converters, add complexity and outweigh some of the potential savings.     Demand side management: Demand side management options for large76 consumer loads, like load  control switches at industrial or institutional facilities, can contribute to optimising the quality of energy  services and reducing load‐shedding77. This usually affects the poorest electricity consumers the most.  Radio‐controlled interruptible institutional water heaters or water pumping systems constitute just two  examples for such load control. At the household level, smart appliances could also contribute. For  example, smart refrigerators that hold enough thermal storage to withstand interruptions or avoid power  use during peak loads could be deployed. Smart Grids would further allow the prioritisation of consumer  loads according to public importance, guaranteeing a higher security of supply for buildings such as  hospitals rather than for enterprises or households78. As shown in Jazayeri et al. (2005), due consideration                                                              
73

  In  addition  to  pure  electricity  theft,  cable  theft  may  constitute  a  significant  problem.  In  various  municipalities  in  South Africa, all‐day street lighting is used as an early warning system, despite generation constraints (Niez 2010). 

74

 In a mini‐grid in Nicaragua, the abandonment of a flat‐rate tariff after the installation of meters helped reduce the  overall electricity load by 28% by encouraging a more conscious use of electricity, enabling the mini‐grid to operate  for longer (Casillas and Kammen).  

 Energy conservation supply curves for measures regarding generation, metering and energy efficiency measures are  provided in Casillas and Kammen (in press) for a mini‐grid in Nicaragua. 
76 77

75

 Large compared with the total capacity of the grid. 

 In the Indian context, demand side management has also been proposed to ensure a higher quality of electricity  supply for customers who regularly pay their bills, and less good quality for those who do not (Zheng 2007). 

78

 This represents a shift from traditional preventive control philosophy to corrective, ‘just in time’, control approach.  Benefits include enhanced utilization of grid assets and improved efficiency. Supportive new techniques and tools for  system  operation  and  design  need  to  be  developed  and  applied.  For  example,  at  industrial  and  institutional  levels, 

22   

 

of price and system security is essential. As part of such load management, a Just Grid could ensure reliable  and low‐cost access for the poor during off‐peak hours, for activities such as cooking, while curtailed access  would be provided during times of higher demand79. This could also encourage people to adopt energy‐ efficient practices for peak times, either because of higher tariffs or dependency on batteries80.    Local charging stations: While rural electrification is a priority in many countries, it cannot be entirely  equated with electricity access for the poor, as millions of people live near the grid but cannot afford a  connection (Meier 2001; WB 1995). For these people, charging stations ensure a minimum level of access  to electricity services, for example, for charging lanterns or batteries to power their radio or TV. Elaborating  a successful business model81 for battery charging services at these stations may further contribute to  increased power quality and reliability in mini‐grids, by compensating power flow and voltage fluctuations.  Charging stations could further minimise or eliminate the running of back‐up diesel generators and spawn  local businesses and jobs82. Another possibility would be the introduction of electric bicycles for taxi  services; these could be charged at stations during off‐peak hours, combining income generation with  demand side management83.    Billing schemes: As many Smart Grid components build on ICT, they might profit from ‘piggybacking’ on  future telecom service expansions, such as the provision of electricity consumption information via mobile  phones. Charging prepaid consumption credits84 via mobile phones using scratch cards or comparable  devices may help address the specific needs of the poor and reduce administrative costs related to meter  readings and billing85. A basic time‐of‐use pricing scheme at household level may easily be introduced in  sub‐Saharan Africa to help balance demand86. Conceivably, tariffs may even be delineated by service to  allow for targeted subsidies. For energy‐intensive industries, real‐time pricing may be considered. In  addition, on‐bill financing87 of energy‐efficient appliances88 may be an important tool to help consumers  overcome high upfront costs.                                                                                                                                                                                                       
under‐frequency  protective  relays  for  heating,  cooling  and  motor  loads  can  provide  significant  support  for  grid  operation. 
79 80

 Such demand would come from loads that require higher reliability, such as industrial and commercial usage. 

 This has been observed with water supply schemes, where communities adjust their behaviour to access a critical  but economical resource. People carry out water‐intensive functions such as cleaning clothes during hours of supply,  and reserve activities that need less water, such as cooking, for times with no supply. 
81 82 83

 This model would need to cover the logistics of battery ownership, management and charging.   For example, charging services, mills for grinding grain, IT services or community meeting places. 

  Due  to  strong  policy  support,  China  has  four  times  more  electric  bicycles  than  cars  on  its  roads,  with  21  million  bicycles bought in 2008 alone, at prices typically below USD 300 (Ramzy 2009). By controlling their charging time they  could become one element of a Smart Grid.   Botswana  and  other  countries  were  already  using  pre‐paid  meters  in  the  1980s  (McDonald  2009).  Refer  to  Niez  (2010)  for  information  on  the  introduction  of  prepaid  electricity  meters  under  South  Africa’s  Integrated  National  Electrification Programme. 
85 86 84 

 For customers with a telecom contract, the electricity bill may as well be charged to the monthly telephone bill. 

