A demanda total do sistema deverá atingir 4780,6 MW em 2026 , em comparação com uma oferta efetiva de 4947,8 MW. A cobertura dependerá da adição oportuna de usinas de energia, baterias, redes e infraestrutura de gás natural.
O Sistema Elétrico Interligado Nacional (SENI) da República Dominicana teria capacidade suficiente para atender à demanda de pico e às reservas operacionais entre 2026 e 2030, embora o primeiro ano do período concentre o maior risco para o planejamento.
“ Em 2026, a margem é mínima: 167,2 MW, o que equivale a 3,5% da demanda total ”, afirmou Andrés Manzueta Cepeda , CEO da Conexyner, SRL .
Essa folga deixaria o sistema vulnerável a atrasos no projeto, indisponibilidade térmica, restrições no fornecimento de combustível ou limitações de transmissão — fatores capazes de consumir rapidamente a margem disponível.
A projeção estabeleceu uma demanda máxima de 3880 MW para 2026 , que aumentaria para 4745 MW em 2030. Isso representa um crescimento acumulado de 865 MW ou 22,3% durante o período analisado.
Em paralelo, o consumo anual de energia aumentaria de 25.076 GWh para 29.999 GWh , um aumento de 4.923 GWh ou 19,6%. A metodologia aplicada considerou uma taxa de crescimento anual constante de 4,58% entre 2026 e 2030.
As tendências recentes de demanda de pico já mostram uma aceleração estrutural. Entre 2020 e 2024, a demanda de pico aumentou a uma taxa média de 231 MW por ano , quase três vezes os 77 MW por ano registrados entre 2011 e 2019.
O maior aumento anual ocorreu em 2023, quando a demanda máxima subiu 391 MW, ou 13,5% . Assim, a demanda máxima da SENI praticamente dobrou entre 2011 e 2024, passando de 1821 MW para 3500 MW.
O projeto SENI precisará de até 5845 MW de reservas em 2030.
Para determinar a capacidade necessária, a Conexyner diferenciou entre a demanda líquida máxima e a geração bruta requerida. Esta última incorpora as perdas de transmissão e o consumo de energia auxiliar nas usinas .
“ A geração bruta inclui perdas e consumo auxiliar; a reserva operacional é adicionada separadamente para cobrir contingências e regulação ”, explicou Manzueta.
De acordo com essa metodologia, a geração bruta necessária aumentaria de 4346 MW em 2026 para 5314 MW em 2030. A diferença em relação à demanda líquida de pico permaneceria próxima a 12% durante todo o período.
A esse volume seria adicionada uma reserva operacional de 10%, associada à regulação primária e secundária da frequência. A demanda total atingiria 4780,6 MW em 2026 , 5046,8 MW em 2027 e 5845,4 MW em 2030.
A oferta efetiva estimada para 2026 seria de 4947,8 MW , composta por 4647,8 MW térmicos e uma estimativa de 300 MW hidroelétricos gerenciáveis durante o horário de pico de demanda.
O cálculo não atribuiu potência firme à geração solar ou eólica para suprir o pico, pois não é possível garantir que sua produção coincida com o horário de maior consumo.
“ Para o equilíbrio de suficiência, uma contribuição de 0 MW é atribuída à geração solar e eólica ”, indicou o estudo.
Este critério permite comparar a necessidade com recursos gerenciáveis, firmes ou armazenados que podem responder durante o intervalo crítico, sem ignorar a contribuição energética das tecnologias renováveis durante outras horas.
Nessas condições, a margem avançaria para 471 MW em 2027. A partir de 2028, ultrapassaria os 1000 MW, atingiria 1338,6 MW em 2029 e fecharia 2030 em 1222,4 MW.
A redução entre 2029 e 2030, apesar do aumento da capacidade de armazenamento, seria devida ao crescimento da demanda e à ausência de novas adições térmicas durante o último ano do período.
Uma das variáveis decisivas será a adição de 600 MW e 2400 MWh de armazenamento em sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) . O cenário inclui quatro blocos genéricos de 150 MW e 600 MWh, com duração nominal de quatro horas.
Os sistemas seriam colocados em funcionamento progressivamente: o primeiro em 2027, o segundo em 2028, o terceiro em 2029 e o último em 2030. A capacidade cumulativa atingiria 150 MW, 300 MW, 450 MW e 600 MW, respectivamente.
A contribuição efetiva das baterias dependerá de suas condições de operação durante os períodos de pico de demanda, e não apenas de sua capacidade instalada. O modelo pressupõe que cada unidade estará totalmente carregada, disponível em potência nominal e conectada a um ponto da rede que permita a utilização de sua capacidade total de descarga.
“ Para suprir a demanda de pico, o sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) deve estar pré-carregado, disponível e sem restrições de rede que limitem sua descarga ”, alertou Manzueta.
Com a adição de 600 MW, a oferta efetiva atingiria 7067,8 MW em 2030 , em comparação com uma necessidade de 5845,4 MW. A margem resultante seria de 1222,4 MW, equivalente a 20,9%.
“ Sem armazenamento, a margem seria de aproximadamente 622,4 MW, equivalente a 10,6%; portanto, o cenário com sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) praticamente dobra a capacidade de reserva disponível no pico de 2030 ”, destacou o executivo.
O planejamento de carga terá que impedir que a arbitragem de energia comprometa a energia necessária para atender à demanda de pico, fornecer reservas ou participar de serviços auxiliares.
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A República Dominicana já começou a incorporar essa tecnologia em seus processos de licitação competitiva. A licitação EDES-LPI-01-2025 exigiu o armazenamento de energia como condição obrigatória para novos projetos de energia renovável.
