La integración renovable: El nuevo desafío del sistema eléctrico dominicano

El sistema eléctrico dominicano ha ido en constante evolución desde sus inicios por el año 1896, cuando se instaló la primera central de generación, conformada por una máquina de vapor que utilizó madera como combustible. Ya entre 1900 y 1930 se instalan otras pequeñas generadoras a base de carbón mineral y combustible heavy fuel oil. Se ponen en funcionamiento las primeras redes de distribución para alumbrado público que abarcaban la Ciudad Colonial, entorno de las instituciones gubernamentales y principales calles comerciales.

Luego, entre 1950 y 1978, se instalan las primeras centrales hidroeléctricas: Jimenoa, Las Damas, Taveras, Valdesia y Rincón. Ya en los 70s´ y 80s´ el país contaba con un sistema eléctrico diversificado entre centrales térmicas e hidroeléctricas, para abastecer una demanda máxima de potencia, que en ese entonces rondaba los 500 megavatios (MW).

Con la construcción de centrales hidroeléctricas se hizo necesario el racionamiento del agua destinada a la generación de electricidad, pues la prioridad siempre fue el agua potable para uso humano, seguido del riego para agricultura, el control de inundaciones y en un cuarto escalón el agua destinada para la producción de electricidad. Allí tuvo sus inicios el vertimiento energético en República Dominicana, lo que hoy en día ha tomado gran auge y se le llama, en su traducción al inglés, "curtailment".

El curtailment o vertimiento de energía renovable, según el Institute of Electrical and Electronics Engineers, se define como la reducción intencional y temporal de la producción o inyección de energía de una central eléctrica (como un parque solar, eólico, hidroeléctrica, etc.) 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 se asocia también a las siguientes restricciones que se pueden presentar en un sistema eléctrico:

- Congestión de transmisión

- Baja demanda

- Cuando existe 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 centrales térmicas

La expansión de la matriz de generación basada en fuentes renovables en el país 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 al Parque Eólico Quilvio Cabrera, instalado en ese mismo año, sumaron 33.45 MW.

Luego, en los años 2012 y 2013 estos parques continuaron expandiéndose hasta alcanzar una capacidad instalada de 77.2 MW en Los cocos y 8.25 MW de Quilvio Cabrera. No obstante, a partir de 2020 el sistema eléctrico dominicano agregó una expansión brusca de estas centrales renovables, principalmente solar fotovoltaica.

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, la demanda de potencia de punta y la demanda de energía, se puede visualizar una de las causas de los niveles del curtailment actual.

De acuerdo al Organismo Coordinador, el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) cuenta a la fecha con 7,615.92 MW de capacidad de generación instalada, de los cuales 4,763.64 MW (63 %) corresponden a capacidad instalada en centrales térmicas y 2,822.28 MW (37 %) corresponden a centrales renovables, siendo la solar la más predominante con 1,716.85 MW instalados, lo que representan un 22.5% de la capacidad instalada.

Proyección de la demanda de energía y potencia 2026 y 2030

De acuerdo a las proyecciones del Organismo Coordinador, se espera que la demanda máxima de energía para el año 2026 alcance los 2,550.5 gigavatios-hora (GWh) en octubre de 2026, además, que la demanda máxima de potencia se alcanzará en octubre de 2026 con un valor de 3,664.7 MW.

Para el 2030, el OC espera que la demanda de energía alcance los 3,187.98 GWh en octubre de 2030; y la demanda máxima de potencia se alcance en octubre de 2030 con un valor de 4,580.7 MW.

Si comparamos el valor máximo de capacidad instalada a la fecha, 7,615.92 MW, con la demanda máxima de potencia proyectada para 2026 (3,664.7 MW), concluimos en que la capacidad instalada supera al máximo valor de la demanda proyectada para este año en 3,951.22 MW, equivalente a un 52 % de la demanda máxima proyectada para 2026, e incluso, si se comparara la capacidad instalada actual con la demanda máxima proyectada para el 2030 la diferencia es de 3,035.22 MW, equivalente a un 40 % de la demanda máxima proyectada para 2030.

Lo anterior apunta a que hubo un incremento en la instalación de proyectos renovables no gestionables entre el 2020 y el 2026 sin una planificación que garantice la viabilidad técnica económica de los mismos y sin considerar las características del parque térmico actual y la proyección del crecimiento de la demanda; lo que evidencia una primera causa de vertimiento o curtailment actual:

Ante el exceso de generación, las restricciones operativas de centrales térmicas y congestiones de las líneas de transmisión, sumado a las características de "no gestionables" con que operan las centrales renovables; era evidente que para mantener la estabilidad del sistema eléctrico y garantizar la seguridad de suministro de la demanda, la opción más simple para resolver el problema es la de dar cortes a la energía renovable o el ya famoso curtailment.

