República Dominicana avanza en la preparación de cuatro procesos de contratación de generación y almacenamiento, con el objetivo de fortalecer el abastecimiento eléctrico y anticiparse a los mayores plazos que actualmente demanda la ejecución de proyectos energéticos.
Así lo planteó Joel Santos, ministro de Energía y Minas, durante Future Energy Summit (FES) Government & Investment, celebrado en el marco de la XI Semana de la Energía.
El funcionario explicó que las dificultades en las cadenas internacionales de suministro están extendiendo los tiempos de entrega de equipos esenciales, como las turbinas, lo que obliga a proyectar las necesidades eléctricas con horizontes más amplios.
"Estamos acelerando los procesos de licitación en cuestión de no solamente asegurar las necesidades de oferta energética de aquí al corto y mediano plazo, sino ya pensando en lo que yo llamo la década del 30", sostuvo.
En ese marco, Santos precisó que el Gobierno trabaja en una convocatoria de 200 MW de almacenamiento para proyectos de generación existentes, cuyo lanzamiento se prevé en el corto plazo.
A ella se sumará una nueva licitación renovable, cuyo volumen continúa en evaluación entre 600 y 900 MW, con participación de proyectos que cuenten con licencia definitiva y un requerimiento de almacenamiento del 50%.
Este segundo proceso complementaría la licitación renovable lanzada en 2025, que culminó en junio de 2026 con la adjudicación de 325,69 MW de generación con respaldo de baterías, mediante contratos de compraventa de energía con precios de entre USD 0,1060 y 0,1090/kWh.
La contratación se produjo en un mercado que, de acuerdo con el Ministerio de Energía y Minas, ya contaba en junio de este año con cerca de 2000 MW de energías renovables no convencionales en operación, asociados con inversiones acumuladas de aproximadamente USD 3000 millones. La proyección oficial apunta a alcanzar 2600 MW hacia 2028.
Para 2027, Santos también detalló la planificación de otras dos contrataciones: 900 MW de generación térmica existente, hacia finales del año, y aproximadamente 800 MW de nueva generación firme, aunque este último volumen permanece sujeto a definición.
Sin embargo, la expansión de la capacidad instalada también plantea nuevos desafíos para su integración al sistema eléctrico, particularmente por las restricciones operativas que afectan a algunos desarrolladores renovables.
Juan Carlos Pais, CEO de Grupo País, explicó que la banca dominicana pasó de tener escasa experiencia en renovables a financiar grandes operaciones, como el préstamo de USD 100 millones otorgado por una única entidad bancaria al proyecto Cotoperí en 2024.
Esta evolución estuvo acompañada por la estructuración de contratos de compraventa de energía de largo plazo, fundamentales para proporcionar previsibilidad a los ingresos de los desarrolladores.
De hecho, la licitación renovable adjudicada este año contempló PPA de 15 años, una condición que permite distribuir los riesgos comerciales y respaldar el financiamiento de las inversiones.
Pero la aparición de vertimientos modificó las condiciones económicas de proyectos que habían sido estructurados bajo otros supuestos de operación.
"Hemos tenido que refinanciar prácticamente todos nuestros proyectos de energía renovable por el problema del vertimiento", afirmó Pais.
Según explicó, las entidades financieras aceptaron extender los plazos de amortización del capital, considerando que las medidas para reducir estas restricciones permitirán mejorar las condiciones de operación.
En ese contexto, el almacenamiento adquiere relevancia no solamente para incorporar nueva generación renovable, sino también para mejorar el aprovechamiento de las instalaciones existentes.
Precisamente, una de las convocatorias que prepara el Gobierno apunta a incorporar baterías en centrales que ya están operativas, abriendo una alternativa para desarrolladores que disponen de infraestructura de generación y contratos de compraventa de energía.
Pais explicó que, en estos casos, una de las posibilidades consiste en remunerar la capacidad de almacenamiento añadida a los proyectos.
Pero Grupo País también está avanzando por otra vía: la incorporación de baterías para regulación de frecuencia, que permitirá obtener ingresos por servicios al sistema y, al mismo tiempo, contribuirá a mitigar los vertimientos.
Para dimensionar el problema, el ejecutivo señaló que alrededor de 400 MW de generación deben ingresar al sistema durante el mediodía para prestar servicios de regulación de frecuencia, coincidiendo con las horas de mayor producción fotovoltaica.
De acuerdo con su análisis, la incorporación de baterías para cubrir parte de esos servicios podría liberar espacio para aprovechar una mayor proporción de la generación solar.
La remuneración de BESS, una condición para movilizar inversiones
La expansión del almacenamiento plantea una discusión que va más allá de la capacidad instalada: cómo reconocer económicamente los distintos servicios que las baterías pueden prestar al sistema eléctrico.
Joel Santos señaló que existen cuatro modalidades de remuneración: pagos por energía, servicios auxiliares, pagos por potencia y un esquema de pago fijo asociado al proyecto de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED).
"La batería puede ser remunerada por servicios auxiliares, particularmente la regulación de frecuencia", indicó.
La diferenciación es importante porque los sistemas de almacenamiento pueden cumplir funciones distintas. Mientras algunos permiten desplazar energía solar hacia horarios nocturnos, otros aportan servicios de regulación de frecuencia o respaldo para mejorar la estabilidad de la red.
En el caso de ETED, Santos señaló que se contempla una remuneración fija vinculada con las características del proyecto de transmisión.
La empresa estatal había informado en mayo de 2026 que avanzaba en la estructuración técnica, financiera y legal de un esquema para incorporar inversión privada en almacenamiento, con un dimensionamiento referencial de 600 MW/1200 MWh.
