Las Inversiones del sector eléctrico dominicano, segun el B.M.

Con el objeto de identificar las decisiones que el Gobierno de la República Dominicana enfrenta en relación con las inversiones en generación y transmisión, y presentar recomendaciones al respecto, se realizó un análisis de los aspectos más relevantes a tener en consideración al momento de decidir tales inversiones en generación y transmisión. Es importante destacar que este análisis no representa un estudio completo de oferta y demanda, ni pretende constituir proyecciones precisas para los próximos años. 

Generación.-
 Para evaluar la necesidad de incorporar capacidad adicional en el período 2009-2015, se 
analizó a partir de un escenario base (escenario a), con un crecimiento económico de 5,9% por año (el más optimista de los considerados) el impacto acumulativo de los siguientes efectos: (i) una política de reducción gradual de las restricciones de suministro, eliminando éstas por completo en tres años (escenario b); (ii) la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas (escenario c); (iii) la incorporación de los auto productores, la política de eficiencia y el aumento de cobertura del alumbrado público (escenario d). 

El escenario (b) supone que la restricción de oferta, o energía no servida, se reduce gradualmente, desde un 15% en 2008, a un 10% en 2009, a 7% el 2010, y a cero en 2011. El escenario (c) agrega al efecto anterior la reducción gradual de pérdidas, desde un 32 % total para el sistema en el año 2008, a un 12% el año 2013. No obstante, se ha supuesto que sólo el 75% de la reducción en pérdidas se transforma en un menor requerimiento a nivel de generación. Finalmente, el escenario (d) agrega el efecto de la incorporación de los autoproductores, del aumento de cobertura del alumbrado público y de la política de cambio de bombillas. 
Así, los escenarios construidos con nuestros supuestos, incluso suponiendo la necesidad de mantener una reserva equivalente en términos porcentuales a la indisponibilidad medida en 2008 (352 MW), implica un requerimiento de potencia adicional de 461 MW en 2009. Cabe enfatizar que nuestro análisis no ha considerado la eliminación inmediata de las restricciones en el suministro, debido principalmente a la inviabilidad de dicho objetivo. 
Considerando que actualmente no existen proyectos analizados y financiados que pudiesen comenzar a construirse en forma inmediata, cualquier aumento de generación en el período 2009-2011, al menos, requiere ser suplido por la capacidad existente, rehabilitada o re potenciada a través de inversiones de corto período de ejecución. En este contexto, las posibilidades identificadas son las siguientes: 
• Aumento en las horas de funcionamiento de las unidades de ciclo abierto que utilizan Fuel N° 2. • Conversión de las unidades de ciclo abierto a ciclo combinado, lo que implica agregar capacidad de generación a través de inversiones, sin aumentar los costos totales de operación, es decir, reduciendo el costo medio de operación por kwh generado. 

La CDEEE a partir de 2005 ha venido considerando la construcción de una central a carbón de 1200 MW (dos unidades de 600 MW). Además de las dificultades de atraer financiamiento para un sectorcon serios cuestionamientos a su viabilidad financiera, en un sistema de aproximadamente 2500 MW no resulta técnicamente conveniente incorporar unidades mayores de 250 a 300 MW, por problemas de estabilidad del sistema. Otra de las opciones que se han considerado en el país es la instalación de nuevas unidades de generación ciclo combinado a gas, aprovechando las instalaciones de AES en Andrés, lo que permitiría aprovechar las economías de escala que aportan dichas instalaciones. Un proyecto de esta naturaleza también requeriría un tiempo para completar su financiamiento, licitación,
adquisición de equipos y construcción que impide una puesta en servicio en menos de dos a tres años. 