O processo recebeu propostas para 1655 MWp contra uma demanda de 600 MW , embora, ao final, tenha concedido 325,69 MW de nova capacidade. Os projetos devem incorporar sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) equivalentes a 50% da potência contratada.
Após a adjudicação do contrato, as empresas de distribuição de energia elétrica prosseguiram com a assinatura dos contratos de compra de energia. Além disso, as autoridades estão preparando uma licitação para os 300 MW restantes e outro processo para adicionar 200 MW de capacidade de armazenamento em parques solares em operação .
Os anúncios feitos durante a Future Energy Summit Caribbean também anteciparam novos concursos para incorporar mais de 800 MWh a curto prazo , enquanto o país projeta cerca de 2000 MW de sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) nos próximos anos.
A transmissão definirá a capacidade disponível.
A construção de usinas e baterias não garante, por si só, que a energia chegará aos centros de consumo. A rede de transmissão precisa ser expandida na mesma proporção que a nova oferta.
O desafio será maior em áreas com alta concentração de projetos de energia solar e eólica. O aumento da capacidade instalada pode se tornar um fator limitante no fornecimento de energia se as linhas de transmissão e subestações não tiverem espaço operacional suficiente.
O cálculo de Conexyner partiu do pressuposto de que as usinas termelétricas e os sistemas de armazenamento de energia em baterias (BESS) entrariam em operação conforme o cronograma e sem restrições de transmissão . Consequentemente, os resultados representam uma avaliação simplificada da potência e não um estudo probabilístico de confiabilidade.
A Companhia Dominicana de Transmissão de Energia Elétrica iniciou uma transformação institucional acompanhada de novas regulamentações para facilitar a integração do armazenamento de energia. Simultaneamente, o governo lançou um edital de manifestação de interesse para o desenvolvimento de até 1200 MWh de instalações de armazenamento de energia com investimento privado .
A modernização da rede elétrica ganhou importância após o apagão nacional no Sistema Interligado Nacional (SENI) causado por uma falha em Punta Catalina. O evento reacendeu a discussão sobre resiliência, diversificação da matriz energética e capacidade de recuperação diante de contingências.
Nesse contexto, as baterias podem fornecer regulação de frequência, resposta rápida, deslocamento de energia e suporte operacional . Sua contribuição dependerá de sua conexão em locais estratégicos e do recebimento de remuneração proporcional aos serviços prestados.
O próximo passo regulatório será reconhecer esses benefícios além da arbitragem. Desenvolvedores, fabricantes e instituições financeiras acreditam que isso será crucial para sustentar novos investimentos.
A destinação de resíduos renováveis poderá atingir 19,2% até 2030.
Embora a capacidade despachável esteja crescendo, a expansão da energia solar e eólica representa outro desafio. A capacidade de energia renovável não convencional deverá aumentar de 1999,2 MW em 2025 para 3825,95 MW em 2030 .
A capacidade de energia solar atingiria 3242,75 MW, enquanto a energia eólica chegaria a 583,2 MW. No total, o país adicionaria 1826,75 MW durante o período.
O maior salto ocorreria em 2030, com 958,2 MW de nova energia solar e eólica. Essa expansão coincidiria com um aumento substancial nas entradas projetadas na rede.
O cenário base estimou uma injeção de 1346 GWh de energia renovável em 2030 , o equivalente a 19,2% da produção solar e eólica desse ano.
Entre 2026 e 2030, o descarte cumulativo de resíduos atingiria 3403 GWh. A porcentagem começaria em 11% em 2026, cairia para 8,5% em 2028 e 2029 e, em seguida, aumentaria acentuadamente durante o último ano.
Esse resultado ainda não foi recalculado com os 600 MW e 2400 MWh de baterias considerados na análise de suficiência.
“ O efeito do novo sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS) deve ser avaliado por meio de uma simulação cronológica específica ”, observou Manzueta.
A modelagem deve considerar a estratégia de carregamento, a eficiência, o estado da carga, a duração, as restrições da rede e o provisionamento de reserva. Caso contrário, corre-se o risco de atribuir dois serviços simultâneos à mesma capacidade.
Parte do excedente de energia poderia ser direcionado para os horários de pico de demanda, embora o resultado dependa da potência e da duração dos sistemas, bem como da capacidade reservada para outros serviços.
Em condições adequadas de funcionamento, o armazenamento poderia reduzir parte do descarte, transferir a produção de energia renovável para o período noturno e diminuir o despacho de energia térmica durante certos períodos.
O estudo concluiu que a SENI teria capacidade suficiente para cobrir a geração bruta e uma reserva de 10% durante todo o período de 2026 a 2030.
A cobertura estará condicionada à entrada em operação das novas usinas conforme planejado, ao carregamento e disponibilidade do sistema de armazenamento de energia em baterias (BESS), à contribuição da energia hidrelétrica atingir 300 MW e à permissão da rede para o transporte da energia.
“ A futura suficiência do SENI dependerá do progresso coordenado da geração, transmissão, armazenamento, reservas operacionais e infraestrutura de gás natural ”, concluiu o CEO da Conexyner.
A discussão setorial deixará de se concentrar na capacidade nominal anunciada e passará a abordar os MW efetivamente disponíveis durante os horários de pico , em condições reais de operação, com acesso a combustível e à rede elétrica.
A República Dominicana deverá atingir 2030 com uma margem de excedente de 20,9%, mas primeiro terá de superar o período de 2026, quando esse excedente será de apenas 3,5%. Este será o teste imediato para a expansão do Sistema Nacional Interligado (SENI) e para a coordenação entre demanda, geração, transmissão, armazenamento e reservas.