Las principales energéticas que operan en República Dominicana aprovecharon el primer día del FES Caribe para fijar prioridades sobre la próxima etapa del sistema eléctrico, en un contexto donde la alta penetración renovable ya empieza a tensionar la operación. El consenso fue claro: el desafío ya no pasa solo por incorporar más capacidad limpia, sino por integrar flexibilidad, almacenamiento y reglas de mercado que acompañen esa expansión. Con crecientes restricciones operativas, pérdidas económicas asociadas al vertimiento y mayor presión sobre la regulación, la discusión puso el foco en cómo sostener nuevas inversiones y adaptar el sistema a una etapa de mayor complejidad.

Esa nueva etapa quedó reflejada en un dato que expuso EGE Haina: más de 120000 MWh de generación renovable se perdieron en el primer trimestre de 2026, equivalentes a 18.7 millones de dólares, una señal de que la discusión ya no es solo cuánto incorporar, sino cómo integrar esa nueva capacidad sin comprometer estabilidad ni rentabilidad. En paralelo, el país acelera licitaciones para sumar almacenamiento, con un pipeline que podría superar los 600 MW en BESS y una proyección cercana a 2 GW solares hacia 2027.

En ese marco, Rosina Hernández, directora de Mercado Eléctrico de EGE Haina, apuntó: “Necesitamos claridad en cómo se van a compensar todos los servicios que pueden proveer las baterías”, advirtiendo que la falta de definición regulatoria limita nuevas inversiones.

“Se han perdido más de 220000 megavatios hora de energía renovable”, agregó y remarcó el impacto directo en la viabilidad de los proyectos. Además, destacó como señal positiva la conformación de una mesa de seguimiento impulsada por el Gobierno para abordar específicamente el curtailment.

Reviva el primer día de FES Caribe: https://www.youtube.com/watch?v=OfB3DaSHJSM

El contexto regulatorio comienza a evolucionar, pero los ejecutivos remarcan que aún no acompaña la velocidad del crecimiento del sistema. El país avanza con la planificación de licitaciones que combinan renovables y almacenamiento, tras los resultados positivos de la  EDES-LP-NGR-01-2025, teniendo que ampliar la capacidad adjudicada a 605,1 MW para incluir a los 8 proyectos más prometedores ante la ávida competencia. Sin embargo, la señal económica todavía no refleja el valor completo de estos sistemas.

Desde el lado estructural, Karla Martínez, gerente de Asuntos Corporativos y Sostenibilidad de CMI, puso el foco en el principal riesgo sistémico: “La salud financiera de las distribuidoras sigue siendo un riesgo latente”, en un contexto de pérdidas cercanas al 38% y atrasos que superan los 10 meses.

“Nunca ha salido un pago por energía perdida por curtailment”, agregó Martínez y señaló que esto obliga a replantear los modelos de negocio.

En ese sentido, planteó una posible solución de mercado: “Hay que encontrar mecanismos que protejan las inversiones existentes, por ejemplo, a través de su participación en servicios como la regulación de frecuencia”, introduciendo el concepto de vincular flexibilidad con protección frente al vertimiento.

En paralelo, el foco se trasladó a la operación del sistema, donde la complejidad técnica crece exponencialmente.

Desde esa perspectiva, Oscar San Martín, vicepresidente de Nuevos Negocios y gerente país de República Dominicana en InterEnergy, afirmó: “No podemos dejarle a un ser humano que esté apretando botones”, reflejando el cambio estructural en la gestión del sistema. La compañía ya incorporó especialistas en datos e inteligencia artificial para operar en tiempos de milisegundos.

Además, explicó que la flexibilidad también está evolucionando del lado térmico: “Los fabricantes están desarrollando motores más pequeños y flexibles que permiten adaptarse mejor a la variabilidad renovable”, reduciendo mínimos técnicos y mejorando la respuesta del sistema.

«Si promovemos la movilidad eléctrica, podemos absorber esa energía que hoy se está perdiendo en horas diurnas”, agregó el ejeutivo de InterEnergy.

Por otro lado, la planificación del sistema apareció como otro eje crítico, especialmente en infraestructura y señales de inversión. Así lo remarcó Edy Jiménez, Chief Commercial Officer de AES Dominicana, quien advirtió: “No es posible que la transmisión esté atada al desarrollo de proyectos privados”.

“Estamos compitiendo por equipos y tiempos con industrias como los data centers”, agregó y enfatizó en la necesidad de definir cronogramas más claros de licitaciones.

Jiménez también puso el foco en que la incorporación de almacenamiento exige una transición regulatoria ordenada, que no modifique de forma abrupta las condiciones de proyectos ya financiados y preserve señales de largo plazo para la inversión.

Desde Marsh, Vivian Acra, CEO y Presidente de Marsh Risk, explicó: “El costo de asegurar proyectos en República Dominicana puede ser dos o tres veces mayor que en otros países”, debido al riesgo catastrófico.

Pero el mayor desafío está en las nuevas tecnologías: “El almacenamiento tiene un riesgo completamente diferente, de incendios degradación de celdas y operación. Mientras más temprano se gestione el riesgo, mejor será el perfil del proyecto», aseguró.

Desde el lado tecnológico, el mercado enfrenta una paradoja: caída de precios global y mayores exigencias de calidad.

En ese contexto, Ignacio Mesalles, Head of Sales North LATAM, Central America & The Caribbean de JA Solar, advirtió: “Es fácil caer en la tentación de escoger el panel más barato”, en un escenario de sobreoferta en los últimos 12 a 24 meses.

Sin embargo, puso el foco en el largo plazo: “Estos son proyectos de 30 años o más”, por lo que las decisiones de CAPEX pueden impactar en rendimiento, seguros y operación. Además, destacó avances técnicos clave: mejoras en coeficientes de temperatura que permiten sostener la eficiencia en climas exigentes como el dominicano.

En síntesis, el FES Caribe dejó en evidencia que la transición energética dominicana entra en una fase más exigente, donde el desafío ya no es solo sumar capacidad renovable, sino integrar flexibilidad, regulación y financiamiento. Con un pipeline que apunta a casi 2 GW solares hacia 2027 y una expansión acelerada del almacenamiento, el sistema deberá evolucionar rápidamente para evitar que las pérdidas y los riesgos estructurales se profundicen.

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