Prospectiva de la expansión de la generación en R.D.

El plan de expansión de generación hasta el 2012 está definido con la adición de 4 proyectos hidroeléctricos con una capacidad de 227 MW que adelanta EGEHID, la conversión a gas natural de la central térmica de ciclo combinado de San Pedro Macorís que opera actualmente a gas oil, la central térmica a carbón de Pepillo Salcedo de 610 MW que desarrolla un inversionista privado bajo contrato a largo plazo con CDEEE y la central a carbón de Hatillo Azua de 610 MW que adelanta un consorcio privado para ventas de energía a grandes consumidores y en el mercado spot. Esta capacidad adicional representa un aumento de 45% sobre la capacidad instalada actual de 3,196 MW. 

La evolución reciente de las ventas y la generación de electricidad en la red pública está distorsionada por los consumos ilegales que no son medidos, la demanda no atendida debido a restricciones en la oferta y la instalación de equipos de emergencia por parte de los consumidores. Estas distorsiones se ilustran con las 
fluctuaciones que ha tenido la demanda estimada de electricidad a partir del 2001,incluyendo una demanda no atendida que representa en promedio 17% del total. A partir de la demanda estimada de 2006 se proyectó un escenario medio y bajo de demanda, con una tasa anual de crecimiento de 5.4% y 2.7%, respectivamente .

El análisis del plan de expansión de generación busca proveer los elementos para determinar una estrategia de expansión robusta, esto es, que se pueda adaptar a la incertidumbre en la tasa de crecimiento de la demanda y en los precios de los combustibles y minimice el arrepentimiento de tomar decisiones irreversibles que no son las mejores para condiciones específicas de evolución de la demanda y los precios. Se analizaron los dos escenarios de demanda mencionados y dos escenarios de precio de los combustibles, asociados con precios de WTI a largo plazo de 45 y 60 US$/bbl, que corresponden a los escenarios medio y bajo preparados por el Departamento de Energía de los Estados Unidos. Adicionalmente, se analizó en 
algunos casos la sensibilidad de los resultados a precios altos del WTI de US$85/bbl. 

El plan de expansión de generación incluyó como candidatos a las plantas hidroeléctricas con estudios avanzados, los proyectos eólicos con licencias aprobadas, y plantas de generación térmica de diferentes tecnologías que utilizan fuel oil No. 6, carbón y gas natural. El análisis de los costos nivelados de generación 
para los principales proyectos considerados muestra que las plantas térmicas a carbón tienen los costos nivelados más bajos para todos los escenarios de precio de los combustibles, en el rango de 53 a 58.5 US$/MWh, siguen en precio los ciclos combinados a gas natural, los proyectos eólicos, los motores diesel y finalmente, los proyectos hidroeléctricos que no son competitivos con los costos informados por la 
CDEEE, incluyendo los proyectos en construcción .

Lo más importante, es que para los escenarios de precio medio y alto, los costos nivelados de las plantas térmicas a carbón son menores que los costos variables de los motores diesel y ligeramente menores a los de los ciclos combinados a gas natural, por lo cual en principio se justificaría desarrollar plantas a carbón para desplazar la generación de plantas térmicas existentes que utilizan combustibles líquidos o gas natural.

Los resultados del análisis del plan de expansión indican que la estrategia actual de desarrollar 1,200 MW en plantas a carbón antes de 2012 es robusta para los escenarios medio y alto de precio de combustibles, y confirman que se justifica desarrollar capacidad adicional para desplazar generación de las plantas térmicas más costosas. Adicionalmente, la estrategia de expansión basada en plantas a carbón tiene el menor costo de desarrollo, sin considerar el costo del impacto ambiental, cuando se compara con otras estrategias analizadas, como el caso gas (no se permiten plantas adicionales a carbón) o el caso CDEEE (se ejecuta el plan de expansión de EGEHID, con 147 MW adicionales en proyectos hidroeléctricos).
 Las plantas a carbón dejan de ser competitivas cuando los costos de inversión aumentan 
en 40% .Los resultados muestran que las diferentes tecnologías de generación a carbón tienen costos de desarrollo prácticamente iguales (convencional con carbón pulverizado, 
lecho fluidizado o IGCC- ciclo combinado con gasificación integrada) y que la selección de tecnología debe tener en cuenta otras consideraciones como la mitigación del impacto ambiental o el estado de difusión de la tecnología en países en vía de desarrollo . 

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