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La demanda de electricidad en la República Dominicana sigue escalando con fuerza, impulsada por el crecimiento económico, la expansión urbana y poblacional, el mayor consumo residencial e industrial, las altas temperaturas que elevan el uso de aires acondicionados entre 20% y 30% en períodos pico, y la gradual electrificación de otros sectores, incluido el transporte.
Los picos de demanda han batido récords de forma reiterada: superaron los 3.500 MW en 2024 y más recientemente se han situado por encima de los 4.100-4.300 MW. El crecimiento anual se estima entre 6% y 10%, equivalente a unos 100-150 MW adicionales cada año, aproximadamente el doble del ritmo histórico.
Rubén Bichara, exvicepresidente ejecutivo de la disuelta CDEEE, ha analizado de manera recurrente estas dinámicas en entrevistas y declaraciones públicas. Para él, el problema es estructural y no se reduce a una simple falta de capacidad de generación.
Las debilidades que persisten
Aunque la capacidad instalada supera los 6.000 MW y la disponible efectiva ronda los 5.000 MW, el sistema opera con reservas muy ajustadas. Las redes de transmisión y, sobre todo, de distribución arrastran años de mantenimiento insuficiente e inversión limitada. Las pérdidas han superado el 40% en algunos períodos —un retroceso de más de dos décadas—, impulsadas por pérdidas técnicas, comerciales, hurto, debilidades en la medición y facturación, y líneas sobrecargadas que no logran absorber el crecimiento de la carga.
La matriz de generación depende en gran medida de combustibles fósiles importados (gas natural, carbón y fuel oil, que suelen representar más del 70% de la producción). Esta dependencia expone al sistema a la volatilidad de precios internacionales. Cuando unidades más eficientes o baratas no están disponibles, se despachan plantas de mayor costo, lo que eleva el precio mayorista y la carga fiscal.
El resultado es el conocido “hoyo eléctrico”: las empresas distribuidoras (EDEs) acumulan déficits estructurales. Las transferencias y subsidios anuales han alcanzado o se han acercado a los 1.500-2.000 millones de dólares en años recientes, recursos que podrían destinarse a otras prioridades públicas. Una parte significativa de la energía generada nunca se factura ni se cobra.
En la práctica, los apagones o racionamientos siguen ocurriendo, especialmente en los picos de verano o cuando salen de servicio unidades importantes. Las empresas enfrentan costos más altos o deben recurrir a generadores de respaldo, y el sistema en su conjunto lucha por acompañar el ritmo de la demanda incluso cuando la generación total aumenta.
Bichara sostiene que los apagones suelen responder más a fallas de gestión, mantenimiento e inversión oportuna que a una escasez absoluta de megavatios. También ha vinculado la crisis con la dinámica de la deuda pública y con la incompleta ejecución de reformas anteriores, incluido el retraso en la aplicación del Pacto Eléctrico.
Las acciones que el sistema necesita
Los diagnósticos del sector y las posiciones públicas de Bichara coinciden en varias líneas de acción prioritarias:
- Inversión urgente y sostenida en las redes. Refuerzo y mantenimiento agresivo de la infraestructura de distribución y transmisión antes de cada temporada de alta demanda. Sin esto, la nueva generación no llega de forma confiable a los usuarios finales.
- Incorporación planificada de nueva generación. Poner en servicio a tiempo los proyectos eficientes ya en cartera (gas, renovables y capacidad térmica residual). La planificación de largo plazo debe alinearse con el crecimiento de 100-150 MW anuales —equivalente a una planta de unos 500 MW cada cuatro años— e incluir almacenamiento y flexibilidad de red para integrar más renovables intermitentes sin excesivas restricciones.
- Reducción de pérdidas y disciplina comercial. Modernización de la medición, mejora de la facturación y cobro, medidas contra el hurto y fortalecimiento gerencial de las EDEs para que una mayor proporción de la energía se cobre efectivamente.
- Reforma de costos y subsidios. Diversificar la matriz hacia fuentes de menor costo, mejorar el orden de mérito del despacho y acercar gradualmente las tarifas a los niveles de recuperación de costos, protegiendo al mismo tiempo a los consumidores vulnerables. El subprecio persistente y las altas pérdidas mantienen abierto el hueco fiscal.
- Continuidad institucional y coordinación. Planificación multianual coherente (generación + transmisión + distribución), reglas claras para la inversión privada y evitar los ciclos de financiamiento interrumpido que frenan los programas de redes.
El crecimiento de la demanda refleja vitalidad económica y mejores niveles de vida. Sin embargo, la capacidad del sistema para satisfacerla de forma confiable y a costos razonables depende de cerrar las brechas crónicas en inversión de redes, control de pérdidas, disciplina de planificación y eficiencia de costos de generación. Sin esas correcciones, el aumento de la demanda solo amplía la tensión operativa y fiscal. Los análisis de Bichara regresan de manera consistente a estos mecanismos prácticos, más que a explicaciones exclusivamente políticas.