La República Dominicana ha experimentado un acelerado crecimiento en la producción de energía renovable a lo largo de los últimos años, siendo incluso confirmado por el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras, que el país ha logrado un 25% de energía en fuentes renovables en cumplimiento a la Ley No. 57-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y de sus Regímenes Especiales.
Sin embargo, así como crece la producción también aumenta el consumo, anunciándose por primera vez un nuevo récord histórico de demanda en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), al alcanzar un pico instantáneo de 3,950 megavatios (MW), según lo establecido por el ministro de Energía y Minas, Joel Santos, el pasado 19 de agosto de este año. El país se ha visto inmerso en una crisis de abastecimiento para lo que sirvió como detonante la reciente y breve salida de operación de una de sus principales plantas termoeléctricas, la segunda unidad de la Central Termoeléctrica Punta Catalina, también conocida como Punta Catalina 2, por fallos en el mantenimiento.
Con el fin de dar solución a las demandas ciudadanas por el detrimento de energía durante una de las épocas más calurosas que ha vivido el país en años, el presidente Luis Abinader declaró el sistema eléctrico en estado de emergencia, facilitando las compras y contrataciones de bienes, servicios y obras que se realicen para incrementar la capacidad de generación, mediante el Decreto 517-25, firmado el pasado 8 de septiembre.
El mismo país que necesita aumentar la generación ha mantenido la práctica de limitar e interrumpir la producción de energía renovable durante las horas pico de generación y baja demanda. Ese proceso se llama curtailment. Este término en el sector energético se refiere a la reducción intencional de la producción de electricidad de una planta generadora, aunque tenga capacidad técnica para producir más en ese momento. Ocurre cuando la oferta de energía excede la demanda o la capacidad de transmisión de la red. En otras palabras, es “frenar” la generación de energía por limitaciones externas.
Marvin Fernández, consultor con más de 20 años experiencia en energía y medioambiente, y CEO de GreenBox, constató que las consecuencias de esta práctica son severas para el sistema energético. “Es un factor que está afectando a las empresas generadoras renovables, que dejan de vender parte de su energía, y a las empresas distribuidoras de electricidad, las cuales terminan comprando energía más cara”.
La práctica también significa que la quema de fósiles está siendo superior a lo necesario, ya que el país tiene la capacidad de sustituir una parte por energía renovable.
Entre enero y julio de 2025 la implementación práctica del curtailment en las renovables ha oscilado entre los 10,000 y 18000 megavatios por hora (MWh) de energía vertida, alcanzando un porcentaje máximo superior al 50% en el pasado mes de junio.
Aunque la solución definitiva al problema incluya invertir en infraestructura y almacenamiento, los datos revelan que, si el país cumpliera de inmediato con lo que prevé su legislación, el desperdicio del potencial de las renovables y la quema de fósiles serían menores.
La ley dominicana establece en el Decreto 65-23, que ordena el reglamento de aplicación de la ley 57-07 de incentivo al desarrollo de fuentes renovables, que las centrales de generación a partir de fuentes de energías renovables, no sólo son despachadas porque tienen el derecho a inyectar su energía a la red, sino que deberán entregar al Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC) la información necesaria para realizar la planificación de la operación.
La ley también dice que “la programación debe proteger los derechos de inyección preferente a la red de las renovables”.
Lo mismo se ratifica en el artículo 199 y 202 del Reglamento de Aplicación Ley General de Electricidad 125-01. Esto quiere decir que las renovables siempre tendrán prioridad en el despacho de energía a la red eléctrica que únicamente pueden ser limitadas una vez se cumplan todos los parámetros técnicos determinados en la ley por parte de las plantas térmicas.
El Reglamento de Autorización de Puesta en Servicio de Obras Eléctricas en el SENI, emitido por la Superintendencia de Electricidad, establece que las obras de generación eléctrica deben ser sometidas a “Pruebas de Verificaciones de Restricciones Operativas (VEROPE), mediante las cuales el Organismo Coordinador (OC) certifica varios parámetros, entre ellos la potencia mínima técnica (PMT).
“En ese sentido, no se podrá limitar el derecho de inyección de renovables por motivos técnicos sin haber aplicado previamente todas las medidas que fuesen necesarias sobre las centrales generadoras del régimen ordinario”, expresaba Fernández.
