Sector eléctrico en la República Dominicana , la enciclopedia libre

Sector eléctrico en la República Dominicana
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

El sector eléctrico en la República Dominicana es el encargado de la generación, transmisión, distribución y regulación de energía eléctrica en el país. Una prolongada crisis eléctrica e ineficaces medidas correctivas han llevado a un círculo vicioso de apagones habituales, altos costos operativos de las compañías de distribución, grandes pérdidas (incluyendo robo de electricidad a través de conexiones ilegales), elevadas tarifas minoristas para cubrir estas ineficiencias, bajas tasas de cobro de facturas, una significativa carga fiscal para el gobierno a través de subsidios directos e indirectos, y costos muy altos para los consumidores, ya que muchos dependen de una electricidad alternativa autogenerada muy costosa.^[1]​ Según el Banco Mundial, la revitalización de la economía dominicana depende en gran medida de una importante reforma del sector.^[2]​

La generación de electricidad en la República Dominicana está dominada por plantas térmicas que mayoritariamente funcionan con combustible o gas (o gas natural líquido) importado.^[2]​ A finales de 2006, la capacidad instalada total de los servicios públicos era de 3.394 MW, de los cuales el 86% eran de origen térmico y el 14% hidroeléctrico. La participación detallada de las diferentes fuentes es la siguiente:^[3]​

Source: Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad, 2006

La electricidad total generada en 2006 fue de 10.7 TWh.^[3]​ La generación experimentó un incremento anual del 7,7% entre 1996 y 2005. Sin embargo, entre 2005 y 2006 se registró una disminución anual media de aproximadamente el 10% en el total de electricidad generada.,^[4]​^[3]​

En la actualidad existen planes en el sector privado para la construcción de dos plantas de carbón de 600 MW: Montecristi y Ázua. También se espera que, para el año 2012, se sumen al sistema de generación unos 186 MW adicionales de capacidad hidroeléctrica correspondientes a los siguientes proyectos en construcción:

• Palomino, con 99 MW, en la confluencia de los ríos Yaque del Sur y Blanco, y
• Las Placetas, con 87 MW, que implica una transferencia entre cuencas desde el río Bao hasta el río Jaguá.

El proyecto hidroeléctrico Pinalito, con 50 MW de capacidad instalada y localizado en los ríos Tireo y Blanco, está en servicio desde noviembre del 2009.^[5]​

En respuesta a la crisis de suministro eléctrico (véase La crisis más abajo), muchos consumidores optaron por unidades de autogeneración alternativas como pequeños generadores diésel, sistemas de alimentación ininterrumpida, queroseno o grandes generadores de electricidad (para grandes consumidores industriales).^[2]​ Se estima que la capacidad instalada total en 2006 fue de 5.518 MW, lo que significa que la autogeneración representó 2.214 MW, equivalente al 63% de los 3.394 MW de capacidad instalada total de los servicios públicos y al 38% de la capacidad instalada total.^[6]​ Los costos asociados a esta capacidad de autogeneración son muy elevados ya que incluyen la compra del equipo, su mantenimiento y el combustible. Esto afecta a los sectores residencial, comercial e industrial. En este último, cerca del 60% de su consumo eléctrico es autogenerado.^[2]​

La demanda de electricidad en la República Dominicana ha crecido considerablemente desde inicios de los 90, con un aumento medio anual del 10% entre 1992 y 2003. El consumo está muy cerca de la media regional con un consumo anual per cápita de 1.349 kWh en 2003. El total de electricidad vendida en 2005 fue de 3,72 TWh.^[2]​ La electricidad total generada en 2005 fue de 3.72 TWh.^[7]​ La demanda tiene un suministro limitado (véase La crisis más abajo), lo que a su vez está limitado por los subsidios (véase subsidios más abajo).

