Telemedición, rehabilitación de circuitos y subestaciones nuevas forman parte de la estrategia trazada para alcanzar estabilidad y calidad del servicio; gerentes abordan el tema
Las empresas distribuidoras de electricidad (EDE) mantienen en marcha una ofensiva simultánea para reducir pérdidas, modernizar redes, ampliar la capacidad de subestaciones y mejorar la calidad del servicio en distintas regiones del país, en medio de un proceso de reorganización administrativa y financiera que busca estabilizar el sistema de distribución eléctrica.
Las acciones incluyen inversiones en telemedición, rehabilitación de circuitos, instalación de totalizadores, ampliación de subestaciones y nuevos proyectos para aliviar sobrecargas en zonas críticas, especialmente en áreas donde el crecimiento de la demanda y el deterioro histórico de las redes han presionado la operación del sistema.
Los principales ejecutivos de las distribuidoras coincidieron en que el mayor reto sigue siendo la reducción de pérdidas eléctricas, aunque sostuvieron que las intervenciones en curso ya muestran resultados en algunos territorios y circuitos específicos.
Los planteamientos fueron expuestos en la Entrevista Especial de elCaribe y CDN, en la que participaron Celso Marranzini, presidente del Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED); Gustavo Martínez, gerente general de Edenorte; José Luis Actis, gerente general de Edesur, y Emilio Contreras, gerente general de Edeeste.
Una mirada a cada una
En el caso de Edenorte, Gustavo Martínez explicó que la empresa abarca las 14 provincias de la región norte, desde Montecristi y Dajabón hasta Samaná, con aproximadamente un millón 300 mil clientes.
Indicó que cerca de 700 mil usuarios ya están telemedidos y que las tres distribuidoras trabajan actualmente en un proceso de migración hacia la red móvil, como parte de la estrategia de monitoreo y control de consumo. “Nos permite un mejor monitoreo de lo que está pasando con el cliente”, sostuvo Martínez al explicar el alcance de la telemedición. Precisó que las pérdidas de Edenorte rondan actualmente el 25.5 %, mientras las cobranzas promedio alcanzan alrededor de 4,000 millones de pesos mensuales.
La empresa, según detalló, se divide en cinco grandes sectores operativos, teniendo a Santiago como núcleo principal y distribuyendo otras áreas entre la frontera, Puerto Plata y el noroeste.
Martínez afirmó que el enfoque prioritario de la empresa está concentrado en el combate de las pérdidas eléctricas, problema que definió como “el talón de Aquiles” de la distribuidora.
Explicó que Edenorte ha apostado al uso de totalizadores en centros de transformación para comparar la energía entregada con la realmente facturada a los clientes conectados aguas abajo.
“Si yo entregué 100 a los clientes por debajo de ese totalizador, tengo que facturar 100 o algo muy parecido”, señaló.
A modo de ejemplo, explicó que un proyecto iniciado en octubre del año pasado logró reducir pérdidas de alrededor de 30 % a cerca de 15 % en los totalizadores intervenidos hasta abril de este año.
Según explicó, eso representa una reducción cercana a la mitad de las pérdidas en esos puntos específicos.
El gerente de Edenorte también se refirió a los desafíos operativos derivados de la extensión territorial de la empresa, señalando que la distribuidora debe garantizar mantenimiento y servicio en una amplia zona geográfica.
Añadió que el incremento de las temperaturas a partir de mayo representa una presión adicional sobre el sistema, especialmente durante junio, julio, agosto y septiembre, meses de mayor demanda energética en la región norte.
Entre los puntos críticos mencionó el caso de Bajo Yuna, zona que posee más de 200 kilómetros de redes eléctricas y donde las limitaciones de voltaje afectan incluso el funcionamiento de los medidores.
Explicó que allí se construye una nueva subestación en Arenoso, tomando en cuenta incluso las condiciones de inundación que afectan esa comunidad.