  As  already  outlined  as  a  demand  side  management  option,  this  may  include  special  schemes  where  low‐cost  electricity is provided at off‐peak hours to ensure affordable access for the poor, but with lower reliability during the  rest of the day. Loads requiring higher reliability would need to pay a higher tariff for this privilege. 
87

 Refer to (Kammen) for further information on on‐bill financing. 

23   

 

  Information systems architecture: Smart data management tools will help utilities distil relevant  information in a manageable and understandable format. Diagnostic software will further help monitor the  health of grid assets, predict problems in power distribution, and initiate corrective action. The required  architecture must ensure interoperability and enable a smooth transition from existing to future power  systems (SCE 2010). Special attention to security issues will be required in countries with limited robust  governance regimes. User‐friendly interfaces, such as cell‐phone billing and transparent metering, will be  equally important to engage customers successfully.   

4.2 ENSURING COORDINATED ACTION 
Regardless of which specific aspects of Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa are pursued,  international cooperation will be essential89. Such cooperation would further benefit from the close  involvement of organisations such as existing Smart Grid alliances in industrialised countries (e.g. ETP Smart  Grids, GridWise Alliance) and nascent bodies like the International Smart Grid Action Network or the Global  Smart Grid Federation, both announced at the First Clean Energy Ministerial (2010). South–South  Cooperation should form an integral element of the required international action as many sub‐Saharan  African countries face similar challenges to the developing and emerging economies of countries such as  India90.    More specifically, Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa can profit from international cooperation in  the following areas:    Analysis of potential and roadmaps: Identify sub‐Saharan Africa’s potential to profit from Smart and Just  Grids, including an assessment of associated costs and benefits. Develop a road map up to 2030 including  identification of technology solutions that can be rapidly and cost‐effectively deployed in the short‐term.  This roadmap could be aligned with similar efforts by the IEA.    Country assessments: Provide international support for preliminary assessment of the power sectors and  their needs, focusing on policy, regulatory, legal, institutional and commercial frameworks, energy planning  tools, transmission and distribution system design, operational modalities, technologies and technical  standards. Based on this assessment, develop country‐specific business and development cases for Smart  and Just Grids, with clearly defined technology transfer routes. Prioritise investments in specific smart  elements with clearly defined mechanisms for return on investment91.    Power system design: Develop and deploy internationally supported open‐source or widely available  modelling tools and capacities for power system design and operation. Adjust power system design to the                                                                                                                                                                                                       
  In  a  mini‐grid  in  Nicaragua,  the  introduction  of  compact  fluorescent  lights  helped  to  cut  demand  by  17%,  which  meant the mini‐grid could operate for longer (Casillas and Kammen).    According  to  Bipath  (2010),  international  cooperation  for  Smart  Grids  is  expected  to  focus  on  standardisation,  cybersecurity and interoperability. 
90 91 89 88

 Balijepalli, Khaparde, and Gupta (2009) report the detailed requirements and needs for Smart Grids in India. 

 While we emphasise the importance of business case development, it needs to be recognised that many historical  infrastructure projects were based on home‐grown ‘nation‐building’ initiatives. 

24   

 

specific context: simple planning tools can address urgent electrification needs in, for example, post‐ conflict areas; more sophisticated tools are required to upgrade extensive existing power systems to Smart  and Just Grids. It is critically important that the architecture developed enables future system upgrades  without adding significant costs during early implementation stages.    Pilot projects: Implement joint pilot projects based on identified fast‐track solutions. As the deployment of  smart electricity systems redefines the roles of stakeholders, these pilot projects will help understand  stakeholder behavior within these redefined roles and test the markets before engaging in massive  rollouts. Remote rural electrification schemes with higher penetration rates of renewable energy sources  would serve as a particularly good starting point for testing the concept of Smart and Just (mini‐) Grids.     Enabling environments: Help promote supportive policy, regulatory, institutional, legal and commercial  frameworks, including the required codes and standards. Sub‐Saharan Africa especially can profit from  ongoing efforts in industrialised countries to adjust related network standards. Additionally, legislation  precedents can be employed to help reduce electricity theft92. Further, international design competitions  supported by financial reward could support business case development by helping to highlight challenges  and develop innovative solutions.     Capacity‐building initiatives: Based on skills assessments, train key stakeholders such as Ministries in  charge of energy issues, power pool representatives, energy regulators and national system operators on  the Smart and Just Grid concept. Developing the asset management capacities of African utilities and  energy entrepreneurs to maintain technical systems and equipment will be vital for ensuring the  sustainable deployment of Smart and Just Grids. Concerted international efforts to develop centres of  competency in power engineering for selected sub‐Saharan African countries will help build up the  required regional and national expertise.     For a successful transition towards smart and just energy systems, such international cooperation will need  to be complemented by close engagement with regional and national stakeholders, from policy and  institutional levels to generators, consumers, power equipment manufacturers and ICT providers. While  Smart and Just Grids require strong public commitment, including funding, the private sector as the main  engine of economic growth has an essential role in supporting related initiatives in sub‐Saharan Africa.  Creating reliable investment environments will help to engage all key players effectively. 

