Sector eléctrico en la República Dominicana
conexión eléctrica nacional
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El sector eléctrico de la República Dominicana comprende la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica, así como su marco de regulación y supervisión a través de las instituciones del Estado. En la última década, el funcionamiento del sistema se ha apoyado en una matriz de generación donde predominan los combustibles fósiles, con un peso importante del gas natural y del carbón, junto con un crecimiento sostenido de fuentes renovables.[1][2]
| Sector eléctrico en la República Dominicana | ||
|---|---|---|
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| Datos | ||
| Cobertura eléctrica (2006) | 88%(total), 40%(rural); (promedio total en (ALyC en 2007: 92%) | |
| Capacidad instalada (2006, servicios públicos) | 3.394 MW | |
| Porcentaje de energía fósil | 86% | |
| Porcentaje de energía renovable | 14% (hidroeléctrica) | |
| Emisiones de GEI de la generación eléctrica (2003) | 7,63 millones de Tm de CO2 | |
| como usarlas (2003) | 1.349 kWh per cápita | |
| Pérdidas en distribución (2005) | 42.5% | |
| Pérdidas en transmisión (2006) | n/d | |
| Consumo residencial (% del total, 2001) | 44% | |
| Consumo industrial (% del total, 2001) | 30% | |
| Consumo comercial (% del total, 2001) | 10% | |
| Tarifa residencial media (US$/kWh, 2005) | 0.140; (promedio en ALyC en 2005: 0.115) | |
| Tarifa industrial media (US$/kWh, 2005) | 0.146; (promedio en ALyC en 2005: 0.107) | |
| Tarifa comercial media (US$/kWh, junio de 2005) | 0.231 | |
| Inversión anual en electricidad | n/d | |
| Instituciones | ||
| Sector desagregado | Sí | |
| Porcentaje del sector privado en la generación | 86% | |
| Suministro competitivo a grandes usuarios | Sí | |
| Suministro competitivo a usuarios residenciales | No | |
| Cantidad de proveedores del servicio | 10 principales (generación), 1 (transmisión), 3 (distribución) | |
| Regulador nacional de la electricidad | Sí (SIE: Superintendencia de Electricidad) | |
| Responsable de la fijación de políticas | CNE: Comisión Nacional de Energía | |
| Responsable de energía renovable | CNE: Comisión Nacional de Energía | |
| Responsable de medio ambiente | Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales | |
| Ley del sector eléctrico | (2001, enmendada en 2007) | |
| Ley de energía renovable | (2007) | |
| Operaciones MDL relativas al sector eléctrico | 1 proyecto MDL registrado; reducción anual de emisiones de CO2e de 123.916 Tm | |
Aunque el país ha incrementado su capacidad de generación y diversificado la oferta, el punto más frágil sigue estando en la distribución, como las pérdidas técnicas y comerciales (incluido el fraude), que continúan elevadas y presionan las finanzas del sistema, lo que se traduce en mayores necesidades de transferencias públicas y tensiones en la calidad del servicio.[3][4] En 2024, los informes presentaron pérdidas altas en las distribuidoras, con diferencias marcadas entre empresas (Edeeste con el nivel más crítico),[5] lo que mantiene el tema como un desafío estructural.[6][7][8]
En respuesta, el Estado y los organismos multilaterales han priorizado reformas y proyectos de modernización orientados a reducir pérdidas y mejorar la confiabilidad del servicio.[9] Por ejemplo, el Banco Mundial aprobó en 2023 un financiamiento para apoyar a las distribuidoras mediante rehabilitación de redes, mejoras tecnológicas y reducción de interrupciones.[10] Aun con estos esfuerzos, el subsidio eléctrico sigue representando una carga fiscal relevante.[11] Algunos registros indican que en 2024 rondó RD$92,972.8 millones y que en 2025 fue superior, reflejando la persistencia del reto financiero del sector.[12]
Capacidad instalada
La capacidad instalada de generación eléctrica en la República Dominicana ha crecido de forma significativa desde mediados de la década de 2000 y continúa dominada por fuentes térmicas, aunque con un aumento sostenido de la generación renovable conectada al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Para 2024, el Viceministerio de Energía (Ministerio de Energía y Minas) reportó una capacidad nominal instalada total de 5,950 MW, con predominio del gas natural y del carbón, y con aportes relevantes de solar, eólica e hidroeléctrica.[13]
Dentro de la capacidad basada en carbón se incluye la Central Termoeléctrica Punta Catalina, de propiedad estatal, compuesta por dos unidades con una capacidad total reportada de 720 MW, incorporada al SENI desde 2019.[14] En paralelo, el crecimiento de parques eólicos y fotovoltaicos ha ampliado la participación de las renovables en la capacidad instalada, especialmente en la última década.[15][16]
