Por Edy Jiménez.
Diariovision.- En 2025, el curtailment (vertimiento) de Energía Renovable No Convencional (ERNC) dejó de ser un concepto “de otros mercados” y se volvió un hecho cotidiano en República Dominicana. Con la ERNC cerca de ~30% de la capacidad instalada (≈4x en 5 años) y con picos de 30–45% de participación durante horas solares, el MEM entró en una nueva fase: más limpia, sí, pero también más exigente en operación, coordinación y reglas.
A ese cambio estructural se le sumó la aceleración de la Generación Distribuida (GD) impulsada por la Ley 57-07: el propio sector reporta un crecimiento de 25x (2015–2025), cerrando alrededor de ~504 MW (medición neta) y llevando el total combinado ERNC+GD a ~2,568 MW, con un CAGR cercano a ~30% en 5 años.
El punto no es “si” la transición es correcta — lo es —, sino cómo aseguramos que la velocidad tecnológica venga acompañada de velocidad normativa y de mercado, para que haya certidumbre para inversionistas, protección del sistema y señales económicas claras.
2) Los inversionistas con portafolio térmico
Para el inversionista con portafolio térmico, el curtailment es la punta del iceberg de un cambio operativo más profundo:
La penetración acelerada de renovables ha incrementado el ciclado (arranque–paro u operación a mínimo técnico), elevando la frecuencia y severidad de daños y ampliando el alcance de mantenimientos.
Las renovables, en su configuración actual, no aportan regulación de frecuencia ni inercia; sin embargo, ese servicio auxiliar crítico para la calidad y seguridad del sistema tiene un costo que hoy recae en los térmicos, mientras la Ley 57-07 exime a renovables de otorgarlo.
Aunque muchos jugadores térmicos también tienen ERNC, tienden a abogar por una transición responsable y gradual, sin comprometer el desempeño de activos existentes en un sistema con bajos márgenes de reserva operativa firme.
Bajo recomendaciones de fabricantes, han aumentado solicitudes de reconocer restricciones operativas de unidades térmicas para proteger integridad y vida útil cuando se exceden límites de diseño: cantidad de arranques fríos/tibios/calientes, operación en mínimo técnico, rampas de subida/bajada, etc. El incremento de restricciones reduce flexibilidad sistémica ante disturbios, y se agrava si no existe una señal económica que compense el O&M adicional del nuevo régimen operativo. En ausencia de esa señal, el incentivo racional del térmico es proteger el activo, no “inventar” flexibilidad no remunerada.
La firmeza térmica depende de combustible con inventarios saludables. Pero la nueva volatilidad del despacho y el estrés operativo complican compromisos de volumen mínimo o Take-or-Pay en contratos de combustible, generando impactos logísticos y financieros que no siempre pueden traspasarse al MEM. Paradójicamente, esos compromisos a largo plazo (cuando están bien estructurados) suelen permitir capturar precios más competitivos que compras oportunistas spot, derivando en eficiencia de despacho y ahorros relevantes para las EDES.
3) Las instituciones del sector eléctrico: CNE, OC, ETED y SIE
Aquí aparece la tensión natural entre política pública, operación y regulación:
La CNE ha impulsado la política energética de largo plazo priorizando: (a) Inversión Extranjera Directa (IED), que ha contribuido a que el sector energía se ubique entre los principales destinos de capital; (b) reducción de emisiones y cumplimiento de compromisos internacionales, que pueden destrabar fondos con condiciones favorables para ERNC; (c) dinamismo del sector construcción y generación de empleos; y (d) la exigencia de BESS para una integración saludable de ERNC ante el salto del curtailment en 2025 (requerimientos que evolucionaron desde ~20% de la capacidad del proyecto asociado, hasta ~50% de BESS sin importar capacidad del proyecto).
El OC y CCE/ETED, como contrapeso operativo, tienen una misión primaria: seguridad operativa.
En términos simples, seguridad operativa es la capacidad del sistema para mantenerse “dentro de límites” en tiempo real (frecuencia, voltaje, flujos y márgenes) y responder de forma efectiva ante contingencias creíbles sin violar restricciones ni comprometer la estabilidad.
Por eso, cuando los márgenes de reserva para regulación de frecuencia son bajos y la inercia se reduce, se ven forzados a limitar ERNC.
En 2025 se vivieron hitos que ilustran esta realidad:
El 21 de agosto de 2025 se alcanzó la mayor producción (no participación) de ERNC, con ~1,263 MW combinados de viento y solar y ~43% de penetración.
El 11 de noviembre de 2025, por razones lamentables, se tuvo un blackout; la ERNC alcanzó ~46% de participación antes del evento imprevisto en una subestación de transmisión entre 13:00 y 14:00 . En muchos mercados, el “evento de diseño” para reservas y respuesta primaria se define como la Largest Contingency / Credible Contingency (la mayor contingencia creíble), pero ese análisis puede cambiar según los niveles de inercia al momento del evento.
