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Para comprender la amplitud de la problemática, este medio ha reconstruido el desarrollo técnico e institucional del mecanismo eléctrico dominicano, una odisea que abarca varias décadas.
La República Dominicana enfrenta desafíos históricos en su sistema de electricidad. Desde los inicios de la electrificación, numerosos gobiernos han pasado sin lograr la estabilidad esencial que permita dejar atrás la pesadilla de los apagones.
“El obstáculo principal ha sido siempre la planificación y el cumplimiento de los planes”, sintetiza José Luis Moreno San Juan, director del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD). Según el experto, desde la época de la dictadura de Trujillo hasta el presente, el sector ha atravesado reformas, fallos de planificación y esfuerzos de modernización que, en gran medida, explican la persistencia de los apagones y los elevados costos energéticos.
Para entender el complejo escenario, este medio reconstruyó la progresión técnica e institucional del sistema eléctrico dominicano: sus reveses históricos y los desafíos pendientes para asegurar un servicio constante.
En la década de 1950, durante el régimen de Rafael Leónidas Trujillo, la electricidad comenzó a considerarse un asunto de Estado. Existía entonces una compañía eléctrica privada que abastecía el núcleo urbano, pero en 1954 fue adquirida por el gobierno.
“Mediante una ordenanza, el Presidente Trujillo fundó la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). Esta entidad estatal se encargó de operar el sistema eléctrico dominicano durante varias décadas”, recordó Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Trujillo impulsó una expansión rápida de la electrificación: en 1956 encomendó a la firma norteamericana Stone & Webster un ‘Plan de Electrificación Total’, conocido como el ‘Plan Trujillo’, que se extendía de 1956 a 1976. Ese plan incluso proyectó la instalación de una central nuclear para cubrir la creciente demanda nacional.
“El plan llegaba a incluir, al final del período, una central nuclear que se contrató en su fase inicial. Esa central terminó instalándose más tarde en la República Checa (entonces Checoslovaquia)”, relató Moreno San Juan. Aquella planta, diseñada para el país, fue finalmente edificada y opera en Europa del Este desde entonces, sirviendo como símbolo palpable de los objetivos frustrados del proyecto trujillista.
Sin embargo, a lo largo de las décadas de los 60 y 70, diversas circunstancias impidieron la implementación cabal del Plan Trujillo.
El país sufrió intensas turbulencias políticas y sociales después de la dictadura, y el sector energético quedó paralizado.
Moreno San Juan señaló que, entre 1956 y 1992, la CDE impulsó al menos cuatro planes formales de ampliación, pero ninguno fue ejecutado por completo. “De esos cuatro, el más avanzado apenas llegó a un 60% u 80%, lo que significa que la oferta siempre se mantuvo inferior a la demanda. Y esa fue la constante”. A principios de los 90, la generación era “crónicamente insuficiente” y la nación padecía apagones generalizados debido a la falta de capacidad operativa.
Entre finales de los 80 y principios de los 90, la crisis eléctrica alcanzó su punto más crítico. El gobierno enfocó sus escasos recursos en algunos proyectos hidroeléctricos (como los complejos de Jigüey y Aguacate), dejando de lado la instalación de nuevas centrales térmicas, según detalla Moreno San Juan.
Poco después, con el auge del turismo en Puerto Plata durante esa época, la urgencia de abastecer electricidad condujo a la contratación de generadores privados de manera emergente. Se firmaron contratos denominados IPP (Independent Power Producers) para surtir a hoteles y zonas turísticas, sin pasar por licitación y a precios extremadamente altos.
Algunos de estos convenios fijaban tarifas inamovibles en dólares por varios años, superiores al precio que la propia CDE vendía a los usuarios finales. “Por cada kilovatio que adquiría, la CDE perdía un centavo de dólar”, aclara Moreno, indicando que la empresa estatal comercializaba la energía a un precio menor del que le costaba adquirirla. “Estas soluciones rápidas paliaron temporalmente la demanda turística, pero agravaron el desequilibrio financiero de la CDE”, enfatizó.
Un ejemplo mencionado por el experto fue el contrato “MIG-R”, que ejemplificaba estas “prácticas deficientes”. Este acuerdo, relativo a una planta de 180 megavatios (MW), contenía desde el inicio cláusulas desfavorables para la nación, incluyendo una fórmula defectuosa de ajuste de combustible que tuvo que ser renegociada más tarde.
