respectivamente. En total, la capacidad del sistema (2008) suma 3,197 MW. De este total, 21% corresponde a EGE-HAINA, el 14% a EGE-ITABO, 6% a Unión Fenosa, 15% a EGE-HIDRO y el 45% corresponden a generadoras de los IPP´s. En términos porcentuales, el 85% de la capacidad de generación de electricidad es térmica mientras que el 15% es de fuente hidro. La totalidad de infraestructura de generación por fuentes térmicas corresponde al sector privado mientras que la generación hidro es de propiedad de la Empresa Generadora de Electricidad – EGEHID, de carácter estatal. Por grupo de
tecnología de generación, la capacidad existente del SENI observa la siguienteestructura porcentual: predominan las tecnologías ciclo combinado (25%) seguidas por las de motores fuel-oil (23%), las de turbinas a vapor (19%), las turbinas a gas (18%) y la generación hidroeléctrica (12%) (OC, 2008).
Los contratos en el sector, parte de la problemática en el diagnóstico del sector. Es importante poner de relieve los altos costos de generación eléctrica de las unidades del parque de generación, en comparación con tecnologías semejantes instaladas en otros países de la región en condiciones similares. Esto, debido principalmente a la sobre-indexación del combustible en las fórmulas para el cálculo del precio de venta de
la energía de los generadores a las distribuidoras, establecidos en los contratos firmados en el Acuerdo de Madrid. Como componente del diagnóstico, además, cabe poner de relieve la existencia de contratos de compra-venta de energía entre las Generadoras y las Distribuidoras a muy largo plazo, lo que imposibilita a las Distribuidoras a contratar energía en mejores condiciones para beneficio de los clientes.
autoabastecerser. La capacidad instalada de autogeneración en el país sido estimada entre 1400 y 1650 MW. Esta capacidad está localizada en los sectores Zonas Francas, Resto de Industria Alimenticia, Resto de Industrias, Textiles y Cueros, Papel e Imprenta, Cemento y Cerámica, principalmente (IDEE/EF-CNE, 2003:2000). Este excesivo stock de potencia de auto producción instalada se explica, principalmente, por
la mala calidad del servicio, los rezagos en la infraestructura de transmisión y distribución y la relación entre el costo del Kwh. autogenerado y el precio de venta del Kwh. del servicio público (CNE, 2004). En 2007, la demanda calculada de energía del SENI se estimó en 14,107 GWh. (1,944 MW), la cual fue abastecida en un promedio de 86%. El resto, la demanda no abastecida, que se explica por distintas contingencias
(baja tensión, mantenimiento correctivo, sobrecarga, mantenimiento programado) y por políticas de gestión de la demanda (cortes de suministro) (OC, 2007; CEPAL, 2008).
La infraestructura de los sistemas de transmisión y distribución son débiles y aportan a la ineficiencia y a las pérdidas en el sector eléctrico. Con el proceso de reforma del sector (1999), la actividad de transmisión, en tanto que monopolio natural, quedó a cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED), de propiedad y administración estatal. La infraestructura del sistema de transmisión está constituida por 6 líneas a 138 KV Km. Actualmente, está en construcción la línea a 345 KV que tendrá una extensión de 140 Km., de los cuales 80 Km. son ya (2008) infraestructura construida. También, como parte integral de la infraestructura de transmisión, el sistema cuenta con 200 subestaciones de transformación. Desde décadas, las sobrecargas y bajos niveles de protección de las redes han constituido las debilidades más relevantes de la infraestructura del sistema de transmisión, originando pérdidas adicionales al sistema en su conjunto, fallas técnicas que acaban traduciéndose en apagones en zonas geográficas y, en el peor de los casos, originando los “black-out” o apagones generales del sistema.
Un elemento revelador de la evolución y calidad del sistema de transmisión es el nivel de pérdidas de la energía inyectada en 2007, que se situó por debajo de 3%, casi la mitad del nivel registrado en el 2000 (5%). Para verlo en perspectiva, la dotación es alrededor de 3,200 habitantes por Km. de línea de transmisión, lo que es bajo en relación a los estándares internacionales (CDEEE/ETED, Plan de Expansión 2006-2012).
Con el proceso de capitalización, el territorio nacional quedó comercialmente dividido en tres regiones de concesión que pasaron a ser gestionadas por sendas empresas en sus respectivos ámbitos geográficos: la Edenorte, Edesur y Edeeste. Actualmente (enero-2009), la totalidad de clientes formalizados (conectados y facturados) de las referidas empresas de distribución alcanzó 1 millón 325 mil usuarios en todos los bloques tarifarios.. Otra fuente, establece en 2.44 millones el número de viviendas conectadas a la red eléctrica (el 93% del total de viviendas existentes), de las cuales i) sólo el 33.2% posee contador eléctrico; ii) 19.4% tiene una tarifa fija1; y iii) el 47.4% no posee contador. Esta condición del mercado explica en mayor medida los altos niveles de pérdidas no técnicas registradas (Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico, 2007; ENIGH 2007).
En el nivel de la distribución, sobresale como problema la calidad del servicio derivado de las frecuentes interrupciones del mismo, la duración de las mismas así como la baja tensión en el suministro en zonas determinadas. El sistema acumuló décadas de rezagos de mantenimiento, lo que ha sido origen de frecuentes sobrecargas en líneas y transformadores, altas pérdidas técnicas y cortes, con la consecuente baja en la confiabilidad del servicio. Además, cabe resaltar el subsidio como problema relevante del ámbito de la distribución, gran parte del cual es financiado con recursos públicos. En buena medida, la razón del monto del subsidio hay que relacionarla con el alto nivel de pérdidas no técnicas provocadas, principalmente, por el hurto de la energía; al aumento de los costos de producción de la electricidad debido a diversos factores y no traspasados a la tarifa de los usuarios; y a la no disposición de infraestructura apropiada y suficiente (redes, equipo de medición) para facturar y cobrar con efectividad la energía y aplicar con mayor eficiencia una focalización del mismo (UAAES/SEEPyD (2007).
Más allá de los progresos registrados en capacidad instalada de generación a raíz del proceso de capitalización, el déficit de suministro no mejoró en forma perceptible en los últimos tres lustros; antes bien, tendió a agudizarse debido al incremento de la demanda y por cortes a usuarios de bajo índice de cobranza. Las expresiones más crudas de la crisis del sector eléctrico, en lo que a suministro se refiere,se experimentaron a finales de los 80s y principios de los 90s, cuando el déficit de suministro, medido por la relación de la demanda no abastecida respecto de la demanda calculada total, superó el 40%. La entrada en operación de los contratos - PPA (Power Parchase Agreement) con los productores independientes (PPI) significó un alivio significativo al problema por el lado de la oferta, y resultó en una reducción drástica de
dicho déficit, hasta 13.5% (1993). Desde entonces hasta acá, el déficit de suministro promedia 16.5%, resaltando como excepción los niveles pico registrados en 1998 (22%) y 2004 (31%). En 2008, el déficit de suministro en el sistema interconectado promedió 9.7% (OC, Informe de Operación de Mediano Plazo, 2008). Cabe indicar que en condiciones de óptimo funcionamiento de un sistema eléctrico el déficit de suministro debe ser igual a cero en tiempo real. La confiabilidad del suministro sigue siendo, por tanto, un componente importante de la problemática del sector eléctrico, que se expresa en energía no suministrada y en apagones.
www.camaradediputados.gov.do/masterlex/MLX/docs/2F/1B0/1B1/1C5/1DE/1E3.pdf
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