La energía eléctrica es fundamental para sectores clave de la estrategia de desarrollo económico de los países, ya que permite las inversiones, la innovación y las nuevas industrias, que son las principales fuentes de empleos y del crecimiento, plantea el Banco Mundial.
En República Dominicana la transformación de la generación eléctrica ha sido significativa en los últimos años, tomando en cuenta que en infraestructura, regulación e institución el sector eléctrico dominicano podría considerarse un mercado relativamente moderno.
Fruto de las inversiones, realizadas principalmente por el sector privado, que siguieron al proceso de capitalización, República Dominicana posee una de las matrices de generación eléctrica más variadas en comparación con las de otras naciones de Centroamérica y el Caribe, de acuerdo al “Informe enero-junio 2019”, de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE).
El informe indica que en sólo cuatro años se redujo de manera progresiva el protagonismo de los combustibles fósiles, dando entrada a otras fuentes y quedando una matriz de generación de la siguiente manera: 72% derivados del petróleo; 4% gas natural; 12%, carbón y 12% hidroeléctricas.
Hoy, casi 20 años después de la capitalización, la energía abastecida en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) ha seguido diversificándose. Para Bernardo Castellanos, experto en energía eléctrica, la matriz de generación marcha “bien”.
Asegura que la generación térmica a base de derivados del petróleo tiene una tendencia a “desaparecer” en el tiempo. Esto por la incorporación de nueva generación; carbón y gas natural y el incremento de generación renovable, principalmente la eólica (viento) y solar, y en menor proporción hidráulica y biomasa.
En el 2000 el 88% de la generación provenía de derivados del petróleo, mientras que para el primer semestre del 2019, era el 41.6%, según el informe de la ADIE.
En cambio, la producción a base de agua (hidroeléctrica) pasó de un 9%, en 2000, a un 6.1% en los primeros seis meses del año pasado. El aporte de esta energía se ha reducido desde diciembre de 2018 producto de la sequía que afecta al país, sobre todo en la Línea Noroeste, Sur y Suroeste.
En tanto el uso de gas natural ha aumentado. De enero a junio de 2019 este combustible producía un 29.3% de la energía. Del viento se obtiene el 4.6%, de la biomasa el 1.3% y del Sol apenas el 1.0%, pese a que el país tiene una radiación solar de 6 kilovatios horas por metro cuadrado, muy por encima de otros de la región.
Sin embargo, el potencial de la energía fotovoltaica, que podría representar una alternativa para evitar las múltiples horas al día sin energía eléctrica que padecen los dominicanos, no está siendo aprovechado a cabalidad.
El carbón, de un 3% en 2000 se situó en un 15.38% a junio de 2019 y se espera que incremente con la entrada de la central termoeléctrica Punta Catalina.
No obstante, para Castellanos, la entrada de Punta Catalina no es la panacea para solucionar la demanda de generación eléctrica.
“En el escenario de cero apagones, la producción media anual de Punta Catalina, unos 5,500 millones de kilowatts hora, tan solo representa el 20% de la generación anual. Este porcentaje, con el paso de los años y el crecimiento de la demanda de electricidad, entre 100 y 150 Mw anuales, va disminuyendo y en consecuencia, el posible impacto de Punta Catalina en los precios de generación, el cual estará sujeto al valor del contrato de compra y venta de energía que se firme, irá disminuyendo en esa misma proporción”, sostuvo.
Empresas distribuidoras de electricidad
De acuerdo a datos publicados por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), en su informe de desempeño, las empresas distribuidoras de electricidad en el país compraron la energía a un precio promedio de 13.34 centavos de dólar por cada kilovatio-hora, mientras que lo vendieron a un promedio de 15.61 centavos de dólar, obteniendo un margen de 2.27 centavos de dólar.
Las pérdidas de electricidad, afirma la ADIE, continúan siendo el “talón de Aquiles” del sector las cuales se situaron en 27.1% en el período de enero a septiembre de 2019, según los datos ofrecidos por CDEEE.
La ADIE destaca en su informe que Edeeste sigue siendo la distribuidora con mayores niveles de pérdidas, las cuales permanecen en 37%, igual que en el mismo período de 2018.
Edenorte, indica, redujo sus pérdidas 2 puntos porcentuales en comparación a 2018, al quedar en 22%, mientras que Edesur logró reducir 3 puntos colocando sus pérdidas también en 22%.