5. Conclusion 
Sub‐Saharan Africa is characterised by significant electricity‐related challenges in terms of resources,  infrastructure, cost and sustainability. A number of regional and national energy strategies, policies and  targets aim to address these challenges and accelerate electrification rates, although they have yet to  translate into significant implementation measures. Finding ways to enhance future power systems  represents a key task for governments, regional power pools and utilities. Some approaches may enable                                                              
  China’s  major  reform  of  the  rural  power  management  system  in  1988,  combined  with  rural  grid  enhancements,  helped reduce losses in low‐voltage grids by 30–45% and consequently lowered electricity prices. Refer to Niez (2010)  for further information. For another example, refer to India’s 2003 Electricity Act, which heavily penalizes electricity  theft (Niez 2010).  
92

25   

 

sub‐Saharan Africa to leapfrog traditional power systems practices and move to Smart Grid elements in the  short term. Others will require preconditions to be established in order to avoid technology lock‐in and  ensure compatibility with new concepts and technologies in the future.     We have described an augmentation of the concept of Smart Grid and presented a broad definition of  Smart and Just Grids for sub‐Saharan Africa, embracing the need to guarantee inclusive access to modern  energy services without marginalizing the poor. This refined concept will need to be carefully integrated  into national and regional energy planning, regulation and markets, in order to balance the costs and  benefits of regional grid integration with those of national and local Smart Grids.     We have further identified some elements of Smart and Just Grids that offer tangible and direct benefits in  the short‐term. Exploring the concept of Smart and Just Grids by implementing these elements and  suggested areas for international cooperation will be essential for realising significant future benefits.  These will go well beyond improved voltage and frequency control.     From an economic perspective, reliable energy supply through Smart and Just Grids will help foster  economic growth. From an environmental perspective, Smart Grids will support and accelerate a cost‐ effective transition to low‐carbon economies by lowering greenhouse gas emissions. Finally and most  importantly, from a societal perspective, access to electricity is a prerequisite towards development as it is  linked to many aspects of the development agenda, including access to better health services, education  and security.    The massive electricity infrastructure requirements in sub‐Saharan Africa offer a unique opportunity to  learn from grid developments in industrialised countries and move forward without necessarily repeating  all previous development stages. We should take advantage of this significant opportunity to ensure that  sub‐Saharan Africa’s future grid is designed in a way that is both smart and just. 

Acknowledgements 
We would like to acknowledge the support of: Lawrence Musaba (SAPP), Spero Mensah (AREVA), Giuseppe  De Simone, Claudia Linke‐Heep, Alois Mhlanga, Pradeep Monga, Patrick Nussbaumer and Marina  Ploutakhina (UNIDO), Fatih Birol (IEA), Guido Bartels (IBM), Iain MacGill and Hugh Outhred (UNSW), Carol  Brooks (UM), John Shine, Fergal Mcnamara and Padraig McManus (ESB), Eamon Ryan and Sara White  (DCENR), Mark O’Malley (UCD), S. A. Khapardeh (IIT, Bombay), Michael Liebreich (BNEF), and Dan Kammen  (World Bank).  

 

*************

26   

 

