Economía
Estabilidad de sistema eléctrico ante retos de la sobrecapacidad
El apagón general o “blackout” del 11 de noviembre de 2025 envió una alerta roja y el ocurrido el 23 de febrero de este año encendió las alarmas. El Informe por Pérdida de Tensión, del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI), estableció que hubo una combinación de factores para que llegaran a suceder estos eventos. Las vulnerabilidades quedaron al descubierto.
La información disponible establece que el primero fue “un error humano” por una desconexión de una línea aún energizada que provocó un “efecto cascada” en el sistema. El de este año comenzó con una falla monofásica a tierra en la línea a 138 kilovoltios (KV) Hainamosa -Villa Duarte, reportada por la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED). En ambos casos hubo una caída de la tensión que activaron los sistemas automáticos de protección.
A propósito de estos dos eventos ha surgido otra preocupación: el sistema eléctrico nacional parece no haber estado lo suficientemente preparado para la diversificación, aunque fue una meta planteada y promovida desde hace décadas. Todo apunta a que hoy es todo un reto gestionar la entrada de nuevas tecnologías de generación de electricidad en República Dominicana, especialmente energía solar y eólica en la proporción en que ha sucedido sin las previsiones de almacenamiento.
Los dos apagones generales no pasaron desapercibidos en el discurso de rendición de cuentas del presidente Luis Abinader el pasado 27 de febrero. Como una muestra de reconocimiento de las debilidades, el jefe de Estado anunció inversiones estratégicas en la transmisión eléctrica para reforzar su extensión y seguridad, con el apoyo de compañías internacionales especializadas. El objetivo lo dejó claro: garantizar un sistema cada vez más estable, seguro y confiable.
“Las fallas ocurridas en el sistema son inaceptables. Nos preocupan y nos ocupan. Por eso, en el sistema de transmisión estamos haciendo inversiones importantes tanto en su extensión como en su seguridad. Hemos contratado compañías internacionales especializadas que nos están asesorando para aumentar la seguridad y estabilidad de un sistema cada vez más diverso y complejo”, expresó el Presidente.
Al detallar la entrada de nueva generación, Abinader explicó que en 2025 se incorporaron 1,138 megavatios al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) mediante 16 proyectos estratégicos, con una inversión privada superior a US$1,500 millones. Un detalle que destacó es que el 58% de esa nueva capacidad, 697 megavatios, provino de energías renovables, principalmente solar y eólica, mientras que 438 megavatios correspondieron a generación térmica eficiente, en gran medida a gas natural.
El mandatario detalló que la capacidad instalada pasó de 4,921 megavatios en 2020 a 7,120 megavatios en 2025, lo que representa un crecimiento cercano al 45%. La capacidad solar y eólica se cuadruplicó, superando los 2,000 megavatios y elevando su participación del 11% al 29% del total instalado.
El aumento de la capacidad instalada no aparece entre las preocupaciones del sector, sino la proporción en que ha sucedido con las energías renovables en este proceso de ampliación, especialmente solar y eólica. El tema está en la agenda y en las conversaciones de expertos e instituciones relacionadas.
El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, está entre los funcionarios que reconocen que hay retos importantes que superar el sector. Lo admitió a propósito de la publicación de la “Norma complementaria para la inclusión de almacenamiento con baterías para proyectos de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables variables, y condiciones para tramitar las concesiones en el régimen especial”.
Observa que la integración masiva de nuevos proyectos durante 2021 y 2022 han copado a futuro la capacidad de estabilidad del sistema eléctrico, proyectando grandes fluctuaciones de frecuencia y voltaje en algunas zonas del sistema.
El documento de la CNE indica que, en cumplimiento de la Ley General de Electricidad, fueron emitidas las resoluciones administrativas CNE-AD-0003-2023 sobre la declaración de necesidad del uso de almacenamiento para integración de nuevos proyectos de energía renovable y CNE-AD-0004-2023 sobre los requisitos en el trámite administrativo.
Según la institución, esta propuesta de almacenamiento para el servicio de arbitraje o “peak saving” para nuevos proyectos renovables de capacidad considerable, promete una mayor estabilidad de frecuencia, voltaje, amortiguamiento de las rampas, como garantía de continuidad en el servicio.
De acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas (MEM), la matriz de capacidad nominal instalada creció en 1,806 megavatios en los últimos 12 meses, de los cuales 598, un 55.1%, fue energía renovable. Sin embargo, y es lo que genera mayor preocupación por su impacto en la estabilidad de frecuencia y voltaje, es que un 91.6% de esa energía es fotovoltaica, es decir, 548 megavatios. Su participación pasó de un 17%, en febrero de 2025, a un 22% en igual mes de este 2026, pues aumentó de 1,033 megavatios a 1,581 megavatios.