Asimismo, en marzo de 2026 se incorporó al sistema la Central Termoeléctrica Manzanillo Power Land, ubicada en Pepillo Salcedo, Monte Cristi. Esta planta de ciclo combinado aporta 414 MW netos a la matriz energética utilizando gas natural como combustible primario, consolidando al noroeste del país como un nuevo polo de generación eléctrica.[17]
La composición de la capacidad nominal instalada por tipo de combustible (o fuente primaria) para 2024 es la siguiente:[13]
| Fuente | Capacidad instalada (MW) | Participación (%) |
|---|---|---|
| Gas natural | 1,825 | 31% |
| Carbón | 1,064 | 18% |
| Solar | 933 | 16% |
| Fuel Oil n.º 6 | 907 | 15% |
| Hidroelectricidad | 623 | 10% |
| Eólica | 433 | 7% |
| Fuel Oil n.º 2 | 134 | 2% |
| Biomasa | 30 | 1% |
| Total | 5,950 | 100% |
Fuente: Boletín anual de Generación y Gestión de Energía 2024 (Viceministerio de Energía).[13]
En cuanto a la energía producida, el boletín reporta para 2024 una generación total de 23,056 GWh (23.056 TWh) en el SENI, con predominio del gas natural y del carbón en el aporte anual de energía generada.[13]
Expansión planificada
Desde la década de 2010, el país ha ejecutado y reorientado la expansión de su parque de generación hacia una combinación de proyectos térmicos de gran escala, ampliación de renovables y refuerzos operativos para acompañar el crecimiento de la demanda. Un hito en esta etapa fue la entrada de la central estatal Punta Catalina, compuesta por dos unidades que aportan 720 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).[18][19]
En paralelo, la matriz ha registrado una expansión acelerada de proyectos renovables, especialmente solar y eólica, junto con iniciativas de modernización para facilitar su integración al SENI. De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, el país cerró 2024 con 1,396 MW de capacidad renovable (solar, eólica y biomasa), equivalente a 23.32% de la capacidad de generación nacional, además de más de 460 MW instalados en techos para autoconsumo en residencias, comercios e industrias.[1][20]
En términos de capacidad nominal instalada, los boletines oficiales reflejan la incorporación de nuevos proyectos conectados durante 2024 y 2025. El boletín anual 2024 del MEM reporta una matriz de capacidad nominal instalada de 5,950 MW (con participación relevante de gas natural, carbón, solar, fuel oil, hidro y eólica).[21][2]
Adicionalmente, la planificación reciente también contempla el fortalecimiento de la flexibilidad del sistema para acomodar renovables variables. El Ministerio de Energía y Minas ha planteado requerimientos de 250 a 400 MW de sistemas de almacenamiento (BESS) hacia 2028 para apoyar la estabilidad operativa y el aprovechamiento de la generación renovable.[22][23]
Fuentes alternativas para autogeneración
La autogeneración continúa siendo una práctica utilizada por hogares, comercios e industrias como respaldo ante interrupciones del servicio y para gestionar costos operativos (por ejemplo, mediante generadores diésel y sistemas de alimentación ininterrumpida). Sin embargo, en la década de 2020 se ha desarrollado una modalidad adicional: la generación distribuida solar para autoconsumo, impulsada por instalaciones en techos y esquemas asociados a la interconexión con la red. El Ministerio de Energía y Minas reportó que, al cierre de 2024, el país contaba con más de 460 MW instalados en techos para autoconsumo, lo que sugiere una expansión significativa de esta forma de autogeneración respecto a períodos anteriores.[1]
En los reportes de operación y consumo, además de las distribuidoras, aparecen categorías que agrupan retiros de usuarios no regulados (UNR) y otros agentes vinculados al mercado, lo cual refleja un consumo relevante fuera del esquema puramente residencial regulado.[24][13]
Demanda
La demanda eléctrica del SENI ha mostrado un crecimiento sostenido en el largo plazo y, en la década de 2020, se ha expresado en máximos de potencia cada vez más altos, asociados en parte a la estacionalidad y a las temperaturas. En abril de 2025, el MEM reportó una demanda de energía abastecida de 1,795 GWh en el mes y una demanda máxima de 3,252 MW.[25] En septiembre de 2025, el mismo tipo de boletín reportó una demanda máxima aproximada de 3,732 MW, indicando además que en varias fechas del mes la demanda máxima superó el pronóstico para ese año.[26]
En cuanto a la composición institucional del retiro de energía, los boletines del MEM detallan la participación de las distribuidoras estatales y de otros agentes. Para septiembre de 2025, el reporte señala a EDEEste como la distribuidora con mayor participación relativa de la demanda de energía, seguida por EDESur y EDENorte, mientras que la categoría de “Otros agentes” agrupa a otras distribuidoras, usuarios no regulados y consumos de estación; además, se consignan pérdidas técnicas del sistema de transmisión.[26]
