República Dominicana superó por primera vez los 4000 MW de demanda eléctrica, un umbral que obliga a acelerar la incorporación de nueva capacidad firme, renovables, sistemas BESS y redes de transmisión.
El máximo de 4077,97 MW registrado en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) refleja una transformación estructural del consumo, aunque las altas temperaturas hayan determinado el momento exacto del récord.
La demanda pasó de 2680 MW en 2019 a más de 4000 MW en 2026, equivalente a un crecimiento del 52% en seis años. Para Fares Jamatte, gerente de Regulación de AES Dominicana, la evolución excede ampliamente el impacto de una ola de calor aislada.
“Pensaría que es principalmente estructural, con un empujón puntual de la ola de calor que determinó el momento de este pico”, manifestó Jamatte en diálogo con Energía Estratégica.
El directivo estimó que el registro podría no representar todavía el mayor valor del año. Las temperaturas elevadas incrementan simultáneamente el uso de equipos de refrigeración, pero ese efecto se produce sobre una base de consumo que ya avanza de forma sostenida.
“Sin esa base estructural en expansión, un día de calor no alcanzaría para un récord histórico”, sostuvo el gerente de Regulación de AES Dominicana.
La evolución coincide con el objetivo del Gobierno de duplicar el tamaño de la economía dominicana hacia 2036, impulsado por sectores como turismo, zonas francas, logística, industria y tecnología. El crecimiento de esas actividades requerirá un abastecimiento eléctrico cada vez mayor, estable y competitivo.
La planificación oficial ya contempla Energas 4, la conversión de SIBA Energy a ciclo combinado y la futura entrada de Manzanillo Power Land, junto con nuevos proyectos renovables acompañados por baterías. Esa respuesta muestra que el sistema se prepara para atender un nivel permanente de consumo más elevado.
“Eso es planificación para un piso de demanda más alto, no para un pico aislado”, enfatizó Jamatte.
Los costos revelan la tensión del sistema
El avance de la demanda ya se refleja en la operación económica del SENI. La potencia de punta aumentó de 2890,9 MW en 2022 a 3618,4 MW en 2025, lo que representa 727,5 MW adicionales en tres años y un promedio cercano a 242 MW por ejercicio.
El costo marginal subió de US$93,2/MWh en diciembre de 2025 a US$155,5/MWh en junio de 2026, un incremento del 67% en seis meses. Durante ese período, la temperatura media pasó de 25 °C a 28 °C y mostró una correlación aproximada de 0,87 con la evolución de los costos.
Entre abril y junio de 2026, los valores se ubicaron entre US$28 y US$49/MWh por encima de los mismos meses de 2025, aun con temperaturas semejantes. La diferencia señala que la base de consumo aumentó más rápido que la oferta eficiente disponible.
Cuando la demanda crece, el despacho debe incorporar unidades progresivamente más caras para cubrir la punta. En el sistema dominicano, ese recorrido suele terminar en centrales a fuel oil, que pasan a definir el precio marginal con mayor frecuencia.
“Cuando la demanda sube, el sistema tiene que recorrer el orden de mérito hacia unidades cada vez más caras para cubrir el pico —normalmente fuel oil—”, explicó el ejecutivo.
Durante el primer semestre de 2026, el fuel oil representó 14,8% de los 12863 GWh abastecidos al SENI, mientras el gas natural aportó 39,6%. Esa exposición mantiene una parte relevante del sistema vinculada a la volatilidad de los mercados internacionales de combustibles.
La tecnología que entrega el último MWh necesario para atender el consumo determina el costo marginal de cada período. Por eso, una mayor utilización de plantas a fuel oil puede elevar con rapidez el valor de la electricidad, aunque esas unidades no concentren la mayor participación dentro de la matriz.
“El salto de junio no fue ‘el gas se encareció’, fue que el fuel oil pasó a fijar el margen con más frecuencia justo en el mes de mayor estrés del sistema”, precisó Jamatte.
La disponibilidad de las centrales eficientes también modifica el resultado. Durante la primera mitad de mayo, el costo marginal promedió US$154/MWh, mientras que en la segunda quincena descendió a US$133/MWh.
La variación coincidió con el mantenimiento de una de las principales centrales de carbón del SENI. Su indisponibilidad obligó a utilizar generación de mayor costo hasta que la unidad regresó a operación.
El diferencial intradiario refuerza la señal económica. En junio, el costo se acercó a US$95/MWh durante el mediodía solar y superó US$200/MWh alrededor de las 23 horas, cuando disminuye la producción fotovoltaica y la demanda todavía permanece elevada.
La brecha superior a US$100/MWh entre las horas solares y la noche abre una oportunidad concreta para los sistemas de almacenamiento, capaces de desplazar energía desde los períodos de menor costo hacia los momentos de mayor exigencia.