El objetivo es evitar que Bajo Yuna enfrente durante este verano las situaciones registradas el año pasado. Reconoció, sin embargo, que una red de más de 200 kilómetros no puede resolverse “de manera puntual” y que las mejoras requerirán un proceso gradual de reconducción y fortalecimiento de circuitos.
También citó el caso de Maimón, cuya subestación presenta sobrecarga desde hace años. Indicó que la empresa trabaja en una alimentación adicional desde la zona de Las Lagunas para aliviar tanto a Maimón como a las comunidades cercanas.
“Lo que al final del día la población necesita es estabilidad en su servicio”, expresó. Consultado sobre la facturación por estimación, Martínez explicó que el 94 % de los usuarios de Edenorte recibe facturación mediante medidores, mientras el 6 % permanece bajo conexión directa. Según indicó, muchos de esos casos se deben a deficiencias de voltaje o al deterioro de redes que todavía no han podido ser rehabilitadas.
Edesur y sus clientes… veamos
José Luis Actis, gerente general de Edesur, explicó que la concesión de la empresa abarca desde la avenida Máximo Gómez, en el Distrito Nacional, hacia el oeste, incluyendo Santo Domingo Oeste, Los Alcarrizos, Pedro Brand y todas las provincias del sur hasta la frontera. Indicó que Edesur cuenta con alrededor de 800 mil clientes y que menos del 10 % todavía utiliza medición convencional.
La meta, según dijo, es que todos los usuarios estén telemedidos antes de finalizar 2027. Actis sostuvo que la telemedición evita desplazamientos innecesarios de brigadas y reduce interacciones conflictivas durante el proceso de lectura y facturación.
Además, destacó la capacidad de los sistemas tecnológicos para detectar cambios abruptos de consumo y posibles fraudes eléctricos. Al describir la operación de Edesur, afirmó que la empresa funciona prácticamente como “dos empresas en una”. Y explicó que la parte correspondiente al Distrito Nacional representa aproximadamente la mitad de los ingresos totales de la distribuidora, con recaudaciones cercanas a 4,000 millones de pesos mensuales.
En esa zona, indicó, las pérdidas eléctricas oscilan entre 10 % y 11 %, gracias a mejores redes y mayor nivel tecnológico.
Sin embargo, explicó que la situación cambia gradualmente a medida que se avanza hacia el sur profundo y las zonas fronterizas, donde las redes presentan mayores limitaciones y las pérdidas aumentan significativamente.
Actis recordó que durante décadas hubo escasa inversión en infraestructura eléctrica en provincias del sur y que muchos municipios reclaman actualmente obras de electrificación pendientes desde hace décadas. Indicó que la estrategia de Edesur se basa en un amplio programa de recuperación de polígonos, que consiste en rehabilitar o reconstruir redes completas en distintas comunidades.
Según explicó, esas intervenciones permiten regularizar clientes, instalar medición, facturar adecuadamente y mejorar la calidad del servicio. El funcionario de Edesur detalló que, con apoyo del Banco Mundial, Edesur rehabilitará las redes de la zona norte de San Cristóbal y que, con financiamiento de la CAF, hará lo mismo en la parte norte de Baní.
Además, aseguró que la empresa desarrolla proyectos similares con recursos propios en varias provincias del sur. Otro de los problemas señalados por Actis fue el deterioro del alumbrado público. Explicó que juntas de vecinos y alcaldes reclaman constantemente la gran cantidad de lámparas apagadas acumuladas durante años sin reposición.
“Muchas lámparas apagadas, por mucho tiempo se fue acumulando”, indicó.
Los telemedidos de Edeeste
En el caso de Edeeste, Emilio Contreras explicó que la empresa cubre desde la acera este de la avenida Máximo Gómez hasta toda la región este del país, incluyendo Monte Plata, La Altagracia y gran parte de Santo Domingo.
