La licitación EDES-LP-NGR-01-2025 marcó un punto de inflexión para el mercado eléctrico de República Dominicana. El proceso recibió propuestas por aproximadamente 1655 MWp, frente a una demanda inicial de 600 MW, pero concluyó con la contratación de solamente 325,69 MW de nueva capacidad renovable con almacenamiento.
Detrás de uno de los proyectos ganadores estuvo A&A Business Intelligence Group AABI S.R.L. (AABI Group), firma que asesoró a Taíno I en la estructuración técnica, económica y contractual de su propuesta. El parque consiguió una adjudicación de 84,70 MW, dentro del bloque de precios más competitivo de la convocatoria.
En diálogo con Energía Estratégica, Augusto Bello, asesor energético privado de AABI Group, analizó la estrategia que permitió posicionar al proyecto entre los seleccionados y explicó por qué la licitación no logró completar los 600 MW inicialmente contemplados.
“En el plano de la demanda de mercado, el proceso fue un éxito rotundo”, manifestó Bello.
La participación de 32 empresas y el volumen de ofertas, cercano a tres veces la potencia requerida, evidenciaron que existe capital dispuesto a desarrollar proyectos renovables con baterías en República Dominicana.
Según el especialista, la convocatoria confirmó que “la República Dominicana se consolidó como un destino atractivo para el desarrollo renovable con almacenamiento”.
No obstante, el resultado final también expuso una distancia significativa entre el apetito de los desarrolladores y la capacidad efectivamente contratada por las Empresas Distribuidoras de Electricidad.
La adjudicación se distribuyó entre Parque Taíno I, Parque Solar Batoncillo, Mella Solar Power, Esperanza Eólico y Esperanza Solar, con precios ubicados entre USD 0,106 y USD 0,109 por kWh.
El mecanismo que recortó la licitación
Para AABI Group, el recorte desde los 600 MW previstos hasta los 325,69 MW contratados no respondió a la falta de proyectos ni a una escasez de ofertas competitivas.
La consultora sostuvo que el resultado estuvo vinculado principalmente con la metodología económica definida para construir la curva de demanda y determinar el volumen que podía adjudicarse.
“El recorte se debió exclusivamente al mecanismo de adjudicación y, sobre todo, a la asignación del ‘Costo Máximo Admisible’ y el ‘Costo Máximo Admisible Inferior’”, explicó Bello.
De acuerdo con el análisis de la firma, a medida que ambos valores se alejaban de un centavo de dólar por kWh, la función de demanda adquiría una pendiente cada vez más pronunciada y reducía progresivamente los MW adjudicables.
Esto provocó que el proceso concluyera antes de cubrir el volumen convocado, pese a contar con una sobreoferta superior a 1600 MWp.
En consecuencia, cerca de 300 MW quedaron pendientes de contratación, luego de que las propuestas siguientes en el orden económico superaran el precio de referencia admitido por la metodología.
El análisis también reveló que el precio fue una condición necesaria, aunque no suficiente, para quedar dentro del bloque ganador.
Las ofertas adjudicadas se concentraron en una franja económica estrecha. Por ello, la calidad de los estudios, la solidez financiera y la madurez de los proyectos adquirieron una importancia central.
“El proceso, de manera implícita más que explícita en las bases, terminó premiando la combinación de precio competitivo con ejecutabilidad demostrada: estudios de interconexión completos, bancabilidad y madurez del desarrollador”, sostuvo el asesor energético.
Esta lectura permitió explicar por qué proyectos de gran escala, incluso con valores económicos competitivos, quedaron fuera del corte final.
La ubicación del punto de conexión, la capacidad disponible en la red y la consistencia de los análisis eléctricos terminaron pesando tanto como el precio ofrecido.
Para AABI Group, esta selección envió una señal positiva al mercado, ya que redujo la probabilidad de adjudicar iniciativas que posteriormente no pudieran conseguir financiamiento, completar las obras o conectarse dentro de los plazos establecidos.
La fórmula de Taíno I
Taíno I presentó una de las ofertas más competitivas de la convocatoria, con un precio inferior a USD 0,107 por kWh.
La propuesta combinó 101 MWp de capacidad solar y 84,70 MWac, acompañados por un sistema de almacenamiento diseñado como parte integral del proyecto.
“El nivel de precio alcanzado por Taíno I no se explica por un solo factor, sino por la solidez simultánea del paquete técnico y financiero del proyecto”, destacó Bello.
