El requerimiento total del sistema alcanzaría 4780,6 MW en 2026, frente a una oferta efectiva de 4947,8 MW. La cobertura dependerá de la entrada puntual de centrales, baterías, redes e infraestructura de gas natural.
El Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana dispondría de capacidad suficiente para atender la demanda máxima y las reservas operativas entre 2026 y 2030, aunque el primer año del período concentrará el mayor riesgo para la planificación.
“2026 presenta el margen más estrecho: 167,2 MW, equivalente a 3,5% del requerimiento total”, manifestó Andrés Manzueta Cepeda, CEO de Conexyner, SRL.
Esa holgura dejaría al sistema expuesto ante retrasos de proyectos, indisponibilidades térmicas, restricciones en el suministro de combustible o limitaciones de transmisión, factores capaces de absorber rápidamente el margen disponible.
La proyección fijó una demanda máxima de 3880 MW para 2026, que aumentaría hasta 4745 MW en 2030. Esto representa un crecimiento acumulado de 865 MW o 22,3% durante el horizonte analizado.
En paralelo, los retiros anuales de energía pasarían de 25076 GWh a 29999 GWh, con un incremento de 4923 GWh o 19,6%. La metodología aplicó una tasa constante de crecimiento de 4,58% anual entre 2026 y 2030.
La evolución reciente de la punta ya evidencia una aceleración estructural. Entre 2020 y 2024, la demanda máxima avanzó a un ritmo medio de 231 MW por año, casi tres veces los 77 MW anuales registrados entre 2011 y 2019.
El mayor salto interanual ocurrió en 2023, cuando la punta aumentó 391 MW o 13,5%. De esta manera, la demanda máxima del SENI prácticamente se duplicó entre 2011 y 2024, al pasar de 1821 MW a 3500 MW.
El SENI necesitará hasta 5845 MW con reservas en 2030
Para determinar la capacidad necesaria, Conexyner diferenció entre la demanda máxima neta y la generación bruta requerida. La segunda variable incorpora pérdidas de transmisión y consumos auxiliares de las centrales.
“La generación bruta incorpora pérdidas y consumos auxiliares; la reserva operativa se adiciona por separado para cubrir contingencias y regulación”, precisó Manzueta.
Bajo esta metodología, la generación bruta requerida aumentaría desde 4346 MW en 2026 hasta 5314 MW en 2030. La diferencia respecto de la demanda máxima neta se mantendría cercana al 12% durante todo el período.
A ese volumen se añadiría una reserva operativa del 10%, asociada a la regulación primaria y secundaria de frecuencia. El requerimiento total alcanzaría 4780,6 MW en 2026, 5046,8 MW en 2027 y 5845,4 MW en 2030.
La oferta efectiva estimada para 2026 ascendería a 4947,8 MW, integrada por 4647,8 MW térmicos y un supuesto de 300 MW hidroeléctricos gestionables durante la hora de máxima exigencia.
El cálculo no atribuyó potencia firme a la generación solar ni eólica para cubrir la punta, debido a que su producción no puede garantizarse de manera coincidente con el momento de mayor consumo.
“Para el balance de suficiencia se asigna un aporte de 0 MW a la generación solar y eólica”, indicó el estudio.
Este criterio permite comparar el requerimiento con recursos gestionables, firmes o almacenados que puedan responder durante el intervalo crítico, sin desconocer el aporte energético de las tecnologías renovables durante otras horas.
Con estas condiciones, el margen avanzaría hasta 471 MW en 2027. A partir de 2028 superaría los 1000 MW, alcanzaría 1338,6 MW en 2029 y cerraría 2030 en 1222,4 MW.
La reducción entre 2029 y 2030, pese al ingreso de almacenamiento, respondería al crecimiento de la demanda y a la ausencia de nuevas incorporaciones térmicas durante el último año del horizonte.
Una de las variables decisivas será la entrada de 600 MW y 2400 MWh de almacenamiento BESS. El escenario contempla cuatro bloques genéricos de 150 MW y 600 MWh, con cuatro horas de duración nominal.
Los sistemas ingresarían progresivamente: el primero en 2027, el segundo en 2028, el tercero en 2029 y el último en 2030. La capacidad acumulada llegaría a 150 MW, 300 MW, 450 MW y 600 MW, respectivamente.
El aporte efectivo de las baterías dependerá de su estado operativo durante la punta, no solo de la potencia instalada. El modelo asumió que cada unidad estará cargada, disponible a potencia nominal y conectada en un punto de la red que permita aprovechar toda su descarga.
“Para cubrir la punta, el BESS debe encontrarse previamente cargado, disponible y sin restricciones de red que limiten su descarga”, advirtió Manzueta.
Con los 600 MW acumulados, la oferta efectiva llegaría a 7067,8 MW en 2030, frente a un requerimiento de 5845,4 MW. El margen resultante sería de 1222,4 MW, equivalente al 20,9%.
“Sin almacenamiento, el margen sería aproximadamente 622,4 MW, equivalente a 10,6%; por tanto, el escenario BESS duplica prácticamente la holgura de capacidad disponible en la punta de 2030”, destacó el directivo.
La programación de carga tendrá que evitar que el arbitraje energético comprometa la potencia necesaria para atender la máxima demanda, prestar reservas o participar en servicios complementarios.