Transmisión.-
 En lo que respecta a las necesidades de inversiones en transmisión, los estudios 
existentes concluyen que existen dos líneas de trabajo destacables; la primera es el reemplazo del actual sistema de transmisión a 138 kV por uno de 350 kV, y la segunda es la construcción de un sistema de transporte “troncal” a 350 kV para la conexión con el nordeste del país. En el primer caso, esto no se requeriría hasta que las transferencias de potencia alcancen los 2500 MW, lo que según la demanda “peak” proyectada en los diversos escenarios no ocurriría antes de 2012, en caso de un alto crecimiento de la demanda. En cuanto al segundo componente considerado, la construcción del sistema de conexión con el nordeste es un proyecto que debe ser estudiado en función de las decisiones de localización que resulten del plan de expansión de la generación, y debe ser estudiado dentro del mismo plan. 
Considerando lo anterior, y bajo el supuesto del éxito del proceso de modernización, el país debe preparar las condiciones para incorporar nueva capacidad a partir de 2013. Eso significa que se requiere trabajar con urgencia en la definición de una política energética clara y un plan de expansión eléctrico coherente con dicha política. 

Planificación.-
 Resulta imprescindible la elaboración de un Plan Integral de Expansión del Sector Eléctrico, cuya responsabilidad recae - de acuerdo a la institucionalidad vigente - en la Comisión 
Nacional de Energía (CNE), cuyos pasos a seguir son los siguientes:
a) Análisis y definición de la estrategia de aumento de la oferta. 
b) Determinación de las posibilidades de rehabilitación y re potenciamiento de la capacidad 
instalada actual, y evaluación de la reserva óptima requerida por el sistema. 
c) Evaluación del tamaño límite de las unidades generadoras que es técnicamente posible 
considerar para la expansión del sistema. 
d) Recopilación del potencial para el desarrollo de fuentes de energías renovables no 
convencionales (mini centrales hidroeléctricas, eólica y biomasa). 
e) Análisis de la competitividad de las energías renovables no convencionales (ERNC), e 
identificación del modelo económico e instrumentos de fomento para su desarrollo. 
f) Análisis del modelo regulatorio y económico de la expansión de la generación (procedimientos de licitación de contratos, modelos de contratación, entre otros). 
g) Elaboración de un plan de expansión indicativo: identificación de la mezcla de tecnologías y programa de aumento de capacidad. 

Es importante destacar el grado de urgencia de los trabajos antes listados. La puesta en servicio de nueva capacidad durante el año 2013 implica la necesidad de que la definición de la estrategia y el plan de expansión indicativo estén finalizados a mediados de 2010, de modo que en el período 2010-2013 se ejecute la licitación de contratos, y la construcción. Esto significa que el Gobierno debe dar prioridad inmediata a los trabajos de estudio y planificación a ser realizados por la CNE. 
Como se ha mencionado anteriormente, en la República Dominicana urge abordar en forma explícita la función de planificación de la expansión del sistema eléctrico. Se trata de una competencia indelegable del Estado y que puede ser ejercida en forma totalmente compatible con la gestión de las actividades empresariales por parte de agentes privados y públicos. Hoy en día, algunos países de la región están reconociendo la necesidad de avanzar hacia un nuevo modelo sectorial, que reconoce roles claramente definidos para el Estado y para los agentes empresarios. 
El reto que tiene por delante DR es cómo atraer inversionistas en nueva generación en un ambiente crecientemente adverso, en el cual se ha deteriorado el clima de inversión del país y a lo cual se suman Las restricciones de financiamiento asociadas a la crisis global. En ese contexto fuertemente negativo, es fundamental que la República Dominicana transmita señales claras acerca de la calidad de sus instituciones. Tal vez la más importante de esas señales es el cumplimiento estricto de los compromisos contractuales asumidos. En estas condiciones, una revisión unilateral de los Contratos de Madrid podría traer beneficios efímeros de corto plazo, a cambio de una ausencia total de inversores serios en el sector a mediano plazo. Arreglar el tema de las deudas con el sector privado será, sin dudas, un tema central para empezar a restablecer este clima de inversión. El rol central que juegan los PPAs (Acuerdos de Compra-Venta de Energía por sus siglas en inglés) de largo plazo para dar las 
señales de precios y previsibilidad a los inversionistas requiere: (i) que los mecanismos de pago sean transparentes y (ii) que haya credibilidad respecto de que los compromisos se cumplen. 


Plan de acción para modernizar el sector eléctrico en la República Dominicana -B.M.