Proyección de demanda
Las proyecciones recientes del Organismo Coordinador (OC-SENI), citadas en boletines del Ministerio de Energía y Minas, han establecido pronósticos anuales de demanda máxima para 2025. En el boletín de abril de 2025 se consigna que, conforme a la resolución OC-02-2025, el pronóstico de demanda máxima anual para 2025 ascendía a 3,624 MW.[25] En el boletín de septiembre de 2025 se reporta el mismo pronóstico anual, presentado allí como 3,648 MW, y se agrega que durante ese mes la demanda máxima superó el pronóstico en múltiples jornadas.[26]
Acceso a la electricidad
El acceso físico a la electricidad en la República Dominicana es hoy casi universal. El indicador del Banco Mundial sobre “acceso a la electricidad (% de la población)” sitúa al país en 99.6% (2023). Aun así, en la práctica el debate público suele centrarse menos en “si hay conexión” y más en cuántas horas de servicio recibe el hogar y con qué estabilidad.[27]
En ese sentido, datos divulgados por la Oficina Nacional de Estadística (ONE) indican que entre 2017 y 2024 aumentó el porcentaje de hogares que recibe entre 20 y 24 horas de electricidad, alcanzando 79.91% en 2024. Esto sugiere una mejora en continuidad para una parte importante de los hogares, aunque persisten diferencias por zona y condiciones locales.[28]
Calidad del servicio
La calidad del servicio se monitorea de forma regular mediante indicadores como SAIFI (frecuencia de interrupciones por cliente) y SAIDI (horas de interrupción por cliente). La Superintendencia de Electricidad (SIE) publica estos resultados mensualmente para las distribuidoras EDENORTE, EDESUR y EDEESTE, lo que permite observar variaciones por empresa y por período.[29]
Como ejemplo, para febrero de 2024 la SIE reportó un SAIDI mensual de 5.52 horas (EDENORTE), 4.92 horas (EDESUR) y 8.08 horas (EDEESTE), junto con diferencias también en la frecuencia de interrupciones (SAIFI).[29] En diciembre de 2024, los indicadores volvieron a mostrar variaciones mensuales entre distribuidoras (SAIFI y SAIDI), confirmando que el desempeño de continuidad y duración de interrupciones no es uniforme y puede fluctuar por condiciones técnicas y operativas.[30]
Frecuencia y duración de las interrupciones
En transmisión, el país ha continuado ampliando infraestructura de alta tensión para fortalecer la confiabilidad y evacuar nueva generación, especialmente hacia el Noroeste. En julio de 2025 se inauguró una línea de transmisión de 345 kV y una subestación asociada en Manzanillo, con el objetivo de reforzar la capacidad de transporte y conectar proyectos de generación en desarrollo en Montecristi con el SENI. Este tipo de obras busca reducir congestiones y mejorar la robustez del sistema ante aumentos de demanda y la entrada de nuevas plantas.[31]
Pérdidas en distribución
El principal cuello de botella estructural sigue estando en la distribución, especialmente por las pérdidas técnicas y comerciales (incluyendo medición, facturación, cobranza y fraude). Un boletín oficial del Ministerio de Energía y Minas sobre distribución y comercialización reportó para enero de 2024 pérdidas de energía en torno a 36.4% (acumuladas), con diferencias marcadas entre empresas (EDEESTE con el nivel más alto).[32]
En la agenda de mejora, el Banco Mundial aprobó en diciembre de 2023 un proyecto de US$225 millones orientado a reducir pérdidas en distribución y mejorar la red y tecnologías de gestión, entre otros objetivos.[33] A nivel operativo, comunicados recientes del sector también han reportado avances puntuales en reducción de pérdidas hacia finales de 2025, aunque reconocen que el desafío sigue siendo significativo y desigual por distribuidora.[34]
Responsabilidades en el sector eléctrico
Política y regulación
La Comisión Nacional de Energía (CNE) es una entidad pública con funciones de planificación y formulación de políticas energéticas, incluyendo la elaboración del Plan Energético Nacional (PEN), cuya preparación responde a un mandato contemplado en la Ley General de Electricidad 125-01 y busca articular la visión del país sobre electricidad, combustibles y fuentes renovables.[35][36]
La Superintendencia de Electricidad (SIE) actúa como ente regulador del subsector eléctrico en los ámbitos que le atribuye la Ley 125-01 y su normativa complementaria. Por su parte, el Organismo Coordinador (OC) es la entidad responsable de coordinar la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), incluyendo la coordinación del despacho y las transacciones operativas y económicas conforme a la normativa sectorial.[37][38]
