El sistema eléctrico dominicano ha evolucionado de manera constante desde sus inicios, por allá por el año 1896, cuando se instaló la primera central de generación, conformada por una máquina de vapor que utilizaba madera como combustible. Entre 1900 y 1930 se instalaron otras pequeñas generadoras a base de carbón mineral y combustible HFO (Heavy Fuel Oil). En ese período también se pusieron en funcionamiento las primeras redes de distribución para el alumbrado público, que abarcaban la Ciudad Colonial, el entorno de las instituciones gubernamentales y las principales calles comerciales. Posteriormente, entre los años 1950 y 1978, se instalaron las primeras centrales hidroeléctricas: Jimenoa, Las Damas, Taveras, Valdesia y Rincón. Ya en las décadas de 1970 y 1980, el país contaba con un sistema eléctrico diversificado entre centrales térmicas e hidroeléctricas, capaz de abastecer una demanda máxima de potencia que, en ese entonces, rondaba los 500 MW.
Con la construcción de centrales hidroeléctricas se hizo necesario el racionamiento del agua destinada a la generación de electricidad, pues la prioridad en el uso del recurso siempre fue el agua potable para consumo humano, seguida del riego para la agricultura, el control de inundaciones y, en un cuarto nivel, la destinada a la producción de electricidad. Allí tuvo su origen el vertimiento energético en la República Dominicana, fenómeno que hoy ha cobrado gran relevancia y que se conoce en inglés como curtailment.
El curtailment, o vertimiento de energía renovable, se define como la reducción intencional y temporal de la producción o inyección de energía de una central eléctrica (como un parque solar, eólico o hidroeléctrico, entre otros) a un nivel inferior a su potencial. Esta acción evita sobrecargar la red y garantiza la estabilidad del sistema eléctrico.
Adicionalmente, el curtailment o vertimiento también se asocia a las siguientes restricciones que pueden presentarse en un sistema eléctrico:
- Congestión de transmisión.
- Baja demanda.
- Exceso de generación solar, eólica o hidráulica.
- Restricciones operativas.
- Necesidad de mantener:
- Reserva rotante.
- Control de frecuencia.
- Estabilidad de tensión.
- Inercia del sistema.
- Falta de almacenamiento.
- Restricciones de las centrales térmicas.
La expansión de la matriz de generación basada en fuentes renovables en el país se inició con la instalación, en 2011, del primer parque eólico en la provincia Pedernales: el Parque Eólico Los Cocos, con una capacidad inicial de 25.2 MW, que junto con el Parque Eólico Quilvio Cabrera, instalado ese mismo año, sumó 33.45 MW. Posteriormente, durante 2012 y 2013, ambos parques continuaron expandiéndose hasta alcanzar una capacidad instalada de 77.2 MW en Los Cocos y 8.25 MW en Quilvio Cabrera. No obstante, a partir de 2020 el sistema eléctrico dominicano experimentó una expansión acelerada de estas centrales renovables, principalmente de generación solar fotovoltaica, como se puede apreciar en las siguientes tablas.
La capacidad renovable total del país, incluyendo hidroeléctrica y biomasa, superó los 2,700 MW durante 2025.
Al observar el sistema en su conjunto, con toda la generación instalada hasta la fecha, así como la demanda de potencia de punta y la demanda de energía, se puede identificar una de las causas de los actuales niveles de curtailment.
De acuerdo con el Organismo Coordinador, el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) cuenta actualmente con 7,615.92 MW de capacidad de generación instalada, de los cuales 4,763.64 MW (63 %) corresponden a centrales térmicas y 2,822.28 MW (37 %) a centrales renovables. Dentro de estas últimas, la generación solar es la predominante, con 1,716.85 MW instalados, lo que representa el 22.5 % de la capacidad instalada total.
Proyección de la demanda de energía y potencia 2026-2030
De acuerdo con las proyecciones del Organismo Coordinador, se espera que la demanda máxima de energía para el año 2026 alcance los 2,550.5 GWh en octubre de ese año. Asimismo, se proyecta que la demanda máxima de potencia llegará a 3,664.7 MW, también en octubre de 2026.
Para 2030, el Organismo Coordinador prevé que la demanda de energía alcance los 3,187.98 GWh en octubre, mientras que la demanda máxima de potencia ascenderá a 4,580.7 MW.
Si se compara la capacidad instalada actual, de 7,615.92 MW, con la demanda máxima de potencia proyectada para 2026 (3,664.7 MW), se concluye que la capacidad instalada supera la demanda máxima prevista en 3,951.22 MW, equivalente al 52 % de dicha demanda. Incluso, al compararla con la demanda máxima proyectada para 2030 (4,580.7 MW), la diferencia continúa siendo de 3,035.22 MW, equivalente al 40 % de la demanda máxima proyectada para ese año.
Lo anterior apunta a que entre 2020 y 2026 se produjo un incremento en la instalación de proyectos renovables no gestionables sin una planificación que garantizara su viabilidad técnico-económica y sin considerar las características del parque térmico existente ni la proyección del crecimiento de la demanda. Esto evidencia una de las principales causas del vertimiento o curtailment que se registra en la actualidad.
Ante el exceso de generación, las restricciones operativas de las centrales térmicas, la congestión en las líneas de transmisión y las características propias de las centrales renovables no gestionables, resultaba evidente que, para mantener la estabilidad del sistema eléctrico y garantizar la seguridad del suministro, la alternativa más sencilla era restringir la generación renovable, dando paso al ya conocido curtailment.