En 2001, la participación de cada sector en la electricidad vendida por las tres compañías de distribución (EdeNorte, EdeSur y EdeEste) fue la siguiente:^[8]​

• Residencial: 44%
• Comercial: 10%
• Industrial: 30%
• Público: 16%

Se ha estimado un incremento en la demanda anual de aproximadamente el 6% en los próximos años.^[9]​

La red de distribución cubre al 88% de la población; se sospecha que el 8% de las conexiones son ilegales. Los planes del gobierno tienen como objetivo llegar a una cobertura del 95% en 2016.^[2]​

La calidad del servicio en la República Dominicana ha sufrido un deterioro constante desde la década de los 80. Apagones frecuentes y prolongados producidos principalmente por razones financieras (es decir, altas pérdidas del sistema y bajo cobro de boletas) que además se agravan por factores técnicos (es decir, inversiones inadecuadas en transmisión y distribución). La baja calidad del servicio también se caracteriza por grandes y frecuentes fluctuaciones de voltaje.^[2]​

El sistema de transmisión en la República Dominicana es frágil, está sobrecargado (aunque al 2010 la construcción de la primera etapa del sistema de transmisión a 345 kV está en 60%), no puede suministrar energía confiable y ocasiona apagones en todo el sistema. Es necesario reforzar las líneas de transmisión este-oeste y norte-sur para poder suministrar electricidad a la capital y a las regiones del norte, y para transportar la energía desde las nuevas plantas generadoras de la región oriental.^[2]​

La distribución es el elemento que peor funciona en el sistema energético del país.^[2]​ Las pérdidas en distribución en la República Dominicana han sido históricamente elevadas y se han incrementado aún más en los últimos años. En 2005, el porcentaje de pérdidas fue del 42.5%, por encima del 28.5% de 2002. Estas cifras se encuentran muy por encima del promedio de 13.5% para ALyC.^[7]​ Una baja calidad del servicio constante y unos precios relativamente altos han inducido al robo a través de conexiones ilegales y al impago de las boletas de electricidad. Datos recientes de 2007 demuestran que solo cerca del 59% de la electricidad comprada por las compañías distribuidoras es finalmente abonada por los consumidores^[10]​ (el 88% sería el porcentaje mínimo aceptable para una compañía de distribución correctamente administrada)^[2]​). Aunque todavía es muy bajo, este porcentaje ha mostrado una mejoría con respecto al 52% aproximado de 2005.^[10]​

Este fue un masivo corte de luz que afecto a las provincias de Azua,Peravia y (La más afectada) Barahona esto se produjo alrededor de las 4:45p. m.(UTC -4) La causa según Edesur fue un fallo en el transformador de la Subestación de Cabral y del Cruce de Ocoa. este apagón se extendió por más de 10 Horas desde las 5:00pm hasta approximadamente las 4:00am. La respuesta de edesur para muchos residentes de las provincias afectadas fue una 'Excusa' o un 'Abuso' por parte de la distribuidora de electricidad. Este suceso fue uno de los mayores cortes que hayan afectado a la zona suroeste de la República Dominicana

La Comisión Nacional de Energía (CNE) es el organismo a cargo de las políticas energéticas; una de sus mayores responsabilidades es la elaboración del Plan Nacional de Energía. La CNE presentó en 2004 el Plan Nacional de Energía para el período 2004-2015, así como el Indicative Plan of Electricity Generation (PIEGE) para el período 2006-2020.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) es el ente regulador, mientras que el Organismo Coordinador (OC) fue creado para coordinar el despacho de electricidad.

La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) es un conglomerado de empresas que reúne a todas las compañías de generación, transmisión y distribución que pertenecen al gobierno y los programas oficiales asociados del país. Está compuesta por:

• Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, EGEHID;
• Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana, ETED;
• Unidad de Electrificación Rural y Suburbana, UERS;
• Programa de Reducción de Apagones, PRA;
• 50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte, EdeNorte;
• 50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur, EdeSur; y
• 50% de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Este, EdeEste.

EdeNorte, EdeSur y EdeEste pertenecen completamente al gobierno; el 50% de acciones restante es propiedad del Fondo Patrimonial de las Empresas (FONPER), también controlado por el gobierno.^[11]​

El 86% de la capacidad de generación se encuentra en manos privadas (excluyendo la autogeneración) y el 14% es de propiedad pública. La capacidad de generación está compartida por diferentes empresas de la siguiente manera:

Fuente: Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad

El sistema de transmisión, que se encuentra bajo total responsabilidad de la compañía pública ETED (Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana),^[12]​ consta de 940 km de líneas de circuito simple de 138 kV que parten radialmente desde Santo Domingo hacia el norte, el este y el oeste.