Precisó que la distribuidora posee unos 913 mil clientes, de los cuales alrededor de 400 mil están telemedidos.
Añadió que otros 40 mil clientes permanecen bajo concepto de pago específico. Contreras explicó que Edeeste también impulsa un modelo de gestión basado en totalizadores y automatización de procesos para monitorear la energía entregada y compararla con la energía facturada. “Poder detectar de forma oportuna cualquier desviación para poder entonces corregirlo”, indicó.
Según explicó, la empresa trabaja actualmente sobre dos grandes frentes: mejorar la calidad del servicio y reducir pérdidas. Al cierre del mes pasado, Edeeste registraba pérdidas de 55.90 %, frente al 56.13% reportado en enero.
Aunque reconoció que sigue siendo el principal desafío de la empresa, sostuvo que la tendencia muestra señales de estabilización hacia la baja.
Indicó además que un punto porcentual de pérdidas en Edeeste representa alrededor de 70 millones de kilovatios hora anuales. Reducir un punto, agregó, requiere más de 95 mil actuaciones físicas, brigadas en terreno y una inversión cercana a 20 millones de dólares.
En cuanto a calidad del servicio, Contreras señaló que la empresa mantiene actualmente 27 frentes de trabajo para poner en operación nuevos circuitos y descargar redes existentes.
El plan contempla intervenir 55 proyectos este año y otros 22 adicionales para evitar problemas de sobrecarga en 2027.
Las intervenciones se concentran principalmente en el Gran Santo Domingo, Boca Chica, Higüey, San Pedro de Macorís, La Romana, Monte Plata y Hato Mayor.
A eso se suman trabajos de repotenciación de nueve subestaciones, mediante la incorporación de nuevos transformadores de potencia. Contreras indicó que Edeeste espera recibir nueve transformadores equivalentes a 450 megavatios de capacidad adicional para reforzar las subestaciones más críticas.
Los planteamientos de Celso
Durante la entrevista, el presidente del CUED, Celso Marranzini, sostuvo que uno de los avances más importantes ha sido el proceso de organización financiera y administrativa de las distribuidoras.
Recordó que cuando asumió funciones encontró que los últimos estados financieros auditados correspondían al año 2016. Las empresas ya poseen auditorías hasta 2021 y la meta es completar 2022 y 2023 entre junio y julio, finalizar 2024 antes de concluir este año y tener listos los ejercicios de 2025 y 2026 durante 2027.
“Yo creo que la primera mejora ha sido la de organizar las empresas”, expresó.
Celso Marranzini sostuvo que muchas veces el análisis público se concentra únicamente en el nivel de pérdidas sin tomar en cuenta la necesidad de fortalecer previamente procesos administrativos, técnicos y operativos. También criticó la inestabilidad gerencial que históricamente ha afectado al sector eléctrico estatal.
Puso como ejemplo el caso de Edeeste, donde, según explicó, hubo seis gerentes en seis años. En contraste, Edenorte y Edesur tuvieron apenas dos administraciones en ese período. “Usted no puede pretender tener un sistema de distribución estable cuando los gerentes cambian cada cuatro años”, afirmó.
Rotación constante no resulta saludable
Desde la óptica de Celso Marranzini, la rotación constante de personal técnico y administrativo ha impedido consolidar mejoras sostenibles en las distribuidoras.“Cada vez que viene un gobierno, a veces hasta del mismo partido, se cambia hasta el paletero de la esquina”, expresó.
El presidente del CUED defendió la continuidad de los actuales administradores y aseguró que se trata de “tres administradores excelentes”. Recordó que cuando salió de la antigua Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales en 2012 dejó auditados los estados financieros de 2011 y que posteriormente las auditorías no se hicieron hasta 2016. Otro de los temas abordados durante el encuentro fue el manejo ambiental de Punta Catalina. Celso Marranzini aseguró que la planta opera bajo uno de los sistemas de control de emisiones más avanzados del sector.
