El sector eléctrico de la República Dominicana ha sido tradicionalmente, y sigue siendo, un cuello de botella para el crecimiento económico del país. Una prolongada crisis eléctrica y medidas correctivas ineficaces han dado lugar a un círculo vicioso de apagones periódicos, elevados costes operativos de las empresas de distribución, grandes pérdidas, incluido el robo de electricidad a través de conexiones ilegales, elevadas tarifas minoristas para cubrir estas ineficiencias, bajas tasas de cobro de facturas, una importante carga fiscal para el gobierno a través de subsidios directos e indirectos y costes muy elevados para los consumidores, ya que muchos de ellos tienen que recurrir a electricidad alternativa autogenerada y costosa. [1] Según el Banco Mundial, la revitalización de la economía dominicana depende en gran medida de una reforma sólida del sector. [2]
La generación de electricidad en la República Dominicana está dominada por unidades térmicas alimentadas principalmente por petróleo o gas importado (o gas natural licuado ). [2] A finales de 2006, la capacidad instalada total de las empresas de servicios públicos era de 3.394 MW , de los cuales el 86% eran combustibles fósiles y el 14% hidroeléctricos . La proporción detallada para las diferentes fuentes es la siguiente: [3]
Se ha acusado a la gran central eléctrica a carbón de Punta Catalina de causar una considerable contaminación del suelo, el agua y el medio ambiente, afectando al parecer la salud y los medios de vida de los residentes locales. [4]
Fuente : Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad, 2006
La electricidad total generada en 2006 fue de 10,7 TWh. [3] La generación experimentó un aumento anual del 7,7% entre 1996 y 2005. Sin embargo, entre 2004 y 2006, ha habido una disminución anual promedio de alrededor del 10% en la electricidad total generada., [3] [5]
Actualmente, existen planes para la construcción de dos plantas de carbón de 600 MW, Montecristi y Azúa, por parte del sector privado . También se espera que, para 2012, se hayan agregado 762 MW adicionales de capacidad hidroeléctrica al sistema de generación. Las tres primeras plantas hidroeléctricas con una capacidad combinada de 240 MW son:
Las dos primeras plantas ya están en construcción. [6]
Como respuesta a la crisis de suministro eléctrico (ver La crisis más abajo), muchos consumidores recurrieron a unidades de autogeneración alternativas como pequeños generadores diésel , inversores , lámparas de queroseno o grandes generadores de energía (para grandes consumidores industriales). [1] Se estima que la capacidad total instalada en 2006 fue de 5.518 MW, lo que significa que la autogeneración representó alrededor de 2.214 MW, equivalente al 63% de la capacidad total de 3.394 MW de las empresas de servicios públicos y al 38% de la capacidad total instalada. [7] Los costos asociados a esta capacidad de autogeneración son muy altos ya que incluyen la compra de equipos, el mantenimiento y el suministro de combustible. Esto afecta a los sectores residencial, comercial e industrial. Para este último, alrededor del 60% de su consumo eléctrico es autogenerado. [1]
La demanda de electricidad en la República Dominicana ha crecido considerablemente desde principios de los años 1990, alcanzando un promedio anual de 10% entre 1992 y 2003. El consumo está muy cerca del promedio regional, con un consumo anual per cápita de 1.349 kWh en 2003. [1] La electricidad total vendida en 2005 fue de 3,72 TWh. [8] La demanda ha limitado la oferta (véase La crisis más abajo), que a su vez está limitada por los subsidios (véase los subsidios más abajo).