En cuanto a la gobernanza estatal del sector, el rol histórico de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) quedó en proceso de liquidación tras el Decreto 342-20 del 16 de agosto de 2020, que declaró de alto interés nacional su liquidación y creó un órgano de administración unificado para las distribuidoras.[39] En ese marco se constituyó el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED), encargado de la administración de Edenorte, Edesur y Edeeste.[40][41]
Propiedad y administración de las distribuidoras
En la estructura accionaria, el Estado ha canalizado participación a través del Fondo Patrimonial de las Empresas Reformadas (FONPER): el Ministerio de Energía y Minas informó el traspaso de acciones de las tres EDE al FONPER como parte de medidas de reorganización y transparencia. En el caso de EDEEste, la propia empresa la describe como empresa mixta, donde FONPER figura como accionista mayoritario en representación del Estado, junto con accionistas del sector privado.[42][43][44]
Generación
La capacidad instalada nominal del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) se compone de centrales térmicas convencionales y centrales renovables. A partir de la inauguración de la central Manzanillo Power Land en marzo de 2026, la capacidad instalada total se estima en 6,930 MW, consolidando al gas natural como la principal fuente de la matriz energética dominicana.[45]
| Fuente primaria | Capacidad instalada (MW) | Participación (%) |
|---|---|---|
| Gas natural | 2,184 | 31.5 |
| Solar | 1,531 | 22.1 |
| Carbón | 1,064 | 15.4 |
| Fuel oil n.º 6 | 965 | 13.9 |
| Hidroeléctrica | 623 | 9.0 |
| Eólica | 433 | 6.3 |
| Fuel oil n.º 2 | 100 | 1.4 |
| Biomasa | 30 | 0.4 |
| TOTAL | 6,930 | 100.0 |
Fuente: atos basados en el Boletín de Generación y Gestión de Energía - agosto 2025 (Ministerio de Energía y Minas)[46] y en los registros de interconexión de la central Manzanillo Power Land (marzo de 2026).[47]
Transmisión
El sistema de transmisión del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) es operado por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), empresa pública responsable de la expansión, mantenimiento y operación de la red de alta tensión.[48] A diferencia de la descripción antigua centrada en “940 km a 138 kV”, la red se compone hoy de múltiples niveles de tensión (principalmente 69 kV, 138 kV y 345 kV) y su extensión total se reporta en varios miles de kilómetros de circuitos, reflejando un sistema ya no radial sino más mallado y con refuerzos regionales.[49]
Como parte de esa expansión, en 2025 se destacó la puesta en servicio de infraestructura de 345 kV para evacuar nueva generación y reforzar confiabilidad del SENI; por ejemplo, se informó la inauguración de una línea de 345 kV de 128 km asociada al polo energético del noroeste (Montecristi–Santiago).[50][51][52]
Distribución
La distribución eléctrica se presta principalmente a través de tres empresas distribuidoras (EDE): Edenorte, Edesur y Edeeste, que operan por áreas de concesión. La formulación antigua (CDEEE 50% + FONPER 50% y el esquema de TCW/AES como el otro 50% de EDEEste) se considera desactualizada para describir el arreglo institucional actual.[53][54]
Desde el punto de vista de gobernanza estatal, el Decreto 342-20 declaró de alto interés nacional la liquidación de la CDEEE y creó el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras (CUED) como órgano de dirección para la gestión unificada de las distribuidoras estatales.[40] Además, el Ministerio de Energía y Minas informó el traspaso de acciones de las EDE al FONPER como parte de esa reorganización.[44] En el caso de EDEEste, la propia empresa la describe como empresa mixta, con el Estado (vía FONPER) como accionista mayoritario junto a accionistas privados.[42]
Energía renovable
La generación eléctrica en la República Dominicana sigue estando dominada por fuentes térmicas, pero la descripción de que “solar y eólica son muy limitadas” ya quedó desfasada. En capacidad instalada, el Ministerio de Energía y Minas reporta que en 2024 el SENI contaba con 5,950 MW nominales, con una matriz donde destacan gas natural (1,825 MW), carbón (1,064 MW) y fuel oil, junto con una participación renovable ya significativa: solar (933 MW), eólica (433 MW), hidro (623 MW) y biomasa.[2]
En términos de energía efectivamente generada, el mismo boletín anual de 2024 indica que el mayor aporte provino del gas natural (41%), seguido del carbón (29%) y el fuel oil No. 6 (13%); entre las renovables, los parques fotovoltaicos aportaron 6%, la hidroelectricidad 6% y la eólica 4% (con biomasa y otras fuentes con menor peso).[2] En reportes mensuales más recientes, la presencia renovable también es visible: en agosto de 2025, el MEM reportó una composición de generación de 78.95% térmicas convencionales y 21.05% renovables (solar, eólica, biomasa e hidroeléctrica).[13]