References 
ADICA. 2001. Introduction to the WASP‐IV Model.    http://www.iaea.org/Publications/Magazines/Bulletin/Bull212_3/212_304985564.pdf.  AfDB. 2008. Proposals for a Clean Energy Investment Framework for Africa: Role of the African Development Bank    Group. African Development Bank Group.  AfDB, AU, and UNECA. 2010. African Statistical Yearbook. African Development Bank Group, African Union, United    Nations Economic Commission for Africa.  AGECC. 2010. Energy for a Sustainable Future ‐ Summary Report and Recommendations. New York: The Secretary‐   General's Advisory Group on Energy and Climate Change.  Alfstad, T. 2005. Development of a least cost energy supply model for the SADC region.  Alstom. 2010. Press Release: Alstom Grid selected to provide HVDC converter assets for Tres Amigas SuperStation.    http://www.tresamigasllc.com/docs/PR_Alstom‐Grid_Tres%20Amigas.pdf.  Andonova, V. 2006. Mobile phones, the Internet and the institutional environment. Telecommunications Policy 30, no.    1: 29–45.  Anthony, S. 2004. The Real Source of Disruption. Innosight ‐ Innovators' Insights Issue.    http://www.innosight.com/innovation_resources/insight.html?id=484.  Asmus, Peter. 2006. Inching Our Way to a Smarter Power Grid. The Electricity Journal 19, no. 4: 52‐55.    doi:10.1016/j.tej.2006.04.002.  AUC, and EC. 2008. AUC‐EC joint statement on Africa‐EU Energy partnership implementation. African Union    Commission and European Commission.  ———. 2007. First Action Plan (2008‐2010) for the Implementation of the Africa‐EU Strategic Partnership. African  Union Commission and European Commission.    Baker & McKenzie, and Austrade. 2010. Clean and Renewable Energy Market Opportunities in Korea and Australia.  Balijepalli, V. S. K. M., S. A. Khaparde, and R. P. Gupta. 2009. Towards Indian Smart Grids. In TENCON 2009‐2009 IEEE    Region 10 Conference, 1–7.  Balijepalli, V. S. K. M., S. A. Khaparde, R. P. Gupta, and Y. Pradeep. 2010. SmartGrid initiatives and power market in    India. In Power and Energy Society General Meeting, 2010 IEEE, 1–7.  Battaglini, A., J. Lilliestam, A. Haas, and A. Patt. 2009. Development of Super Smart Grids for a more efficient  utilisation   of electricity from renewable sources. Journal of Cleaner Production 17, no. 10: 911–918.  Bazilian, M., P. Nussbaumer, M. Levi, M. Howells, and K. Yumkella. 2010. Understanding the Scale of Investment for    Universal Energy Access. Geopolitics of Energy 32, no. 10: 19‐40.  Bazilian, M., A. Sagar, R. Detchon, and K. Yumkella. 2010. More heat and light. Energy Policy.  Bazilian, M., F. Roques. 2008. Analytical Methods for Energy Diversity and Security. Elsevier Science. London.   Bhargava, A. 2010. Smart Grid Development ‐ Developing Countries' Perspective presented at the Korean Smart Grid    Week, Korea. http://www.iea.org/work/2010/smart_grids_korea/kim.pdf.  Bipath, M. 2010. The Relevance of Smart Grids to South Africa presented at the Korean Smart Grid Week, Korea.    http://www.iea.org/work/2010/smart_grids_korea/kim.pdf.  BKS Acres. 2005. East African Power Master Plan Study ‐ Final Phase II Report. East African Community.  Bonbright, J., A. Danielsen, and D. Kamerschen. 1988. Principles of Public Utility Rates. Second Edition. Arlington,    Virginia: Public Utilities Reports, Inc.  Bowen, B. H., F. T. Sparrow, and Z. Yu. 1999. Modeling electricity trade policy for the twelve nations of the Southern    African Power Pool (SAPP). Utilities Policy 8, no. 3: 183–197.  Brooks, C., L. Milford, and A. Schumacher. 2004. Global Clean Energy Markets ‐ The Strategic Role of Public Investment    and Innovation. Montpelier, VT, USA: Clean Energy Group.  Brown, R. E, Q. Technol, and N. C. Raleigh. 2008. Impact of Smart Grid on distribution system design. In 2008 IEEE    Power and Energy Society General Meeting‐Conversion and Delivery of Electrical Energy in the 21st Century,    1–4.  Casillas, C. E., and D. M. Kammen. The delivery of low‐cost, low‐carbon rural energy services. Energy Policy (in press). 

27   

 