En 2001, la participación de cada sector en la electricidad vendida por las tres empresas distribuidoras (EdeNorte, EdeSur y EdeEste) fue la siguiente: [9]
Se ha estimado que el aumento de la demanda anual será de alrededor del 6% para los próximos años. [10]
Las redes de distribución cubren al 88% de la población, y se cree que alrededor del 8% de las conexiones son ilegales. Los planes del Gobierno apuntan a alcanzar una cobertura total del 95% para 2015. [2]
La calidad del servicio en la República Dominicana ha sufrido un deterioro constante desde la década de 1980. Los apagones frecuentes y prolongados son resultado principalmente de causas financieras (es decir, altas pérdidas del sistema y baja recaudación de facturas) que se agravan aún más por factores técnicos (es decir, inversiones inadecuadas en transmisión y distribución). La mala calidad del servicio también se caracteriza por grandes fluctuaciones de voltaje y frecuencia. [1]
El sistema de transmisión de la República Dominicana es débil y está sobrecargado, por lo que no proporciona energía confiable y provoca apagones en todo el sistema. Es necesario reforzar las líneas de transmisión este-oeste y norte-sur para suministrar electricidad a la capital y las regiones del norte y para transmitir energía desde las nuevas centrales eléctricas en la región oriental. [2]
La distribución es el elemento más disfuncional del sistema eléctrico del país. [1] Las pérdidas de distribución en la República Dominicana han sido históricamente altas y han aumentado aún más en los últimos años. En 2005, el porcentaje de pérdidas fue del 42,5%, frente al 28,5% en 2002. Esto está muy por encima del promedio del 13,5% para América Latina y el Caribe . [8] La mala calidad sostenida del servicio y los precios relativamente altos han inducido al robo a través de conexiones ilegales y el impago de las facturas de electricidad. Datos recientes para 2007 muestran que sólo alrededor del 59% de la energía comprada por las empresas de distribución es finalmente pagada por los consumidores [11] (el 88% sería el porcentaje objetivo para una empresa de distribución bien administrada [2] ). Aunque todavía es muy bajo, este porcentaje ha mostrado una mejora desde aproximadamente el 52% en 2005. [11]
La Comisión Nacional de la Energía ( CNE) es el organismo rector del sector, siendo una de sus principales responsabilidades la elaboración del Plan Energético Nacional. La CNE presentó en 2004 el Plan Energético Nacional para el período 2004-2015, así como el Plan Indicativo de Generación Eléctrica (PIEGE) para el período 2006-2020.
La Superintendencia de Electricidad ( SIE) es el organismo regulador, mientras que el Organismo Coordinador ( OC ) fue creado para coordinar el despacho de electricidad.
La Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales ( CDEEE) es una sociedad holding que agrupa a todas las empresas estatales de generación, transmisión y distribución y los programas gubernamentales asociados del país. Está integrada por:
EdeNorte y EdeSur son de propiedad totalmente estatal, y el 50% restante de las acciones está en manos del Fondo Patrimonial de las Empresas (FONPER). EdeEste es una empresa mixta, privada y pública. [12]
El 86% de la capacidad de generación es de propiedad privada (excluyendo la autogeneración) y el 14% es de propiedad pública. La capacidad de generación se reparte entre las distintas empresas de la siguiente manera:
Fuente : Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad
El sistema de transmisión, que está bajo la total responsabilidad de la empresa estatal ETED (Empresa de Transmisión de Electricidad), [13] consta de 940 km de líneas de circuito único de 138kV que irradian desde Santo Domingo hacia el norte, este y oeste.
En República Dominicana existen tres empresas distribuidoras. El gobierno es propietario de dos de ellas, EdeNorte y EdeSur, a través de la CDEEE (50%) y el Fondo Patrimonial de las Empresas (FONPER). También mantiene una participación del 50% en la tercera, EdeEste, (el 50% adicional es propiedad de la Compañía Fiduciaria de Occidente (TCW) que es operada por AES Corporation , su comprador original). Las tres empresas atienden una participación similar del mercado. [13]
Como se ha descrito, la mayor parte de la generación eléctrica en la República Dominicana proviene de fuentes térmicas. Sólo el 14% de la capacidad instalada es hidroeléctrica , porcentaje que cae por debajo del 9% cuando se contabiliza toda la autogeneración térmica. La explotación de otros recursos renovables (es decir, solar , eólica ) es muy limitada. Sin embargo, se espera que esta situación cambie tras la promulgación en mayo de 2007 de la Ley de Incentivos a las Energías Renovables y Regímenes Especiales (Ley No. 57-07). Entre otros incentivos, esta ley establece la financiación a tipos de interés favorables del 75% del coste de los equipos para los hogares que instalen tecnologías renovables para la autogeneración y para las comunidades que desarrollen proyectos de pequeña escala (por debajo de 500 kW).
