El sector eléctrico en la República Dominicana ha sido tradicionalmente, y sigue siendo, un cuello de botella para el crecimiento económico del país. Una crisis eléctrica prolongada y medidas correctivas ineficaces han conducido a un círculo vicioso de apagones periódicos, altos costos operativos de las empresas distribuidoras, grandes pérdidas, incluido el robo de electricidad a través de conexiones ilegales, altas tarifas minoristas para cubrir estas ineficiencias, bajas tasas de cobro de facturas, un importante carga fiscal para el gobierno a través de subsidios directos e indirectos, y costos muy altos para los consumidores, ya que muchos de ellos tienen que depender de costosas alternativas alternativas de electricidad autogenerada. [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 con petróleo o gas importado (o gas natural licuado ). [2] A finales de 2006, la capacidad total instalada de los servicios públicos era de 3.394 MW , de los cuales el 86% era de combustibles fósiles y el 14% era hidroeléctrico . La proporción detallada de las diferentes fuentes es la siguiente: [3]
La gran central eléctrica de Punta Catalina, alimentada con carbón, ha sido acusada de provocar una contaminación considerable del suelo, el agua y, al parecer, afectar a 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 a carbón de 600MW, Montecristi y Azúa, por parte del sector privado . También se espera que, para 2012, se hayan agregado al sistema de generación 762 MW adicionales de capacidad hidroeléctrica . Las tres primeras centrales hidroeléctricas con una capacidad combinada de 240MW son:
Las dos primeras plantas ya están en construcción. [6]
Como respuesta a la crisis del suministro eléctrico (ver La crisis a continuación), 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 instalada total en 2006 fue de 5.518MW, lo que significa que la autogeneración representó alrededor de 2.214MW, equivalente al 63% de la capacidad total de 3.394MW de los servicios públicos y al 38% de la capacidad instalada total. [7] Los costos asociados a esta capacidad de autogeneración son muy elevados 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 de electricidad es autogenerado. [1]
La demanda de electricidad en la República Dominicana ha crecido considerablemente desde principios de los años 1990, a un promedio anual del 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] Total La electricidad vendida en 2005 fue de 3,72 TWh. [8] La demanda ha limitado la oferta (ver La crisis más abajo), que a su vez está limitada por los subsidios (ver 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]
El aumento anual de la demanda se ha estimado en alrededor del 6% para los próximos años. [10]
Las redes de distribución cubren el 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 los años 1980. Los apagones frecuentes y prolongados se deben principalmente a causas financieras (es decir, altas pérdidas del sistema y bajo cobro de facturas) que se ven agravadas 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 tensión y frecuencia. [1]
El sistema de transmisión en la República Dominicana es débil y sobrecargado, no logra proporcionar 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 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 ALC . [8] La mala calidad del servicio y los precios relativamente altos han inducido al robo a través de conexiones ilegales y al impago de las facturas de electricidad. Datos recientes de 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 gestionada [2] ). Aunque sigue siendo muy bajo, este porcentaje ha mostrado una mejora desde alrededor del 52% en 2005. [11]
La Comisión Nacional de Energía ( Comisión Nacional de la Energía , CNE) es el organismo normativo y una de sus principales responsabilidades es la elaboración del Plan Nacional de Energía. La CNE presentó en 2004 el Plan Nacional Energético 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 un holding que agrupa a todas las empresas estatales de generación, transmisión y distribución y los programas gubernamentales asociados del país. Consiste en:
EdeNorte y EdeSur son propiedad enteramente del gobierno; el 50% restante de las acciones está en manos del Fondo Fiduciario Empresarial del gobierno, Fondo Patrimonial de las Empresas (FONPER). EdeEste es una empresa público-privada mixta. [12]
