Ante el crecimiento de los vertimientos en República Dominicana, dentro del sector empieza a discutirse una posible salida económica para los proyectos afectados.
“Lo que se cree que puede pasar es que el regulador permita que, a quienes tengan curtailment, se les valorice esa energía a precio spot”, explicó Rafael Velazco, consultor del mercado eléctrico dominicano, a Energía Estratégica.
En consecuencia, el eventual mecanismo no tomaría como referencia el precio de los contratos de suministro. De ese modo, los generadores podrían recuperar una parte del ingreso perdido.
La alternativa todavía es informal. Velazco aclaró que todavía no existe una decisión oficial al respecto. “Esto tiene un par de meses dando vueltas, es una de las opciones que hay”, señaló, y agregó que la posibilidad “ya se ha hablado y ha circulado mucho”.
En ese sentido, los registros del Organismo Coordinador (OC) muestran la escala que alcanzó el fenómeno durante 2026.
Entre enero y abril, el promedio diario de generación renovable disponible que no pudo ingresar al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) se ubicó en torno al 14%. El 18 de enero se registró una jornada con 40% de vertimiento, mientras que el 15 de marzo el indicador llegó a 35,5%.
Marzo acumuló aproximadamente 107,83 GWh de energía renovable vertida. En junio se registraron otros 58,42 GWh y en julio el volumen volvió a subir hasta alrededor de 85 GWh, más de ocho veces los 10,52 GWh del mismo mes de 2025.
La evolución reciente, sin embargo, también muestra que el problema no responde únicamente al volumen de generación renovable disponible. En septiembre, el SENI logró integrar un récord de 1390 MW solares sin vertimientos.
Ese antecedente demuestra que el sistema puede absorber picos muy elevados de fotovoltaica cuando coinciden determinadas condiciones operativas, y desplaza el debate desde la cantidad de renovables instaladas hacia la capacidad de la red para gestionarlas de forma consistente.
El impacto ya llega a los proyectos
Para Velazco, las restricciones empiezan a reflejarse directamente en los ingresos de los desarrolladores.
“Hay muchos proyectos que están teniendo pérdidas económicas y se le está buscando una salida”, afirmó.
Luego, agregó: “Existe una presión muy fuerte con contratos que están perdiendo dinero”.
El problema aparece cuando una central dispone del recurso y está en condiciones de producir, pero una restricción de operación le impide colocar toda esa electricidad en la red.
La posibilidad de reconocer parte de esa energía al precio spot apunta justamente a amortiguar ese impacto mientras persistan las limitaciones del sistema.
Por su parte, Velazco atribuye los vertimientos a una combinación de restricciones.
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“Hay momentos del día en los que toda la generación térmica y renovable no cabe en las redes”, resumió.
A ello se suman los mínimos técnicos de las centrales convencionales, que limitan cuánto pueden reducir su producción.
“Las plantas térmicas tienen un mínimo técnico por debajo del cual no se puede bajar la operación porque se afecta el equipo y su vida útil”, indicó.
En otras palabras, el problema no depende solo de ampliar líneas, sino también de contar con mayor capacidad para ajustar la generación y mover energía entre distintos momentos del día.
BESS y transmisión, las principales respuestas
La Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) avanza con un programa para incorporar hasta 600 MW / 1200 MWh de almacenamiento con baterías, mediante inversión privada.
El objetivo es sumar capacidad para absorber excedentes, desplazar energía y aportar mayor estabilidad al SENI.
A esto se suman inversiones superiores a RD$22000 millones en infraestructura de transmisión, con nuevas líneas y ampliaciones en distintos puntos del país.
En septiembre, además, la compañía avanzó con un proyecto para instalar STATCOM en cuatro ubicaciones estratégicas, orientados a mejorar el control de tensión y la estabilidad de la red.
Las tres líneas de acción responden a problemas diferentes: las baterías permiten desplazar energía, las obras amplían la capacidad de transporte y los STATCOM refuerzan el control dinámico de tensión.
La flexibilidad ya tiene precio
El marco regulatorio también empezó a reconocer económicamente algunos servicios que necesitan una matriz con mayor participación renovable.
La Resolución SIE-015-2026-MEM fijó para los sistemas BESS un incentivo base de USD 22,129/MWh para regulación primaria de frecuencia y de USD 27,992/MWh para regulación secundaria. Para los generadores térmicos e hidroeléctricos, el valor base quedó establecido en USD 12,682/MWh.
Es decir, República Dominicana ya cuenta con mecanismos para remunerar determinados aportes a la estabilidad del sistema.
Lo que todavía permanece abierto es el tratamiento de la energía renovable que queda fuera de la red por una restricción operativa.
Ahí aparece la alternativa mencionada por Velazco: compensar parte de esos recortes tomando como referencia el precio spot.
La eventual medida no resolvería las limitaciones físicas del SENI, pero sí abriría una respuesta económica mientras avanzan las inversiones en almacenamiento, transmisión y control de red.