Cavanagh, Ralph. 2008. Electricity Grids, Energy Efficiency and Renewable Energy: An Integrated Agenda. The    Electricity Journal 22, no. 1: 98‐101. doi:10.1016/j.tej.2008.12.002.  Chassin, D. P. 2010. What Can the Smart Grid Do for You? And What Can You Do for the Smart Grid? The Electricity    Journal.  Christensen, C. M, and M. E Raynor. 2003. The innovator's solution: Creating and sustaining successful growth.    Harvard Business Press.  Clean Energy Ministerial. 2010. Fact Sheet: International Smart Grid Action Network.  COMESA. 2009a. COMESA Integrated Energy Planning Strategy. Common Market for Eastern and Southern Africa.  ———. 2009b. COMESA Energy Programme. Common Market for Eastern and Southern Africa.    ConEdison. 2010. A Brief History of Con Edison ‐ electricity. http://www.coned.com/history/electricity.asp.  Covarrubias, A. J. 1979. Expansion Planning for Electric Power Systems. IAEA Bulletin 21, no. 2: 55–64.  Danish Technological Institute. 2009. EcoGrid.dk Phase I Summary Report ‐ Steps towards a Danish Power System with    50 % Wind Energy.  Davison, R., D. Vogel, R. Harris, and N. Jones. 2000. Technology leapfrogging in developing countries–an inevitable    luxury. Electronic Journal of Information Systems in Developing Countries 1, no. 5: 1–10.  Deichmann, U., C. Meisner, S. Murray, and D. Wheeler. 2010. The Economics of Renewable Energy Expansion in Rural    Sub‐Saharan Africa. World Bank Policy Research Working Paper, no. 5193.  DESERTEC Foundation. 2009. Clean power from deserts: the DESERTEC concept for energy, water and climate security.    WhiteBook ‐ 4th Edition. Bonn.  Divan, D., and H. Johal. 2007. Distributed FACTS—A New Concept for Realizing Grid Power Flow Control. Power    Electronics, IEEE Transactions on 22, no. 6: 2253–2260.  DOE. 2008. The Smart Grid: An Introduction. U.S. Department of Energy.  DOE, US. 2003. Grid 2030: A National Vision For Electricity's Second 100 Years. Department of Energy.  Doran, K., F. Barnes, P. Pasrich, and eds. 2010. Smart Grid Deployment in Colorado: Challenges and Opportunities.    University of Colorado.  D'Sa, Antonette. 2005. Integrated resource planning (IRP) and power sector reform in developing countries. Energy    Policy 33, no. 10: 1271‐1285. doi:doi: DOI: 10.1016/j.enpol.2003.12.003.  EAC. 2009. Regional Strategy on Scaling‐up Access to Modern Energy Services in the East African Community. Arusha,    Tanzania: East African Community.  Eberhard, A., V. Foster, C. Briceño‐Garmendia, F. Ouedraogo, D. Camos, and M. Shkaratan. 2008. Underpowered: The    State of the Power Sector in Sub‐Saharan Africa. Background Paper 6.  EC. 2010. Seventh Framework Programme (FP7) ‐ Project Search ‐ TWENTIES. Eurpean Commission ‐ CORDIS.    http://cordis.europa.eu/fetch?CALLER=FP7_PROJ_EN&ACTION=D&DOC=1&CAT=PROJ&RCN=94496.  ECCAS. n.d. Treaty Establishing the Economic Community of Central African States. Economic Community of Central    African States.  ECF. 2010. Roadmap 2050 ‐ A practical Guide to a prosperous low‐carbon europe ‐ Volume 1 ‐ Technical Analysis.pdf.    European Climate Foundation.  EcoGrid EU. 2010. EcoGrid EU ‐ A Prototype for European Smart Grids ‐ An easy guide to the large‐scale project.  ECOWAS. 2003. ECOWAS Energy Protocol. Economic Community of West African States.  ———. 2006. White Paper for a Regional Policy. Economic Community of West African States.  ———. 1999. Decision A/Dec.5/12/99 Relating to the Establishment of the West African Power Pool. Economic    Community of West African States.  ———. 2007. Operation Manual for WAPP Interconnected Power System. Economic Community of West African  States.  EIA. 2010. United States Electricity Profile ‐ Table 10. U.S. Energy Information Administration.    http://www.eia.doe.gov/cneaf/electricity/st_profiles/us.html.  EPRI. 2009. Report to NIST on the Smart Grid Interoperability Standards Roadmap. Electric Power Research Institute.  ———. 2008. The Green Grid ‐ Energy Savings and Carbon Emissions Reductions Enabled    by a Smart Grid. Electric Power Research Institute. 

28   

 