Las pruebas VEROPE tienen su origen en el año 2010, como respuesta a la necesidad de medir el rendimiento real y operativo de las centrales térmicas dominicanas.
En términos de estandarización o uso regulatorio global, las pruebas VEROPE no tienen un equivalente directo ampliamente reconocido fuera de República Dominicana. Aunque los criterios técnicos que evalúan—como tiempos de arranque, descarga, sincronización, parada y carga—son prácticas comunes en la ingeniería operativa de centrales térmicas, el acrónimo y el procedimiento formal como tal son exclusivos de República Dominicana.
La potencia mínima técnica (PMT) es aquella a la cual puede operar una central de generación de forma estable conforme a las especificaciones técnicas y manuales de operación del fabricante, o de acuerdo con los resultados de estudios técnicos realizados por expertos.
“Si se despachara a las plantas térmicas por encima de los niveles mínimos técnicos establecidos en la prueba VEROPE tendría un impacto negativo para el desarrollo de las energías renovables en el país. Esta práctica reduciría el espacio disponible en la red para la inyección de generación renovable, ocasionando más vertimientos (en función del curtailment) de energía solar y eólica, lo cual desincentiva nuevas inversiones en el sector. Asimismo, incrementaría el uso de combustibles fósiles, elevando los costos de generación y las emisiones, en contraposición a los objetivos nacionales de transición energética y diversificación de la matriz del país”, señala Fernández.
Alfonso Rodríguez, actual presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), expresó que “en la práctica, las centrales térmicas en el país operan con márgenes de confort muy superiores a los estándares internacionales, lo que genera un despacho ineficiente y obliga al curtailment de energía renovable. Esto no tiene sentido económico para el sistema eléctrico, tampoco tiene sentido operativo ni social. Con esto las distribuidoras pagan una electricidad más cara y contaminante y el inversionista en energías renovables ve su rentabilidad erosionada y su confianza en seguir invirtiendo en el país. Cuando vemos que en países cercanos grandes multinacionales deciden desinvertir e ir a mercados más consolidados, el mensaje es claro. La seguridad regulatoria e institucional son clave para el desarrollo del país”.
Rodriguez afirma que esto encarece la operación del sistema eléctrico al sustituir energía limpia y de bajo costo por generación convencional más cara en perjuicio económico directo para las distribuidoras del Estado, la industria, y la sociedad en general. Además, contradice los compromisos climáticos de reducción de emisiones, donde República Dominicana ha asumido la meta de disminuir sus emisiones de CO₂ en un 25% para el año 2030, conforme a la Ley 1-12 de la Estrategia Nacional de Desarrollo y la Contribución Determinada a Nivel Nacional.
“El irrespeto al marco legal afecta en gran manera a las renovables, dando cabida al curtailment, práctica que se ha convertido en un negocio para las plantas térmicas, pues mientras más energía se les despache mayor será su nivel de ingreso percibido, aun a pesar de no poseer motivos técnicos justificables y sobrepasar la planificación ordenada por el Organismo Coordinador. Acabar con esta práctica es fundamental para el crecimiento de las renovables, incentivar nuevas inversiones y promover los beneficios ambientales y económicos que la transición energética puede aportar al país”, puntualiza Rodríguez.
Datos muestran inclupimiento del VEROPE
La energía renovable tiene derecho de preferencia, en igualdad de precios y condiciones, en la venta y despacho de energía. Esto obliga al OC a programar la operación del sistema a mínimo costo.
El OC y el Centro de Control de Energía (CCE) – responsable de operar el SENI – solo deben aplicar el curtailment a renovables como último recurso, aplicando previamente todas las medidas que fuesen necesarias a la generación térmica convencional. Pero datos del OC disponibles en sus informes muestran que, en la actualidad, esa práctica es habitual. En informes compartidos por el OC en su programación semanal se muestran diferencias entre los parámetros de PMT y el despacho real de las plantas eléctricas de fósiles en la programación semanal definitiva entre el sábado 6 de septiembre hasta el viernes 12 de septiembre del presente año.