En la República Dominicana hay tres empresas de distribución. El gobierno es propietario de dos de ellas, EdeNorte y EdeSur, a través de la CDEEE (50%) y del Fondo Patrimonial de las Empresas (FONPER). También controla el 50% de la tercera, EdeEste (el otro 50% pertenece a Trust Company of the West (TCW), operada por AES Corporation, su comprador original). Las tres empresas prestan servicio a una cuota de mercado similar.^[12]​

La mayor parte de la generación de electricidad en la República Dominicana proviene de fuentes térmicas. Solo el 14% de la capacidad instalada es hidroeléctrica y, si se toma en cuenta toda la autogeneración térmica, este porcentaje desciende al 9%. La explotación de otros recursos renovables (es decir, solar y eólica) es muy limitada. Sin embargo, se espera que esta situación se modifique tras la promulgación en mayo de 2007 de la Law of Incentives to Renewable Energy and Special Regimes (enlace roto disponible en Internet Archive; véase el historial, la primera versión y la última). (ley n.º 57-07). Entre otros incentivos, esta ley establece la financiación, a tasas de interés ventajosas, del 75% del costo del equipamiento en hogares que instalen tecnologías renovables para autogeneración y en comunidades que desarrollen proyectos a pequeña escala (menos de 500 kW). Los frutos de esta ley se empiezan a ver por todas las zonas del país que cada vez más y más usuarios optan por la energía solar ya que trae un beneficio de independencia eléctrica y se reducen los gastos al no tener que constantemente utilizar la energía ofrecida por los proveedores.

Otras fuentes de generación eléctrica aparecieron en la década de 2010. Para 2020, la energía renovable representaba el 14.7% de la generación nacional, ascendiendo a 18% en 2021^[13]​.

El plan de expansión de EGEHID contempla el incremento de 762 MW de capacidad hidroeléctrica durante el período 2006-2012. Según la CDEEE, la primera de la nueva serie de represas y plantas hidroeléctricas (Pinalito) es un "modelo de administración del medio ambiente", ya que solo 12 familias fueron reubicadas y se ha realizado una amplia reforestación.^[14]​

Un estudio realizado en 2001 estimó que la República Dominicana tiene un potencial de generación eólica de 68.300 GWh por año, lo que equivale a más de seis veces la producción de energía actual.^[8]​

El primer parque eólico fue el de Los Cocos que se inauguró en octubre de 2011 y está ubicado en la provincia de Pedernales.

Según datos del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), en 2021 la energía eólica generó 1,231 gW/h, el equivalente al 5.7% nacional.

La generación eléctrica por fuentes solares en República Dominicana comenzó en 2016. Para diciembre de 2022, cuenta con parques solares en Monte Cristi, San Pedro de Macorís y San Cristóbal. El más reciente es el Parque Solar Girasol, el mayor en el país, inaugurado en junio de 2021^[15]​.

Según datos del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), en 2021 la energía solar generó 486 gW/h, el equivalente al 2.3% nacional.

Antes de la reforma de los 90, el sector energético dominicano se encontraba en manos de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), propiedad del estado y verticalmente integrada. Las operaciones de la empresa se caracterizaron por grandes pérdidas de energía, bajo cobro de boletas y funcionamiento y mantenimiento deficientes. Durante los 90, el rápido crecimiento del sector energético reflejó en el gran crecimiento económico que experimentó el país. La demanda total de electricidad se elevó a una tasa anual del 7,5% en el período 1992-2001, mientras que el crecimiento del PIB fue del 5,9%. La capacidad de generación no era suficiente para cubrir la demanda en los picos, lo que derivó en constantes restricciones del suministro y apagones masivos de hasta 20 horas. A mediados de los 90, para solucionar la escasez en la capacidad de generación, el gobierno animó a varios productores de energía independientes (IPP, por sus siglas en inglés) a firmar contratos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con la CDE. Estos contratos, a menudo interesados y poco transparentes, dieron lugar a unos altos precios para la electricidad.^[2]​

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.^[2]​ 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.^[2]​

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.