ERERA. 2009. Brief Summary on the Regulation of the Electricity Sector of ECOWAS ‐ The ECOWAS Regional Electricity    Regulation Authority (ERERA).  ESMAP. 2007. Technical and Economic Assessment of Off‐grid, Mini‐grid and Grid Electrification Technologies.    Technical Paper. Washington, DC: Energy Sector Management Assistance Program, The World Bank.  ETP SmartGrids. 2006. Vision and Strategy for Europe's Electricity Networks of the Future. European Commission.  ———. 2010. SmartGrids Strategic Deployment Document for Europe's Electricity Networks of the Future. European    Technology Platform SmartGrids.  ETSAP. 2010. Energy Technology Systems Analysis Program. www.etsap.org.  Faruqui, A., R. Hledik, and S. Sergici. 2009. Piloting the smart grid. The Electricity Journal 22, no. 7: 55–69.  FitzPatrick, G. J., and D. A. Wollman. 2010. NIST interoperability framework and action plans. In Power and Energy    Society General Meeting, 2010 IEEE, 1–4.  Fletcher, R.H.; Strunz, K.; , "Optimal Distribution System Horizon Planning–Part I: Formulation," Power Systems, IEEE    Transactions on , vol.22, no.2, pp.791‐799, May 2007  Fox‐Penner, P. 2005. Rethinking the Grid: Avoiding More Blackouts and Modernizing the Power Grid Will Be Harder t   han You Think. The Electricity Journal 18, no. 2: 28–42.  Gillwald, A. 2005. Towards an African e‐Index: Household and individual ICT access and usage across 10 African    countries. LINK Centre, Wits University, School of Public and Development Management.  Gnansounou, E., H. Bayem, D. Bednyagin, and J. Dong. 2007. Strategies for regional integration of electricity supply in    West Africa. Energy Policy 35, no. 8: 4142–4153.  Goldemberg, J. 1998. Leapfrog energy technologies. Energy Policy 26, no. 10: 729–741.  Graeber, Bernhard, Randall Spalding‐Fecher, and Brian Gonah. 2005. Optimising trans‐national power generation and    transmission investments: a Southern African example. Energy Policy 33, no. 18 (December): 2337‐2349.  GridWise Alliance. 2010. A Smart Grid: What is a Smart Grid? http://www.gridwise.org/smartgrid_whatis.asp.  GTZ. 2009a. Renewable Energies in West Africa ‐ Regional Report on Potentials and Marktes ‐ 17 Country Analyses.    Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit.  ———. 2009b. Renewable Energies in East Africa ‐ Regional Report on Potentials and Marktes ‐ 5 Country Analyses.    Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit.  Häfele, W., and A. S Manne. 1975. Strategies for a transition from fossil to nuclear fuels. Energy Policy 3, no. 1: 3–23.  Hobbs, B., P. Meier. 2000. Energy Decisions and the Environment. Kluwer Publishing. Boston, USA.   HOMER. 2010. HOMER Energy ‐ Energy Modeling Software for Hybrid Renewable Energy Systems.    www.homerenergy.com.  Hosaka, T. A. 2010. Japan creating 'smart city' of the future. San Francisco Chronicle. http://www.sfgate.com/cgi‐   bin/article.cgi?f=/c/a/2010/10/10/BUFK1FPLCU.DTL.  Howells, M. I., T. Alfstad, D. G. Victor, G. Goldstein, and U. Remme. 2005. A model of household energy services in a    low‐income rural African village. Energy Policy 33, no. 14: 1833–1851.  Huld, T., M. Suri, E. Dunlop, M. Albuisson, and L. Wald. 2005. Integration of Helioclim‐1 database into PV‐GIS to    estimate solar electricity potential in Africa.  IAEA. 2009. IAEA Tools and Methodologies for Energy System Planning and Nuclear Energy System Assessments.    International Atomic Energy Agency.   http://www.iaea.org/OurWork/ST/NE/Pess/assets/0916631_iaea_tools_brochure.pdf.  IEA. 2010. Energy Technology Perspectives 2010: Scenarios and Strategies to 2050. Paris: International Energy Agency.  ———. 2009. World energy outlook 2009. Paris: OECD/International Energy Agency.  ———. 2010. World energy outlook 2010. Paris: OECD/International Energy Agency.  ———. 2008a. World energy outlook 2008. Paris: OECD/International Energy Agency.  ———. 2008b. Energy technology perspectives 2008: scenarios & strategies to 2050. Paris: OECD/International Energy    Agency.  ———. 2003. World Energy Investment Outlook ‐ 2003 Insights. Paris: International Energy Agency.  Inage, S. 2009. Prospects for Large‐Scale Energy Storage in Decarbonised Power Grids. Paris: International Energy    Agency. 

29   

 