El cambio de tendencia se relaciona, entre otros factores, con el marco de incentivos introducido por la Ley 57-07, que establece incentivos fiscales y mecanismos de fomento a proyectos de energías renovables. Entre ellos, se contempla un crédito único que puede alcanzar hasta 75% del costo de inversión en equipos, dependiendo de la tecnología, además de exenciones e incentivos tributarios vinculados a proyectos acogidos a la ley.[55][56]
| Año | Total nacional | Hidráulica | Eólica | Solar | Biomasa | Total renovable | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| GWh | % | GWh | % | GWh | % | GWh | % | GWh | % | ||
| 2010 | 12,271.7 | 1,434.6 | 11.7 | 1,434.6 | 11.7 | ||||||
| 2012 | 13,848.5 | 1,784.5 | 12.9 | 67.9 | 0.5 | 1,852.4 | 13.4 | ||||
| 2014 | 14,341.9 | 1,323.3 | 9.2 | 246.9 | 1.7 | 1,570.2 | 10.9 | ||||
| 2016 | 15,891.6 | 1,500.3 | 9.4 | 312.6 | 2.0 | 23.4 | 0.15 | 1,836.3 | 11.55 | ||
| 2018 | 17,734.7 | 2,090.3 | 11.8 | 492.5 | 2.8 | 74.5 | 0.4 | 226.3 | 1.28 | 2,883.6 | 16.3 |
| 2020 | 19,548.3 | 1,285.4 | 6.6 | 1,101.4 | 5.6 | 296.1 | 1.5 | 190.8 | 0.98 | 2,873.7 | 14.7 |
| 2022 | 19,864.3 | 1,457.1 | 7.34 | 1,175.4 | 5.9 | 732.4 | 3.7 | 207.6 | 1.05 | 3,572.6 | 18 |
| 2023 | 21,749 | 1,136 | 5.22 | 1,128 | 5.19 | 1,140 | 5.24 | 198 | 0.91 | 3,602 | 16.56 |
| 2024 | 23,056 | 1,422 | 6.17 | 1,061 | 4.60 | 1,470 | 6.38 | 207 | 0.90 | 4,160 | 18.04 |
Hidroelectricidad
La hidroelectricidad en la República Dominicana está asociada principalmente a las centrales operadas por la Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) y aporta energía variable según hidrología y estacionalidad. En el balance reciente del sistema, el Ministerio de Energía y Minas reportó para 2024 una capacidad hidroeléctrica instalada nominal de 623 MW y una contribución aproximada de 6% de la energía generada en el SENI durante ese año, lo que confirma su rol como fuente renovable relevante, aunque condicionada por la disponibilidad de agua.[2][57]
Eólico
La energía eólica dejó de ser marginal: forma parte estable de la matriz y su aporte se ha consolidado con parques en operación conectados al SENI. Para 2024, el Ministerio de Energía y Minas registra 433 MW de capacidad eólica instalada y una participación cercana a 4% de la energía generada en el año. Como antecedente, el parque eólico Los Cocos (Pedernales/Barahona) figura entre los primeros proyectos eólicos del país y su fase inicial fue inaugurada en octubre de 2011, con ampliaciones posteriores.[2][58]
Solar
La generación solar ha sido una de las expansiones más visibles de la última década, tanto por parques a escala de red como por generación distribuida. En 2024, el MEM reportó 933 MW de capacidad solar instalada en el SENI y una contribución de alrededor de 6% de la energía generada a nivel nacional. Además, en los reportes operativos de 2025 se destaca el crecimiento de la generación distribuida bajo medición neta, con una capacidad instalada reportada de 528 MWp (programa de medición neta) para agosto de 2025, reflejando el peso creciente del autoconsumo conectado a red.[59][2]
Historia del sector eléctrico
La situación previa a las reformas
Antes de la reforma de los años noventa, el sector energético dominicano estaba en manos de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), empresa estatal verticalmente integrada. Sus operaciones se caracterizaban por elevadas pérdidas de energía, bajo nivel de cobranza y deficiencias en el funcionamiento y mantenimiento de las instalaciones.[60]
Durante esa década, el crecimiento del sector energético estuvo vinculado al dinamismo económico del país. La demanda total de electricidad aumentó a una tasa anual promedio del 7,5 % entre 1992 y 2001, mientras que el PIB creció a un ritmo de 5,9 % anual. Sin embargo, la capacidad de generación resultaba insuficiente para cubrir la demanda en los períodos de mayor consumo, lo que provocó restricciones frecuentes del suministro y apagones que en algunos casos alcanzaron hasta 20 horas.[61]
A mediados de los años noventa, con el propósito de enfrentar la escasez de capacidad instalada, el gobierno promovió la participación de productores independientes de energía (IPP) mediante la firma de contratos de compra de energía (PPA) con la CDE. Estos contratos, cuestionados por su falta de transparencia y por las condiciones económicas pactadas, contribuyeron a elevar el costo de la electricidad.