El proceso busca responder a las mayores exigencias que enfrenta el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), derivadas del crecimiento de la demanda y la incorporación de fuentes variables de generación.
El ministro también reiteró la necesidad de incorporar entre 600 y 800 MW de almacenamiento hacia 2028, adicionales al proyecto de ETED, para reducir vertimientos, aprovechar mejor la generación disponible y fortalecer la estabilidad de la red.
Desde la perspectiva financiera, Pais indicó que la regulación de frecuencia cuenta con un esquema de remuneración establecido por la Superintendencia de Electricidad, con precios definidos por cinco años, lo que permitió avanzar en la estructuración de nuevas inversiones.
"Recientemente hemos hecho las órdenes para todos nuestros proyectos, con inversiones cercanas a los 40 millones de dólares para implementar baterías de regulación de frecuencia", destacó.
El ejecutivo explicó que estas instalaciones tendrán un doble beneficio: recibir una remuneración específica por los servicios prestados y contribuir a reducir las restricciones que actualmente afectan a la generación renovable.
Además, identificó oportunidades en los proyectos híbridos de nueva generación y en las soluciones de almacenamiento de escala sistémica, como la iniciativa de ETED, en cuyo proceso se inscribieron 39 participantes.
En este último caso, las baterías podrían destinarse al arbitraje energético, el desplazamiento de energía hacia otras franjas horarias y la prestación de servicios auxiliares.
Del marco de contratación a la ejecución de los proyectos
Mientras el Gobierno avanza en la estructuración de nuevas contrataciones y mecanismos de remuneración, AES Dominicana se prepara para incorporar almacenamiento en cuatro de sus proyectos renovables.
"A partir de la segunda mitad de octubre estaríamos con nuestros primeros dos proyectos, que son Bayasol y Santanasol, que ya van a empezar a contar con baterías", adelantó Carlos Birbuet, director de Originación de Gas Natural de AES Dominicana.
En tanto, precisó que Peravia y Mirasol presentan un retraso adicional de aproximadamente 30 días, por lo que sus próximos procesos están previstos para noviembre de 2026.
La compañía ya cuenta con experiencia en almacenamiento en instalaciones como Andrés e Itabo, y continúa extendiendo esta tecnología a su cartera de generación renovable.
La incorporación de baterías adquiere especial importancia en un mercado en el que los nuevos proyectos solares y eólicos comienzan a desarrollarse con requisitos específicos de almacenamiento.
La licitación renovable iniciada en 2025, por ejemplo, estableció la integración obligatoria de sistemas BESS para las nuevas centrales, contemplando una capacidad mínima de almacenamiento de cuatro horas.
Esta exigencia busca favorecer el desplazamiento de energía hacia períodos de mayor necesidad y reducir la dependencia de la generación convencional para determinados servicios de estabilidad.
Sin embargo, Birbuet advirtió que la posibilidad de ejecutar estas inversiones también depende de decisiones oportunas y de contar con proveedores capaces de responder a las mayores presiones sobre las cadenas internacionales de suministro.
"El tiempo es oro", sostuvo, al remarcar la necesidad de trabajar con socios que puedan concretar los proyectos dentro de los plazos y presupuestos establecidos.
En materia económica, el ejecutivo también consideró fundamental que los mecanismos de contratación contemplen condiciones adecuadas para el capital privado.
"Los incentivos tienen que ser los correctos", afirmó, en referencia a las tasas de retorno, las modalidades de remuneración y los mecanismos de recuperación del capital invertido.
Sus planteamientos reflejan uno de los desafíos de la expansión del almacenamiento: establecer condiciones que permitan trasladar los requerimientos técnicos de las licitaciones a modelos de negocio capaces de atraer financiamiento y concretar proyectos.
El capital privado frente a una nueva etapa de expansión
La participación del sistema financiero local también está adquiriendo un papel relevante para acompañar las necesidades de inversión energética.
En ese sentido, Juan Carlos Pais destacó la evolución de los fondos de pensiones dominicanos como fuente de capital para el sector.
Según precisó, existen aproximadamente USD 300 millones provenientes de estos fondos invertidos en energía, vinculados con proyectos que representan más de USD 800 millones de CAPEX, considerando financiamiento y capital propio.
La experiencia adquiere relevancia en un mercado donde las próximas contrataciones incluyen tecnologías con diferentes perfiles de ingresos, plazos de recuperación y riesgos operativos.
Para los inversionistas, la evolución del almacenamiento implica analizar nuevos mecanismos de remuneración y comprender cómo las baterías pueden integrarse tanto a proyectos renovables existentes como a instalaciones independientes.
Pais sostuvo que la combinación de renovables y baterías también está modificando las posibilidades de abastecimiento frente a los tiempos que requiere desarrollar generación térmica.
Como referencia, mencionó que una central de ciclo combinado puede demandar alrededor de seis años para entrar en operación, mientras que el crecimiento de la inteligencia artificial y los centros de datos está generando nuevas exigencias de suministro eléctrico.
En ese escenario, consideró que las renovables, acompañadas por almacenamiento, pueden ofrecer energía más gestionable y competir con otras alternativas de generación.
Para República Dominicana, un mercado insular que depende de la importación de combustibles, esta evolución adquiere especial relevancia en términos de seguridad energética.
En el cierre del panel, Joel Santos reafirmó la disposición del Gobierno dominicano a trabajar con el sector privado para avanzar en la transformación del sistema eléctrico.
El desafío para los próximos años será articular las nuevas contrataciones con mecanismos de remuneración y financiamiento que permitan incorporar almacenamiento, mejorar el aprovechamiento de la generación renovable y sostener la expansión de la oferta eléctrica.