De acuerdo con los informes del Organismo Coordinador, entre enero y mayo de 2026 se vertieron en el SENI 317.94 GWh provenientes de centrales solares fotovoltaicas y eólicas. El mes de marzo registró el mayor nivel de energía renovable desperdiciada, con 107.83 GWh.
Entre enero y mayo, el curtailment acumulado representó un 14 %, equivalente a 317.94 GWh, del total de energía inyectada al SENI por centrales solares fotovoltaicas y eólicas, que ascendió a 2,270.8 GWh. Al valorizar los 317.94 GWh al costo marginal (precio de oportunidad) de cada mes, determinamos que el curtailment registrado entre enero y mayo de 2026 representó aproximadamente 38 millones de dólares, cifra que va en detrimento de los inversionistas de estos proyectos y, muy probablemente, en parte, de las empresas distribuidoras. De no tomarse ninguna medida en el corto plazo, el curtailment al cierre de 2026 pudiera alcanzar los 80 millones de dólares dejados de percibir por estos proyectos, sin considerar otros impactos económicos colaterales que puedan derivarse de la operación económica del sistema.
Tres aspectos que deberán resolverse para mitigar el curtailment
En estos días se habla mucho de la instalación de sistemas de almacenamiento en baterías para proyectos renovables (solar y eólico), con el propósito de realizar lo que se conoce como arbitraje, que, en términos económicos, se refiere a la práctica de comprar un activo en un mercado a un precio bajo y venderlo casi simultáneamente en otro mercado a un precio mayor. En el caso del sector eléctrico, el arbitraje consiste en cargar baterías con energía proveniente de centrales solares y eólicas durante las horas diurnas y descargar esa energía durante las horas de punta del sistema, es decir, cuando se produce la demanda máxima de energía y potencia (en el SENI, entre las 6:00 p. m. y las 12:00 de la medianoche, de acuerdo con la Resolución OC-70-2020).
Siendo así, el autor considera que el solo hecho de instalar sistemas de almacenamiento en baterías para proyectos renovables ya instalados o en proceso de instalación, si bien mitigará el curtailment, no será la solución total a este inconveniente, ya que el arbitraje trasladará las restricciones actuales que provocan el curtailment desde las horas de mayor radiación solar hacia las horas nocturnas. No obstante, el almacenamiento incorporado a centrales renovables no gestionables que operan actualmente, o ubicado en puntos neurálgicos del sistema de transmisión, podrá impactar de manera más significativa en la reducción de las variaciones de frecuencia y tensión que estas tecnologías producen en el sistema eléctrico.
Por consiguiente, a continuación se presentan tres (3) medidas que, sumadas a la instalación de sistemas de almacenamiento en baterías, podrían tener un impacto importante para mitigar razonablemente el curtailment renovable:
1. Incremento de la reserva operativa y de regulación de frecuencia (RF).
Estimaciones del autor muestran que el valor óptimo de la reserva de regulación de frecuencia es superior al valor máximo del 5 % establecido en la normativa vigente y se acerca más al 7 %. Incrementar esta reserva dotaría al Operador del Sistema (CCE) de mayor maniobrabilidad durante la operación y proporcionaría al sistema una mayor inercia para mitigar los potenciales eventos provocados por las variaciones que introducen las energías renovables. Una reserva del 7 % para regulación de frecuencia, sumada a una reserva operativa de entre 3 % y 5 %, y al menos un 10 % de reserva fría de rápida incorporación, colocaría al SENI con una reserva total cercana al 20 %, permitiendo mantener la estabilidad del sistema mientras se integran eficientemente las energías renovables.
2. Revisión de las restricciones operativas.
Para dotar al sistema de una mayor flexibilidad operativa, resulta necesario revisar parámetros fundamentales, tales como las capacidades operativas de las líneas de transmisión, los ajustes de las protecciones para garantizar una coordinación efectiva, los niveles de reserva operativa y de regulación de frecuencia, así como parámetros de las centrales térmicas convencionales, entre ellos el mínimo técnico, los tiempos de parada y arranque y la capacidad de regulación de frecuencia.
3. Revisión y actualización de las reglas del mercado mayorista.
La incorporación de un pago por reserva fría de rápida respuesta constituye una señal importante para mejorar la estabilidad del suministro. Asimismo, las transacciones económicas deberán adaptarse a los nuevos requerimientos derivados de la integración masiva de fuentes renovables con sistemas de almacenamiento en baterías (BESS) al SENI, de manera que estas inversiones sean autosostenibles y no incrementen el déficit de las empresas distribuidoras de electricidad, que ya de por sí resulta insostenible.
Esto implicaría definir nuevos esquemas transaccionales para la energía, la potencia, el derecho de conexión, los desvíos y la regulación de frecuencia, entre otros aspectos. Además, sería necesario establecer otras variables fundamentales para la planificación del sistema, como el costo de desabastecimiento, la eliminación de los costos marginales tope, el establecimiento de penalidades por energía no suministrada y todas aquellas variables que impactan la calidad del suministro eléctrico.
Luego de esto, lo que resta es optimizar constantemente el uso de los recursos disponibles.
El reto ya dejó de ser instalar un 25 % o 30 % de recursos energéticos renovables. Más bien, el gran desafío del sector eléctrico consiste en lograr la integración óptima, tanto operativa como económica, de estas tecnologías con el parque energético tradicional, para garantizar la seguridad y la sostenibilidad energética del país.
