¿Por qué volvieron los apagones?
Jaime Aristy Escuder
«Llevo dos noches sin dormir por los apagones.» Frases como esa evidencian que en la República Dominicana se registran, de manera generalizada, cortes de electricidad debido a que la oferta resulta insuficiente frente a la demanda.
La distribución de los apagones no es uniforme en el territorio nacional, pues depende tanto de las condiciones técnicas de los circuitos eléctricos como de los niveles de facturación y cobranza que gestionan las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE).
La puesta en marcha definitiva de las dos unidades de la Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC), que incrementaron la oferta en 752 MW brutos entre noviembre de 2019 y abril de 2020, permitió reducir los cortes al mínimo.
Esa generación de electricidad, suplida actualmente al menor costo variable de todo el mercado eléctrico, facilitó que la mayoría de los agentes económicos dispusiese de electricidad las 24 horas al día. En consecuencia, a partir de 2020 dejó de ser necesario utilizar inversores o plantas de generación eléctrica de emergencia.
Punta Catalina produce beneficios anuales de 550 millones de dólares al Estado dominicano: 250 millones corresponden a ganancias directas y 300 millones a los ahorros de las EDE, derivados de la diferencia entre el precio spot y el precio de contrato al cual les vende la CTPC.
Con esos recursos pudo haberse eliminado una gran parte del déficit del sector eléctrico existente en el año 2020; sin embargo, errores en la gestión de las EDE colocaron en 2024 el déficit por encima de los 1,800 millones de dólares.
En un contexto caracterizado por el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB), la demanda de electricidad aumenta. Ante esa previsión, el autor de esta columna publicó, en 2021, una serie de artículos en los que recomendaba al gobierno dominicano ejecutar acciones para garantizar que la oferta se mantuviese por encima de la demanda y, por tanto, evitar el retorno de las interrupciones del suministro.
Las medidas eran simples y viables, bajo el liderazgo adecuado. A partir del superávit creado por la presencia de la CTPC en el mercado eléctrico, solo había que aumentar la capacidad de generación de energía base en 150 MW anuales, para alcanzar un total de 450 MW que hubiesen estado disponibles en 2024.
En esa línea, el artículo «El reto de generación eléctrica de Abinader,» publicado en el Listín Diario el 2 de agosto de 2021 advirtió que: «En los años 2024 y 2025 habrá una crisis de generación eléctrica…se incrementarán los apagones, a menos que el gobierno acelere la instalación de nueva y eficiente generación de electricidad.»
En otro artículo, «La ruta óptima de expansión de la generación del SENI,» publicado el 5 de agosto de 2021 en el blog del autor, se destacó la necesidad de instalar un ciclo combinado de 450 MW a gas natural para evitar un incremento de los apagones en 2024 y 2025.
Esa planta de electricidad debía colocarse en la zona comprendida entre el Distrito Nacional y San Pedro de Macorís, aprovechando la infraestructura existente que combina la terminal de gas de Andrés, Boca Chica, y los 85 kilómetros de líneas de gasoducto instalados en esa región. «Esto permitiría suplir electricidad desde el primer trimestre de 2024» y satisfacer la nueva demanda a precios competitivos.
Esa opción brindaría un mejor resultado financiero para las EDE «que el que arrojaría suplir electricidad en ese período 2024-2025 con generadores ineficientes, a menos que se gestione la demanda de electricidad, aumentando la cantidad y duración de los apagones.»
Las recomendaciones, no obstante, fueron ignoradas por las autoridades del sector eléctrico. De manera irracional, estas optaron por una licitación que concentraría la mayor parte de las inversiones del sector privado en el proyecto de electricidad a gas natural que se instalaría en Manzanillo, consistente en tres bloques de generación cada uno de 400 MW y una terminal de gas natural.
Esa decisión se tomó a pesar de que, el 14 de agosto de 2021, se les advirtió en el artículo «Los escollos de la Central Eléctrica de Manzanillo» publicado en el Listín Diario, que dicho proyecto de generación entraría en línea a inicios de 2026, si no había retrasos significativos, lo cual era poco probable.
Por otro lado, el gobierno contrató en esos años dos plantas altamente ineficientes y costosas: Siba Energy y Karpowership. En el Boletín de Generación y Gestión de Energía de julio de 2025, elaborado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), se indica que la primera tiene un costo variable de 140.07 dólares por MWh y la segunda, de 106.53 dólares. Esas cifras contrastan con el costo variable de apenas 34.62 dólares por MWh de Punta Catalina.
La solución planteada en los citados artículos comenzó a ejecutarse en 2025. La planta Generadora San Felipe I, un ciclo combinado a gas natural con capacidad de 467 MW, está contratada para operar a partir de diciembre de 2027, aunque es posible que esté lista desde mayo de ese mismo año. De haberse iniciado su construcción a finales de 2021, habría estado suministrando electricidad desde 2024 a precios competitivos.
La falta de esa energía llevó al presidente Luis Abinader a emitir el Decreto No. 517-25, mediante el cual se declaró en estado de emergencia el sector energético, con el objetivo de aumentar la disponibilidad de oferta eléctrica en plazos más cortos que los establecidos en los procesos ordinarios de la Ley 340-06 de Compras y Contrataciones.
Un día después del decreto, llegó al país una barcaza Karpowership proveniente de Cuba, con una potencia de 65 MW. Se estima que el precio monómico sea, al menos, tan alto como los casi 39 centavos de dólar por kWh que registró en promedio entre marzo y julio de 2025 la planta similar instalada en Azua.
Dada la estructura de la tarifa eléctrica y la capacidad de gestión de las EDE, la presencia de la nueva barcaza podría reducir de forma transitoria los apagones, pero lo hará a un precio que incrementará de manera significativa el déficit del sector eléctrico. La incompetencia siempre tiene un costo.
Diario Libre