La primera licitación BESS quedó corta frente al mercado
La licitación EDES-LPI-01-2025 confirmó la incorporación del almacenamiento como requisito obligatorio para los nuevos proyectos renovables de República Dominicana. El proceso buscaba contratar 600 MW y recibió ofertas por 1655 MWp, una respuesta que evidenció un elevado interés de los desarrolladores.
Las Empresas Distribuidoras de Electricidad adjudicaron finalmente 325,69 MW de nueva capacidad renovable, acompañada por sistemas BESS equivalentes al 50% de la potencia contratada.
El resto del volumen quedó sin asignar porque las propuestas superaron los parámetros económicos establecidos. La sobreoferta, sin embargo, mostró que el principal límite no estuvo en la disponibilidad de proyectos, sino en el alcance y la configuración del proceso competitivo.
“Los 325,69 MW son un avance real, pero una fracción de ese esfuerzo total”, advirtió el gerente de Regulación de AES Dominicana.
El Ministerio de Energía y Minas calcula que el sistema necesitará entre 250 y 400 MW adicionales de BESS hacia 2028 para garantizar estabilidad y mejorar el aprovechamiento de la generación renovable.
A esa necesidad se suman una nueva licitación por 300 MW de generación y una convocatoria específica para incorporar 200 MW de baterías en parques solares existentes.
Este último proceso permitiría integrar almacenamiento en activos operativos, reducir vertimientos y reforzar la entrega durante las horas nocturnas, sin depender exclusivamente de nuevos desarrollos greenfield.
Jamatte consideró que las baterías deben mantener y ampliar su protagonismo en las próximas convocatorias. La tecnología comienza a adquirir valor propio dentro del sistema, más allá de su asociación con una central fotovoltaica.
“No hay escasez de oferta de proyectos con almacenamiento, hay margen de sobra para que el regulador no tenga temor a que falten interesados”, planteó el ejecutivo.
Los precios adjudicados, ubicados entre 10,60 y 10,90 centavos de dólar por kWh, también respaldan la competitividad del esquema. Las ofertas se situaron por debajo del costo promedio de compra señalado por el entrevistado, de 15 a 16 centavos, y de los 20 a 28 centavos vinculados a generación con fuel oil.
El costo de las baterías equivale hoy a cerca de un tercio del nivel registrado cuatro años atrás, según explicó el directivo. Esa reducción amplía el margen para elevar los requisitos técnicos y contratar mayores volúmenes sin deteriorar necesariamente la competencia.
La Comisión Nacional de Energía estimó, además, que el país requerirá alrededor de US$5000 millones durante los próximos cuatro años para alcanzar una participación renovable del 30% en 2030.
Ajustes regulatorios para la próxima etapa
La primera licitación también dejó enseñanzas para el diseño de las futuras convocatorias. El esquema de “hasta 600 MW” subestimó el apetito del mercado y la velocidad de expansión del consumo eléctrico.
Cerca de 900 MW de proyectos técnicamente habilitados quedaron fuera por precio, mientras las autoridades ya preparan una licitación complementaria por 300 MW. La cercanía entre ambos procesos confirma que el volumen original resultó insuficiente frente a las necesidades del SENI.
Uno de los aspectos a revisar es el mecanismo de asignación. La fórmula reducía progresivamente la capacidad máxima efectiva adjudicable a medida que el precio ofertado se aproximaba al costo máximo admisible.
El diseño produjo una elevada disponibilidad técnica con una contratación final limitada, al dejar más de 1000 MW de proyectos calificados sin PPA. Al menos 248 MW habrían quedado fuera por una diferencia de 0,85 centavos de dólar por kWh.
El segundo punto se relaciona con los incentivos de la Ley 57-07. Bajo las resoluciones vigentes, un sistema BESS accede a esos beneficios cuando permanece estrechamente vinculado a un parque renovable y carga exclusivamente desde esa instalación.
La exigencia restringe la posibilidad de absorber electricidad de la red y prestar servicios adicionales, como arbitraje, regulación de frecuencia, respaldo de potencia, alivio de congestiones o apoyo a la estabilidad.
A medida que aumente la penetración del almacenamiento, el marco regulatorio deberá reconocer y remunerar las distintas funciones de las baterías, sin limitar su papel al respaldo de una central fotovoltaica específica.
Durante Future Energy Summit Caribe, las autoridades anticiparon más de 800 MWh de almacenamiento en próximos procesos competitivos y una proyección cercana a 2000 MW de BESS durante los siguientes años.
Desarrolladores, fabricantes y entidades financieras coincidieron en que la siguiente etapa deberá crear mecanismos comerciales para monetizar los servicios sistémicos de las baterías. Esa definición será determinante para diversificar los modelos de negocio y sostener nuevas inversiones.
Confiabilidad: el almacenamiento no alcanza por sí solo
El crecimiento de la demanda avanza junto con un debate más amplio sobre la resiliencia del SENI. El apagón originado tras una falla en Punta Catalina volvió a exponer la necesidad de diversificar la matriz, modernizar la transmisión y reducir el riesgo de interrupciones de alcance nacional.