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.^[2]​

La reforma favoreció la instalación de nuevas plantas generadoras, construidas y financiadas por el sector privado, y la inversión en distribución a cargo de las empresas privatizadas. Gracias a las nuevas inversiones, entre fines de 2000 y mediados de 2003, la capacidad efectiva experimentó un aumento del 43%; también se registraron mejoras en la red de distribución. Esto condujo a la reducción provisional de los apagones y las pérdidas en distribución, y a un incremento en la eficacia operativa; una combinación que se tradujo en mejoras en la calidad del servicio. El suministro de energía no atendido disminuyó al 11% de la demanda potencial en 2002, por debajo del 40% de 1991. En el mismo período, se estima que el déficit de capacidad para afrontar abiertamente la demanda cayó del 30% al 16%. Sin embargo, el aumento en el precio del petróleo, la aparición de subsidios generalizados y las interferencias políticas afectaron negativamente a la salud financiera del sector. En 2003, estas condiciones desfavorables y una fuerte presión política llevaron al gobierno a volver a adquirir las acciones de Unión Fenosa en las empresas de distribución privatizadas EdeNorte y EdeSur. Desde su renacionalización, estas empresas han experimentado un deterioro en su eficacia operativa.,^[2]​

El sector eléctrico ha permanecido en una crisis sostenida desde 2002, caracterizada por pérdidas muy elevadas (tanto técnicas como comerciales) y apagones frecuentes de larga duración. Esta situación derivó en costos económicos y sociales muy elevados: costos fiscales elevados para el gobierno, altos costos de producción e incertidumbre para los consumidores industriales como resultado de las interrupciones en el servicio, altos costos para los consumidores industriales y residenciales por la generación pública y privada de energía, y creciente inestabilidad social, incluyendo el incremento en la tasa de delitos como consecuencia de los frecuentes apagones y los cortes en los servicios públicos básicos (por ejemplo, hospitales, clínicas y escuelas). Además, se desalentó la inversión doméstica e internacional, especialmente en sectores que dependen de un suministro confiable para sus actividades, aunque muchas instalaciones (como los complejos turísticos) cuentan con fuentes de energía propias.^[2]​

El Programa de Reducción de Apagones (PRA) fue establecido por el gobierno en 2001. Inicialmente diseñado para que durara dos años, se ha ido ampliando para suplir la ausencia de una alternativa para resolver los temas tratados por este programa. Este programa tiene como objetivo la asignación de subsidios a los pobres según la distribución geográfica y la realización de apagones rotativos de forma más organizada. Los barrios más pobres de las ciudades tendrían un suministro de electricidad de aproximadamente 20 horas por día a un precio altamente subsidiado por el gobierno y por la empresa de servicios públicos. Al principio, el PRA fue considerado un éxito. Sin embargo, la crisis macroeconómica del país, los incentivos perversos que incorpora el PRA y la deficiente asignación del esquema de subsidios han puesto en riesgo la continuidad del programa a mediano plazo. La ausencia de una administración de la demanda, la falta de sistemas de medición del consumo. las pérdidas constantes, una cultura de impago y la ausencia de incentivos para que las empresas de distribución solucionen los problemas técnicos hacen que sea urgente diseñar un nuevo sistema de subsidios y racionamiento como parte de un enfoque más amplio para solucionar los problemas del sector energético.^[2]​

En el 2002 el gobierno creó el Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF) (decreto n.º 748-02), cuyo principal objetivo es ayudar a las empresas de distribución en su esfuerzo por eliminar el fraude.^[16]​ Sin embargo, los resultados del PAEF hasta el momento han sido modestos.^[17]​ El avance más serio para combatir el fraude se realizó en 2007 con la modificación de la Ley de Electricidad. La ley n.º 186-07, que modifica a la ley n.º 125-01, convierte en delito el fraude eléctrico (es decir; conexiones ilegales, impago, etc.), penalizando con multas y/o condenas de prisión a quienes no la cumplan.

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. Este plan tiene como objetivo alcanzar la autosuficiencia del sector eléctrico en la República Dominicana. Los principales objetivos del plan son: lograr que el sector sea financieramente sostenible, reducir los precios de la electricidad para los consumidores finales y promover el uso eficiente de la energía. Para el mediano plazo recomienda la renegociación de los contratos con los generadores, la construcción de plantas a carbón, el desarrollo de planes de transmisión, el aumento de la capacidad hidroeléctrica, la promoción de fuentes de energía renovable, una revisión de los subsidios cruzados y el fortalecimiento de la Superintendencia de Electricidad (SIE).^[18]​