El “curtailment”
En este contexto de ampliación de la capacidad instalada, uno de los puntos a considerar en la estrategia del Estado, entra otro elemento que ha preocupado a los inversionistas. Se trata de la limitación intencional de despacho de energía generada en los parques solares y eólicos o, como se conoce en inglés, el “curtailment”, una decisión adoptada por las autoridades por los episodios de inestabilidad asociados al origen de esta energía.
Todo apunta a que esta decisión oficial pone presión financiera sobre los proyectos en operación, pues la falta de batería o almacenamiento de baterías ha obligado a las autoridades a tomar decisiones que afectan, incluso, su flujo de caja y sus compromisos con los acreedores o inversionistas.
La CNE emitió, en julio de 2024, la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial que integren sistemas de almacenamiento (BESS), a partir de fuentes de energías renovables variables (ERV) que ostenta como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas iguales o superiores a 20 megavatios en corriente alterna (MWac), cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías, de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.
Admisión
A mediados de marzo de este año, en un encuentro organizado por la Cámara Oficial de Comercio de España en la República Dominicana (CamacoesRD), el ministro de Energía y Minas, Joel Santos, reconoció el reto que tiene el sistema con el vertimiento de energía renovable (curtailment). Se trata de un proceso que consiste en botar la energía, es decir, no aprovecharla, por la decisión de limitar el despacho desde esos parques de energía renovable.
El funcionario prevé que esta situación mejorará a partir de abril. Explicó que un conjunto de factores, como la entrada de nuevas plantas de generación al mismo de energía renovable y los cortes diurnos de las distribuidoras, ha ocasionado un vertimiento de energía más allá de lo esperado.
En noviembre de 2025 la empresa AES inauguró el primer sistema de almacenamiento de energía con capacidad de 7.5 megavatios y una inversión de RD$500 millones, alrededor de US$8 millones en el complejo Itabo.
“La inauguración del sistema de almacenamiento de energía en el complejo energético Itabo. Hoy no sólo inauguramos una obra de ingeniería, sino una nueva etapa en la modernización y sostenibilidad del sistema eléctrico nacional”, afirmó Santos al pronunciar un discurso en el acto en que se puso en funcionamiento la obra.
Para Gustavo García presidente del consejo de administración de EgeItabo, la inauguración del sistema de baterías constituye un paso decisivo hacia la nueva era de almacenamiento energético en República Dominicana.
¿El problema?
Para el experto en energía y desarrollo de proyectos, Roberto Herrera, el problema fundamental no es la generación renovable en sí, sino la falta de flexibilidad del sistema para integrarla adecuadamente. “Hoy el desafío ya no es generar energía renovable, sino tener un sistema eléctrico capaz de integrarla de forma confiable”, afirma.
Explica que en República Dominicana se ha incorporado una cantidad importante de generación solar y eólica sin que al mismo ritmo se desarrollaran soluciones como almacenamiento, servicios auxiliares o refuerzos en la red.
Herrera está entre quienes admiten que esta nueva realidad introduce mayor variabilidad en la operación del sistema, que requiere balance en tiempo real y estabilidad en frecuencia y voltaje.
Para Herrera, la solución es avanzar hacia un sistema más flexible: incorporar almacenamiento con baterías, fortalecer la red, desarrollar mercados de servicios auxiliares y complementar con generación firme que permita integrar renovables de forma segura. Además, apuesta a soluciones de mayor escala como el almacenamiento hidráulico por bombeo, que permiten gestionar mejor la variabilidad de las renovables.
Sugiere, entre otras opciones, incorporar herramientas como una mayor gestión de la demanda, mejores sistemas de pronóstico y esquemas operativos que aporten mayor flexibilidad al sistema.
Apoya que, a mediano plazo, se incluyan tecnologías como los reactores modulares pequeños, pues ya están entrando en la conversación como una fuente de energía firme y libres de emisiones directas.
Sobre el porqué de la decisión de “curtailment”, Herrera lo ve desde el punto de vista de que el operador del sistema tiene la responsabilidad de garantizar la estabilidad y seguridad del suministro eléctrico en todo momento.
“En ausencia de suficiente flexibilidad, medidas como el control de generación (en inglés curtailment) en determinados momentos son necesarias para evitar riesgos operativos”, afirma Herrera.
El ejecutivo considera que no es una decisión en contra de las energías renovables, sino una medida para proteger el sistema mientras se avanza en soluciones estructurales. Refiere que el país ya está avanzando en esa dirección con licitaciones para incorporar cerca de 1,600 MW de generación a gas natural que aportarán mayor firmeza y respaldo.
Afectados
De hecho, el “curtailment” ha generado preocupación en firmas como Altio, una de las sociedades administradoras de fondos de inversión líderes de República Dominicana. Su portafolio incluye, entre otros, sectores como energía y turismo. La entidad reconoce que el sector de energía renovable en el país ha experimentado un crecimiento sostenido en los últimos años, impulsado por un marco regulatorio que ha fomentado activamente la participación de inversionistas locales e internacionales.
