A República Dominicana ultrapassou pela primeira vez a marca de 4000 MW de demanda de eletricidade , um patamar que exige a aceleração da incorporação de nova capacidade firme, energias renováveis, sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) e redes de transmissão.
O pico de 4077,97 MW registrado no Sistema Elétrico Interligado Nacional (SENI) reflete uma transformação estrutural do consumo, embora as altas temperaturas tenham determinado o momento exato do registro.
A demanda aumentou de 2.680 MW em 2019 para mais de 4.000 MW em 2026 , o que equivale a um aumento de 52% em seis anos. De acordo com Fares Jamatte , Gerente de Assuntos Regulatórios da AES Dominicana , esse crescimento supera em muito o impacto de uma única onda de calor.
“Eu diria que é principalmente estrutural, com um impulso específico da onda de calor que determinou o momento desse pico”, disse Jamatte à Energía Estratégica .
O executivo estimou que o valor ainda pode não representar o pico do ano . As altas temperaturas aumentam o uso de equipamentos de refrigeração, mas esse efeito ocorre sobre uma base de consumo que já está em constante crescimento.
“Sem essa base estrutural em expansão, um único dia quente não seria suficiente para um registro histórico”, disse o Gerente de Assuntos Regulatórios da AES Dominicana.
Este desenvolvimento está alinhado com a meta do governo de dobrar o tamanho da economia dominicana até 2036 , impulsionada por setores como turismo, zonas francas, logística, indústria e tecnologia. O crescimento dessas atividades exigirá um fornecimento de energia elétrica cada vez maior, mais estável e mais competitivo.
O planejamento oficial já inclui a Energas 4, a conversão da SIBA Energy para ciclo combinado e a futura entrada em operação da Usina Hidrelétrica de Manzanillo , além de novos projetos de energia renovável com suporte de baterias. Essa resposta demonstra que o sistema está se preparando para atender a um nível de consumo permanentemente mais elevado.
“Isso significa planejar para uma demanda mínima mais alta, não para um pico isolado”, enfatizou Jamatte.
Os custos revelam a pressão sobre o sistema.
O aumento da demanda já se reflete na operação econômica do Sistema Interligado Nacional (SENI). A potência de pico aumentou de 2890,9 MW em 2022 para 3618,4 MW em 2025, representando um acréscimo de 727,5 MW em três anos e uma média de aproximadamente 242 MW por ano.
O custo marginal subiu de US$ 93,2/MWh em dezembro de 2025 para US$ 155,5/MWh em junho de 2026 , um aumento de 67% em seis meses. Durante esse período, a temperatura média aumentou de 25°C para 28°C e apresentou uma correlação aproximada de 0,87 com as tendências de custo.
Entre abril e junho de 2026, os preços estiveram entre US$ 28 e US$ 49/MWh mais altos do que nos mesmos meses de 2025 , mesmo com temperaturas semelhantes. Essa diferença indica que a base de consumo aumentou mais rapidamente do que a oferta eficiente disponível.
Quando a demanda aumenta, o sistema de despacho precisa incorporar unidades progressivamente mais caras para atender à demanda de pico. No sistema dominicano, esse processo frequentemente termina com usinas termelétricas a óleo combustível, que passam a determinar cada vez mais o preço marginal.
“ Quando a demanda aumenta, o sistema precisa recorrer a unidades cada vez mais caras, geralmente óleo combustível, para suprir o pico de demanda ”, explicou o executivo.
Durante o primeiro semestre de 2026, o óleo combustível representou 14,8% dos 12.863 GWh fornecidos ao Sistema Interligado Nacional (SENI) , enquanto o gás natural contribuiu com 39,6%. Essa exposição mantém uma parcela significativa do sistema atrelada à volatilidade dos mercados internacionais de combustíveis.
A tecnologia que fornece os últimos MWh necessários para atender à demanda determina o custo marginal de cada período. Portanto, o aumento do uso de usinas termelétricas a óleo combustível pode elevar rapidamente o preço da eletricidade, mesmo que essas usinas não representem a maior parcela da matriz energética.