Como se ha mencionado, el plan de expansión de Egehid contempla la incorporación de 762 MW de capacidad hidroeléctrica en el período 2006-2012. Según la CDEEE, la primera de la nueva serie de represas y centrales hidroeléctricas -Pinalito- es un "modelo de gestión ambiental", con sólo 12 familias reasentadas y una amplia reforestación. [14]
Un estudio de 2001 estimó que la República Dominicana tenía un potencial de generación eólica de 68.300 GWh por año, equivalente a más de seis veces su producción energética actual. [9]
En marzo de 2016 entró en funcionamiento la planta solar Monte Plata de 33,4 MW, compuesta por 132.000 paneles fotovoltaicos . Fue construida por Soventix Caribbean (www.soventix.energy), y se prevé una segunda fase compuesta por 270.000 paneles fotovoltaicos que duplicarían el tamaño de la planta hasta los 69 MW. [15]
En agosto de 2018, el parque solar Montecristi Solar de 57,98 MW inició su inyección de energía a la red, y se convirtió en el parque solar más grande del Caribe con 214.000 paneles fotovoltaicos. Se prevé una segunda fase para duplicar la capacidad a 116 MW. [16] [17] [18]
En 2021 se inauguró el Parque Solar Girasol, que actualmente es la planta fotovoltaica más grande del país y del Caribe. Tiene una capacidad instalada total de 120 megavatios, que se estima que producirá 240.000 MWh al año. [19]
Construido sobre un terreno de 220 hectáreas, compuesto por 268.200 paneles con seguidores de posición solar o “trackers” que giran 104 grados durante doce horas al día en función del movimiento solar para garantizar un mayor aprovechamiento de la irradiación, lo que se traduce en un aumento de la capacidad efectiva del proyecto. Con una inversión aproximada de US$100 millones, el parque, ubicado en el municipio Yaguate, provincia San Cristóbal, incrementó en 50% la capacidad fotovoltaica nacional.
Además, el Parque Solar Girasol evitará anualmente la emisión a la atmósfera de 150.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) y la importación de 400.000 barriles de petróleo, contribuyendo a mitigar los efectos del cambio climático y representando un ahorro en divisas, respectivamente. [20]
Antes de la reforma de los años 90, el sector eléctrico dominicano estaba en manos de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), una empresa de propiedad estatal e integrada verticalmente. El funcionamiento de la empresa se caracterizaba por grandes pérdidas de energía, una mala recaudación de facturas y una operación y mantenimiento deficientes. Durante los años 90, el rápido crecimiento del sector eléctrico reflejó el alto crecimiento económico que experimentó el país. La demanda total de electricidad aumentó a una tasa anual del 7,5% en los años 1992-2001, mientras que el crecimiento anual del PIB fue del 5,9%. La capacidad de generación no era suficiente para satisfacer la demanda máxima, lo que se tradujo en restricciones continuas del suministro y apagones generalizados que duraban hasta 20 horas. A mediados de los años 90, para abordar la escasez de capacidad de generación, el gobierno alentó a varios productores independientes de energía (IPP) a firmar acuerdos de compra de energía (PPA) con la CDE. El resultado de estos acuerdos, a menudo poco transparentes y negociados, fueron precios elevados de la electricidad. [2]
El gobierno, con el objetivo de resolver los persistentes problemas de falta de capacidad instalada disponible y apagones constantes, promulgó la Ley de Reforma de las Empresas del Sector Público, que proporcionó el marco para la privatización y reestructuración del sector eléctrico. [2] En 1998-1999, bajo el primer gobierno de Leonel Fernández , el sector fue desagregado y el monopolio verticalmente estatal, Corporación Dominicana de Electricidad ( CDE), se dividió en varias empresas de generación. EGE ( Empresa Generadora de Electricidad ) Haina y EGE Itabo, que operaban las plantas térmicas, fueron privatizadas, y se crearon y también privatizaron tres empresas de distribución: EdeNorte ( Empresa Distribuidora de Electricidad ), EdeSur y EdeEste. [1]
En 1997 se intentó mejorar el funcionamiento del sector fortaleciendo la regulación sectorial con el nombramiento de un nuevo regulador, que formaba parte del Ministerio de Comercio e Industria y por lo tanto tenía sólo una autonomía limitada.
No fue hasta julio de 2001, cuando se promulgó la Ley de Electricidad (Ley 125-01) bajo el gobierno de Hipólito Mejía , que estableció la presencia operativa del gobierno en el sector a través de tres entidades:
Se creó una nueva sociedad holding, la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas (CDEE), que sería propietaria de ETED y EGEHID y que eventualmente sustituiría a la CDE. Inicialmente, el gobierno tenía la intención de transferir sus activos para administrar las empresas como una inversión bajo un Fondo Fiduciario separado de las entidades que rigen el sector, en lugar de utilizar su propiedad como un posible instrumento para la política del sector. Sin embargo, este cambio no se implementó.