Altio afirma que este desarrollo ha permitido la estructuración de proyectos respaldados por financiamiento de entidades bancarias, agencias multilaterales y el mercado de valores, bajo supuestos de estabilidad normativa y previsibilidad en los ingresos.
Sin embargo, considera que la emisión de la Resolución SIE-118-2024 por parte de la Superintendencia de Electricidad, sin un período de transición o preaviso suficiente, introduce un elemento de incertidumbre relevante dentro del mercado regulatorio y jurídico del país.
“Esta medida impacta la credibilidad del clima de inversión, al alterar condiciones clave bajo las cuales múltiples proyectos en operación fueron estructurados y financiados”, afirma Ileana Hernández, gerente senior de Estructuración y Análisis de la empresa Altio.
En particular, sostiene, esta nueva imposición regulatoria ha intensificado las restricciones operativas asociadas al curtailment, limitando la capacidad de despacho de energía renovable. Como consecuencia, refiere, se han visto afectados los niveles de ingresos y de flujos de caja esperados, exponiendo a promotores y financistas a un escenario de potencial incumplimiento de sus obligaciones financieras, incluyendo el servicio de deuda y los pactos o acuerdos establecidos.
De forma general, ejemplifica que un proyecto estándar de 50 megavatios (MW) representa una inversión aproximada superior a los US$51 millones, estructurada bajo expectativas de rentabilidad en el rango de 11% a 13% en dólares estadounidenses. No obstante, índice, bajo las condiciones actuales, y de prolongarse esta situación, la rentabilidad efectiva podría reducirse entre 3 y 6 puntos porcentuales, modificando el perfil de inversión desde uno atractivo y competitivo en moneda extranjera hacia uno de carácter marginal, considerando los riesgos y complejidades inherentes a este tipo de proyectos.
Hernández explica que, en este contexto, su portafolio, compuesto por tres parques de generación renovable en distintas regiones del país, refleja de manera clara estos efectos. Explica que, durante los últimos 13 meses, el desempeño agregado ha sido consistente en términos de generación. Sin embargo, señala que ha estado crecientemente condicionado por el “curtailment”, el cual ha mostrado una tendencia ascendente en los últimos 12 meses, pasando de niveles cercanos al 6% a un rango estimado entre 31% y 40%.
“Este comportamiento evidencia un impacto estructural más profundo, reflejado en pérdidas acumuladas superiores a US$3 millones y más de 28 GWh de energía no comercializada”, explica.
Según la gerente senior de Estructuración y Análisis de Altio, la persistencia de estas condiciones limita la capacidad de los activos para absorber shocks macroeconómicos, operativos o regulatorios, cada vez más recurrentes en su entorno.
La firma GP Capital Partners es un grupo con inversiones en 10 parques solares en el país. Su representante, Gustavo Vergara, reveló que el año pasado perdieron más de US$5 millones en los diferentes proyectos y que este año, en los primeros dos meses, la cifra alcanzó los US$4 millones. No especifica si se trata de pérdidas o una disminución de los ingresos netos o ganancias.
“Generamos la energía y se nos manda a limitar la potencia. Tienes una planta que puede despachar a 100, pero se te ordena que solo despaches a 80, entonces hay 20 que dejas de vender”, explicó Vergara, según reseñas en diversos medios de comunicación.
Reveló que la situación ha provocado que tengan que acudir a sus acreedores para notificarles la problemática financiera por la que atraviesan, señalando que los flujos de caja de los proyectos no están permitiendo extender el servicio de la deuda.
El ejecutivo no especificó si la decisión de despachar menos energía está amparada en el contrato de generación o si se se trata de una violación contractual que pueda ser demandable.
OC-SENI identifica mejoras operativas
El Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI) anunció mejoras operativas y correctivos en el sistema, al tiempo que acelerará los procesos orientados a fortalecer la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional.
Como resultado del análisis técnico, el informe establece la aceleración de un conjunto de acciones correctivas y mejoras operativas que ya se encuentran en ejecución o en proceso de implementación por parte de los distintos agentes del sistema.
Entre las principales medidas se incluyen la verificación y ajuste de sistemas de protección en líneas de transmisión, instalación de protecciones diferenciales de barras en subestaciones, así como la optimización de controles operativos en algunas unidades de generación para garantizar una respuesta más robusta ante variaciones del sistema.
Asimismo, se continuará acelerando el programa nacional de modernización de protección y operación de subestaciones en esquema de doble barra, un proceso que se ejecuta desde hace dos años y que busca aumentar la resiliencia del sistema eléctrico ante contingencias.
El informe también recomienda aprovechar tecnologías emergentes, como sistemas de almacenamiento de energía con baterías, para apoyar los servicios auxiliares del sistema, particularmente en la regulación de frecuencia y en los procesos de recuperación del sistema en escenarios de contingencia.
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