“ O aumento em junho não se deveu ao ‘aumento dos preços da gasolina’, mas sim ao fato de o óleo combustível ter começado a definir a margem com mais frequência justamente no mês de maior pressão sobre o sistema ”, explicou Jamatte.
A disponibilidade de usinas de energia eficientes também afeta o resultado. Durante a primeira quinzena de maio, o custo marginal médio foi de US$ 154/MWh , enquanto na segunda quinzena caiu para US$ 133/MWh.
A flutuação coincidiu com a manutenção de uma das principais centrais termoelétricas a carvão da SENI. A sua indisponibilidade obrigou à utilização de geração mais dispendiosa até que a unidade voltasse a funcionar.
A variação intradiária reforça o sinal econômico. Em junho, o custo se aproximou de US$ 95/MWh durante o meio-dia solar e ultrapassou US$ 200/MWh por volta das 23h, quando a produção fotovoltaica diminui e a demanda permanece alta.
A diferença de preço de mais de US$ 100/MWh entre o período diurno e noturno representa uma oportunidade concreta para sistemas de armazenamento, capazes de transferir energia de períodos de menor custo para momentos de maior demanda.
A primeira licitação para sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) não atendeu à demanda do mercado.
O concurso EDES-LPI-01-2025 confirmou a inclusão do armazenamento de energia como requisito obrigatório para novos projetos de energia renovável na República Dominicana. O processo visava a contratação de 600 MW e recebeu propostas para 1.655 MWp, demonstrando forte interesse por parte dos desenvolvedores.
As empresas de distribuição de energia elétrica finalmente concederam 325,69 MW de nova capacidade renovável , acompanhada por sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) equivalentes a 50% da potência contratada.
O volume restante não foi atribuído porque as propostas excederam os parâmetros econômicos estabelecidos. O excesso de oferta, no entanto, mostrou que a principal limitação não era a disponibilidade de projetos, mas sim o escopo e a configuração do processo competitivo.
“ Os 325,69 MW representam um verdadeiro avanço, mas são apenas uma fração do esforço total ”, alertou o Gerente de Assuntos Regulatórios da AES Dominicana.
O Ministério de Energia e Minas estima que o sistema precisará de mais 250 a 400 MW de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) até 2028 para garantir a estabilidade e melhorar o aproveitamento da geração de energia renovável.
A essa necessidade soma-se uma nova licitação para 300 MW de geração e uma chamada específica para incorporar 200 MW de baterias em parques solares já existentes.
Este último processo permitiria a integração do armazenamento em ativos operacionais, reduzir derramamentos e fortalecer o fornecimento durante a noite, sem depender exclusivamente de novos empreendimentos em áreas não urbanizadas.
Jamatte acredita que as baterias devem manter e expandir seu papel nas próximas licitações . A tecnologia está começando a adquirir valor próprio dentro do sistema, além de sua associação com uma usina fotovoltaica.
“ Não faltam projetos com capacidade de armazenamento; há espaço de sobra para que o órgão regulador não tema a falta de interessados ”, afirmou o executivo.
Os preços adjudicados, que variam de 10,60 a 10,90 cêntimos por kWh , também corroboram a competitividade do programa. As propostas ficaram abaixo do custo médio de aquisição relatado pelo entrevistado, que era de 15 a 16 cêntimos, e abaixo dos 20 a 28 cêntimos associados à geração de energia a partir de óleo combustível.
O custo das baterias hoje é cerca de um terço do que era há quatro anos, explicou o executivo. Essa redução permite elevar os requisitos técnicos e contratar volumes maiores sem necessariamente prejudicar a concorrência.
A Comissão Nacional de Energia também estimou que o país precisará de cerca de US$ 5 bilhões nos próximos quatro anos para atingir uma participação de 30% de energia renovável até 2030.