El primer componente fue la certidumbre sobre el recurso solar. El desarrollo se respaldó con un estudio de producción energética mediante escenarios P50 y P90, modelados en PVSyst y contrastados con tres bases meteorológicas independientes.
Este trabajo permitió disminuir la incertidumbre de generación esperada y presentar un precio ajustado sin incorporar márgenes excesivos de riesgo.
El segundo elemento estuvo relacionado con la ingeniería de interconexión. AABI Group trabajó con estudios eléctricos en DIgSILENT PowerFactory y evaluó dos alternativas detalladas de conexión en 138 kV.
Esta preparación otorgó al proyecto una posición sólida dentro de un proceso en el que la capacidad de evacuación y la calidad del punto de interconexión se convirtieron en factores relevantes.
La tercera variable fue la disciplina del gasto de capital. Taíno I contó con un presupuesto bancable de aproximadamente USD 100,5 millones, estructurado para sostener la competitividad de la oferta sin comprometer su viabilidad financiera.
Finalmente, el diseño contractual brindó credibilidad a la propuesta. Según AABI Group, la estructuración como contrato financiero, en lugar de uno estrictamente físico, permitió demostrar que el desarrollo era ejecutable y no solamente una cifra atractiva sobre el papel.
La combinación de ingeniería, certidumbre energética, control del CAPEX y estructura financiera ubicó a Taíno I dentro del grupo seleccionado.
El almacenamiento deja de ser accesorio
La EDES-LP-NGR-01-2025 exigió que los proyectos incorporaran sistemas de almacenamiento en baterías con al menos cuatro horas de duración.
Además de desplazar energía entre distintos períodos del día, los equipos debían estar preparados para prestar servicios como regulación de frecuencia, control de rampas, soporte de inercia sintética y arranque en negro.
Consultado sobre el peso del BESS dentro de la propuesta, Bello lo definió como “central, y no accesorio”.
En Taíno I, la configuración solar más baterías se trabajó desde la etapa inicial junto con fabricantes y proveedores.
El objetivo fue evitar que el almacenamiento se tratara como un componente independiente y optimizar, en cambio, la ingeniería global de la planta, el costo combinado y su curva de despacho.
“El almacenamiento dejó de ser un complemento regulatorio para convertirse en el eje de la propuesta de valor de los proyectos ganadores”, remarcó el especialista.
La exigencia de baterías permitió que la licitación incorporara capacidad renovable con mayores niveles de firmeza y gestionabilidad.
También facilitó que los parques solares compitieran en mejores condiciones frente a tecnologías con perfiles de generación diferentes.
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No obstante, AABI Group advirtió que el marco económico todavía no reconocía de manera individual todos los servicios que prestaban los sistemas de almacenamiento.
“El BESS jugó un rol habilitante”, afirmó Bello.
Sin la obligación de cuatro horas de respaldo, la consultora consideró que el sistema habría enfrentado mayores dificultades para aceptar los 325,69 MW adjudicados, especialmente bajo las condiciones de inercia, transmisión y vertimiento renovable analizadas.
A pesar de esa importancia sistémica, “la valorización económica del almacenamiento todavía es incompleta”, advirtió el directivo.
Los precios contratados remuneraban la energía entregada, pero no diferenciaban económicamente la regulación de frecuencia, el control de rampas, la inercia sintética o el arranque en negro.
Estos servicios quedaban incluidos dentro de una única tarifa, aunque generaban beneficios específicos para la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
Para la firma, el siguiente paso regulatorio debía incorporar mecanismos de pago por capacidad, reconocimiento de potencia firme o productos separados de servicios auxiliares.
Mientras no existiera esa señal económica, el desarrollo de baterías continuaría dependiendo de procesos que impusieran el almacenamiento como requisito obligatorio, en lugar de responder a un mercado que remunerara directamente su aporte.
La red frente a una cartera que supera la demanda
La diferencia entre los más de 1600 MWp ofrecidos y los 325,69 MW contratados también expuso los desafíos que debería resolver República Dominicana para sostener su expansión renovable.
Aunque AABI Group atribuyó el recorte concreto de la licitación al mecanismo económico, reconoció que la infraestructura de transmisión y la flexibilidad del sistema serían restricciones decisivas para las próximas incorporaciones.
