En EH+ nos propusimos explicarla de forma clara y accesible el mercado eléctrico, y para ello contamos con la visión del ingeniero Richard Santana, experto en Redes y Telecomunicaciones y auditor energético con experiencia en media y alta tensión, además es docente en el área.
En un artículo anterior explicamos cómo está compuesto el sistema eléctrico dominicano, desde la generación hasta la distribución. Ahora damos un paso más: veremos cómo se comercializa la energía que esas plantas producen, es decir, cómo funciona el mercado de generación.
La idea es contarlo en un lenguaje llano, para que cualquier persona pueda entender qué sucede cuando encendemos un interruptor en casa y, detrás de ese clic, comienza una cadena de transacciones y decisiones que determinan el precio de la electricidad.
El mercado spot eléctrico es el espacio donde la electricidad se compra y se vende en tiempo real. Cada hora, el precio se ajusta según la oferta de generación y la demanda de consumo, funcionando como una “bolsa diaria” de energía.
A diferencia de los contratos a largo plazo, aquí no hay un precio fijo: el valor se determina minuto a minuto.
Historia y contexto internacional
En la República Dominicana, este mercado surgió con la reforma eléctrica de 1999 y la Ley General de Electricidad 125-01, que separó las actividades de generación, transmisión y distribución. Inspirado en países como Chile, Colombia y Estados Unidos, el objetivo fue fomentar competencia, atraer inversión privada y garantizar transparencia en los precios.
Cada día, los generadores presentan sus ofertas de energía al Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI), que despacha las plantas más baratas primero.
El Precio Marginal de Corto Plazo se define según el precio de venta de la última planta que entra para satisfacer la demanda de cada hora.
Además, este mercado opera bajo la supervisión de la Superintendencia de Electricidad (SIE), que es el órgano regulador encargado de vigilar que las transacciones se realicen conforme a la ley, proteger a los usuarios y asegurar que los precios reflejen las reglas del Mercado Eléctrico Mayorista.
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Ejemplo de verano y EDES:
Imaginemos un agosto caluroso en Santo Domingo. Miles de familias encienden aires acondicionados para enfrentar el calor. Las EDES (Edenorte, Edesur y EdeEste), que compran la energía en el mercado mayorista, ven un pico de demanda repentino.
Si las plantas más eficientes ya están a plena capacidad, el OC-SENI debe despachar unidades con mayor precio de venta, como las barcazas de Karpowership, lo que eleva de inmediato el precio spot.
El gran desafío del sistema eléctrico dominicano es la falta de generación de base y “fría” —plantas capaces de suplir grandes cantidades de energía a precios de venta bajos— especialmente en las horas pico o punta (de 6 p.m. a 11 p.m.).
Cuando la demanda supera la capacidad de las plantas de gas natural, carbón o hidroeléctricas, o cuando una planta sale por avería o mantenimiento, el país se ve obligado a recurrir a generadores que ofrecen su energía a precios de venta más altos, como las barcazas de Karpowership.
Esa diferencia de precio se refleja inmediatamente en el mercado spot y encarece la factura de las EDES y, en última instancia, del Estado.
Ejemplo de precio de venta: Punta Catalina vs. Karpowership
La diferencia de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista es contundente:
- Punta Catalina, central de carbón del Estado, vende su energía en un rango aproximado de US$0.10 a 0.13 por kWh (10 a 13 centavos de dólar).
- Karpowership, que opera con fuel oil 6, un combustible costoso y altamente contaminante, vende en torno a US$0.22 por kWh (22 centavos de dólar).
Cuando el OC-SENI debe despachar Karpowership para cubrir picos de demanda, el Precio Marginal de Corto Plazo se eleva casi al doble del precio de Punta Catalina, impactando las finanzas de las EDES y aumentando el subsidio estatal.
Actualmente, Karpowership inyecta alrededor de 254 MW al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado, conectado a través de la subestación Azua 2, en Puerto Viejo.
Desde allí, la energía se distribuye hacia el centro del país, el norte y el área metropolitana de Santo Domingo.
Los PPA: contratos que dan estabilidad
Para evitar que el sistema dependa tanto del precio volátil del mercado spot, las EDES y el Estado firman Power Purchase Agreements (PPA), o contratos de compra de energía a largo plazo.
En un PPA, el generador y el comprador (distribuidora o gran consumidor) acuerdan un precio fijo por kilovatio-hora durante varios años, sin importar las fluctuaciones del mercado.
Esto permite a las EDES planificar sus costos, proteger a los usuarios de picos tarifarios y, a la vez, garantizar ingresos estables para los generadores.
En República Dominicana, por ejemplo, se han firmado PPA de hasta 15 años con empresas como Manzanillo Energy S.A. y Manzanillo Gas and Power, asegurando entre 350 y 400 MW a precios preacordados.
Estos contratos son esenciales para mantener un equilibrio: cubren una gran parte de la demanda con tarifas predecibles y reducen la necesidad de despachar plantas caras como Karpowership en horas pico o punta.
Ventajas, desventajas y vulnerabilidades
El mercado spot aporta flexibilidad, ajustando precios en tiempo real y despachando primero a las plantas más competitivas.
Favorece la competencia, pues los generadores buscan vender a precios más bajos para ser priorizados.
Además, brinda transparencia, reflejando el costo real de la electricidad en cada hora.
Su principal reto es la volatilidad: picos de demanda, salidas de plantas por avería o mantenimiento, o escasez de generación base disparan los precios.
La dependencia de generación de alto precio, como Karpowership, obliga a pagar tarifas cercanas a 22 centavos por kWh, muy por encima de los 10–13 centavos de Punta Catalina. Esto presiona las finanzas de las EDES y aumenta el déficit que el Estado debe subsidiar.
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La planificación es la clave
El mercado spot es, en esencia, un mecanismo de eficiencia: permite que la electricidad se despache en tiempo real y que el precio refleje la realidad de la oferta y la demanda. El verdadero problema no está en el mercado, sino en la planificación del sector eléctrico, que debería anticipar las necesidades de generación con suficiente margen.
En ingeniería eléctrica, todo se proyecta y se planifica. Hubo un momento en que el país contaba con generación suficiente e incluso con reserva fría para responder a contingencias. Sin embargo, la falta de nuevas inversiones coordinadas provocó que, en los últimos años, en momentos de alta demanda o cuando una planta sale por mantenimiento o avería, nos veamos obligados a comprar energía a cualquier precio, elevando de inmediato el costo en el mercado spot.
La experiencia lo demuestra: Punta Catalina fue un alivio cuando entró en operación, pero desde ese momento debió haberse planificado otra gran generadora —pública o privada— para acompañar el crecimiento de la demanda. Esa previsión habría evitado la dependencia de barcazas como Karpowership, que venden energía a cerca de 22 centavos de dólar por kWh, muy por encima de los 10–13 centavos de Punta Catalina, encareciendo los subsidios y afectando las finanzas de las EDES.
Sabemos que a futuro entrarán nuevas plantas, como Manzanillo, además de otros proyectos en construcción. Sin embargo, el tiempo perdido en planificar y ejecutar esas expansiones nos ha obligado a llenar el vacío con generación de emergencia y a precios más altos.
El mercado spot no es el enemigo: es un espejo que refleja la falta de previsión. La lección es clara: la demanda crece de forma constante y, si no se acompaña con inversión en generación base y con reservas estratégicas, el sistema seguirá expuesto a los precios más caros en cada pico de consumo.
Planificar hoy es la única forma de que mañana el mercado spot funcione como un espacio de competencia real y no como un refugio costoso ante la improvisación.
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