El 86% de la capacidad de generación es de propiedad privada (excluida la autogeneración) y el 14% es de propiedad pública. La capacidad de generación se reparte entre las diferentes empresas de la siguiente manera:
Fuente : Estadísticas de la Superintendencia de Electricidad
El sistema de transmisión, que está bajo responsabilidad total de la empresa estatal ETED (Empresa de Transmisión Eléctrica), [13] consta de 940 km de líneas de circuito monolínea 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 propiedad del 50% de la tercera, EdeEste, (el 50% adicional es propiedad de Trust Company of the West (TCW), que es operada por AES Corporation , su comprador original. Las tres empresas prestan servicios a una proporción similar de el mercado [13]
Como se ha descrito, la mayor parte de la generación eléctrica en República Dominicana proviene de fuentes térmicas. Sólo el 14% de la capacidad instalada es hidroeléctrica , porcentaje que cae por debajo del 9% si 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 N° 57-07). Entre otros incentivos, esta ley establece financiamiento a tasas de interés favorables por el 75% del costo de los equipos para hogares que instalen tecnologías renovables para la autogeneración y para 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 762MW de capacidad hidroeléctrica en el periodo 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 extensa 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 de energía actual. [9]
En marzo de 2016 entró en funcionamiento la planta solar Monte Plata de 33,4 MW. El parque consta de 132.000 paneles fotovoltaicos . Fue construida por Soventix Caribbean (www.soventix.energy) y se propondrá una segunda fase compuesta por 270.000 paneles fotovoltaicos que duplicarían el tamaño de la planta a 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. Está prevista una segunda fase para duplicar la capacidad hasta los 116 MW. [16] [17] [18]
En 2021 se inauguró Girasol Solar Park y actualmente es la planta fotovoltaica más grande del país y el 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 dependiendo 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 de Yaguate, provincia de San Cristóbal, incrementó en un 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 la década de 1990, el sector eléctrico dominicano estaba en manos de la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE) , de propiedad estatal y verticalmente integrada . La operación de la empresa se caracterizó por grandes pérdidas de energía, mal cobro de facturas y deficiente operación y mantenimiento. Durante la década de 1990, el rápido crecimiento del sector eléctrico reflejó el alto crecimiento económico experimentado por el país. La demanda total de electricidad aumentó a una tasa anual del 7,5 por ciento en los años 1992-2001, mientras que el crecimiento anual del PIB fue del 5,9 por ciento. La capacidad de generación no fue suficiente para satisfacer la demanda máxima, lo que se tradujo en continuas limitaciones de suministro y apagones generalizados que duraron hasta 20 horas. A mediados de la década de 1990, 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 el CDE. El resultado de estos acuerdos, a menudo negociados y poco transparentes, fueron los altos precios de la electricidad. [2]
El gobierno, con el objetivo de resolver los problemas persistentes de la falta de capacidad instalada disponible y los constantes apagones, 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 se desagregó y el monopolio verticalmente estatal, la Corporación Dominicana de Electricidad (CDE), se dividió en varias empresas de generación. Se privatizaron EGE ( Empresa G eneradora de Electricidad ) Haina y EGE Itabo , que operaban las plantas térmicas, y se crearon y también se privatizaron tres empresas de distribución: EdeNorte ( Empresa Distribuidora de Electricidad ), EdeSur y EdeEste. [1]
En 1997 se intentó mejorar el funcionamiento del sector reforzando su reglamentación con el nombramiento de un nuevo regulador, que formaba parte del Ministerio de Comercio e Industria y, por tanto, sólo tenía una autonomía limitada.
