Consideraciones clave de riesgo en el financiamiento de proyectos energéticos

La República Dominicana es, sin lugar a dudas, uno de los mercados energéticos más dinámicos del Caribe en la actualidad.

Con más de 2.7 GW de capacidad renovable instalada distribuida en aproximadamente 80 centrales, y con las energías renovables representando cerca del 45 % de la capacidad de generación (Energía Estratégica, ene. 2026), los fundamentos son convincentes. Las licitaciones públicas recientes para la firma de contratos de compraventa de energía, incluyendo un proceso de 600 MW que atrajo ofertas por casi 3,000 MW, confirman que el apetito de los inversionistas se mantiene sólido. Al mismo tiempo, la reducción del CAPEX en proyectos de tecnología solar en la última década ha mejorado sustancialmente la economía de dichos proyectos.

Pero en la práctica, financiar proyectos energéticos en la República Dominicana no se trata únicamente de identificar oportunidades de inversión. Se trata de entender en qué punto las transacciones tienden a trabarse. Hemos visto esto materializarse en varios proyectos en los que unos fundamentos sólidos, por sí solos, no fueron suficientes para alcanzar el cierre financiero.

El marco regulatorio, anclado en la Ley núm. 125-01 y la Ley núm. 57-07, ofrece incentivos significativos, incluyendo exenciones de aranceles de importación e ITBIS para ciertos componentes y equipos, así como ciertos beneficios para estructuras de financiamiento extranjero (PwC Tax Summaries, 2025). Regímenes adicionales, como la Ley núm. 12-21 para las provincias fronterizas, pueden potenciar considerablemente los índices de retorno de los proyectos al otorgar exenciones fiscales por períodos prolongados (Orbitax, 2021).

Sin embargo, el verdadero desafío no radica en la existencia de los incentivos, sino en la velocidad con que evoluciona el entorno regulatorio. Actualizaciones recientes de la Comisión Nacional de Energía (CNE), incluyendo directrices más estrictas de concesión emitidas a inicios de 2026 (Strategic Energy Europe, ene. 2026), apuntan a una supervisión más rigurosa y estructurada. El riesgo regulatorio, por tanto, no es estático. Necesita ser evaluado activamente e incorporado en la valoración de cada transacción.

En el plano del desarrollo, el sistema de concesiones en dos etapas introduce sus propias presiones. Las concesiones provisionales tienen un plazo determinado y típicamente otorgan 18 meses para la realización de estudios de factibilidad y medición del recurso renovable en el área propuesta para el proyecto. El incumplimiento de ese plazo resulta en la terminación de la concesión. Suena sencillo, pero en la práctica los tiempos tienden a ser más ajustados de lo que aparentan al inicio del proceso. Las concesiones definitivas, aunque más seguras, dependen de aprobaciones ambientales del MIMARENA y de autorización del Poder Ejecutivo para la instalación y operación a largo plazo.

Incluso cuando los proyectos logran asegurar contratos de compraventa de energía (PPAs), el riesgo de ejecución sigue siendo muy real.

Como señaló el director ejecutivo de la CNE, Edward Veras, "Tenemos 300 megavatios reservados en nuestra línea de transmisión que no se están construyendo" (Strategic Energy Europe, abr. 2025). Esto pone de relieve un problema recurrente en el mercado: la capacidad adjudicada no siempre se traduce en activos operativos.

Más recientemente, la introducción de requisitos obligatorios de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (BESS) para proyectos solares, bajo la Resolución CNE-AD-0005-2024, ha añadido otra capa de complejidad, en adición a los lineamientos técnicos fijados por la Superintendencia de Electricidad (SIE) a través de las Resoluciones SIE-178-2025-MEM y SIE-164-2025-MEM. Proyectos estructurados bajo supuestos anteriores podrían enfrentar ahora un desalineamiento con las expectativas regulatorias vigentes, particularmente en lo relativo a EPC y financiamiento. Esta es una de esas áreas en las que las transacciones requieren ser revisadas en pleno curso.

No obstante, el riesgo más material hoy en día es, posiblemente, el que se encuentra del lado de los ingresos.

El recorte de generación (curtailment) ya no es teórico. En 2025, aproximadamente 189,000 MWh de energía renovable fueron recortados en virtud de la Resolución SIE-118-2024-MEM, generando pérdidas financieras significativas y afectando directamente la previsibilidad de los ingresos del promotor y, por extensión, la cobertura del servicio de deuda. A esa escala, el curtailment debe considerarse un supuesto base y no un escenario atípico, máxime cuando la aparente solución temporal es la instalación de BESS destinados a arbitraje de energía, en adición a BESS destinados a la prestación de servicios auxiliares acorde a las últimas modificaciones normativas. Los PPAs típicos no incluyen cláusulas de energía reconocida (deemed energy), por lo que el riesgo de curtailment recae íntegramente sobre el promotor.

La inestabilidad de la red agrava aún más la situación. Eventos como la caída del sistema a 41 MW frente a una demanda de aproximadamente 3,000 MW en noviembre de 2025 (Strategic Energy Europe, nov. 2025) evidencian las restricciones estructurales que aún persisten. Si bien el gobierno ha anunciado inversiones en mejoras de la transmisión para los próximos años (ITA Country Commercial Guide, 2025), estas soluciones tardarán en implementarse. En paralelo, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) ha convocado manifestaciones de interés para el desarrollo de hasta 600 MW de potencia y 1,200 MWh de energía en sistemas BESS stand-alone, destinados a regulación de frecuencia, control de rampa renovable y mejora de la resiliencia del sistema. Esta iniciativa representa una oportunidad comercial diferenciada: a diferencia del BESS asociado a proyectos de generación, los sistemas stand-alone operan con un modelo de ingresos basado exclusivamente en servicios al sistema, lo que implica estructuras contractuales distintas y una relación directa con ETED como contraparte.

Desde la perspectiva del financiamiento, los supuestos de ingresos deben someterse a pruebas de estrés frente a las condiciones operativas reales, no a proyecciones ideales.

El riesgo cambiario también desempeña un papel, aunque de manera más matizada. Si bien muchos PPAs en la República Dominicana están denominados o indexados en dólares estadounidenses, puede surgir una exposición residual debido a la estructura de los pagos, los costos locales y cualquier desalineación entre los flujos de ingresos y los gastos operativos. Estos factores deben evaluarse cuidadosamente al modelar los flujos de caja del proyecto.

En nuestra experiencia, los proyectos que alcanzan el cierre financiero no son necesariamente los más ambiciosos, sino los mejor estructurados.

Eso implica alinearse con los requisitos vigentes de la CNE y de la SIE, incorporar los potenciales escenarios de curtailment en los modelos de caso base, o bien la inversión adicional en la instalación de sistemas BESS, así como asegurar que los contratos EPC reflejen los mandatos regulatorios más recientes, y abordar cuidadosamente cualquier riesgo financiero remanente.

La República Dominicana ofrece oportunidades sólidas en el sector energético. Pero como en todo mercado en evolución, el éxito depende, en última instancia, de qué tan bien se estructura la transacción y con cuánto realismo se abordan los riesgos.

Enrique Segura