A medida que la matriz energética dominicana incorpora un número cada vez mayor de proyectos de generación a partir de fuentes renovables variables —particularmente solar y eólica—, sin que el sistema cuente aún con capacidades suficientes de almacenamiento de energía ni con una red de transmisión plenamente robusta, se incrementa la probabilidad de desbalances operativos en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Esta realidad técnica ha hecho necesario recurrir a medidas transitorias que permitan preservar la seguridad, confiabilidad y estabilidad del sistema eléctrico.
En este contexto, la Superintendencia de Electricidad (SIE), mediante la Resolución núm. SIE-118-2024-MEM, de fecha 24 de octubre de 2024, estableció el procedimiento para la aplicación de la limitación de generación por razones de seguridad en el SENI. Dicho procedimiento constituye una respuesta eminentemente técnica orientada a gestionar los riesgos estáticos y dinámicos de la red, permitiendo restringir, de forma excepcional, la inyección de energía de centrales de generación en régimen especial cuando así lo exijan las condiciones operativas del sistema.
A esta limitación se le conoce como curtailment, término que alude a la reducción o interrupción temporal de la generación —principalmente renovable— ordenada por el operador del sistema por razones de seguridad y estabilidad. No se trata de una falla técnica del parque de generación ni de la indisponibilidad del recurso, sino de una decisión operativa.
El procedimiento contenido en la Resolución SIE-118-2024-MEM se fundamenta en el marco normativo vigente, integrado principalmente por la Ley General de Electricidad núm. 125-01 y su Reglamento de Aplicación, así como por la Ley núm. 57-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y sus Regímenes Especiales, y su Reglamento de Aplicación aprobado mediante el Decreto núm. 65-23, de fecha 20 de febrero de 2023.
Este marco normativo reconoce de manera expresa la prioridad de despacho de las fuentes de generación renovable y establece que cualquier limitación a su inyección al sistema debe responder a circunstancias excepcionales, estrictamente justificadas por razones de seguridad y estabilidad del SENI.
En particular, el Reglamento de Aplicación de la Ley 125-01 dispone en su Artículo 199 que:
“De conformidad con el Artículo 112 de la Ley, las empresas que produzcan energía eléctrica a partir de medios no convencionales que sean renovables —como la hidroeléctrica, eólica, solar, biomasa, marina y otras fuentes de energía renovable— tendrán derecho de preferencia, en igualdad de precios y condiciones, en la venta y despacho de electricidad. A tales fines, el OC y el CCE estarán obligados a hacer efectivo dicho derecho de preferencia al momento de despachar y ejecutar la operación del SENI”.
Por su parte, el Reglamento de Aplicación de la Ley núm. 57-07 reconoce expresamente la posibilidad de aplicar limitaciones a la producción de centrales de régimen especial. Así, su Artículo 72 establece que:
“El Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC) deberá, mediante estudios dinámicos del SENI, establecer dentro de la programación de corto plazo (diaria-semanal) y en las reprogramaciones en tiempo real, los límites de incremento gradual de la energía renovable (ERV), en función de la situación consumo-generación, límites motivados por riesgos estáticos y dinámicos de red”.
Asimismo, el Artículo 73, en sus Párrafos I y II, introduce límites jurídicos relevantes a la aplicación del curtailment, al disponer que:
“Párrafo I. La programación debe proteger los derechos de inyección preferente a la red de las renovables. No se podrá limitar el derecho de inyección por motivos técnicos a las instalaciones de régimen especial sin haber aplicado previamente todas las medidas necesarias al régimen ordinario.
Párrafo II. En estado normal de operación, no se podrá limitar el derecho de inyección por motivos técnicos a las instalaciones de generación de tecnologías renovables en régimen especial sin haber aplicado previamente todas las medidas que fuesen necesarias a la generación de tecnología convencional”.
De lo anterior se desprende que la aplicación del curtailment no solo debe ajustarse a la metodología técnica prevista en la Resolución SIE-118-2024-MEM —agotando previamente las alternativas disponibles dentro del régimen ordinario—, sino que también debe observar los principios que rigen la buena Administración Pública, los cuales operan como límites jurídicos al ejercicio de la potestad administrativa.
Estos principios exigen que toda orden de limitación de generación esté debidamente motivada, sea idónea y necesaria para el fin perseguido, y resulte proporcional en relación con los impactos económicos que genera sobre los agentes afectados. Ello resulta particularmente relevante porque, si bien el curtailment se aplica por razones de seguridad del sistema, sus efectos trascienden lo estrictamente operativo y producen consecuencias económicas directas sobre los generadores, especialmente cuando la limitación responde a deficiencias estructurales de planificación de la oferta o a restricciones persistentes de la demanda.