Las tarifas de electricidad en la República Dominicana se encuentran entre las más altas de la región de América Latina y el Caribe. Esto se debe a diversos factores: dependencia del combustible importado, frágil ambiente institucional, dificultades para demandar a grandes deudores morosos, altos precios negociados inicialmente en contratos de compra de energía con los generadores, elevados riesgos comerciales a los que hacen frente los generadores, como el impago o pago atrasado de las empresas de distribución y/o del gobierno, bajo índice de recuperación de efectivo (CRI, por sus siglas en inglés) y altos costos operativos en las empresas de distribución.^[2]​

La política del país de subsidiar de forma cruzada las tarifas residenciales, con aumentos desproporcionados en las tarifas comerciales e industriales, se traduce en precios más altos para estos consumidores en comparación con los residenciales.^[2]​ En 2007, la tarifa residencial media fue de 0.160 US$ por kWh (el promedio ponderado de ALyC fue de 0.115 US$ en 2005), mientras que la tarifa industrial media fue de 0.230 US$ (el promedio ponderado de ALyC fue de 0.107 US$ por kWh en 2005)^[19]​ y la tarifa comercial media llegó a 0.290 US$ por kWh.^[20]​

Se estima que los subsidios superaron los 1000 millones US$ en 2008, lo que corresponde a un sorprendente 3% del PIB.^[21]​ La necesidad de subsidios ha crecido porque han aumentado los precios del combustible mientras que las tarifas eléctricas se han mantenido constantes. Los subsidios se canalizan a través de dos mecanismos principales: el Programa de Reducción de Apagones y el Fondo de Estabilización de la Tarifa.

El Programa de Reducción de Apagones (PRA) está destinado a las áreas pobres. Debido a los bajos índices de cobro, estos consumidores han estado recibiendo electricidad prácticamente gratis desde que se inició el programa.

A los consumidores residenciales que habitan fuera de las áreas del PRA, y que probablemente no se encuentren entre los más pobres, se les cobra la electricidad por debajo del costo para consumos inferiores a 700 kWh mensuales, un límite muy elevado de acuerdo con los estándares internacionales. Cerca del 80% de los usuarios residenciales de áreas externas al PRA entran en esta categoría. Este subsidio proviene del Fondo de Estabilización de la Tarifa (FET), que fue diseñado para reducir el impacto de los altos precios del combustible. La carga financiera se transfiere en este caso a las empresas de distribución, que se han visto imposibilitadas de cubrir sus propios costos en un escenario con precios del combustible en aumento, una baja eficiencia y una base limitada de clientes a los que se les puede cobrar para financiar el subsidio cruzado. Esta situación ha forzado al gobierno a proporcionar al sector más subsidios que los previstos, lo que a su vez se ha traducido en una menor capacidad para financiar inversiones en otros sectores clave como la salud y la educación. El gobierno ha comenzado a reducir gradualmente los subsidios cruzados con el objetivo final de limitarlos a hogares con un consumo mensual inferior a 200 kWh, lo que se encuentra más cerca de los límites de electricidad residencial subsidiada de otros países.^[2]​

El sector eléctrico atrajo una importante cantidad de inversión directa extranjera (FDI, por sus siglas en inglés) luego de la privatización de las principales plantas generadoras y empresas de distribución de 1999 y la subsiguiente expansión de la capacidad de generación. En el período 1996-2000, el sector captó más del 28% de la FDI, llegando al 37% en 2001.^[2]​

Como se indicó anteriormente, la causa principal de la precaria situación del sector eléctrico en la República Dominicana no es la limitada capacidad de generación. Aunque una reducción de pérdidas podría conducir a una solución más económica de la crisis, hay planes para nuevas inversiones significativas en capacidad de generación, especialmente hidroeléctrica.

Las empresas privadas de generación recaudan capital en el mercado. Por ejemplo, en abril de 2007, EGE Haina recaudó 175 millones US$ de capital a través de bonos a 10 años que tuvieron un nivel de suscripción 10 veces superior al disponible.^[22]​

En cuanto a la energía hidroeléctrica, EGEHID ha identificado en su plan de expansión 2006-2012 nuevos proyectos por un valor estimado de 1.442 millones US$.^[23]​ La construcción de las primeras tres represas (Pinalito, Palomino y Las Placetas) y de las plantas hidroeléctricas asociadas será financiada parcialmente a través de un fondo condicionado a la exportación del Banco Nacional de Desenvolvimiento Económico y Social (BNDES) de Brasil aprobado en noviembre de 2006. Los préstamos para los proyectos de Palomino y Las Placetas suman 152,5 millones US$, mientras que el total de las plantas se estima en 512,5 millones US$. Ya había sido aprobado anteriormente un préstamo para el proyecto de Pinalito. La financiación adicional la proporcionarán bancos comerciales como ABN y BNP Paribas.^[24]​