Ajustes regulatórios para a próxima etapa
O primeiro concurso também forneceu lições para a concepção de futuros concursos. O programa de "até 600 MW" subestimou a procura do mercado e a velocidade de expansão do consumo de eletricidade.
Quase 900 MW de projetos tecnicamente viáveis foram excluídos devido ao preço , enquanto as autoridades já preparam uma licitação suplementar para 300 MW. A proximidade desses dois processos confirma que o volume original se mostrou insuficiente para atender às necessidades do Sistema Interligado Nacional (SENI).
Um dos aspectos a serem revistos é o mecanismo de alocação. A fórmula reduzia progressivamente a capacidade efetiva máxima que poderia ser alocada à medida que o preço da oferta se aproximava do custo máximo permitido.
O projeto resultou em alta disponibilidade técnica com contratação final limitada , deixando mais de 1000 MW de projetos qualificados sem um PPA (Power Purchase Agreement). Pelo menos 248 MW teriam sido excluídos devido a uma diferença de 0,85 centavos por kWh.
O segundo ponto diz respeito aos incentivos da Lei 57-07 . De acordo com as resoluções atuais, um sistema BESS (Sistema de Armazenamento de Energia em Baterias) tem acesso a esses benefícios quando permanece estreitamente ligado a um parque de energia renovável e carrega exclusivamente a partir dessa instalação.
Essa exigência restringe a possibilidade de absorver eletricidade da rede e fornecer serviços adicionais, como arbitragem, regulação de frequência, fornecimento de energia de reserva, alívio de congestionamento ou suporte à estabilidade.
Com o aumento da penetração do armazenamento de energia, o quadro regulatório deve reconhecer e remunerar as diversas funções das baterias , sem limitar seu papel ao fornecimento de energia de reserva para uma usina fotovoltaica específica.
Durante a Future Energy Summit Caribbean, as autoridades previram mais de 800 MWh de armazenamento em futuros processos competitivos e uma projeção de cerca de 2000 MW de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) nos anos seguintes.
Desenvolvedores, fabricantes e instituições financeiras concordaram que a próxima etapa deve criar mecanismos comerciais para monetizar os serviços sistêmicos de baterias. Essa definição será crucial para diversificar os modelos de negócios e sustentar novos investimentos.
Confiabilidade: o armazenamento por si só não é suficiente.
O crescimento da demanda avança em paralelo a um debate mais amplo sobre a resiliência do Sistema Interligado Nacional (SENI). O apagão causado por uma falha em Punta Catalina ressaltou, mais uma vez, a necessidade de diversificar a matriz energética, modernizar a transmissão e reduzir o risco de interrupções no fornecimento de energia em âmbito nacional.
Jamatte identificou quatro frentes complementares: expansão da rede, eficiência energética, sinais de preço e gestão ativa da demanda .
A incorporação da nova geração deve ser acompanhada por maior capacidade de transporte e uma rede interligada , com maior número de conexões e rotas alternativas entre os nós.
“ Sem essa expansão, qualquer novo MW de geração perde parte do seu valor ”, observou o executivo.
Uma infraestrutura mais robusta permitiria a evacuação da produção dos pontos de geração para os principais centros de consumo, aumentaria a redundância e gerenciaria com mais precisão as variações nas usinas de energia renovável.
O executivo esclareceu que as interrupções atuais nem sempre são causadas por congestionamento na transmissão . Em alguns casos, elas ocorrem devido a requisitos de segurança operacional, regulação de frequência e inércia.
A solução exige a combinação de armazenamento com uma topologia de rede mais resiliente, geração flexível e recursos capazes de proporcionar estabilidade.
A eficiência energética é a segunda questão fundamental, especialmente em ar condicionado. O uso simultâneo de aparelhos de ar condicionado durante ondas de calor amplifica a demanda de pico e exige uma capacidade que só pode ser utilizada por algumas horas por ano.
“ A energia mais barata é sempre a energia que não é consumida ”, resumiu Jamatte.