James, J., and M. Versteeg. 2007. Mobile phones in Africa: how much do we really know? Social indicators research    84, no. 1: 117–126.  Jazayeri, P.; Schellenberg, A.; Rosehart, W.D.; Doudna, J.; Widergren, S.; Lawrence, D.; Mickey, J.; Jones, S.; , "A Survey    of Load Control Programs for Price and System Stability," Power Systems, IEEE Transactions on , vol.20, no.3,    pp. 1504‐ 1509, Aug. 2005  Kammen, D. M. Long‐term Planning and Energy Pricing Policies to Promote Renewable Energy and Energy Efficiency.    World Bank working paper, in press.  Karekezi, S. 2002. Poverty and energy in Africa – A brief review. Energy Policy 30, no. 11: 915–919.  Katiraei, F.; Iravani, M.R.; , "Power Management Strategies for a Microgrid With Multiple Distributed Generation    Units," Power Systems, IEEE Transactions on , vol.21, no.4, pp.1821‐1831, Nov. 2006  Khator, S.K., and L.C. Leung. 1997. Power distribution planning: a review of models and issues. IEEE Transactions on    Power Systems 12, no. 3: 1151‐1159. doi:10.1109/59.630455.  KSGI. 2010. Korea Smart Grid Institute. http://www.smartgrid.or.kr/eng.htm.  L. Kritzinger‐van Niekerk, and E. Pinto Moreira. 2002. Regional Integration in Southern Africa: Overview of recent    developments. The World Bank.  L. Musaba, and P. Naidoo. 2005. Power Pools in Africa. energize July 2005: 38‐41.  LaFraniere, S. 2005. Cellphones catapult rural Africa to 21st century. The New York Times.  Larsen, K. 2009. Smart grids ‐ a smart idea? Renewable Energy Focus 10, no. 5: 62‐67. doi:doi: DOI: 10.1016/S1755‐   0084(09)70193‐0.  Makarand, M., C. Mukul, and R. Banerjee. 2010. Motor Starting in Inverter Connected Microgrids With Current Limit    on Inverters.  Masdar. 2010. Abu Dhabi and Siemens intensify alliance through a strategic partnership with Masdar. Press Releases.    http://www.masdar.ae/en/mediaCenter/newsDesc.aspx?News_ID=154&MenuID=0&CatID=0.  Massoud Amin, S.; Wollenberg, B.F.; , "Toward a smart grid: power delivery for the 21st century," Power and Energy    Magazine, IEEE , vol.3, no.5, pp. 34‐ 41, Sept.‐Oct. 2005.  Matly, M. 2010. Best Practice of Rural Electrification Funds in Africa. Review Paper. Framework Contract Lot 4: Energy    and Nuclear Safety. Clichy Cedex, France: SOFRECO.  McDonald, D. 2009. Electric capitalism: Recolonising Africa on the power grid. London: Earthscan Publication Ltd.    http://www.hsrcpress.ac.za/product.php?productid=2243.  McNamara, Will. 2009. Smart Grid Revolution Should Lead to Job Creation Boom. KEMA Automation Insight.  Medina, J., N. Muller, and I. Roytelman. 2010. Demand Response and Distribution Grid Operations: Opportunities and    Challenges. Smart Grid, IEEE Transactions on 1, no. 2: 193–198.  MEF. 2009. Technology Action Plan: Smart Grids. Major Economies Forum.  Meier, Thomas. 2001. Mini hydropower for rural development: a new market‐oriented approach to maximize    electrification benefits with special focus on Indonesia. LIT Verlag Münster.  Munasinghe, M. 1988. The economics of rural electrification projects. Energy economics 10, no. 1: 3–17.  NETL. 2007. A Systems View of the Modern Grid. National Energy Technology Laboratory, U.S. Department of Energy.  ———. 2009. A Compendium of Smart Grid Technologies. National Energy Technology Laboratory for the U.S.    Department of Energy.  Niez, A. 2010. Comparative study on rural electrification policies in emerging economies ‐ Keys to successful policies.    Paris: International Energy Agency.  Parshall, Lily, Dana Pillai, Shashank Mohan, Aly Sanoh, and Vijay Modi. 2009. National electricity planning in settings    with low pre‐existing grid coverage: Development of a spatial model and case study of Kenya. Energy Policy    37, no. 6 (June): 2395‐2410. doi:10.1016/j.enpol.2009.01.021.  Ramzy, A. 2009. On the Streets of China, Electric Bikes Are Swarming. TIME.    http://www.time.com/time/world/article/0,8599,1904334,00.html.  RERA. 2010. RERA: Regional Electricity Regulators Association of South Africa. http://www.rerasadc.com/index.cfm.  ROA. 2009. Introduction to Smart Grid ‐ Latest Developments in the U.S., Europe and South Korea. ROA Group.    Ruiz, N., Cobelo, I., Oyarzabal, J. "A Direct Load Control Model for Virtual Power Plant Management," Power 

30   

 