En el sistema de transmisión existen cuellos de botella que requieren una solución. El propietario del sistema, la CDE (Corporación Dominicana de Electricidad), no cuenta con los recursos financieros necesarios para mejorar la red y la legislación vigente no ha permitido otros mecanismos para movilizar recursos del sector privado para la transmisión.^[2]​

La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) ha trazado un plan de expansión para la red de transmisión que se ejecutará en el período 2006-2012.^[14]​ Ya se ha obtenido financiación por 284 millones US$ para el período 2006-2008 y se están negociando otros 80.75 millones US$ adicionales. Además, se necesitarán 222,5 millones US$ para financiar los proyectos contemplados en el plan de expansión para el período 2008-2012.^[25]​

El gobierno dominicano afirma tener planes para invertir, a través de la Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UERS), aproximadamente 1.500 millones RD$ (50 millones US$) en una gran cantidad de proyectos diversos.^[14]​

La Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales es la institución que tiene a cargo la conservación, protección y regulación del uso sostenible de los recursos naturales y del medio ambiente en la República Dominicana.

OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO2 por la producción de electricidad en 2003 fueron de 7,63 millones de toneladas de CO2, lo que representa el 46% del total de las emisiones del sector energético.^[26]​ Esta elevada contribución de emisiones de la generación de electricidad, en comparación con otros países de la región, se debe al alto porcentaje de generación térmica.

En la actualidad (diciembre de 2007) hay solo un proyecto MDL registrado para el sector eléctrico en la República Dominicana, Parque eólico El Guanillo con una reducción de emisiones estimada en 123.916 Tm de CO2e por año.^[27]​

El Banco Mundial está financiando actualmente un proyecto de asistencia técnica para el sector eléctrico. El proyecto de 10 millones US$ recibirá fondos por 7,3 millones US$ del Banco Mundial en el período 2004-2009. Este proyecto tiene como objetivo: (i) fortalecer la actuación del gobierno como regulador y la protección del consumidor, (ii) mejorar la formulación e implementación de políticas, (iii) diseñar la red de transmisión y el mercado eléctrico mayorista, (iv) aumentar la calidad y cantidad de electricidad para los pobres y (v) proteger el medio ambiente.

El Banco Mundial también está financiando las reformas de segunda generación del programa para el sector eléctrico de la República Dominicana a través de un fondo de 150 millones US$ en el período 2005-2008. Este programa, que consta de dos préstamos basados en políticas y de un préstamo de inversión para la transmisión y la expansión de servicios, busca apoyar la estrategia del gobierno para la recuperación del sector eléctrico. Está dirigido fundamentalmente a: mejorar la calidad del servicio, especialmente mediante la reducción de los apagones masivos de los últimos años, establecer condiciones que permitan el sostenimiento financiero de todas las empresas del sector administradas de forma eficiente y aumentar el porcentaje de población con acceso a la electricidad.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) respaldó las reformas del sector eléctrico de fines de los 90, la creación del Consejo Nacional de Energía y la administración de la demanda para reducir el consumo de electricidad a través de diversos proyectos de asistencia técnica aprobados entre 1996 y 2001. El brazo privado del BID también otorgó préstamos a las empresas privadas de distribución de electricidad EdeSur y EdeNorte en 1999.^[28]​

• República Dominicana
• Economía de la República Dominicana
• Agua potable y saneamiento en República Dominicana
• Historia de la República Dominicana

• 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.

• Comisión Nacional de la Electricidad (CNE) (Regulador nacional de la electricidad)
• Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE)
• Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales (Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales)
• Superintendencia de Electricidad Archivado el 14 de mayo de 2008 en Wayback Machine. (Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad)
• EGEHID (Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana, EGEHID)
• EdeNorte (Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte)
• EdeSur Archivado el 12 de agosto de 2021 en Wayback Machine. (Empresa Distribuidora de Electricidad del Sur)
• EdEste (Empresa Distribuidora de Electricidad del Este)
• Proyectos del Banco Interamericano de Desarrollo en la República Dominicana
• Proyectos del Banco Mundial en la República Dominicana