La discusión, por tanto, no radica en la legitimidad del curtailment como mecanismo ocasional frente a situaciones que comprometan la estabilidad y seguridad de la red —objetivo primordial del regulador—, sino en el riesgo de que un uso recurrente, imprevisible o insuficientemente planificado termine trasladando pérdidas significativas a los generadores y, en última instancia, a los inversionistas, alterando sustancialmente las condiciones bajo las cuales se estructuraron inversiones de largo plazo.
Esta situación adquiere especial relevancia en los proyectos de generación respaldados por contratos de compraventa de energía (Power Purchase Agreements – PPAs). En la práctica contractual, el tratamiento del curtailment suele ser ambiguo y, en muchos casos, carece de mecanismos claros de compensación. Cuando el PPA no asigna expresamente el riesgo de la limitación de generación, el impacto económico recae directamente sobre el generador, lo que plantea interrogantes en torno a la posible configuración de un desequilibrio contractual.
En esquemas de financiamiento estructurado, donde la estabilidad y previsibilidad de los flujos de caja constituyen elementos esenciales para la bancabilidad de los proyectos, la aplicación recurrente o imprevisible del curtailment puede traducirse en mayores exigencias de cobertura del servicio de la deuda, reducción del nivel de apalancamiento o incrementos en los aportes de capital por parte de los patrocinadores.
Más allá de los efectos económicos inmediatos, el uso recurrente del curtailment puede erosionar la percepción de estabilidad operativa y regulatoria del sector eléctrico. De ahí la importancia de una planificación integral, que no se limite a la incorporación acelerada de nueva generación renovable, sino que contemple el crecimiento ordenado de la matriz, el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía adecuadamente regulados y el fortalecimiento sostenido de la red de transmisión.
Este enfoque encuentra respaldo en el propio marco normativo. La Ley núm. 57-07, en su Artículo 4, faculta a la Superintendencia de Electricidad (SIE), en coordinación con la Comisión Nacional de Energía (CNE), a establecer límites a la concentración de la oferta por provincia o región, así como al porcentaje de penetración de potencia por subestación. Estos instrumentos constituyen mecanismos regulatorios ex ante de planificación, orientados a reducir la necesidad de aplicar medidas correctivas ex post, como el curtailment.
En esa misma línea, la CNE estableció nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial, incorporando sistemas de almacenamiento de energía mediante la Resolución CNE-AD-0004-2023, posteriormente modificada por la Resolución CNE-AD-0005-2024. No obstante, estas disposiciones imponen actualmente requerimientos de almacenamiento equivalentes únicamente al cincuenta por ciento (50 %) de la capacidad instalada, lo que evidencia que una porción significativa de la expansión renovable podría continuar ejerciendo presión sobre la red en determinados escenarios operativos.
Resulta igualmente relevante destacar que el Decreto núm. 517-25, de fecha 8 de septiembre de 2025, emitido por el presidente Luis Abinader, declaró de emergencia nacional las compras y contrataciones de bienes, servicios y obras destinadas a incrementar la capacidad de generación, reducir la inestabilidad de la red eléctrica, suplir la demanda del SENI y fortalecer el almacenamiento de energía en la República Dominicana. Este decreto confirma que los riesgos que hoy motivan la aplicación del curtailment responden, en gran medida, a deficiencias estructurales del sistema.
En definitiva, si bien no puede cuestionarse la legitimidad del curtailment como herramienta técnica excepcional, el regulador debe garantizar que su aplicación respete los límites jurídicos que le son inherentes y no traslade a los generadores los costos derivados de decisiones de planificación tardías o insuficientes que corresponden al diseño estructural del SENI. Solo a través de una planificación integral, coherente y previsible será posible consolidar una transición energética ordenada, financieramente sostenible y jurídicamente segura para todos los agentes del sector eléctrico dominicano.
La autora es abogada asociada de Estrella & Tupete, Abogados, con sólida experiencia en derecho corporativo, tributario y contractual, reconocida por su capacidad para estructurar y acompañar inversiones de alto nivel, particularmente en el sector energético y minero.
Asesora proyectos de generación renovable y convencional en sus distintas fases, desde la constitución de vehículos de inversión y la negociación de contratos estratégicos hasta procesos de fusiones, adquisiciones, gobierno corporativo y cumplimiento normativo, aportando visión estratégica, rigor técnico y seguridad jurídica en entornos regulatorios complejos.