Desafíos
Para el economista país del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Joaquín Zentner, el sector eléctrico dominicano presenta tres principales desafíos: generación dependiente de los derivados de petróleo, altos déficits de las empresas distribuidoras y débil institucionalidad del sector.
En tanto, para Castellanos el principal reto es que “en el horizonte no se vislumbra la entrada de nueva generación térmica, ya que las distribuidoras no han realizado las licitaciones correspondientes, según la Ley General de Electricidad, que permita la contratación de nueva generación térmica a ser desarrollada por el sector privado”.
Señala que en la actualidad, para un escenario sin apagones, la generación anual, deberá situarse entre los 20,000 y 22,000 millones de kilowatts/horas anuales. Con una generación anual de alrededor de 15,000 millones de kilowatts horas, indica Castellanos, el déficit en generación se sitúa entre un 25% y 30%, superior a la cifra manipulada del 15% que ofrecen las autoridades.
El BID indicó recientemente que el país registra 2.6 horas de electricidad no servida por día, ineficiencia que a su juicio encarece la actividad productiva.
Con un crecimiento de la economía, según el Banco Central, que supera el 5% anual, las necesidades de nueva generación térmica, asevera Castellanos, son “obvias y evidentes”.
“La generación térmica es la ‘espina dorsal’ y seguirá siendo la espina dorsal de la generación eléctrica en República Dominicana por los próximos 20 a 30 años, teniendo como complemento la generación renovable, especialmente la eólica y solar”, puntualizó.
Detalla que en consecuencia, es de extrema urgencia que las distribuidoras, respetando la Ley General de Electricidad y sin la intermediación de la CDEEE, convoquen a la brevedad posible, las licitaciones correspondientes que permitan la contratación de nueva generación térmica y a base de fuentes renovables.
Insiste en que el mayor desafío está en reducir el enorme déficit financiero del sector eléctrico causado por la ineficiente gestión de las distribuidoras, el exceso de gastos corrientes y empleomanía en las distribuidoras, la CDEEE y las altas pérdidas de energía con que operan las distribuidoras.
Entiende que esa situación provoca “que al día de hoy, a pesar del Gobierno central haber transferido al sector eléctrico entre 2012 y 2019, más de trece mil millones de dólares, según palabras recientes del Presidente de la República, la situación del sector eléctrico esté peor que hace siete años”.
En tanto, para la ADIE el reto continúa siendo la gestión y eficiencia de la distribución de la energía.
Avances del sector eléctrico
El sector eléctrico dominicano se caracteriza por intentos de mejoras, con historias de éxitos y fracasos, destaca un documento de la ADIE. Apunta que los primeros pasos de mayor avance se dieron entre 1955 a 1966 con la construcción de 15 líneas de transmisión de 69 kilovatios, cinco líneas de transmisión de 12.5 kilovatios, 709,667 metros de nuevas líneas de distintos voltajes y 5,187 postes, incluyendo los usados para distribución.
También en esa época se hicieron otras reformas institucionales. Sin embargo, señala que durante la década de los 70’s el servicio eléctrico era “precario” y aunque la ampliación del parque de generación continuó en gran parte de la década de los 80’s, lo hizo con fallos continuos en el servicio, pérdidas de electricidad y déficits operativos de la Compañía Dominicana de Electricidad (CDE) que limitaban su capacidad de invertir para mejorar la calidad de generación y suministro de energía.
La década de los 90’s se destacó por esfuerzos regulatorios e institucional. En 1990 se promulgó la Ley No.14-90 sobre Incentivo al Desarrollo Eléctrico Nacional e inicia a incorporarse como generadores al sistema los productores privados independientes (IPPs), con acuerdos de compra de energía (PPAs) con la CDE ofertaban electricidad que era luego distribuida por la empresa estatal.
En 1997, con la promulgación de la Ley General de Reforma de la Empresa Pública inició el proceso de transformación y reforma de las entidades estatales, a través de la capitalización de diversas empresas públicas.
En 2000-2004, dice Castellanos, se dá “la gran transformación en la canasta de combustibles. En generación térmica, se introducen unos 550 Mw a base de gas natural (AES Andrés, Los Minas V y VI) y unos 300 Mw a base de carbón (Itabo I, II, Barahona Carbón)”.