Reformas del sector: 1997-2002
Desagregación y privatización del sector
El gobierno, con el objetivo de resolver los continuos problemas de falta de capacidad instalada y de apagones constantes, promulgó la Ley General de Reforma de la Empresa Pública, la cual proporcionó el marco para la privatización y reestructuración del sector energético. En el período 1998-1999, bajo el primer gobierno de Leonel Fernández, el sector se desagregó y el monopolio público verticalmente integrado de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) fue disuelto en una serie de compañías de generación. Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina) y EGE Itabo, que operaban las plantas térmicas, fueron privatizadas; también se crearon y privatizaron tres compañías de distribución: EdeNorte (Empresa Distribuidora de Electricidad), EdeSur y EdeEste.
En 1997 se hizo un intento de mejorar el funcionamiento del sector a través del fortalecimiento de su regulación con la designación de un nuevo regulador; éste formaba parte del Ministerio de Comercio e Industria, por lo que solo gozaba de una autonomía limitada.
Ley de Electricidad de 2001
No se promulgó un marco regulador integral hasta julio de 2001, cuando se aprobó la Ley de Electricidad (ley n.º 125-01) bajo el gobierno de Hipólito Mejía. Bajo esta ley, la presencia operativa del gobierno en el sector se haría a través de tres entidades:
- la corporación de servicios públicos antiguamente integrada CDE, que mantuvo los contratos con los productores de energía independientes (IPP),
- una empresa de transmisión, Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), y
- una empresa de generación hidroeléctrica, Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID).
Se estableció un nuevo conglomerado de empresas, la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas (CDEE), para que asumiera la propiedad de ETED y EGEHID, y para que finalmente sustituyera a la CDE. Inicialmente, el gobierno pensó en transferir sus activos para administrar las empresas como una inversión bajo un fondo en fideicomiso independiente de las entidades reguladoras del sector, en lugar de usar su titularidad como instrumento potencial para las políticas del sector. Sin embargo, este cambio no se realizó.
La Ley de 2001 y sus normas complementarias de 2002 incluyeron la creación de una agencia reguladora autónoma, la Superintendencia de Electricidad (SIE). También se creó la Comisión Nacional de Energía (CNE) y un mercado mayorista bajo la responsabilidad de un Organismo Coordinador.
Desarrollo desde el año 2000
La crisis y renacionalización de las compañías de distribución
La reforma del sector favoreció la instalación de nuevas plantas generadoras, construidas y financiadas por el sector privado, así como inversiones en distribución a cargo de las empresas privatizadas. Como resultado, entre finales de 2000 y mediados de 2003 la capacidad efectiva aumentó aproximadamente un 43 %, y también se registraron mejoras en la red de distribución. Esto permitió una reducción temporal de los apagones y de las pérdidas, además de un incremento en la eficiencia operativa. El suministro de energía no atendido descendió al 11 % de la demanda potencial en 2002, frente al 40 % registrado en 1991. Asimismo, el déficit de capacidad para cubrir la demanda se redujo del 30 % al 16 % en ese período.
Sin embargo, el aumento sostenido de los precios internacionales del petróleo, la expansión de los subsidios y diversos factores políticos afectaron la sostenibilidad financiera del sector. En 2003, en ese contexto de tensiones económicas y presión social, el gobierno readquirió las acciones de Unión Fenosa en las empresas distribuidoras privatizadas EdeNorte y EdeSur. Tras su renacionalización, estas empresas enfrentaron nuevamente dificultades operativas y financieras.
Desde 2002, el sector eléctrico ha experimentado una situación de crisis prolongada, caracterizada por elevadas pérdidas (tanto técnicas como comerciales) y apagones recurrentes. Esta situación generó costos fiscales significativos para el Estado, aumentos en los costos de producción e incertidumbre para los consumidores industriales, así como mayores gastos para hogares y empresas que recurrieron a sistemas de autogeneración. Además, la inestabilidad del suministro afectó servicios esenciales como hospitales, clínicas y centros educativos, y desincentivó inversiones en actividades que requieren un suministro eléctrico confiable, aunque algunos sectores, como el turístico, mitigaron el riesgo mediante fuentes propias de energía.