  Systems, IEEE Transactions on , vol.24, no.2, pp.959‐966, May 2009  SADC. 2003. Regional Indicative Strategic Development Plan (RISDP): Towards a Regional Vision to end poverty?    Southern African Development Community.  SAPP. 2008. Regional Power Networking for Meeting Rising Demand & Sustainable Growth. Southern African Power    Pool.  SCE. 2010. Smart Grid Strategy & Roadmap. Southern California Edison.  Schwartz, L. 2010. Smart Policies Before Smart Grids: How State Regulators Can Steer Investments Toward Customer‐   Side Solution. Regulatory Assistance Project.  Scott, M. 2009. How Italy Beat the World to a Smarter Grid. Bloomberg Businessweek.    http://www.businessweek.com/globalbiz/content/nov2009/gb20091116_319929_page_2.htm.  Scott, N., S. Batchelor, J. Ridley, and B. Jorgensen. 2004. The impact of mobile phones in Africa. Commission for Africa,    London.  Sebitosi, A. B., and R. Okou. 2009. Re‐thinking the power transmission model for sub‐Saharan Africa. Energy Policy.  Shrestha, Ram M., and Charles O.P. Marpaung. 2006. Integrated resource planning in the power sector and economy‐   wide changes in environmental emissions. Energy Policy 34, no. 18: 3801‐   3811.doi:10.1016/j.enpol.2005.08.017.  Strbac, G. 2010. Presentation at TM to Review IAEA's Methodologies and Analytical Tools for Sustainable Energy    Development presented at the Meeting number: I1‐TM‐38704, Vienna.  Strbac, G., N. Jenkins, and T. Green. 2006. Future Network Technologies ‐ Report to DTI.  Strbac, G., C. Ramsay, and R. Moreno. 2009. This sustainable lsle. Power and Energy Magazine, IEEE 7, no. 5: 44–52.  Swicher, J. N., G. Jannuzzi, and R. Y. Redlinger. 1997. Tools and Methods for Integrated Resource Planning. UNEP    Collaborating Centre of Energy and Environment, Riso National Laboratory.  Teravaninthorn, S., and G. Raballand. 2009. Transport Prices and Costs in Africa: A review of the Main International    Corridors. Washington, DC: The World Bank.  The Brattle Group. 2008. Transforming America's Power Industry: The Investment Challenge 2010‐2030.  The Economist. 2006. Power to the people. http://www.economist.com/node/5571572.  U.K. House of Commons. 2010. The future of Britain's electricity networks. Second Report of Session 2009‐10. London,    U.K. http://www.parliament.the‐stationery‐office.co.uk/pa/cm200910/cmselect/cmenergy/194/194.pdf.  U.S. Congress. 2007. Energy independence and security act of 2007. Washington, DC: Public Law.  UN‐Energy Africa. 2008. Energy for Sustainable Development: Policy Options for Africa. United Nations.    UNEP, ILO, IOE, and ITUC. 2008. Green Jobs: Towards decent work in a sustainable, low‐carbon world. United    Nations Environment Programme. http://www.unep.org/labour_environment/PDFs/Greenjobs/UNEP‐Green‐   Jobs‐Report.pdf.  UNIDO. 2010. Realizing Hydrogen Energy Installations on Small Islands through Technology Co‐operation ‐ GEF full    sized project, 30 September. United Nations Industrial Development Organization.  ———. 2009. Navigating Bioenergy ‐ Contributing to informed decision making on bioenergy issues. United Nations    Industrial Development Organization.  WB. 2008. Sustainable Infrastructure Action Plan ‐ FY 2009‐2011. World Bank Group.  ———. 2009. Africa Energy Poverty. In . Rome, 24‐25 May: World Bank.  ———. 2010. World Development Indicators. http://data.worldbank.org/data‐catalog/world‐development‐indicators.  ———. 1995. Rural Electrification: A Hard Look at Costs and Benefits. World Bank, Operations Evaluation Department.  WEC. 2005. Regional Energy Integration In Africa ‐ A Report of the World Energy Council.  WHO, and UNDP. 2009. The Energy Access Situation in Developing Countries. New York, USA: World Health    Organization, United Nations Development Programme.    http://www.who.int/indoorair/publications/energyaccesssituation/en/index.html.  Willis, H. L. 2004. Power distribution planning reference book. Marcel Dekker.  Willrich, M. 2009. Electricity Transmission Policy for America: Enabling a Smart Grid, End to End. Electricity Journal 22,    no. 10: 77–82.  Wilson III, E. J., and K. Wong. 2003. African information revolution: a balance sheet. Telecommunications Policy 27, no. 

31   

 

  1: 155–177.  Xu, David, Michael Wang, Claudia Wu, and Kevin Chan. 2010. Evolution of the smart grid in China. McKinsey.    http://www.mckinsey.com/clientservice/electricpowernaturalgas/downloads/MoSG_China_VF.pdf.  You, H.; Vittal, V.; Yang, Z.; , "Self‐Healing in Power Systems: An Approach Using Islanding and Rate of Frequency    Decline Based Load Shedding," Power Engineering Review, IEEE , vol.22, no.12, pp.62, Dec. 2002  Yuan, G., T. Yohn, B. Deaver, R. Webb, R. Davis, K. McBee, and K. Bloch. 2010. The Functionalities and Benefits of a    Two‐Way Centralized Volt/VAR Control and Dynamic Voltage Optimization. CURRENT Group & Xcel Energy.  Zajda, J., S. Majhanovich, and V. Rust. 2006. Education and Social Justice.  Zheng, A. 2007. A Smarter Grid for India. Smart Grid News.    http://www.smartgridnews.com/artman/publish/article_303.html.  Zibelman, A. 2007. Facilitating the Transition to a Smart Electric Grid. Testimony before U.S. House of Representatives. 

   

32