Jamatte identificó cuatro frentes complementarios: expansión de redes, eficiencia energética, señales de precio y gestión activa de la demanda.
La incorporación de nueva generación debe ir acompañada de más capacidad de transporte y una red mallada, con mayor cantidad de interconexiones y rutas alternativas entre nodos.
“Sin esa expansión, cualquier MW nuevo de generación pierde parte de su valor”, señaló el ejecutivo.
Una infraestructura más robusta permitiría evacuar la producción desde los puntos de generación hacia los principales centros de consumo, aumentar la redundancia y administrar con mayor precisión las variaciones de las centrales renovables.
El directivo aclaró que los vertimientos registrados actualmente no siempre responden a congestiones de transmisión. En algunos casos, se producen por requerimientos de seguridad operativa, regulación de frecuencia e inercia.
La respuesta requiere combinar almacenamiento con una topología de red más resistente, generación flexible y recursos capaces de aportar estabilidad.
La eficiencia energética constituye el segundo frente, especialmente en climatización. El uso simultáneo de equipos de aire acondicionado durante las olas de calor amplifica la punta y obliga a disponer de capacidad que puede ser utilizada durante pocas horas al año.
“La energía más barata siempre es la que no se consume”, resumió Jamatte.
Estándares más exigentes para equipos de refrigeración, programas de sustitución tecnológica y campañas de uso racional permitirían moderar la demanda máxima y reducir la necesidad de responder siempre mediante nueva oferta.
El tercer eje consiste en recuperar señales económicas que reflejen el costo real del suministro. Según los datos aportados por el entrevistado, la tarifa permanece congelada desde junio de 2022, mientras el Fondo de Estabilización de la Tarifa Eléctrica acumuló US$313,2 millones entre enero y abril de 2026.
Las pérdidas del sistema, por su parte, se ubican en 37,1% y limitan la capacidad financiera de las distribuidoras para invertir en redes, digitalización y almacenamiento.
Cuando la tarifa no refleja el costo de abastecimiento, disminuyen los incentivos para reducir o trasladar el consumo durante los períodos más caros.
El cuarto componente es la respuesta de demanda. Estos programas podrían incentivar a grandes consumidores industriales y comerciales a reducir o desplazar su carga durante las horas críticas de la noche.
“Si el almacenamiento traslada energía barata hacia el pico, la gestión de demanda reduce directamente el tamaño de ese pico”, explicó el gerente de Regulación de AES Dominicana.
La herramienta puede aportar flexibilidad a un costo inferior al de construir nueva capacidad y funcionar como complemento directo de los sistemas BESS.
Un 2027 ajustado y condicionado por los cronogramas
El escenario de corto plazo anticipa una mayor exigencia operativa antes de una eventual moderación. El Programa de Largo Plazo 2027-2030 del Organismo Coordinador proyecta un crecimiento de la demanda de 8,53% en 2027 y un promedio anual de 5,07% entre 2028 y 2030.
Bajo estas previsiones, la demanda máxima pasaría de aproximadamente 3950 MW en 2027 a 4580 MW en 2030.
El período más ajustado sería marzo de 2027, cuando el margen de reserva descendería a 18,09%. Entre 2028 y 2030, el indicador mejoraría a niveles superiores al 22% y podría alcanzar 27%.
“El escenario base es de tensión creciente antes de que empiece a aliviarse, no una mejora inmediata”, anticipó Jamatte.
El Organismo Coordinador no proyecta energía no suministrada en los escenarios analizados. Esa conclusión depende de que los proyectos de generación y almacenamiento entren en las fechas comprometidas.
El cronograma contempla un primer bloque de 460 MW en abril de 2027, otros 400 MW hacia finales de ese año y 400 MW adicionales en febrero de 2028.
La entrada oportuna de esa capacidad permitiría reducir el uso de centrales más caras. El ciclo combinado a gas pasaría de cubrir 36,6% de la generación en 2027 a 47,6% en 2030, con una menor participación marginal del carbón y el fuel oil.
Ese cambio moderaría los costos desde 2028, aunque el escenario oficial permanece condicionado por el cumplimiento de los plazos. Cada demora prolongaría el uso de unidades de mayor costo y mantendría la presión económica y operativa sobre el SENI.
La experiencia de proyectos anteriores, entre ellos la primera licitación de Manzanillo, mostró que los cronogramas técnicos no siempre se traducen de forma lineal en capacidad disponible.
“Cada mes de demora en la entrada de nueva capacidad prolongará el estrés operativo del sistema y nos obligará a convivir con costos de generación elevados por más tiempo de lo proyectado”, concluyó Jamatte.
El máximo de 4077,97 MW marca un nuevo punto de partida para el sector eléctrico dominicano. La expansión ya no depende únicamente de sumar potencia, sino de coordinar generación firme, renovables, baterías, transmisión, eficiencia y demanda flexible con la velocidad necesaria para acompañar el crecimiento económico del país.