Programa de Reducción de Apagones
El Programa de Reducción de Apagones (PRA) fue establecido en 2001 con el objetivo de organizar el racionamiento eléctrico y focalizar subsidios en sectores de menores ingresos. Concebido inicialmente con una duración de dos años, el programa se prolongó ante la ausencia de una alternativa estructural para enfrentar los problemas del sector.[62] Su diseño contemplaba la asignación de subsidios según criterios geográficos y la implementación de apagones programados, garantizando a determinados barrios un suministro aproximado de 20 horas diarias a tarifas fuertemente subsidiadas.[63]
En sus primeros años, el PRA mostró resultados considerados positivos en términos de organización del racionamiento. No obstante, la crisis macroeconómica, los incentivos distorsionados derivados del esquema de subsidios y las debilidades en la gestión del sistema (incluyendo la falta de medición eficiente, pérdidas persistentes y altos niveles de impago) limitaron su sostenibilidad.[64] Estas condiciones evidenciaron la necesidad de rediseñar el esquema de subsidios y avanzar hacia soluciones estructurales orientadas a mejorar la eficiencia, reducir pérdidas y fortalecer la sostenibilidad financiera del sector eléctrico.[65]
Medidas contra el fraude: modificación de la Ley de Electricidad (2002-2026)
En 2002 el gobierno creó el Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF) (decreto n.º 748-02), cuyo principal objetivo era apoyar a las empresas de distribución en la reducción del fraude eléctrico.[66] Sin embargo, los resultados iniciales fueron limitados.[67]
En 2007 se produjo una reforma relevante mediante la Ley n.º 186-07, que modificó la Ley General de Electricidad (n.º 125-01) y tipificó como delito el fraude eléctrico —incluyendo conexiones ilegales e impago— estableciendo sanciones penales y económicas.
Durante la década de 2010 y principios de la de 2020, las medidas contra el fraude se integraron en programas más amplios de reducción de pérdidas técnicas y comerciales, incluyendo operativos conjuntos, regularización de usuarios, instalación de medidores inteligentes y fortalecimiento de la fiscalización. A partir de 2020, los esfuerzos se vincularon a planes de mejora de gestión en las empresas distribuidoras bajo una estrategia de sostenibilidad financiera del sector.
Para 2025-2026, la reducción de pérdidas y la formalización de usuarios continúan siendo uno de los principales ejes de política pública del subsector de distribución.
Plan Integral del Sector Eléctrico (2006-2012) y evolución posterior
En 2006, a petición del Presidente Leonel Fernández, la CDEEE, la CNE y la SIE diseñaron un Plan Integral del Sector Eléctrico para el período 2006-2012.[68] Este plan proponía lograr sostenibilidad financiera, reducir tarifas y fortalecer la regulación, así como promover la construcción de plantas a carbón, ampliar la transmisión y fomentar energías renovables.
Durante la década siguiente, parte de esas recomendaciones se materializaron en proyectos estructurales, incluyendo el fortalecimiento de la red de transmisión, la incorporación de nueva generación térmica de base y la expansión de renovables.
En 2020 se produjo un cambio institucional significativo con el inicio del proceso de liquidación de la CDEEE y la creación de un esquema unificado de administración para las distribuidoras, lo que marcó una nueva etapa en la gobernanza del sector.
Entre 2021 y 2026 la planificación sectorial se ha orientado a:
- reducción de pérdidas en distribución;
- fortalecimiento del sistema de transmisión en 345 kV;
- integración masiva de generación solar y eólica;
- incorporación de almacenamiento energético;
- mejora de sostenibilidad financiera del sistema.
Tarifas y subsidios
Tarifas
Históricamente, las tarifas eléctricas en la República Dominicana han sido elevadas en comparación regional. En 2007, la tarifa residencial media fue de 0.160 US$/kWh, la industrial de 0.230 US$/kWh[69] y la comercial de 0.290 US$/kWh.[70]
Desde 2010 en adelante, la estructura tarifaria ha experimentado ajustes periódicos vinculados al costo de combustibles, tipo de cambio y mecanismos de estabilización tarifaria. A partir de 2021 se implementaron reformas graduales orientadas a racionalizar subsidios, mejorar la recuperación de costos y reducir distorsiones cruzadas entre segmentos de usuarios.
Subsidios
En 2008 los subsidios superaron los 1000 millones de US$, equivalentes a aproximadamente 3% del PIB.[71]
El esquema tradicional incluía el Programa de Reducción de Apagones (PRA) y el Fondo de Estabilización de la Tarifa (FET). Con el paso de los años, el PRA perdió protagonismo dentro del esquema institucional, mientras que el FET continuó funcionando como instrumento de compensación frente a variaciones en el costo de generación.