La Ley de 2001 y sus reglamentos de apoyo de 2002 incluyeron la creación de un organismo regulador autónomo, la Superintendencia de Electricidad (SIE), la Comisión Nacional de Energía (CNE) y un mercado mayorista bajo la responsabilidad de un Organismo Coordinador. [2]
La reforma dio como resultado nuevas instalaciones de generación, que fueron construidas y financiadas por el sector privado, e inversiones en distribución por parte 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%, y la red de distribución también mostró mejoras. Esto llevó a una reducción temporal de los apagones y las pérdidas de distribución y a un aumento de la eficiencia operativa, cuya combinación se tradujo en mejoras en la calidad del servicio. La energía no servida disminuyó al 11% de la demanda potencial en 2002, en comparación con el 40% en 1991. En el mismo período, se estima que los déficits de capacidad para satisfacer la demanda no suprimida disminuyeron del 30% al 16%. Sin embargo, el aumento de los precios del petróleo, la introducción de subsidios generalizados y la interferencia política afectaron negativamente la salud financiera del sector. En 2003, estas condiciones desfavorables y la fuerte presión política llevaron al gobierno a recomprar las acciones de Unión Fenosa en las empresas de distribución privatizadas EdeNorte y EdeSur. Estas empresas han experimentado un deterioro de su eficiencia operativa desde su renacionalización., [1] [2]
El sector eléctrico ha estado en una crisis sostenida desde 2002, caracterizada por pérdidas muy elevadas (tanto técnicas como comerciales) y apagones frecuentes de larga duración. Esta situación ha generado costos económicos y sociales muy elevados: altos costos fiscales para el gobierno; altos costos de producción e incertidumbre para los consumidores industriales como resultado de las interrupciones del servicio; altos costos para los consumidores industriales y residenciales de la generación de energía pública y privada, y mayor inestabilidad social, incluyendo tasas de criminalidad en aumento, causadas por apagones frecuentes y la interrupción de servicios públicos básicos (por ejemplo, hospitales, clínicas y escuelas). Además, se ha desalentado la inversión nacional e internacional, especialmente en sectores que dependen de un suministro de energía confiable para sus actividades, aunque muchas instalaciones (como los centros turísticos) tienen sus propias fuentes de suministro de energía. [1]
El Programa de Reducción de Apagones (PRA, por sus siglas en inglés) fue establecido por el gobierno en 2001. Inicialmente diseñado para durar dos años, se ha extendido posteriormente en ausencia de una forma alternativa de abordar los problemas que aborda. Este programa tiene el objetivo de destinar subsidios a los pobres sobre una base geográfica e implementar apagones rotativos de una manera más organizada. Los barrios más pobres de las ciudades debían tener un suministro de aproximadamente 20 horas de electricidad por día a un precio altamente subsidiado por el gobierno y la empresa de servicios públicos. El PRA fue considerado inicialmente un éxito. Sin embargo, la crisis macroeconómica del país, los incentivos perversos incorporados al PRA y el esquema de subsidios deficientemente focalizado han puesto en peligro la sostenibilidad a mediano plazo del programa. La ausencia de gestión de la demanda, la falta de sistemas de medición , las pérdidas sostenidas, una cultura de no pago y la ausencia de incentivos para que las empresas de distribución arreglen los problemas técnicos hacen urgente diseñar un nuevo sistema de subsidios y racionamiento que sea parte de un enfoque más integral para resolver los problemas del sector eléctrico. [2] El programa se cerró en 2010.
En 2002, el gobierno creó el Programa Nacional de Apoyo a la Erradicación del Fraude Eléctrico (PAEF) (Decreto No. 748-02), cuyo principal objetivo es apoyar a las empresas distribuidoras en sus esfuerzos por eliminar el fraude. [21] Sin embargo, los resultados del PAEF hasta la fecha han sido modestos. [2] La medida más seria para combatir el fraude se tomó en 2007 con la modificación de la Ley de Electricidad. La Ley 186-07, que modifica la Ley 125-01, penaliza el fraude eléctrico (por ejemplo, conexiones ilegales, impago, etc.), prescribiendo multas y/o penas de prisión a quienes incumplan su mandato.
