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Las reformas efectuadas entre 1990 y 2000 dividieron el sector eléctrico en tres áreas fundamentales: generación, transmisión y distribución. Sin embargo, estos segmentos no han evolucionado con el mismo ritmo.
Empezando por el primer eslabón, la capacidad de producción de energía ha experimentado un aumento en los últimos años, impulsado principalmente por inversiones en centrales de gas natural y proyectos de energías renovables: “Actualmente, el esquema de generación se mantiene sólido. Incluso, a pesar de las demoras en algunas centrales, este año nos encontramos al borde del desabastecimiento debido al incremento en la demanda. En el momento en que estas centrales comiencen a operar, esa diferencia se ampliará, brindándonos una mayor reserva”, afirma Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El funcionario alude a la entrada en servicio programada de nuevas unidades a gas, que suman 68 megavatios (MW) en Boca Chica, 132 MW en San Pedro de Macorís, además de una gran planta en Manzanillo. Estas debieron haber estado operativas a mediados de año, pero presentan un retraso.
Dichos aplazamientos, según detalló José Luis Moreno San Juan, director del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), redujeron al mínimo la “reserva operativa” del sistema durante los meses recientes, resultando en los cortes de energía que se vivieron en verano.
No obstante, con su puesta en marcha escalonada prevista entre septiembre y diciembre, se espera restablecer un “margen de generación” suficiente para satisfacer el crecimiento de la demanda sin interrupciones.
En lo concerniente a la transmisión, el país dispone de una red nacional administrada por la empresa estatal ETED. La infraestructura de líneas de alta tensión y subestaciones se ha expandido para llevar la electricidad desde los puntos de generación a los centros de consumo.
“El gestor de la red de transporte necesita realizar inversiones; es una entidad 100% estatal, pero recibe una remuneración por el uso de la red (peaje) de todos los actores. Hoy es financieramente autosuficiente”, explicó Veras, resaltando que el transporte se financia mediante el cobro regulado por la utilización de sus líneas.
Aunque la necesidad de nuevas obras siempre está presente, según el director de la CNE, el transporte de electricidad no se ha erigido como el principal obstáculo en años recientes, gracias a proyectos de expansión de la red que han avanzado con apoyo financiero estatal y créditos internacionales.
El punto más vulnerable e histórico se sitúa en la distribución. Las tres empresas distribuidoras (Edesur, Edenorte y Edeeste) enfrentan problemas de índole financiera, técnica y operativa. A medida que la generación y el transporte crecían, la red de distribución en muchas áreas no experimentó el mismo nivel de modernización.
Moreno San Juan explicó que el país ha crecido urbanísticamente de modo “desordenado” sin que los circuitos eléctricos se actualicen paralelamente: “Improvisamos tanto en la construcción que, donde existía una vivienda, se demuele y se edifica un edificio, pero se mantiene la misma línea de distribución en la vía pública y la misma subestación. Esto genera múltiples inconvenientes en la red de distribución, que se queda rezagada respecto a lo indispensable”.
Como consecuencia, las pérdidas de orden técnico (energía que se disipa por el calentamiento del cableado, transformadores sobrecargados, entre otros factores) son muy elevadas. “Nuestras pérdidas técnicas oscilan entre el 10 y el 13.5 por ciento, cuando lo ideal sería tal vez entre 6 y 8”, indicó Moreno.
Este nivel duplica el estándar internacional que establecen los organismos especializados, y evidencia la falta de inversión continuada para la rehabilitación de circuitos y el aumento de capacidad en zonas de demanda creciente. Si bien las propias distribuidoras han reportado proyectos de rehabilitación de redes en años recientes, no han contado con la continuidad ni la financiación requeridas, según los expertos.
A las pérdidas técnicas se añaden las “pérdidas comerciales” o “no técnicas”, es decir, el robo de energía y la morosidad en los pagos. La práctica de las conexiones clandestinas y la baja tasa de cobro han sido una carga persistente. “Aquí nadie sustrae la señal de un teléfono móvil. Sin embargo, unos 800 mil clientes no costean la energía eléctrica o pagan bastante menos de lo que deberían”, señaló Veras para ilustrar la magnitud del hurto y la subfacturación.
Esta situación ha provocado en el pasado lo que se conoce como “apagones económicos”: barrios con un alto índice de impago veían sus circuitos desconectados durante varias horas diarias para mitigar las pérdidas monetarias de las empresas distribuidoras.
Antes del año 2020, los usuarios clasificados en “zonas C o D” padecían cortes de hasta 12 horas diarias bajo este esquema de racionamiento comercial. Aunque estas medidas se han reducido gracias a programas de disminución de pérdidas, el Estado aún debe subvencionar en gran medida el déficit operativo de las distribuidoras.
Según Veras, “esta falta de responsabilidad por parte de la población le cuesta al Estado dominicano la cifra de 1,700 millones de dólares al año”, dinero que el Ministerio de Hacienda transfiere a las EDEs para que puedan sufragar sus gastos operativos, realizar inversiones mínimas en redes y abonar a los generadores y a ETED.
Esta considerable suma (que representa cerca del 2% del presupuesto nacional) confirma que la distribución sigue siendo el eslabón débil: la tarifa real de la electricidad no cubre los costes porque una porción considerable de la energía se pierde o simplemente no se recauda.
“La energía es onerosa y debe ser pagada”, enfatizó Veras. “Sin usuarios dispuestos a cubrir el servicio y con el poder adquisitivo para hacerlo, cualquier mejora en la generación terminará fracasando por la insostenibilidad de la cadena de pago”, sentenció.
Las repercusiones de este desequilibrio estructural se hicieron patentes incluso cuando la capacidad de generación era suficiente. En 2020, durante el confinamiento por la COVID-19, Moreno San Juan reveló que el gobierno dio la orden de abastecer totalmente la demanda para evitar interrupciones mientras la gente permanecía en sus hogares. Gracias a la caída temporal del consumo industrial y la operatividad de la central de carbón de Punta Catalina, se consiguió suministrar el 97% de la demanda eléctrica del país.
No obstante, “a partir de ese punto, la limitación residía en las redes”, puntualizó Moreno. Esto quiere decir que, aunque hubiese energía suficiente en las generadoras, la precaria condición de determinados circuitos de distribución impedía llegar al 100% de los clientes sin fallos. Por ello, el propio Pacto Eléctrico estableció como objetivo alcanzar el 97% de cobertura de la demanda para 2026, comprendiendo que lograr el 100% exigirá vastas inversiones en las redes de distribución para erradicar los denominados “apagones por problemas técnicos”.
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