Entre esos casos, la Central Punta Catalina 1 despachó en promedio 340 MW cuando su PMT era de 250 MW, y Punta Catalina 2 alcanzó 360 MW frente a un PMT de 277 MW. La producción por encima de la Potencia Mínima Técnica también ocurrió en otras centrales. La Generadora de Electricidad ITABO 1 operó con 120 MW de despacho pese a un PMT de 94 MW. De forma similar, la planta Quisqueya 2 GN registró un promedio de 203,6 MW en despacho, por encima de su PMT de 66 MW.
“Es importante entender que se justifica el curtailment por supuestos límites operativos de plantas térmicas, internacionalmente puede verificarse que esto ocurre cuando la penetración supera el 40%, en la República Dominicana rara vez se supera el 20%, por lo que se pide garantizar el cumplimiento del marco jurídico de todo el sector eléctrico, incluyendo la planificación, operación y fiscalización de acuerdo a lo que exige el marco de ley”, finalizó Rodríguez.
Se consultó al OC y se le preguntó sobre las razones del curtailment en renovables. Respondieron únicamente que «los programas e informes de (OC) contienen toda la información requerida, incluidas las restricciones técnicas».
Pérdida para las distribuidoras y para las finanzas públicas
En el caso de la República Dominicana las empresas distribuidoras de electricidad son gestionadas por el Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras (CUED) e incluyen a Edenorte, Edesur y Edeeste. Cada una opera de manera exclusiva en su zona de concesión y no compiten entre ellas, ya que se encuentran bajo el poder del Estado y abarcan la mayor parte del territorio nacional bajo un esquema de concesión exclusiva establecido por la Ley General de Electricidad 125-01, lo que impide la competencia en baja y media tensión.
Este factor monopolístico ocurre cuando, debido a la naturaleza de la actividad económica, una sola empresa puede proveer el servicio a menor costo, porque los costos fijos de infraestructura son muy altos y la duplicación sería ineficiente.
Como Fernández explica, el curtailment afecta a las empresas distribuidoras ya que terminan pagando más por la energía por factores de costo marginal, lo que deteriora el ya existente déficit estructural del sistema. Eso significa más dinero público gastado. Tan solo en 2024 se presupuestaron RD$86,393 millones (alrededor de US$ 1,388 millones ) en subsidios para las EDES (87% del total del monto global de subsidios eléctricos que el Gobierno dominicano destinó en el Presupuesto General del Estado para ese año). Además, en el presupuesto complementario aprobado en julio de 2024, se asignaron RD$6,000 millones (alrededor de US$ 101,7 millones) adicionales para cubrir el déficit operativo de las EDES.
La solución definitiva pasa por el almacenamiento
Fernández comenta que “la solución a esta situación [curtailment] viene acompañada del almacenamiento, la flexibilidad, e inversión en redes de transmisión capaces de transportar la energía sin restricciones hacia los centros de consumo. De esta manera, se reduce/elimina el vertimiento de energía y la red adquiere mayor estabilidad. Esa energía excedente que hoy se vierte durante el día, bien podría ser almacenada, y liberada en las horas pico, donde el costo de energía en el mercado spot se incrementa en sus valores máximos. De esta forma reducimos costos y ganamos estabilidad”.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió, en julio de 2024, la Resolución CNE-AD-0005-2024, que establece nuevas condiciones para la tramitación de concesiones de proyectos de generación eléctrica en régimen especial que integren sistemas de almacenamiento (BESS), a partir de fuentes de energías renovables variables (ERV) que ostenta como principal objetivo asegurar que los proyectos de energía renovable con capacidades instaladas iguales o superiores a 20 megavatios en corriente alterna (MWac), cuenten con sistemas de almacenamiento en baterías, de al menos el 50% de su capacidad, con una duración mínima de cuatro horas.
La Licitación Pública para la Nueva Generación de Energía Renovable, emitida por el CUED, exige que además de generar energía limpia, los proyectos contribuyan a brindar servicios complementarios a la red como regulación de frecuencia, tensión, arranque en negro, y tecnologías avanzadas como el grid forming. Sin embargo, estas normas no obligan a las generadoras ya establecidas a entrar dentro del régimen de almacenamiento obligatorio, por lo que se perpetúa el problema.
Una de las razones por las cuales las generadoras prefieren mantenerse lejos del sistema de almacenamiento son los costos que esto implica, tomando como excusa que en sus contratos iniciales de concesión (PPA) esto no estaba figurado.