“La verdadera restricción está en la infraestructura de transmisión, en la flexibilidad operativa del sistema, en la disponibilidad de servicios de balance y la rápida incorporación de sistemas de almacenamiento”, señaló Bello.
La firma estimó que el SENI presentaba una inercia sistémica del orden de 3,97 segundos y una tasa de cambio de frecuencia cercana a 0,449 Hz por segundo.
Además, sus proyecciones mostraron que el vertimiento renovable podría crecer desde 0,90 GWh en 2023 hasta 671,89 GWh en 2026, principalmente por restricciones térmicas y operativas.
El incremento mostró que sumar capacidad intermitente sin ampliar las redes ni los recursos de flexibilidad podía acelerar el desaprovechamiento de energía disponible.
Por ello, el crecimiento solar y eólico debería avanzar en paralelo con refuerzos de transmisión, almacenamiento, automatización y servicios complementarios.
Para AABI Group, estas inversiones no podían ejecutarse después de incorporar los proyectos. Debían planificarse de manera simultánea para evitar que la nueva capacidad instalada superara la energía que el sistema podía utilizar efectivamente.
Proyectos híbridos y baterías standalone
Tras la primera licitación, las autoridades dominicanas preparaban nuevos procesos para contratar aproximadamente 300 MW que quedaron sin adjudicar.
También se contemplaba una convocatoria para instalar alrededor de 200 MW de almacenamiento en parques solares existentes, con el objetivo de aprovechar puntos de interconexión ya habilitados.
AABI Group consideró que los proyectos híbridos ofrecían la oportunidad de despliegue más inmediata.
Agregar baterías a plantas operativas permitía reutilizar infraestructura, reducir riesgos de permisos y responder directamente al crecimiento del vertimiento renovable.
Estos esquemas podían capturar energía que no se entregaba a la red y trasladarla hacia los períodos de mayor demanda o mejores precios.
En paralelo, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana manifestó interés en proyectos de baterías independientes de gran escala.
El informe de AABI Group mencionó una posible incorporación de 600 MW de almacenamiento con cuatro horas de duración, equivalente a 2400 MWh.
Los sistemas standalone cumplían una función diferente a los BESS asociados a un parque renovable.
Al ubicarse de acuerdo con las necesidades del sistema, podían reforzar nodos críticos, prestar servicios a la red y operar con una lógica más cercana a la infraestructura de transmisión.
Para el asesor energético, ambas modalidades debían considerarse complementarias y no competidoras.
Los desarrolladores podían capturar valor a corto plazo mediante la incorporación de baterías a centrales existentes, mientras desarrollaban las capacidades técnicas y financieras necesarias para futuros proyectos standalone.
¿Está preparado el mercado para 2000 MW de almacenamiento?
Durante Future Energy Summit Caribe, representantes del sector anticiparon una nueva ola de licitaciones y una proyección cercana a 2000 MW de almacenamiento durante los próximos años.
El interés de los desarrolladores, fabricantes y entidades financieras confirmó que existía capacidad privada para acompañar esta expansión.
Sin embargo, AABI Group diferenció entre la preparación del mercado y la existencia de un marco habilitante completo.
“Hay una preparación real en el apetito de mercado y una preparación todavía pendiente en el marco habilitante”, resumió Bello.
El volumen de propuestas recibidas en la EDES-LP-NGR-01-2025 probó que había capital, experiencia y tecnología disponibles.
La cartera renovable también podría impulsar a República Dominicana hacia una capacidad solar cercana a 2 GW en 2027, acompañada por una incorporación creciente de baterías.
El desafío estaba en lograr que la regulación, la transmisión y la remuneración de la flexibilidad evolucionaran al mismo ritmo que las convocatorias.
“El mercado dominicano está preparado en capital, tecnología y experiencia de desarrolladores, pero no lo está todavía en la misma medida en materia de red y de reglas de remuneración de flexibilidad”, concluyó el asesor energético.
La experiencia de Taíno I mostró que las próximas licitaciones no se definirían solamente por el menor precio.
Los proyectos deberían combinar ingeniería avanzada, puntos de interconexión viables, almacenamiento, bancabilidad y capacidad demostrada de ejecución.
La EDES-LP-NGR-01-2025 dejó así dos conclusiones para el mercado: República Dominicana disponía de una cartera renovable capaz de superar ampliamente sus convocatorias, pero debería modernizar sus reglas e infraestructura para transformar ese interés en capacidad firme, flexible y efectivamente aprovechable por el SENI.