República Dominicana ha conseguido atraer inversión para aumentar su generación renovable. La siguiente prueba será demostrar que el sistema puede integrar, transportar y entregar esa energía de forma eficiente. En este artículo, Ingrid Amador, alumna del Máster Profesional de Analista Estratégico y Prospectivo de LISA Institute, y Raykel Sánchez analizan por qué el cuello de botella del sistema eléctrico dominicano ya no está en la generación, sino en la red, las pérdidas de distribución y el curtailment.
República Dominicana se encuentra ante una paradoja cada vez más relevante para su sistema eléctrico. Mientras la inversión continúa aumentando la capacidad de generación, las restricciones que determinan cuánto de esa energía puede ser integrada, transportada y entregada adquieren una importancia creciente. Durante años, una de las principales preocupaciones estuvo asociada a la necesidad de incorporar nueva capacidad para atender una demanda en expansión. Ahora, a medida que llegan nuevos proyectos y aumenta el peso de las energías renovables, la cuestión empieza a desplazarse hacia los eslabones que conectan esa generación con el consumidor.
La inversión ya llegó; ahora comienza la segunda prueba
La evolución de la inversión europea ayuda a explicar este cambio. ACCIONA Energía puso en operación en 2025 Cotoperí Solar, un complejo de 162,6 MWp en La Romana, y mantiene una participación del 51 % en el proyecto. La compañía ya había desarrollado Calabaza I, de 58 MWp, y su documentación de financiación sostenible registra 100 millones de dólares para Cotoperí y 57 millones para Pedro Corto, de 82,7 MWp.
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Akuo ofrece otro ejemplo. Su planta solar Matrisol, de 53 MW, cuenta con un contrato de compraventa de electricidad a largo plazo con Cervecería Nacional Dominicana que contribuyó a garantizar la viabilidad económica del proyecto. TotalEnergies, por su parte, adquirió en julio de 2025 el 50 % del portafolio renovable de AES Dominicana, con más de 1 GW de proyectos solares, eólicos y de almacenamiento. De ese volumen, 410 MW estaban operativos o en construcción y más de 500 MW se encontraban en desarrollo.
La sucesión de estas operaciones muestra que República Dominicana ha conseguido crear mecanismos capaces de atraer capital hacia la generación. Existen recursos renovables, demanda eléctrica, contratos de largo plazo y estructuras financieras capaces de sostener inversiones de escala. Pero ese éxito está provocando un aumento rápido de la generación solar y eólica. Por consiguiente, el valor de una nueva planta depende también de la capacidad del sistema para absorber y transportar la electricidad producida.
El curtailment, que describe la reducción o limitación de generación disponible que no puede ser inyectada al sistema, constituye una señal de este cambio. Un estudio sectorial de AABI estimó que en 2025 se dejaron de aprovechar 189.057 MWh de energía renovable no convencional por restricciones técnicas, con un impacto económico estimado en unos 30 millones de dólares. Esta cifra, al no proceder de una publicación del Organismo Coordinador, debe considerarse una estimación sectorial y no un dato oficial del operador del sistema.
La importancia del fenómeno no reside únicamente en la energía que deja de aprovecharse. Una planta puede estar construida, disponer del recurso necesario y tener un contrato de venta de electricidad, pero su rentabilidad depende también de que la red pueda recibir y transportar la energía producida. Transmisión, almacenamiento, flexibilidad y gestión de la red dejan así de ser cuestiones exclusivamente técnicas para convertirse en variables que afectan a la economía de los nuevos proyectos.
El cuello de botella ya no está solo en la generación
La generación constituye solo el primer eslabón de una cadena que incluye transmisión, distribución y comercialización. Para que un megavatio instalado se traduzca en servicio eléctrico efectivo, debe poder transportarse, distribuirse, facturarse y cobrarse. La diferencia entre capacidad instalada y capacidad efectiva de servicio adquiere especial relevancia en un sistema que, al mismo tiempo que incorpora nueva generación, continúa enfrentando desafíos en distribución y comercialización.
Los datos oficiales muestran que la electricidad inyectada al SENI continúa creciendo. Entre enero y mayo de 2026 se inyectaron 9.393,4 GWh, 287 GWh más que en el mismo período del año anterior. El Ministerio de Energía y Minas publica estos datos junto con indicadores de generación, transmisión, distribución y desempeño económico del sector.
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El aumento de la energía inyectada, sin embargo, no permite por sí solo determinar si el sistema mejora en eficiencia o calidad de servicio. Para ello es necesario observar qué ocurre después de la generación. Las pérdidas de las distribuidoras constituyen una variable especialmente relevante porque permiten evaluar el funcionamiento del tramo encargado de llevar la electricidad al consumidor y convertirla en ingresos para el sistema. El Ministerio publica de forma periódica información específica sobre distribución y comercialización de Edenorte, Edesur y Edeeste, incluyendo indicadores operativos, financieros y de calidad del servicio.
La misma lógica se aplica a la infraestructura. Los procesos de contratación muestran la existencia de decisiones de inversión, pero solo su ejecución puede modificar las condiciones físicas del sistema. La información recopilada para este análisis identificó 30 procesos relacionados con necesidades del sistema durante 2025 y 2026, de los cuales al menos 23 habían sido adjudicados, aunque una parte importante todavía no había iniciado su ejecución; el conjunto de las licitaciones alcanzaba 15.897 millones de pesos dominicanos, aproximadamente unos 271 millones de dólares.
