El sistema eléctrico dominicano: siete décadas de reformas entre luces y sombras
Para entender toda la problemática, este medio reconstruyó la evolución técnica e institucional del sistema eléctrico dominicano
Paul Mathiasen
22/10/2025 00:00 | Actualizado a 05/11/2025 16:47
La República Dominicana arrastra décadas de desafíos en su sistema eléctrico. Desde la electrificación del país, múltiples gobiernos han pasado y ninguno ha logrado la estabilidad necesaria que permita hacer de los apagones una pesadilla superada.
“El problema siempre ha sido planificación y cumplir planes”, resume José Luis Moreno San Juan, director del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD). Y es que, según explicó el especialista, desde la era de la dictadura trujillista hasta la actualidad, el sector eléctrico ha pasado por reformas, fracasos de planificación y esfuerzos de modernización que explican en buena medida los apagones persistentes y los altos costos de la energía.
Para entender toda la problemática, este medio reconstruyó la evolución técnica e institucional del sistema eléctrico dominicano: sus tropiezos históricos y los retos pendientes para garantizar un servicio estable.
De Trujillo al primer plan nacional de electrificación
En la década de 1950, bajo el régimen de Rafael Leónidas Trujillo, la electricidad empezó a ser asunto de Estado. Existía entonces una empresa eléctrica privada que servía al centro urbano, pero en 1954 fue adquirida por el gobierno.
“Mediante decreto, el Presidente Trujillo creó la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). Esa empresa estatal se mantuvo operando el sistema eléctrico dominicano por unas cuantas décadas”, recordó Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Trujillo buscó expandir agresivamente la electrificación: en 1956 encargó a la firma estadounidense Stone & Webster un Plan de Electrificación Total, conocido como el “Plan Trujillo”, que abarcaba de 1956 a 1976. Aquel plan incluso llegó a proyectar la instalación de una planta nuclear para suplir la creciente demanda doméstica.
“Al final del periodo incluía incluso una central nuclear que llegó a estar contratada en fase inicial, y después esa central terminó instalándose en la República Checa (entonces Checoslovaquia)”, contó Moreno San Juan. Aquella planta, pensada para el país, fue construida finalmente en Europa del Este y opera allí desde entonces, y quedó como un símbolo de las aspiraciones frustradas del proyecto trujillista.
Sin embargo, durante las décadas de los 60 y 70 distintas situaciones impidieron cumplir a cabalidad el Plan Trujillo.
El país atravesó turbulencias políticas y sociales tras la dictadura, y el sector eléctrico quedó rezagado.
“La demanda creció sin haber oferta, y la oferta siempre se quedó atrás de la demanda”.
José Luis Moreno San Juan.
José Luis Moreno San Juan
Director del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD)
Moreno San Juan indicó que entre 1956 y 1992 hubo por lo menos cuatro planes formales de expansión bajo la CDE, pero ninguno se ejecutó por completo. “De esos cuatro, el que más avanzó apenas llegó a un 60% u 80%, lo cual quiere decir que siempre se quedó la oferta por debajo de la demanda, y esa fue la historia”. Para inicios de los 90, la generación era “crónicamente insuficiente” y el país sufría apagones generalizados por falta de capacidad.
Turismo y la capitalización
A finales de los 80 e inicios de los 90, la crisis eléctrica tocó fondo. El gobierno concentró sus limitados recursos en algunos proyectos hidroeléctricos (como los complejos de Jigüey y Aguacate), descuidando la instalación de nuevas plantas térmicas, según explicó Moreno San Juan.
Poco después, con el auge turístico de Puerto Plata en esa época, la presión por suplir electricidad llevó a la contratación de generadores privados de emergencia. Se firmaron contratos denominados IPP (Productores Independientes de Electricidad en español) para suplir hoteles y zonas turísticas, sin licitación y con precios muy altos.
Algunos de esos acuerdos establecían tarifas fijas en dólares por varios años, superiores al precio que la propia CDE cobraba a los consumidores finales. “Por cada kilovatio que compraba la CDE perdía un centavo de dólar”, explica Moreno, aludiendo a que la empresa estatal vendía la energía más barata de lo que le costaba comprarla. “Estas decisiones paliativas aliviaron momentáneamente la demanda turística, pero profundizaron el déficit financiero de la CDE”, enfatizó.
