La dependencia de combustibles importados impulsa el almacenamiento con baterías en República Dominicana

República Dominicana acelera la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía con baterías (SAEB) como respuesta a una vulnerabilidad estructural: su elevada dependencia de combustibles fósiles importados para generar electricidad.

En 2025, carbón, gas natural y derivados del petróleo representaron el 81.1% de la generación eléctrica nacional, en un sistema aislado que no cuenta con interconexiones con países vecinos.

La matriz del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) alcanzó una capacidad instalada de 7,120.12 MW al cierre de 2025, según datos del Organismo Coordinador.

La generación anual fue de 26,188 GWh, con las turbinas a vapor, los ciclos combinados y los motores de combustión interna como las principales fuentes de producción.

Sin embargo, las renovables ganan espacio. La energía solar fotovoltaica ya suma 1,580.96 MW de capacidad instalada y la eólica 482.15 MW. En conjunto, ambas tecnologías representan el 29% del parque eléctrico, aunque aportaron el 13.5% de la generación en 2025. Su crecimiento plantea un nuevo desafío: gestionar la variabilidad de la producción y evitar el vertimiento de energía limpia cuando la oferta supera la capacidad de la red o la demanda instantánea.

En determinados momentos, especialmente durante las tardes, la generación renovable no convencional puede superar el 50% de la demanda instantánea.

Esa situación aumenta las exigencias sobre el control de frecuencia y tensión de la red, dos variables críticas para mantener la estabilidad del sistema. En un país sin interconexión regional, las opciones para equilibrar desbalances son más limitadas y costosas.

En ese contexto, las baterías se perfilan como una herramienta para reducir el uso de combustibles importados, aprovechar mejor la energía solar y eólica y reforzar la seguridad del suministro. La Superintendencia de Electricidad (SIE) estima que un sistema de almacenamiento destinado a la regulación de frecuencia podría reducir hasta en 50% el costo de ese servicio frente a los mecanismos convencionales.

Entre 2023 y 2025, el país avanzó en la construcción de un marco regulatorio específico para los SAEB. La estrategia no esperó una reforma integral de la Ley General de Electricidad 125-01, proceso que continúa por vía legislativa, sino que se desarrolló mediante decretos, resoluciones y procedimientos técnicos.

El Decreto 523-23 abrió el camino al incorporar disposiciones sobre almacenamiento en el reglamento de aplicación de la ley eléctrica. Posteriormente, la resolución SIE-136-2024-MEM habilitó a las baterías para participar en servicios auxiliares de regulación primaria, secundaria y de respuesta rápida de frecuencia. A ello se sumaron normas para autorizar instalaciones, establecer requisitos técnicos y actualizar las reglas de conexión de recursos basados en inversores.

El modelo separa tres dimensiones: la autorización de los proyectos, las condiciones para prestar servicios al sistema y la remuneración económica. Las baterías pueden inyectar o retirar energía, participar en la regulación de frecuencia y apoyar la operación de plantas renovables, bajo supervisión del Organismo Coordinador y el Centro de Control de Energía.

Uno de los principales motores de inversión ha sido la exigencia de que todo nuevo proyecto renovable de 20 MW o más incorpore almacenamiento equivalente al 50% de su capacidad. La medida, establecida por la Comisión Nacional de Energía, busca que la expansión solar y eólica contribuya también a la estabilidad del SENI.

El avance ya se refleja en proyectos concretos. La primera licitación competitiva de renovables con almacenamiento, EDES-LP-NGR-01-2025, recibió ofertas por más de 1,800 MW para una demanda de hasta 600 MW. El proceso adjudicó 325,69 MW de nueva capacidad renovable e incorporará más de 150 MW y 600 MWh de almacenamiento co-localizado.

Además, contratos de renovables existentes incorporarán 138,1 MW de baterías con una duración de cuatro horas, cuya entrada en operación está prevista entre marzo y julio de 2027. Paralelamente, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana evalúa instalar tres bloques de 200 MW y 400 MWh en puntos estratégicos de la red.

La apuesta dominicana convierte al almacenamiento en una pieza de política energética: no solo para integrar renovables, sino para disminuir la exposición a combustibles externos, reducir costos operativos y fortalecer la resiliencia de un sistema eléctrico insular.