Normas mais rigorosas para equipamentos de refrigeração, programas de substituição tecnológica e campanhas de uso racional permitiriam moderar a demanda de pico e reduzir a necessidade de responder sempre com novo fornecimento.
O terceiro elemento fundamental é recuperar os indicadores econômicos que refletem o custo real do fornecimento. Segundo dados fornecidos pelo entrevistado, a tarifa permanece congelada desde junho de 2022 , enquanto o Fundo de Estabilização da Tarifa de Energia Elétrica acumulou US$ 313,2 milhões entre janeiro e abril de 2026.
Entretanto, as perdas do sistema situam-se em 37,1% e limitam a capacidade financeira dos distribuidores para investir em redes, digitalização e armazenamento.
Quando a tarifa não reflete o custo de fornecimento, os incentivos para reduzir ou transferir o consumo para os períodos mais caros diminuem.
O quarto componente é a resposta à demanda. Esses programas poderiam incentivar grandes consumidores industriais e comerciais a reduzir ou deslocar seu consumo durante os horários de pico noturnos .
“ Se o armazenamento desloca a energia barata para os horários de pico, a gestão da procura reduz diretamente a dimensão desse pico ”, explicou o Gestor de Assuntos Regulatórios da AES Dominicana.
A ferramenta pode proporcionar flexibilidade a um custo menor do que a construção de nova capacidade e funcionar como um complemento direto aos sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS).
Um ano de 2027 ajustado e condicionado pelos cronogramas
A perspectiva de curto prazo prevê um aumento nas demandas operacionais antes de uma possível moderação. O Programa de Longo Prazo 2027-2030 do Órgão Coordenador projeta um crescimento da demanda de 8,53% em 2027 e uma média anual de 5,07% entre 2028 e 2030.
De acordo com essas previsões, a demanda máxima aumentaria de aproximadamente 3950 MW em 2027 para 4580 MW em 2030 .
O período mais restritivo seria março de 2027, quando a margem de reserva cairia para 18,09% . Entre 2028 e 2030, o indicador melhoraria para níveis acima de 22% e poderia chegar a 27%.
“ O cenário mais provável é de aumento da tensão antes de ela começar a diminuir, e não de uma melhora imediata ”, previu Jamatte.
O Órgão Coordenador não prevê qualquer falta de energia nos cenários analisados. Esta conclusão depende da entrada em funcionamento dos projetos de geração e armazenamento dentro do prazo previsto .
O cronograma inclui um bloco inicial de 460 MW em abril de 2027 , outros 400 MW no final desse ano e mais 400 MW em fevereiro de 2028.
A entrada em operação oportuna dessa capacidade permitiria uma redução no uso de usinas de energia mais caras. As turbinas a gás de ciclo combinado aumentariam sua participação na geração de energia de 36,6% em 2027 para 47,6% em 2030 , com uma participação marginal menor de carvão e óleo combustível.
Essa mudança moderaria os custos a partir de 2028, embora o cenário oficial ainda dependa do cumprimento dos prazos. Qualquer atraso prolongaria o uso de unidades mais caras e manteria a pressão econômica e operacional sobre o Sistema Interligado Nacional (SENI).
A experiência de projetos anteriores, incluindo a primeira licitação de Manzanillo, mostrou que os cronogramas técnicos nem sempre se traduzem linearmente em capacidade disponível.
“ Cada mês de atraso na entrada em operação de nova capacidade prolongará o estresse operacional no sistema e nos obrigará a conviver com altos custos de geração por mais tempo do que o previsto ”, concluiu Jamatte.
A capacidade máxima de 4077,97 MW marca um novo ponto de partida para o setor elétrico dominicano. A expansão não depende mais apenas da adição de capacidade, mas sim da coordenação entre geração firme, energias renováveis, baterias, transmissão, eficiência e demanda flexível, com a velocidade necessária para acompanhar o crescimento econômico do país.