Consultores extranjeros sacaron ventaja
Un caso mencionado por el especialista fue el contrato “MIG-R” que presentaba estas “malas prácticas”. Este acuerdo, a una planta de 180 megavatios (MW), presentó desde el inicio cláusulas desfavorables para el país, como una fórmula de ajuste de combustible deficiente que hubo que renegociar después.
“¿Por qué no se hizo inicialmente así (bien)? Había desconocimiento en los que estuvieron trabajando en eso, y, en el desconocimiento, los que vienen de afuera se aprovechan. Entonces, te ponen unos precios imposibles”, señaló Moreno San Juan sobre cómo consultores extranjeros sacaron ventaja de la débil capacidad local en la negociación de aquellos contratos.
Al final, varios de los contratos de generación terminaron siendo PPA (Power Purchase Agreements o contratos de compra-venta de energía a largo plazo) firmados de forma directa, sin concursos competitivos: “Se hicieron otros contratos PPA sin licitación. Una mala práctica que todavía persiste”, advirtió Moreno.
La precariedad del suministro y las pérdidas de la CDE abonaron el terreno para una reforma estructural de la industria. En 1997 se promulgó la Ley 141-97 de Capitalización, que transformó radicalmente el sector. Bajo esta ley, la vieja CDE fue desmembrada en varias empresas y se introdujo capital privado en la generación y distribución.
“La ley 141-97 dividió las empresas de la CDE en varias empresas, buscó capital privado y algunas quedaron netamente estatales, como la empresa hidroeléctrica y la de transmisión. Pero se crearon dos empresas de generación, compartidas entre el sector privado y el sector público y tres empresas de distribución que en algún momento fueron capital mixto público-privado”, detalló Edward Veras.
Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).Fuente externa
Así nacieron compañías de generación térmica (como Ege Haina e Itabo), una empresa de transmisión (ETED) y tres distribuidoras regionales (Edenorte, Edesur y Edeeste), entidades que permanecen hasta hoy día.
Pocos años después, en 2001, la nueva Ley General de Electricidad 125-01 completó la institucionalización del sector. Dicha legislación creó los organismos rectores y reguladores vigentes hasta hoy: “Surgen tres entidades. Surge la Comisión Nacional de Energía (CNE) como órgano de política pública. Entra la Superintendencia de Electricidad, órgano regulador y también el Organismo Coordinador, que es una ONG compuesta por todos los agentes que tienen a su cargo la operación del mercado eléctrico mayorista”, explicó Veras sobre la nueva arquitectura institucional.
La CNE quedó encargada de la planificación; la Superintendencia (SIE) de la regulación y fiscalización; y el Organismo Coordinador (OC) de la gestión técnica diaria del sistema interconectado.
No obstante, la capitalización trajo sus propios problemas. Moreno San Juan, quien fue miembro del consejo de administración de la CDE en ese momento, reveló que los contratos resultantes de la privatización fueron “muy mal elaborados, muy mal estructurados”, incluyendo esquemas de indexación de costos confusos y ventajosos para los generadores, combinando inflación y variación de combustible sobre la misma base de precio.
Esto último disparó los costos para el Estado. “En el mes de mayo del 2000 se dio un subsidio mayor que lo que se había dado completo antes de la capitalización en el 98”, recordó Moreno, comparando el rescate mensual de ese año con todos los subsidios previos a la reforma. La situación llevó al gobierno a renegociar de emergencia los contratos con los nuevos dueños privados en el llamado “Acuerdo de Madrid” (2001).
Aunque en ese pacto se logró reducir parcialmente el precio de la energía contratada, no se corrigieron por completo las distorsiones. “El Acuerdo de Madrid debió resolver eso, pero solo lo hizo parcialmente, persistiendo durante toda la historia posterior unos precios de la generación muy altos con un sobrecosto estimado de 3 a 5 centavos de dólar por kilowatt por hora (kWh)”, detalló.
Dicho sobreprecio se tradujo en cientos de millones de dólares anuales de déficit. Cada centavo adicional en el costo de abastecimiento representa alrededor de 200 millones de dólares al año que debe cubrir el Estado dominicano. Reducir el costo de generación era (y sigue siendo) imperativo, pero los generadores con contratos ventajosos difícilmente ceden esas ganancias.
Esta publicación forma parte de la serie ¿Por qué se va la luz en RD?https://listindiario.com/la-republica/20251022/sistema-electrico-dominicano-siete-decadas-reformas-luces-sombras_879142.html
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