En 2006, a solicitud 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 lograr la autosostenibilidad del Sector Eléctrico en la República Dominicana. Los principales objetivos del plan son: lograr la sostenibilidad financiera del sector, reducir los precios de la electricidad para los consumidores finales y promover un uso eficiente de la energía. Para el mediano plazo, recomienda la renegociación de los contratos con los generadores, la construcción de plantas de carbón, el desarrollo de planes de transmisión, la adición de nueva capacidad hidroeléctrica, la promoción de fuentes de energía renovables , una revisión de los subsidios cruzados y el fortalecimiento de la Superintendencia de Electricidad (SIE). [22]
Las tarifas eléctricas en la República Dominicana se encuentran entre las más altas de la región de América Latina y el Caribe. Esto se debe a varios factores: dependencia del petróleo importado, débil entorno institucional, dificultades para perseguir a los grandes morosos, altos precios negociados originalmente en los acuerdos de compra de energía con los generadores, altos riesgos comerciales que enfrentan los generadores, como la falta de pago o el pago atrasado por parte de las empresas de distribución y/o el gobierno, bajo índice de recuperación de efectivo (IRC) y altos costos operativos en las empresas de distribución. [1]
La política del país de subsidiar tarifas residenciales de manera cruzada mediante aumentos desproporcionados en las tarifas comerciales e industriales se traduce en tarifas más altas para los consumidores industriales y comerciales en comparación con los consumidores residenciales. [1] En 2007, la tarifa residencial promedio fue de US$0,160 por kWh ( el promedio ponderado de LAC fue de US$0,115 en 2005), mientras que la tarifa industrial promedio fue de 0,230 ( el promedio ponderado de LAC fue de US$0,107 por kWh en 2005) [8] y la tarifa comercial promedio fue tan alta como US$0,290 por kWh. [23]
Se estima que los subsidios a la electricidad superaron los mil millones de dólares en 2008, lo que corresponde a un asombroso 3% del PIB . [24] La necesidad de subsidios ha aumentado debido al aumento de los precios del petróleo, mientras que las tarifas de la electricidad 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 Tarifaria.
El Programa de Reducción de Apagones (PRA) está dirigido a las zonas pobres. Debido a las bajas tasas de cobro, estos consumidores han estado recibiendo electricidad prácticamente gratis desde el inicio del programa.
Los consumidores residenciales fuera de las áreas de la PRA y, por lo tanto, que probablemente no se encuentren entre los más pobres, pagan precios de electricidad por debajo del costo por un consumo inferior a 700 kWh/mes, un umbral muy alto según los estándares internacionales. Alrededor del 80% de los usuarios residenciales fuera de las áreas de la PRA caen en esta categoría. Este subsidio proviene del Fondo de Estabilización Tarifaria (FET), que fue diseñado para reducir el impacto de los altos precios del petróleo. La carga financiera en este caso se transfiere a las compañías de distribución, que se han visto incapaces de cubrir sus costos en un escenario de aumento de los precios del petróleo, baja eficiencia y una base de clientes limitada a la que se podría cobrar para financiar el subsidio cruzado. Esta situación ha obligado al gobierno a proporcionar subsidios mucho más altos de lo esperado al sector, lo que a su vez se traduce en una menor capacidad para financiar inversiones en otros sectores clave como la salud y la educación. El gobierno ha comenzado a reducir los subsidios cruzados gradualmente, con el objetivo final de limitarlos a los hogares con un consumo mensual inferior a 200 kWh, que está más cerca de los umbrales de electricidad residencial subsidiada que se encuentran en otros países. [1]
El sector eléctrico atrajo una importante cantidad de inversión extranjera directa (IED) tras la privatización de las principales instalaciones de generación y las empresas de distribución en 1999 y la consiguiente expansión de la capacidad de generación. En el período 1996-2000, el sector representó más del 28% de la IED, alcanzando el 37% en 2001. [1]
Como se ha descrito anteriormente, la precaria situación del sector eléctrico en la República Dominicana no se debe principalmente a una capacidad de generación limitada. Si bien la reducción de las pérdidas puede ser una forma más económica de resolver la crisis, existen planes para realizar nuevas inversiones importantes en nueva capacidad de generación, especialmente en energía hidroeléctrica.
