REPÚBLICA DOMINICANA. — Los proyectos de infraestructura energética en República Dominicana enfrentan una combinación de mayores costos, plazos de construcción más largos y nuevas exigencias regulatorias, en momentos en que el sistema eléctrico amplía las tecnologías disponibles para generar y almacenar energía.
Osvaldo Oller Bolaños, CCO de Energas, señaló que proyectos que anteriormente podían construirse en alrededor de tres años ahora están tomando seis o siete años, mientras que el costo de construcción pasó, en algunos casos, de unos US$1,250 por kilovatio a más de US$1,750 por kilovatio.
El ejecutivo expuso estas consideraciones durante la segunda parte del panel “Cimientos para que la inversión eche raíces: Financiamiento e infraestructura energética”, realizado en el marco del Foro Forbes Economía & Negocios 2026, junto a la Asociación de Industrias de la República Dominicana (AIRD).
El nuevo escenario, planteó Oller, está modificando las variables con las que los inversionistas deben evaluar el retorno y el riesgo de los proyectos energéticos.
La construcción energética se encarece y demora más
La fragmentación de las cadenas de suministro y el aumento de la demanda de infraestructura energética están repercutiendo, según Oller, en los tiempos y costos de ejecución.
El cambio es significativo para proyectos que requieren grandes inversiones de capital y cuya recuperación se produce durante períodos prolongados.
Pasar de tres años de construcción a seis o siete años implica extender el período antes de que una infraestructura pueda entrar plenamente en operación, mientras que el incremento del costo por kilovatio eleva el capital necesario para desarrollar una misma capacidad.
Las dificultades no terminan con la construcción.
Oller señaló que algunos repuestos están tardando tres y cuatro años en ser entregados, mientras que una salida forzada de una unidad puede requerir hasta 52 semanas para recuperar una pieza y volver a poner el equipo en funcionamiento.
Para un inversionista, estos plazos introducen nuevas variables de riesgo relacionadas con disponibilidad, mantenimiento y continuidad operativa.
Unidades térmicas de 100 a 300 MW
En paralelo con estos desafíos, Energas identifica oportunidades en nuevas tecnologías y tamaños de generación.
Oller señaló que actualmente están entrando unidades de alrededor de 400 megavatios en un sistema que considera relativamente pequeño. Frente a esa escala, planteó que existe espacio para unidades de entre 100 y 300 MW, capaces de aportar flexibilidad y estabilidad al sistema.
Estas unidades podrían utilizar diferentes tecnologías y combustibles, según las necesidades futuras de la red.
La propuesta no implica, sin embargo, que todas las tecnologías identificadas deban desarrollarse. Oller hizo énfasis en la necesidad de que el sector público y privado participen conjuntamente en la planificación de las necesidades futuras. “Tenemos que sentar al público y privado para hacer esa planificación de lo que tiene que venir hacia futuro. Porque como inversionista, como sector privado, identificamos todas, pero tal vez no todas son las respuestas que necesitamos hacia el futuro”.
La diferencia entre identificar una oportunidad de inversión y determinar qué necesita realmente el sistema se convierte así en uno de los puntos centrales de la planificación energética.
La energía nuclear entra en la conversación
Otra tecnología que comienza a formar parte de las alternativas planteadas es la energía nuclear.
Según Oller, República Dominicana ha firmado acuerdos con Estados Unidos para comenzar a explorar esta tecnología y desarrollar el marco jurídico necesario.
El ejecutivo la presentó como una alternativa de generación limpia y con cero volatilidad de costos, dentro de la búsqueda de una energía más accesible, competitiva y limpia.
Su incorporación, no obstante, requeriría avanzar en el marco legal y en la planificación necesaria para determinar su eventual papel dentro del sistema eléctrico.
La regulación enfrenta un sistema más tecnológico
Para Oller, una de las principales tareas pendientes es actualizar la legislación eléctrica para adecuarla a la composición tecnológica que está adquiriendo el sistema.
El ejecutivo señaló que las reglas actuales fueron diseñadas cuando la matriz tecnológica era diferente y que ahora conviven gas natural, carbón, energía eólica, solar y baterías. “Es importante tratar de modernizar esa ley, tratar de prever lo que viene hacia futuro para que las reglas de juego estén claras”.
La actualización regulatoria tendría implicaciones directas sobre las decisiones de inversión, ya que los proyectos necesitan conocer con anticipación las condiciones bajo las cuales podrán operar y recuperar el capital comprometido.
Oller también identificó como una oportunidad el saneamiento de las empresas eléctricas y cuestionó la continuidad de los subsidios. Desde su perspectiva, una mayor participación privada podría contribuir a reducir pérdidas y generar beneficios para clientes, banca y sistema eléctrico.