En un sistema sometido simultáneamente a crecimiento de demanda, incorporación de renovables y necesidad de modernización de redes, el tiempo entre la decisión de inversión y la entrada en funcionamiento de la infraestructura puede determinar la capacidad del sistema para acompañar el crecimiento de la generación.
Tres señales para saber si el sistema está cambiando
De esta evolución pueden extraerse tres variables especialmente útiles para observar si el sistema está entrando en una nueva etapa. La primera es la ejecución real frente a la adjudicación. No es cuando se anuncia, sino cuando comienza efectivamente a construirse, con qué ritmo y cuándo entra en operación. Una mejora sostenida mostraría que las decisiones de inversión se están traduciendo en activos capaces de modificar las condiciones físicas del sistema.
La segunda es la evolución de las pérdidas de las distribuidoras. Una reducción sostenida de las pérdidas técnicas y comerciales mostraría una mejora en la capacidad para transformar electricidad suministrada en electricidad comercializada y cobrada. Si, por el contrario, las pérdidas permanecen elevadas mientras aumenta la generación, el crecimiento de la capacidad instalada tendría un efecto limitado sobre la sostenibilidad económica del sistema.
La tercera es el curtailment mensual de energía renovable. Si la capacidad renovable aumenta y el volumen de energía restringida permanece estable o disminuye, ello sería compatible con una mejora de la capacidad de transmisión, almacenamiento y gestión de la red. Si aumenta de forma persistente junto con la capacidad instalada, la generación estaría creciendo con mayor rapidez que la capacidad de integración del sistema.
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La relevancia del curtailment no es exclusivamente técnica. Para un proyecto renovable respaldado por un PPA, la posibilidad de entregar la energía contratada forma parte de su estructura económica. Las restricciones de red pueden afectar a los ingresos esperados y convertirse en una variable relevante para la financiación de nuevos proyectos. La experiencia de Matrisol muestra el papel que puede desempeñar un PPA en la viabilidad de una planta, mientras que la incorporación de almacenamiento al portafolio de AES Dominicana refleja la creciente importancia de gestionar la intermitencia.
La utilidad de estos tres indicadores aumenta cuando se observan conjuntamente. Si la ejecución de infraestructura aumenta, las pérdidas disminuyen y el curtailment se mantiene controlado pese al crecimiento renovable, los datos serían compatibles con una mejora de la capacidad de integración del sistema. Si la capacidad instalada continúa creciendo mientras las infraestructuras se retrasan, las pérdidas permanecen elevadas y aumenta la energía que no puede ser absorbida, la expansión de la generación estaría avanzando más deprisa que la capacidad efectiva del sistema.
La próxima prueba será convertir megavatios en servicio
Esta diferencia será especialmente relevante hacia 2030. El Ministerio de Energía y Minas ha proyectado un aumento significativo de la capacidad renovable y de la capacidad de generación necesaria para acompañar el crecimiento de la demanda. En paralelo, sus boletines de generación muestran que el SENI ya contaba con 7.432 MW de capacidad instalada en marzo de 2026, mientras que la disponibilidad promedio del parque se situó en 3.675 MW.
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La primera etapa de la transición energética dominicana ha demostrado que existe capacidad para atraer capital hacia activos de generación. La siguiente puede ampliar el campo de inversión hacia los elementos que permiten integrar esos activos, como la transmisión, almacenamiento, digitalización, modernización de redes y gestión de la demanda. El portafolio de TotalEnergies resulta ilustrativo porque combina generación renovable con almacenamiento para afrontar la intermitencia y mejorar la estabilidad de la red.
El desafío hacia 2030 no consiste en elegir entre aumentar la generación o mejorar la red. La expansión requiere ambas cosas, pero la velocidad relativa de cada una puede determinar el resultado. Un sistema que incorpora generación más rápidamente de lo que desarrolla su capacidad de transmisión, distribución y flexibilidad puede acumular capacidad potencial sin obtener una mejora equivalente en el servicio.
Por el contrario, si la infraestructura avanza al ritmo de la nueva generación, las pérdidas de distribución disminuyen y la red consigue absorber una proporción creciente de la energía renovable disponible, el crecimiento de la capacidad instalada comenzará a traducirse en una mayor capacidad efectiva del sistema.
La cuestión central de la transición eléctrica dominicana está pasando así de la generación a la integración. Los megavatios seguirán siendo una medida necesaria de la expansión, pero ya no serán suficientes para explicar el funcionamiento del sistema. La evolución de la infraestructura ejecutada, de las pérdidas de las distribuidoras y del curtailment permitirá observar si la nueva capacidad está siendo acompañada por las condiciones físicas, financieras e institucionales necesarias para convertirla en servicio.
La señal de cambio de rumbo no estará únicamente en la próxima planta inaugurada ni en el siguiente récord de capacidad renovable. Estará en la capacidad del sistema para hacer que esa energía llegue a donde se necesita, cuando se necesita y en condiciones que permitan sostener la inversión que hizo posible su generación.
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