Las empresas generadoras privadas captan capital en el mercado. Por ejemplo, en abril de 2007, EGE Haina captó 175 millones de dólares de capital mediante bonos a 10 años que fueron suscritos más de 10 veces por encima de la oferta. [25]
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 de dólares. [10] La construcción de las tres primeras represas (Pinalito, Palomino y Las Placetas) y las centrales hidroeléctricas asociadas se financiarán parcialmente mediante financiación vinculada a las exportaciones del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), aprobado en noviembre de 2006. Los préstamos para los proyectos Palomino y Las Placetas suman un total de 152,5 millones de dólares, mientras que el coste total de las instalaciones se estima en 512,5 millones de dólares. Ya se había aprobado anteriormente un préstamo para el proyecto Pinalito. Los bancos comerciales como ABN y BNP Paribas proporcionan financiación adicional. [26]
Existen cuellos de botella en el sistema de transmisión que es necesario abordar. El propietario del sistema, la CDE, carece de recursos financieros 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 (ETED) ha elaborado un plan de expansión de la red de transmisión a ejecutarse en el período 2006-2012. [14] Se ha conseguido un financiamiento de US$284 millones para el período 2006-2008, estando en trámite otros US$80,75 millones. Además, se necesitarán US$222,5 millones para financiar los proyectos contemplados en el plan de expansión para el período 2008-2012. [27]
El Gobierno dominicano afirma tener planes para invertir, a través de la Unidad de Electrificación Rural y Suburbana (UERS), alrededor de RD$1,500 millones (US$890 millones) en gran número de proyectos dispersos. [14]
En 1998-1999, la Ley de Reforma de las Empresas del Sector Público proporcionó el marco para la privatización y reestructuración del sector eléctrico, anteriormente controlado por el monopolio vertical estatal, la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). En 2001 se promulgó un marco regulatorio integral, que determinó la presencia operativa del gobierno en el sector a través de tres entidades: CDE (generación), EGEHID (generación hidroeléctrica) y ETED (transmisión). En cuanto a la distribución, dos de las tres empresas existentes, EdeNorte y EdeSur, son propiedad del gobierno, que también tiene el 50% de la tercera, EdeEste.
La Secretaría de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales es la institución encargada de la conservación, protección y regulación del uso sostenible de los recursos naturales y el medio ambiente en la República Dominicana.
OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 provenientes de la producción de electricidad en 2003 fueron de 7,63 millones de toneladas de CO 2 , lo que corresponde al 46% de las emisiones totales del sector energético. [28] Esta alta contribución a las emisiones de la producción de electricidad en comparación con otros países de la región se debe a la alta participación de la generación térmica.
Actualmente (diciembre 2007), sólo existe un proyecto MDL registrado en el sector eléctrico en República Dominicana, el parque eólico El Guanillo, con reducciones de emisiones estimadas en 123.916 tCO 2 e por año. [29]
El Banco Mundial está financiando actualmente un proyecto de asistencia técnica para el sector energético. El proyecto, de 10 millones de dólares, recibirá una financiación de 7,3 millones de dólares del Banco durante el período 2004-2009. Este proyecto tiene por objeto: i) fortalecer el desempeño del Gobierno en materia de reglamentación y protección del consumidor, ii) mejorar la formulación y la aplicación de políticas, iii) diseñar la red de transmisión y el mercado mayorista de energía, iv) aumentar la cantidad y la calidad de la electricidad para los pobres, y v) proteger el medio ambiente.
El Banco Mundial también está financiando el Programa de Reformas del Sector Eléctrico de Segunda Generación de la República Dominicana, con un financiamiento de US$150 millones en el período 2005-2008. El programa del sector eléctrico, que consiste en dos préstamos basados en políticas y un préstamo de inversión para la transmisión y expansión del servicio, busca apoyar la estrategia del Gobierno para la recuperación del sector eléctrico, y en particular: mejorar la calidad del servicio, especialmente reduciendo los apagones generalizados de los últimos años; establecer condiciones que permitan la sostenibilidad financiera de todas las empresas del sector que operen eficientemente; y aumentar el porcentaje de la población con acceso a la electricidad.
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) apoyó las reformas del sector eléctrico de finales de los años 1990, la creación de un Consejo Nacional de Energía y la gestión de la demanda para reducir el consumo de electricidad a través de varios proyectos de asistencia técnica aprobados entre 1996 y 2001. El brazo del sector privado del BID también proporcionó préstamos a las empresas privadas de distribución de electricidad Ede Sur y Ede Norte en 1999. [30]