“¿Por qué no se estableció correctamente desde el inicio? Había ignorancia en quienes participaron en el proceso, y ante tal desconocimiento, los agentes externos se aprovechaban. Entonces, te imponían precios insostenibles”, comentó Moreno San Juan sobre cómo los consultores foráneos sacaban ventaja de la limitada capacidad de negociación local en la firma de aquellos contratos.
Finalmente, muchos de los acuerdos de generación se consolidaron como PPA (Power Purchase Agreements o contratos de largo plazo para la compra de energía) firmados de forma directa, sin procesos de concurso: “Se concretaron otros contratos PPA sin licitación, una mala práctica que aún hoy persiste”, alertó Moreno.
La inestabilidad del suministro y las pérdidas acumuladas de la CDE prepararon el terreno para una reorganización estructural del sector. En 1997 se promulgó la Ley 141-97 de Capitalización, que transformó profundamente la industria. Bajo esta legislación, la antigua CDE se fragmentó y se inyectó capital privado en las áreas de generación y distribución.
“La Ley 141-97 desdobló las operaciones de la CDE en múltiples empresas, atrayendo inversión privada, aunque algunas se mantuvieron esencialmente estatales, como la empresa hidroeléctrica y la de transmisión. Pero se crearon dos compañías de generación con participación mixta (público-privada) y tres empresas de distribución que inicialmente también fueron de capital combinado”, detalló Edward Veras.
De esta manera surgieron empresas de generación térmica (como Ege Haina e Itabo), una compañía de transmisión (ETED) y tres distribuidoras regionales (Edenorte, Edesur y Edeeste), estructuras que siguen vigentes hasta hoy.
Pocos años después, en 2001, la nueva Ley General de Electricidad 125-01 consolidó la institucionalización del sector. Esta normativa estableció los órganos rectores y reguladores que operan actualmente: “Aparecen tres entidades clave: la Comisión Nacional de Energía (CNE), como organismo encargado de la política pública; la Superintendencia de Electricidad (SIE), como ente de regulación y fiscalización; y el Organismo Coordinador (OC), una ONG integrada por todos los agentes que tienen a su cargo la operación del mercado eléctrico mayorista”, explicó Veras sobre la nueva estructura institucional.
La CNE asumió la responsabilidad de la planificación; la Superintendencia (SIE), la regulación y supervisión; y el Organismo Coordinador (OC), la gestión técnica diaria del sistema interconectado.
Sin embargo, la capitalización generó sus propios inconvenientes. Moreno San Juan, quien fue miembro del consejo de administración de la CDE en ese período, reveló que los contratos derivados de la privatización fueron “pésimamente concebidos, con muy mala estructura”, incluyendo esquemas de ajuste de costos confusos y altamente beneficiosos para los generadores, al fusionar el índice de inflación y la variación del combustible sobre una misma base de precio.
Este factor disparó los gastos del Estado. “En mayo del año 2000, el subsidio otorgado fue superior a la suma total de subsidios que se habían dado en todo el año anterior a la capitalización, en el 98”, recordó Moreno, al comparar el rescate financiero mensual de ese año con todos los subsidios previos a la reforma. La gravedad de la situación obligó al gobierno a renegociar con urgencia los contratos con los nuevos propietarios privados en el denominado “Acuerdo de Madrid” (2001).
Aunque dicho pacto logró bajar parcialmente el costo de la energía contratada, no se eliminaron completamente las distorsiones. “El Acuerdo de Madrid debía haber solucionado esto, pero solo lo hizo a medias, persistiendo a lo largo de toda la historia posterior unos precios de generación muy elevados, con un sobrecosto estimado de 3 a 5 centavos de dólar por kilovatio por hora (kWh)”, detalló.
Este costo adicional se tradujo en un déficit de cientos de millones de dólares anualmente. La realidad es que cada centavo extra en el costo de abastecimiento representa unos 200 millones de dólares al año que el Estado dominicano debe cubrir. Reducir el precio de la generación era (y sigue siendo) fundamental, pero los generadores con contratos ventajosos difícilmente están dispuestos a ceder esas enormes ganancias.
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