Por Francisco Antonio Méndez
Santo Domingo.- La República dominicana experimentó una demanda record de 3,080 MW en el caluroso mes de octubre. Las elevadas temperaturas hicieron que la sociedad demandara más energía eléctrica para acondicionamiento de aire, ventilación y refrigeración. Algo típico para esa época del año. Lo inusitado fue el robusto crecimiento, del 14%, si se compara con la demanda máxima de 2,700 MW en el 2018.
De igual manera, y no necesariamente con
un “factor de coincidencia”, la industria nacional ha venido demandando mucha
más electricidad para sus procesos productivos y de manufactura debido al
dinámico rebote de la economía que, en término interanual, refleja un
crecimiento de la demanda agregada de más de un 12.7% en los primeros nueve
meses del año, con una proyección de crecimiento del Producto Interno Bruto de
10.7% al cierre del 2021, según reporta el Banco Central.
En términos teóricos y empíricamente
demostrado, siempre ha existido una correlación positiva entre el crecimiento
económico y el crecimiento de la demanda de electricidad. La energía neta
abastecida de electricidad del 2001-2012 creció a una tasa del 3% a pesar de
las restricciones impuestas por aspectos financieros. Sin embargo, un estudio
de la CNE proyectado al 2030, contempla en “un escenario alternativo” un
crecimiento promedio anual de hasta 4.8%. La proyección de Mercados Energéticos
(ME) 2013-2030 para la CNE utilizó una tasa de crecimiento de la demanda de
energía entre un 3%-6%, que produjeron unos requerimientos de expansión de
1,140 MW, para satisfacer una demanda máxima de 3,054 MW para el año 2024 y
alcanzar una capacidad instalada de 4,576 MW para el 2030. Estos valores han
sido rebasados con creces.
En la actualidad, la capacidad instalada
del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) es de unos 5,080 MW
distribuidos en generación térmica, hidráulica, solar y eólica,
fundamentalmente. La notable diversificación del parque de generación, que
antes de la capitalización (1999) dependía casi en un 90% de derivados de
petróleo, ha sido fruto de la reforma y las inversiones realizadas por el
sector privado, principalmente, durante las dos últimas décadas. En la
actualidad, nuestro sistema eléctrico está abastecido en alrededor de un 41% de
gas natural, 31% de carbón mineral, 12% de derivados de petróleo, 7% de
recursos hídricos, 6% de energía eólica y 3% de energía solar y biomasa.
Como se puede observar, el mix de energía
térmica convencional continúa teniendo una extraordinaria importancia,
alrededor de un 85%, en relación a las fuentes renovables, 15%. Lo cual es
adecuado, a los fines de garantizar energía firme, estabilidad del sistema y
adecuada confiabilidad en el suministro eléctrico. Sin embargo, y en atención a
las nuevas tendencias y la conciencia medioambiental que se ha ido creando, así
como a los compromisos asumidos (p.e. COP21) en relación al Cambio Climático,
es de reconocer que, en los últimos tiempos, el aporte de las renovables se ha
ido incrementando sostenidamente, aunque muy por debajo de lo establecido en la
Ley de Incentivo a las Energías Renovables, No. 57-07, de ´un 25% del
abastecimiento por fuentes renovables para el año 2025 y un 10% de la energía
adquirida por las empresas distribuidoras para el 2015´.
En función de la data anteriormente
señalada, que sobrepasa las proyecciones de demanda de Mercados Energéticos,
necesitaríamos incorporar al sistema, mínimo unos 150 MW anuales. Alrededor de
1,500 MW hasta el 2030, considerando los relativamente bajos niveles de
eficiencia de las renovables “convencionales”, eólica y solar.
Otro aspecto a tener en cuenta es que la
decisión de construir la Central de Punta Catalina, sin una adecuada selección
técnica de su tamaño en relación al sistema eléctrico, ha cambiado la
“topografía eléctrica” del sistema, al incorporar plantas con una inercia
eléctrica muy elevada, 372 MW, que ante cualquier pestañeo desestabilizan el
sistema, particularmente en los escenarios de mínima demanda. Este solo hecho
demanda la inclusión de energía contingente, así como inversiones en equipos de
protección, para lidiar con las salidas y variaciones de esa planta en el SENI.
Teniendo en cuenta los tiempos de
construcción, las autoridades tienen que plantearse decisiones de política
energética basadas en escenarios de corto y mediano plazo a los fines de poder
dar una solución satisfactoria, oportuna y racional al crecimiento de la
demanda, que permita la incorporación de generación eficiente en un plazo
razonablemente corto. Por lo menos 300-400 MW para los próximos meses. En el
pasado, decisiones desesperadas e ineficientes nos ataron a contratos sino
onerosos, por lo menos económicamente gravosos para el sistema.
Luego, este es el momento adecuado para
que los agentes económicos provean las soluciones de corto plazo más eficientes
del mercado.
En este sentido, toca a las actuales autoridades crear las condiciones regulatorias y comerciales para que las inversiones privadas fluyan de manera eficiente y competitiva, aprovechando la ventaja que ofrece el consenso logrado en relación al pacto eléctrico, el positivo precedente de los innumerables proyectos de energía renovable que se han venido aprobando y ejecutando, así como la favorable calificación de riesgo país, “de negativa a estable”, que acaba de emitir Standard & Poor´s para nuestra economía.
El autor, Francisco Antonio Méndez, es ingeniero eléctrico, ex superintendente de Electricidad, consultor y asesor energético, miembro de la Dirección Nacional del Partido La Fuerza del Pueblo.
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