No se promulgó un marco regulatorio integral hasta julio de 2001, con la Ley de Electricidad (Ley 125-01) aprobada durante el gobierno de Hipólito Mejía . Según esta ley, la presencia operativa del gobierno en el sector se realizaría a través de tres entidades:
Se estableció un nuevo holding, la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas (CDEE), para poseer ETED y EGEHID y eventualmente sustituir a la CDE. Inicialmente, el gobierno había tenido 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 instrumento potencial para la política sectorial. 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). También creó la Comisión Nacional de Energía (CNE) y un mercado mayorista bajo la responsabilidad de una Agencia Coordinadora. [2]
La reforma dio lugar a nuevas instalaciones de generación, que fueron construidas y financiadas por el sector privado, y a inversiones en distribución por parte de las empresas privatizadas. Gracias a las nuevas inversiones, entre finales de 2000 y mediados de 2003, la capacidad efectiva experimentó un aumento del 43%, mostrando también una mejora la red de distribución. Esto condujo a una reducción temporal de los apagones y 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 por ciento de la demanda potencial en 2002, frente al 40 por ciento en 1991. Se estima que en el mismo período, los déficits de capacidad para satisfacer la demanda no suprimida cayeron del 30 por ciento al 16 por ciento. 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 la eficiencia operativa desde su renacionalización., [1] [2]
El sector eléctrico se encuentra en una crisis sostenida desde 2002, caracterizada por pérdidas muy elevadas (tanto técnicas como comerciales) y frecuentes apagones de larga duración. Esta situación ha generado costos económicos y sociales muy altos: 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 por la generación de energía pública y privada, y una mayor inestabilidad social, incluido el aumento de las tasas de criminalidad, causada por frecuentes apagones e interrupciones en los servicios públicos básicos (por ejemplo, hospitales, clínicas y escuelas). Además, se ha disuadido 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) fue establecido por el gobierno en 2001. Inicialmente diseñado para durar dos años, se ha ampliado posteriormente a falta de una forma alternativa de abordar los problemas que aborda. Este programa tiene el objetivo de focalizar los subsidios a los pobres sobre una base geográfica e implementar apagones continuos de una manera más organizada. Los barrios más pobres de las ciudades tendrían un suministro de aproximadamente 20 horas de electricidad por día a un precio altamente subsidiado por el gobierno y la empresa de servicios públicos. Inicialmente, la PRA se consideró un éxito. Sin embargo, la crisis macroeconómica del país, los incentivos perversos incorporados en el PRA y el esquema de subsidios deficientemente focalizado han puesto en peligro la sostenibilidad del programa a mediano plazo. La ausencia de gestión de la demanda, la falta de sistemas de medición , las pérdidas sostenidas, una cultura de impago y la ausencia de incentivos para que las empresas distribuidoras solucionen los problemas técnicos, hacen urgente diseñar un nuevo sistema de subsidios y racionamiento que forme parte del un enfoque más integral para resolver los problemas del sector energético. [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 N° 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] El paso más serio para combatir el fraude se dio en 2007 con la modificación de la Ley de Electricidad. La Ley 186-07, que modifica la Ley 125-01, tipifica como delito el fraude eléctrico (conexiones ilegales, impagos, etc.), prescribiendo multas y/o penas de cárcel 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 de 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 contratos con generadores, la construcción de plantas de carbón, el desarrollo de planes de transmisión, la incorporación 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 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 varios factores: dependencia del petróleo importado, entorno institucional débil, dificultades para perseguir a los grandes morosos, altos precios originalmente negociados en acuerdos de compra de energía con los generadores, altos riesgos comerciales que enfrentan los generadores, como falta de pago o pagos retrasados. por parte de las empresas distribuidoras y/o del gobierno, bajo índice de recuperación de efectivo (CRI) y altos costos operativos en las empresas distribuidoras. [1]
La política del país de subsidios cruzados a las tarifas residenciales 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 ALC fue de US$0,115 en 2005), mientras que la tarifa industrial promedio fue de 0,230 ( el promedio ponderado de ALC fue de US$0,107 por kWh en 2005) [8] y la la tarifa comercial media llegaba a 0,290 dólares EE.UU. por kWh. [23]
Se estima que los subsidios a la electricidad superarán los mil millones de dólares en 2008, lo que corresponde a un sorprendente 3% del PIB . [24] La necesidad de subsidios ha aumentado debido al aumento de los precios del petróleo, 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 Tarifaria.
El Programa de Reducción de Apagones (PRA) está dirigido a zonas pobres. Debido a las bajas tarifas de recaudación, estos consumidores han estado recibiendo electricidad prácticamente gratis desde el inicio del programa.