De acuerdo con los informes del OC, entre los meses de enero y mayo 2026 se han vertido en el SENI unos 317.94 GWh provenientes de centrales solar fotovoltaica y eólicas, siendo el mes de marzo cuando más energía renovable se desperdició, ascendiendo a 107.83 GWh.

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Entre enero y mayo, el curtailment acumulado representó un 14%, unos 317.94 GWh, del total de energía inyectada al SENI por centrales solar fotovoltaica y eólicas, la cual ascendió 2,270.8 GWh.

Al valorizar los 317.94 GWh al costo marginal (precio de oportunidad) de cada mes, determinamos que el curtailment 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 este año 2026 pudiera alcanzar los 80 millones de dólares dejados de percibir por estos proyectos, sin considerar otros impactos económicos colaterales que se puedan derivar de la operación económica del sistema.

Tres aspectos que deberán resolverse para mitigar el curtailment

En estos días, mucho se habla de la instalación de almacenamiento en baterías para proyectos renovables (solar y eólico) para hacer 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 se refiere a cargar baterías con energía provenientes de centrales solar y eólicas en horas diurnas y luego descargar estas baterías en las horas de punta del sistema (horas en que se produce la demanda máxima de energía y potencia, en el SENI entre 6 de la tarde y 12 de la medianoche, de acuerdo con la Resolución OC-70-2020).

Siendo así, el autor considera que el solo hecho de instalar almacenamiento en baterías a proyectos renovables ya instalados y en proceso de instalación, si bien es cierto que mitigará el curtailment, no será la solución total de este inconveniente, ya que el arbitraje trasladará las restricciones actuales que provocan el curtailment desde las horas de sol a las horas nocturnas.

No obstante, el almacenamiento agregado a centrales renovables no gestionables que operan en la actualidad, o en puntos neurálgicos del sistema de transmisión, podrá impactar más significativamente en la reducción de las variaciones de frecuencia y tensión que producen estas renovables en el sistema eléctrico.

Por consiguiente, a continuación, presentamos tres medidas que, sumadas a la instalación de almacenamiento en baterías, podrán ser de gran impacto 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 RF es mayor al valor máximo del 5 % que establece la normativa actual y se acerca más al 7 %. Incrementar esta reserva dotaría al operador del sistema (CCE) de mayor maniobrabilidad al momento en la operación y al sistema de mayor inercia para mitigar potenciales eventos provocados por las variaciones que introducen las renovable en la actualidad. Esta reserva de 7 % para RF, más de un 3 % a un 5 % de reserva operativa y al menos un 10 % de reserva fría de rápida incorporación, colocaría al SENI con una reserva total de aproximadamente un 20 %, con lo cual se mantendría la estabilidad del sistema mientras se integran eficientemente las renovables.

2.       Revisión de restricciones operativas: Para dotar al sistema de mayor flexibilidad operativa es claro que deben ser revisados parámetros fundamentales como son: capacidades operativas de líneas de transmisión, revisión de los ajustes de las protecciones para una efectiva coordinación de las mismas, niveles de reserva operativa, de regulación de frecuencia y parámetros de las centrales térmicas convencionales como el mínimo técnico, tiempos entre parada y arranque y capacidad de regulación de frecuencia, entre otros.

3.       Revisión y actualización de las reglas de mercado mayorista: La incorporación de un pago por reserva fría, rápida, resulta una señal a considerar para mejorar la estabilidad en el suministro; las transacciones económicas deben ser adaptadas a los nuevos requerimientos que arrastra la integración masiva de fuentes renovables con BESS (sistemas de almacenamiento en baterías) al SENI, para que estas inversiones sean autosostenibles y no incrementen el déficit de las empresas distribuidoras de electricidad, que ya de por sí es insostenible. Esto supondría la determinación de los nuevos esquemas transaccionales para la energía, potencia, derecho de conexión, desvíos, regulación de frecuencia, etc. y la determinación de otras variables fundamentales para la planificación del sistema, como son: el costo de desabastecimiento, la eliminación de costos marginales tope, establecimiento de penalidades por energía no suministrada y todas las demás variables que impactan la calidad de la energía en el sistema eléctrico.

Luego de esto, lo que resta optimizar constantemente el uso de los recursos disponibles.

El reto, ya dejó de ser instalar un 25 % o 30 % en recursos energéticos renovables, más bien, el gran reto en el sector eléctrico es lograr la integración operativa-económica óptima de estas tecnologías y el parque energético tradicional para garantizar la seguridad y sostenibilidad energética del país.

Miguel Rosario

 Ingeniero electromecánico con especialización en negocios y regulación de mercados eléctricos. Más de 26 años de experiencia en el sector, con roles directivos en Superintendencia de Electricidad, Punta Catalina, OC-SENI y AES Dominicana. Recientemente puso en operación comercial la TG de Manzanillo Power Land (ENERGIA 2000). Experto en transacciones del MEM, gestión comercial y regulatoria. Profesor en UTESA, INTEC, PUCMM y UASD, y conferencista del sector eléctrico dominicano.