Desde 2020 en adelante, el gobierno ha impulsado una política de focalización progresiva de subsidios, con el objetivo de concentrarlos en usuarios de menor consumo y mayor vulnerabilidad, reduciendo gradualmente los subsidios generalizados.
Inversión y financiamiento
Tras la privatización de finales de los años 90, el sector eléctrico captó una proporción significativa de inversión extranjera directa.
Durante la década de 2010 se registraron inversiones relevantes en generación térmica de base, transmisión en alta tensión y proyectos renovables a gran escala. En la década de 2020, el financiamiento se ha concentrado en:
- expansión de renovables (solar y eólica),
- modernización de redes,
- almacenamiento energético,
- mejora de gestión en distribución.
Generación
En 2007, EGE Haina emitió bonos por 175 millones US$.[72]
Entre 2018 y 2020 se incorporaron grandes proyectos térmicos de base, y entre 2020 y 2026 la expansión se ha concentrado en energías renovables y generación distribuida.
En el ámbito hidroeléctrico, el plan 2006-2012 contemplaba proyectos por 1.442 millones US$.[73] Posteriormente, la política hidroeléctrica se ha enfocado en optimización y mantenimiento de centrales existentes más que en grandes nuevas represas.
Transmisión
Originalmente, el sistema enfrentaba restricciones financieras para su expansión.
La ETED ejecutó el plan 2006-2012.[74]
Entre 2015 y 2026 se ha desarrollado infraestructura en 345 kV y se ha fortalecido la interconexión regional, con énfasis en evacuación de generación renovable y refuerzo del eje norte-sur.[75]
Electrificación rural
La UERS mantuvo planes de inversión estimados en 1.500 millones RD$.[57]
Entre 2010 y 2026, los programas de electrificación rural se han integrado con proyectos de extensión de red y sistemas fotovoltaicos aislados en comunidades remotas.[76]
Resumen de la participación privada en el sector eléctrico
| Actividad | Participación privada (tendencia 2026) |
|---|---|
| Generación | Mayoritaria (incluye térmica, gas, carbón y renovables privadas) |
| Transmisión | 0% (operación estatal a través de ETED) |
| Distribución | Participación mixta con control estatal en las tres EDE |
Electricidad y medio ambiente
Responsable de medio ambiente
La institución competente en materia ambiental es el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (anterior Secretaría de Estado).
Emisiones de gases de efecto invernadero
En 2003, OLADE estimó emisiones de 7,63 millones de toneladas de CO₂ provenientes de la generación eléctrica.[77]
Entre 2015 y 2026, la incorporación de gas natural y energías renovables ha modificado progresivamente la intensidad de emisiones del sistema, aunque la generación térmica continúa representando una proporción significativa.[78]
Proyectos MDL y transición energética
En 2007 se registraba un único proyecto MDL: el parque eólico El Guanillo.[79]
Desde 2010, la expansión renovable se ha realizado mayormente bajo esquemas de mercado e incentivos nacionales, más que bajo mecanismos MDL tradicionales.[80]
Asistencia externa
Banco Mundial
El Banco Mundial financió proyectos de asistencia técnica 2004-2009 y reformas 2005-2008.[81]
Entre los años 2021-2026, el financiamiento multilateral se ha orientado principalmente a modernización de distribución, reducción de pérdidas y fortalecimiento institucional.[82]
Banco Interamericano de Desarrollo (BID)
El BID apoyó reformas en los años 90 y otorgó préstamos a distribuidoras.[83]
Durante la década de 2010 y 2020, la cooperación del BID se ha enfocado en sostenibilidad financiera, fortalecimiento regulatorio e integración de energías renovables.
Véase también
Fuentes
- Comisión Nacional de Energía, 2004. Plan Energético Nacional 2004-2015.
- Comisión Nacional de Energía, 2005. Plan Indicativo de Generación del Sector Eléctrico Dominicano (PIG) 2006-2018.
- CNE, CDEEE, SIE, 2006. Plan Integral del Sector Eléctrico de República Dominicana 2006-2012.
- OLADE, 2006. Informe de Estadísticas Energéticas 2005.
- Banco Mundial, 2006. Dominican Republic: Country Economic Memorandum. The Foundations of Growth and Competitiveness.
- Banco Mundial, 2007. Closing the Electricity Supply-Demand Gap. Case Study: The Dominican Republic.
- Ministerio de Energía y Minas (República Dominicana). Boletines Estadísticos del Sector Energético, 2018-2025.
- Superintendencia de Electricidad (SIE). Indicadores de desempeño del sector eléctrico, 2018-2025.
- Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras (CUED). Memorias institucionales y reportes de gestión, 2020-2025.
- Oficina Nacional de Estadística (ONE). Estadísticas de acceso a servicios básicos, ediciones recientes.