A lo anterior se suma la Generación Distribuida (Figura 2): OC y CCE tienen visibilidad limitada de la GD detrás del medidor (behind-the-meter), lo que puede provocar desviaciones significativas en pronósticos de demanda efectiva.
Esta combinación también ha impactado el EDAC, multiplicándose por 3x la cantidad de eventos en solo 1 año (2025 vs 2024).
Con menor amortiguamiento, los esquemas ROCOF (detección de velocidad de cambio de frecuencia) se vuelven más sensibles. El EDAC debería ser de las últimas líneas de defensa, no operar en primera línea; de lo contrario, se comprometen indicadores de calidad de servicio de las EDES (SAIFI y SAIDI).
SIE, como regulador, enfrenta una tarea particularmente compleja: el mercado cambió estructuralmente con nuevas tecnologías amparadas por la Ley 57-07; existe infraestructura financiada con estructuras que requieren estabilidad; el mercado está más atomizado y polarizado; y la normativa debe ajustarse para que lo convencional y lo nuevo coexistan “en un partido sin jugadores en la banca por la baja reserva operativa”.
Para lograrlo, la SIE necesita explicar la película completa y exigir recursos para diseñar una hoja de ruta regulatoria. Esto requiere un equipo “SWAT”, inmune a ciclos políticos. Seguir con parches de corto plazo es pan para hoy y hambre para mañana.
Entonces, ¿hacia dónde vamos?
Durante 2025, la Curva Pato (Duck Curve) se convirtió en el nuevo normal de la operación diaria del SENI. Ilustrado en las Figuras 3 y 4, ocurre todos los días con mayor o menor proporción.
En países como Australia, Chile y USA (California), el boom de BESS se aceleró cuando la participación de ERNC en horas solares superó niveles relevantes (>25%).
El BESS se vuelve la “navaja suiza” del sistema: carga durante el día cuando hay exceso (y se recorta ERNC), y entrega durante la noche cuando falta energía firme. Además, puede ofrecer regulación de frecuencia, evitando operación forzada de térmicas para sostener mínimos de reserva y reduciendo sobrecostos del sistema.
Los efectos físicos del curtailment son verificables con históricos de despacho, ciclado y operación forzada. Es el “nuevo villano” que tendremos que capturar. Pero el impacto financiero en renovables y covenants ha hecho más complejo seguir financiando nuevos proyectos en el corto plazos. Desde junio se observaron >20 días con curtailment por mes, llegando a 31 días en diciembre, por entrada de nuevos proyectos y menor demanda estacional (ver Tabla 2).
En 2022, buscando anticiparse al estrés por penetración de ERNC y restricciones térmicas, el OC modificó procedimientos para agilizar el reconocimiento de operación forzada, específicamente el “Procedimiento Operativo para la Determinación de Operación Forzada de Unidades Generadoras” (aprobado por el Consejo de Coordinación del OC el 8 de junio de 2022).
Sin embargo, este procedimiento impacta la formación de precios y puede distorsionar la señal de precio spot que debería acelerar la inversión en BESS.
A nivel de mercado, aunque físicamente el impacto es visible, la señal de precios del spot no refleja plenamente lo que está pasando.
Al observar el mapa de calor del precio spot 2025 (“costo marginal”) en esquema 24×12 (hh x mm), ver Tabla 3, con curtailment relevante desde junio, es difícil visualizar una caída contundente en horas solares (8:00–17:00), donde el costo marginal se mantiene entre 65–146 US$/MWh, con promedio ~95 US$/MWh.
Un spread alto entre horas solares y no solares enviaría una señal clara a las EDES del beneficio de pagar por BESS para aplanar la curva: optimizan el recurso ERNC que ya pagan por contrato durante el día y reducen la exposición nocturna donde suelen estar cortas en el spot (ver Tabla 3).
Algunas Recomendaciones
Reglas integrales y previsibles para curtailment y flexibilidad: pasar de parches a una hoja de ruta que defina claramente criterios, prioridades y responsabilidades, y que habilite una convivencia ordenada entre tecnologías (Ley 57-07 incluida).
Señales económicas alineadas con la realidad operativa: revisar cómo procedimientos de operación forzada y la formación de precios pueden estar diluyendo el “mensaje” del spot, porque esa señal es clave para destrabar inversión eficiente en BESS y servicios auxiliares.
Visibilidad y coordinación de GD (behind-the-meter): mejorar datos y pronósticos para reducir desviaciones de demanda efectiva, disminuir presión sobre ROCOF/EDAC y proteger indicadores de calidad de servicio (SAIFI/SAIDI), reduciendo finalmente los sobrecostos por energía no servida.
