Las reformas entre los años 1990 y 2000 segmentaron el negocio eléctrico en generación, transmisión y distribución, pero estos eslabones no han marchado al mismo ritmo.
Iniciando por el primer eslabón, la capacidad de generación ha crecido en años recientes, sobre todo con inversiones en plantas a gas natural y parques renovables: “Hoy el esquema de generación está bien. Incluso, independientemente del retraso de algunas centrales, nos colocó este año en la frontera del desabastecimiento por el aumento de la demanda. Inmediatamente, esas centrales empiecen a sincronizar, esa brecha se va a ir alargando para tener mayor reserva”, sostiene Edward Veras, director de la Comisión Nacional de Energía (CNE)
El funcionario se refiere a la entrada prevista de nuevas unidades a gas, establecido en 68 megavatios (MW) en Boca Chica, 132 MW en San Pedro de Macorís, más una planta grande en Manzanillo, que debieron entrar a mediados de año, pero registran demora.
Esos retrasos, según explicó Jose Luis Moreno San Juan, director del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), redujeron al mínimo la “reserva fría” del sistema en los últimos meses, derivando en los apagones veraniegos.
No obstante, con su aparente puesta en marcha progresiva entre septiembre y diciembre, se espera recuperar un “colchón de generación” para atender el crecimiento de la demanda sin cortes.
Transmisión
En cuanto a la transmisión, el país cuenta con una red nacional operada por la empresa estatal ETED. La infraestructura de líneas y subestaciones se ha ido expandiendo para llevar la energía desde las plantas a los centros de consumo.
“El transportista requiere hacer inversiones, es 100 por ciento estatal, pero recibe un pago por peaje de todos los actores; hoy es autosostenible”, explicó Veras, destacando que la transmisión se financia con el cobro regulado por uso de las líneas.
Si bien siempre hay necesidad de nuevas obras, según el funcionario, el transporte de electricidad no ha sido el cuello de botella principal en años recientes, debido a proyectos de expansión de la red que han avanzado con financiamiento estatal y préstamos internacionales.
Distribución
El talón de Aquiles histórico está en la distribución. Las tres empresas distribuidoras (Edesur, Edenorte y Edeeste) arrastran problemas financieros, técnicos y operativos. A medida que la generación y transmisión crecieron, la red de distribución en muchas zonas no tuvo la misma modernización.
José Luis Moreno San Juan, director del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD).Fuente externa
Moreno San Juan explicó que el país se ha urbanizado “caóticamente” sin actualizar los alimentadores eléctricos a la par: “improvisamos tanto en construcción, que donde había una casa se desbarata y se hace una torre, y sigue siendo la misma línea de distribución en la calle y la misma subestación. Eso crea una serie de problemas en la red de distribución que se queda por debajo de lo que debería ser”.
pérdidas técnicas: entre un 10 y un 13.5 por ciento
En consecuencia, las pérdidas técnicas (energía que se pierde por calentamiento de cables, transformadores saturados, entre otros) son elevadas. “Las pérdidas técnicas nuestras andan entre un 10 y un 13.5 por ciento, pero deberían estar tal vez entre 6 y 8”, señaló Moreno.
Este nivel duplica el estándar internacional, establecidos por organismos especializados, y refleja la falta de inversión sostenida en rehabilitar circuitos y ampliar la capacidad donde la demanda crece. Las propias distribuidoras han informado sobre proyectos de rehabilitación de redes en los últimos años, pero sin la continuidad ni el financiamiento necesarios, de acuerdo a especialistas.
A las pérdidas técnicas se suman las “pérdidas no técnicas”, es decir, el fraude y la morosidad. La cultura de las conexiones ilegales y la baja cobranza han sido un lastre tradicional. “Aquí nadie roba señal de celular. Sin embargo, unos 800 mil clientes no pagan la energía eléctrica o pagan mucho menos de lo que deberían pagar”, destacó Veras para ilustrar la magnitud del robo de luz y subfacturación.
Esta realidad ha llevado a “apagones financieros” en el pasado: circuitos enteros en barrios de alto índice de impago eran desconectados varias horas al día para reducir las pérdidas económicas de la distribuidora.
Antes de 2020, los clientes clasificados en “zonas C o D” sufrían cortes de hasta 12 horas diarias bajo ese esquema de racionamiento comercial. Aunque esas prácticas han ido disminuyendo con programas de reducción de pérdidas, el Estado aún subsidia en gran medida el déficit de las distribuidoras.
Según Veras, “ese desentendimiento de la población le cuesta al Estado dominicano 1,700 millones de dólares al año”, dinero que el Ministerio de Hacienda transfiere a las EDEs para que puedan cubrir sus costos operativos, invertir lo mínimo en redes y pagar a los generadores y a ETED.
Esta suma considerable (cerca de un 2 por ciento del presupuesto nacional) demuestra que la distribución sigue siendo el punto débil: la tarifa eléctrica real no cubre los costos porque una proporción significativa de la energía se pierde o no se cobra.
“La energía es cara y hay que pagarla”, enfatizó Veras. “Sin usuarios dispuestos a pagar por el servicio y con capacidad económica para hacerlo, cualquier mejora en generación terminará naufragando por falta de sostenibilidad en la cadena de cobro”, sentenció.
Las consecuencias de este desbalance estructural se evidenciaron incluso cuando había suficiente generación disponible. En 2020, durante los confinamientos por COVID-19, Moreno San Juan reveló que el gobierno ordenó abastecer al máximo la demanda para evitar apagones mientras la población estaba en casa. Gracias a la caída temporal del consumo industrial y a la entrada de la central a carbón Punta Catalina, se logró suplir el 97 por ciento de la demanda eléctrica del país.
Sin embargo, “a partir de ahí la limitación la ponían las redes”, apuntó Moreno. Es decir, aunque hubiese energía suficiente en las generadoras, la precaria condición de algunos circuitos de distribución impedía llegar al 100% de los usuarios sin interrupciones. Por eso, el propio Pacto Eléctrico fijó la meta de 97 por ciento de cobertura de la demanda para 2026, entendiendo que lograr el 100% requerirá cuantiosas inversiones en redes de distribución para eliminar los llamados “apagones técnicos”.