Baterías: una nueva inversión con ingresos todavía por definir
El almacenamiento mediante baterías constituye otro de los espacios que comienzan a ganar relevancia en el sistema, aunque plantea una interrogante fundamental: cómo generar ingresos suficientes para justificar la inversión.
Oller explicó que una batería puede tener dificultades para alcanzar una rentabilidad adecuada bajo el marco regulatorio vigente si el período de recuperación del capital se extiende demasiado.
Por eso, los proyectos de almacenamiento requieren combinar distintas fuentes de ingresos.
En las instalaciones renovables, las baterías pueden utilizarse para desplazar energía hacia otros momentos. En el segmento térmico, pueden prestar servicios auxiliares, como la regulación de frecuencia, y obtener ingresos adicionales por esas funciones.
Sin embargo, todavía existen interrogantes sobre otros mecanismos, como el arbitraje, que consiste en almacenar energía cuando el precio es menor y venderla cuando aumenta.
A estas dudas económicas se agregan retos tecnológicos. Oller destacó que las baterías tienen menos trayectoria que las plantas térmicas o las tecnologías renovables tradicionales, lo que genera preguntas adicionales sobre mantenimiento y garantías.
El ejecutivo utilizó una comparación para explicar el desafío: así como un consumidor puede adquirir una garantía extendida para un teléfono, un proyecto de almacenamiento necesita mecanismos que garanticen su funcionamiento durante años. “Yo necesito la garantía para asegurar ese ingreso dentro de 15 años”.
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Casi 1,900 MW de almacenamiento requieren planificación
Oller también llamó a incorporar el almacenamiento de manera coordinada con las necesidades del sistema.
Actualmente, señaló, se proyectan alrededor de 1,900 MW de almacenamiento, una cantidad que considera elevada para un período corto.
Su advertencia, aclaró, no se dirige contra las baterías como tecnología, sino hacia una incorporación que no esté sincronizada con las necesidades reales del sistema eléctrico.
El ejecutivo recordó los desafíos que, a su juicio, ha enfrentado el sistema con la incorporación de renovables y planteó que una expansión acelerada del almacenamiento podría generar dificultades similares si no se integra adecuadamente. “Tenemos que asegurar que se haga de acuerdo en el tiempo para no afectar el sistema”.
El objetivo, según su planteamiento, es que las baterías contribuyan a un sistema estable, confiable y competitivo, en lugar de convertirse en una nueva fuente de desequilibrios.
El financiamiento debe distribuir el riesgo
La transformación tecnológica también modifica las necesidades de financiamiento.
Robinson Bou, vicepresidente ejecutivo de Negocios Empresariales y de Inversión de Banco Popular Dominicano, señaló durante el panel que existe una oportunidad para combinar distintas fuentes de capital para acelerar la evolución energética.
El financiamiento bancario continuará teniendo un papel central, pero puede complementarse con fondos de inversión, mercados de capitales, inversionistas institucionales y capital privado.
Bou también identificó oportunidades para alianzas público-privadas en áreas como transmisión, fortalecimiento de redes y modernización del sistema.
La lógica consiste en distribuir los riesgos entre distintos participantes para facilitar la movilización de capital y convertir los proyectos en infraestructura efectiva. “En los próximos años, esa combinación de la banca, de los mercados de capitales, de los inversionistas institucionales y capital privado será fundamental para seguir financiando la evolución del sector energético”.
Tecnología, regulación y capital deben avanzar juntos
El panorama descrito durante el panel muestra que la discusión sobre nuevas inversiones energéticas ya no se limita a determinar qué tecnología está disponible.
El desafío está en definir qué necesita el sistema, bajo qué reglas puede operar cada tecnología y cómo se estructuran los ingresos que permiten recuperar el capital invertido.
Para las unidades de generación, esto implica determinar el tamaño y las características que mejor respondan a las necesidades futuras. Para la energía nuclear, supone avanzar en la exploración y en el marco jurídico. Para las baterías, significa establecer fuentes de ingresos que hagan viable la inversión a largo plazo.
Y para los inversionistas, el aumento de los costos de construcción —de alrededor de US$1,250 a más de US$1,750 por kilovatio en los casos señalados por Energas— junto con los mayores plazos de ejecución y las dificultades de suministro obliga a incorporar nuevos riesgos en la evaluación de los proyectos.
La transformación energética, bajo esta perspectiva, dependerá no solo de agregar capacidad al sistema, sino de alinear planificación, regulación, tecnología y financiamiento para que las inversiones respondan a las necesidades reales de la red y puedan sostenerse durante su vida útil.
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