A los consumidores residenciales fuera de las áreas PRA y, por lo tanto, que probablemente no se encuentren entre los más pobres, se les cobran 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 PRA entran en esta categoría. Este subsidio proviene del Fondo de Estabilización Arancelaria (FET), que fue diseñado para reducir el impacto de los altos precios del petróleo. La carga financiera en este caso se transfiere a las empresas distribuidoras, que se han visto incapaces de cubrir sus costos en un escenario de aumento de los precios del petróleo, baja eficiencia y una base limitada de clientes a los que se les podría cobrar para financiar el subsidio cruzado. Esta situación ha obligado al gobierno a proporcionar subsidios al sector mucho más altos de lo esperado, lo que a su vez se traduce en una capacidad reducida 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 acerca más a los umbrales para la electricidad residencial subsidiada que se encuentran en otros países. [1]
El sector eléctrico atrajo una cantidad importante de inversión extranjera directa (IED) tras la privatización de las principales instalaciones de generación y las empresas de distribución en 1999 y la posterior expansión de la capacidad de generación. En el período 1996-2000, el sector representó más del 28 por ciento de la IED, llegando al 37 por ciento en 2001. [1]
Como se describió anteriormente, la precaria situación del sector eléctrico en la República Dominicana no se debe principalmente a una capacidad de generación limitada. Aunque una reducción de las pérdidas puede proporcionar una forma más económica de resolver la crisis, hay planes para nuevas inversiones significativas en nueva capacidad de generación, especialmente en energía hidroeléctrica.
Las empresas privadas de generación levantan capital en el mercado. Por ejemplo, en abril de 2007, EGE Haina recaudó 175 millones de dólares en capital a través de bonos a 10 años cuya suscripción fue más de 10 veces superior. [25]
En cuanto a la energía hidroeléctrica, Egehid's 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 financiará parcialmente mediante financiación vinculada a las exportaciones del Banco Brasileño de Desarrollo BNDES, aprobada en noviembre de 2006. Los préstamos para los proyectos Palomino y Las Placetas totalizan US$ 152,5 millones, mientras que el costo total de las instalaciones se estima en US$ 512,5 millones. Anteriormente ya se había aprobado un préstamo para el proyecto Pinalito. La financiación adicional la proporcionan bancos comerciales como ABN y BNP Paribas. [26]
Hay cuellos de botella en el sistema de transmisión que es necesario abordar. El propietario del sistema, el CDE, carece de recursos financieros para mejorar la red y la legislación existente no ha permitido que otros mecanismos movilicen 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 obtenido una financiación de 284 millones de dólares EE.UU. para el período 2006-2008, y se encuentran en proceso otros 80,75 millones de dólares EE.UU. 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 de 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 Empresas del Sector Público proporcionó el marco para la privatización y reestructuración del sector eléctrico, anteriormente controlado por el monopolio verticalmente estatal 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, quien también posee 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 sustentable 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 provenientes de la producción de electricidad en comparación con otros países de la región se debe a la alta proporción de generación térmica.
Actualmente (diciembre de 2007), sólo hay un proyecto MDL registrado en el sector eléctrico de la República Dominicana, el parque eólico El Guanillo, con reducciones de emisiones estimadas de 123.916 tCO 2 e por año. [29]
Actualmente, el Banco Mundial está financiando un proyecto de asistencia técnica para el sector energético. El proyecto de 10 millones de dólares recibirá financiación del Banco por 7,3 millones de dólares en el período 2004-2009. Este proyecto tiene como objetivo: (i) fortalecer el desempeño regulatorio y de protección al consumidor del Gobierno, (ii) mejorar la formulación e implementación de políticas, (iii) diseñar la red de transmisión y el mercado mayorista de energía, (iv) aumentar la cantidad y calidad de la electricidad para los pobres, y (v) proteger el medio ambiente.
El Banco Mundial también está financiando las Reformas del Sector Eléctrico de Segunda Generación del Programa del Sector Eléctrico de la República Dominicana a través de 150 millones de dólares de financiación en el período 2005-2008. El programa del sector eléctrico, que consta de dos préstamos basados en políticas y un préstamo de inversión para 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 mediante reducir los apagones generalizados de los últimos años; establecer condiciones que permitan la sostenibilidad financiera de todas las empresas del sector operadas 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 del lado de la demanda para reducir el consumo de electricidad a través de varios proyectos de asistencia técnica aprobados entre 1996 y 2001. La rama del sector también otorgó préstamos a las empresas privadas de distribución de electricidad Ede Sur y Ede Norte en 1999. [30]