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República Dominicana ya comenzó a incorporar esta tecnología en sus procesos competitivos. La licitación EDES-LPI-01-2025 exigió almacenamiento como condición obligatoria para los nuevos proyectos renovables.
El proceso recibió ofertas por 1655 MWp frente a una demanda de 600 MW, aunque finalmente adjudicó 325,69 MW de nueva capacidad. Los proyectos deberán incorporar BESS equivalentes al 50% de la potencia contratada.
Tras esa adjudicación, las Empresas Distribuidoras de Electricidad avanzaron en la firma de los contratos de compraventa de energía. Además, las autoridades preparan una licitación por los 300 MW que quedaron sin contratar y otro proceso para sumar 200 MW de almacenamiento en parques solares operativos.
Los anuncios realizados durante Future Energy Summit Caribe también anticiparon nuevas convocatorias para incorporar más de 800 MWh en el corto plazo, mientras el país proyecta alrededor de 2000 MW de BESS durante los próximos años.
La transmisión definirá la capacidad disponible
La construcción de centrales y baterías no garantiza por sí misma que la potencia llegue a los centros de consumo. La red de transmisión deberá ampliarse al mismo ritmo que la nueva oferta.
El desafío será mayor en zonas con alta concentración de proyectos solares y eólicos. Una capacidad instalada creciente puede transformarse en energía restringida si las líneas y subestaciones no cuentan con espacio operativo suficiente.
El cálculo de Conexyner asumió que las incorporaciones térmicas y los BESS entrarían en las fechas previstas y sin restricciones de transmisión. En consecuencia, los resultados representan una evaluación simplificada de potencia y no un estudio probabilístico de confiabilidad.
La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana inició una transformación institucional acompañada por nuevas reglas para facilitar la incorporación del almacenamiento. Al mismo tiempo, el Gobierno lanzó una manifestación de interés para desarrollar hasta 1200 MWh de BESS con inversión privada.
La modernización de la red ganó relevancia después del apagón general registrado en el SENI por una falla en Punta Catalina. El evento reabrió la discusión sobre resiliencia, diversificación de la matriz y capacidad de recuperación ante contingencias.
En ese contexto, las baterías pueden aportar regulación de frecuencia, respuesta rápida, desplazamiento de energía y soporte operativo. Su contribución dependerá de que se conecten en ubicaciones estratégicas y reciban una remuneración acorde con los servicios prestados.
El siguiente paso regulatorio será reconocer esas prestaciones más allá del arbitraje. Desarrolladores, fabricantes y entidades financieras consideran que este factor será decisivo para sostener nuevas inversiones.
El vertimiento renovable podría alcanzar 19,2% en 2030
Mientras la capacidad gestionable crece, la expansión solar y eólica plantea otro desafío. El parque renovable no convencional pasaría de 1999,2 MW en 2025 a 3825,95 MW en 2030.
La capacidad solar alcanzaría 3242,75 MW, mientras que la eólica llegaría a 583,2 MW. En conjunto, el país incorporaría 1826,75 MW adicionales durante el período.
El mayor salto se produciría en 2030, con 958,2 MW de nueva potencia solar y eólica. Esa expansión coincidiría con un incremento sustancial del vertimiento proyectado.
El escenario base estimó 1346 GWh de energía renovable vertida en 2030, equivalente al 19,2% de la producción solar y eólica de ese año.
Entre 2026 y 2030, el vertimiento acumulado alcanzaría 3403 GWh. El porcentaje comenzaría en 11% en 2026, bajaría a 8,5% en 2028 y 2029, y luego subiría abruptamente durante el último año.
Ese resultado todavía no fue recalculado con los 600 MW y 2400 MWh de baterías contemplados en el análisis de suficiencia.
“El efecto del nuevo BESS debe evaluarse mediante una simulación cronológica específica”, remarcó Manzueta.
La modelización deberá considerar la estrategia de carga, eficiencia, estado de carga, duración, restricciones de red y provisión de reservas. De lo contrario, existiría el riesgo de asignar dos servicios simultáneos a una misma capacidad.
Una parte de la energía excedente podría desplazarse hacia la hora de máxima demanda, aunque el resultado estará condicionado por la potencia y duración de los sistemas, además de la capacidad reservada para otras prestaciones.
Bajo una operación adecuada, el almacenamiento podría reducir parte del vertimiento, trasladar producción renovable hacia la noche y disminuir el despacho térmico durante determinados períodos.
El estudio concluyó que el SENI dispondría de capacidad suficiente para cubrir la generación bruta y una reserva del 10% durante todo el período 2026-2030.
La cobertura estará condicionada a que las nuevas centrales entren en operación según lo previsto, los BESS estén cargados y disponibles, el aporte hidroeléctrico alcance 300 MW y la red permita transportar la potencia.
“La suficiencia futura del SENI dependerá de que la generación, la transmisión, el almacenamiento, las reservas operativas y la infraestructura de gas natural avancen de manera coordinada”, concluyó el CEO de Conexyner.
La discusión sectorial se trasladará desde la capacidad nominal anunciada hacia los MW efectivamente disponibles durante la punta, bajo condiciones reales de operación, combustible y acceso a la red.
República Dominicana llegaría a 2030 con un margen de 20,9%, pero deberá atravesar primero un 2026 con solo 3,5% de holgura. Ese será el examen inmediato para la expansión del SENI y la coordinación entre demanda, generación, transmisión, almacenamiento y reservas.