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IMPACTO ECONÓMICO DE LA ENERGÍA
RENOVABLE EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
ELÉCTRICO NACIONAL DE LA REPÚBLICA
DOMINICANA 2024
ECONOMIC IMPACT OF RENEWABLE ENERGY ON THE OPERATION OF THE
NATIONAL ELECTRIC SYSTEM OF THE DOMINICAN REPUBLIC 2024
Peter Agustín Santana Ciprián1
Recibido: 29/1/2025 y Aceptado: 3/6/2025
1.- psantana66@hotmail.com
89
La volatilidad de los precios de los combustibles fósiles tiene un impacto crítico en el desarrollo económico
de países como la República Dominicana, que dependen de estos para la producción de electricidad. Este
estudio investiga la viabilidad económica de la integración de fuentes renovables, como la solar y eólica,
en la matriz energética nacional. A través de un análisis de costos operativos y sobrecostos asociados a
la generación de electricidad en 2024, se encontró que la generación renovable representó el 10.2% de
la demanda total, generando ahorros signicativos de aproximadamente 183.6 millones de dólares. Se
identicó que duplicar la capacidad de energía renovable podría resultar en ahorros anuales cercanos a
367.2 millones de dólares. Sin embargo, la expansión de estas fuentes enfrenta desafíos en la gestión
del despacho energético y en la infraestructura existente, lo que resalta la necesidad de tecnologías de
almacenamiento y la actualización de normativas. Además, se sugiere la interconexión del sistema eléctrico
con otros de la región para maximizar benecios técnicos y económicos. Este trabajo subraya la importancia
de una coordinación efectiva entre políticas energéticas, desarrollo de infraestructura y colaboración entre
actores del sector para garantizar un sistema eléctrico seguro y accesible.
The volatility of fossil fuel prices has a critical impact on the economic development of countries like the
Dominican Republic, which depend on fossil fuels for electricity production. This study investigates the
economic viability of integrating renewable sources, such as solar and wind, into the national energy matrix.
Through an analysis of operating costs and cost overruns associated with electricity generation in 2024, it
was found that renewable generation represented 10.2% of total demand, generating signicant savings
of approximately $183.6 million. It was identied that doubling renewable energy capacity could result in
annual savings of approximately $367.2 million. However, the expansion of these sources faces challenges
in energy dispatch management and existing infrastructure, highlighting the need for storage technologies
and regulatory updates. Furthermore, the interconnection of the electrical system with other systems in the
region is suggested to maximize technical and economic benets. This paper underscores the importance
of eective coordination between energy policies, infrastructure development, and collaboration among
industry stakeholders to ensure a secure and aordable electricity system.
PALABRAS CLAVE: impacto económico, energía renovable, sobrecosto, precios combustibles, normativa
energética, política energética, infraestructura energética.
KEYWORDS: economic impact, renewable energy, cost overruns, fuel prices, energy regulations, energy
policies, energy infrastructure.
Resumen
Abstract
90
1. INTRODUCCIÓN
El cambio climático se presenta como uno de los
retos más signicativos que enfrenta la humanidad
en el siglo XXI (Nations, s/f-a). Este fenómeno se
reere a las transformaciones a largo plazo en las
temperaturas y los patrones climáticos en todo
el planeta (Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC), 2023a).
Si bien el cambio climático ha sido parte de la
historia de la Tierra, la intervención humana ha
acelerado este proceso de forma alarmante en los
últimos años (Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC), 2023b).
Las principales causas incluyen las emisiones de
gases de efecto invernadero generadas por la
quema de combustibles fósiles, la deforestación
y prácticas agrícolas insostenibles (Un resumen
para Cambio Climático 2021: todo el mundo, s/f).
El cambio climático representa una amenaza
existencial para nuestro planeta, que exige
acciones inmediatas y decisivas (UNFCCC Nav,
s/f). En este contexto, la transición a sistemas de
energía renovable no es solo una opción, sino un
imperativo para reducir las emisiones de carbono
y garantizar un futuro sostenible (IRENA, 2019).
Los países de todo el mundo han reconocido
la urgencia de esta situación, y muchos de
ellos están llevando a cabo la implementación
de políticas nacionales que fomentan el uso de
energías renovables como una estrategia para
mitigar los riesgos asociados al cambio climático.
(Nations, s/f-b) ,(Khasru & Ambrizzi, s/f)
La República Dominicana se encuentra en
un proceso crucial de transición energética,
moviéndose hacia fuentes de energía más
sostenibles y adaptándose a las realidades
operativas del país. Este desarrollo se enmarca
en políticas energéticas que buscan asegurar
un suministro seguro y conable para todos los
sectores de la economía. (Energía y Minas, s/f),
(“Estrategia Nacional de Desarrollo Ley 1-12”,
2012) ,(Domingo, 2014)
El país ha comenzado a implementar una serie
de iniciativas que respaldan este objetivo,
reconociendo la importancia de lograr una
energía accesible y a precios justos para toda la
población. (“Estrategia Nacional de Desarrollo Ley
1-12”, 2012) ,(Tejada, 2023),(Instituto de Energía de
la UASD, 2024),(Tejada, 2023).
En línea con los compromisos internacionales
sobre descarbonización (Tejada, 2023), el país
se ha propuesto que para 2025, el 25% de su
energía provenga de fuentes renovables (Ley
No 57-07, s/f); y para 2030, este porcentaje
aumentará al 30% dentro del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI).(Análisis regional
prospectivo sobre los objetivos de RELAC, s/f),
(Declaración de principios RD rmada, s/f)
Sin embargo, la dependencia de combustibles
fósiles para la generación térmica hace a la
República Dominicana vulnerable a uctuaciones
geopolíticas y económicas. Esta situación
subraya la importancia de diversicar las fuentes
energéticas mediante la incorporación de energías
renovables. (Ley No 57-07, s/f), (“Estrategia
Nacional de Desarrollo Ley 1-12”, 2012)
Este estudio busca examinar el efecto económico
de las energías renovables en el Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) durante el año
2024. Se considerarán dos escenarios: (1) el
funcionamiento actual del sistema con su matriz
energética vigente y (2) una simulación económica
que no contemple la generación de energía
renovable.
La organización del trabajo se divide en cinco
secciones: esta introducción, la metodología
y el alcance del estudio, un análisis general del
SENI, la presentación de resultados y, nalmente,
conclusiones y recomendaciones clave para
facilitar la transición energética.
91
2.CONSIDERACIONES METODOLÓGICAS
Esta sección aborda las consideraciones
metodológicas clave que orientarán el análisis del
impacto económico de las energías renovables en
el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) para el año 2024.
Se detallan los criterios y supuestos establecidos
para garantizar la validez y consistencia de los
resultados, lo que es fundamental para una
evaluación precisa de la inuencia de las energías
renovables en la operación del SENI.
El objetivo es analizar el despacho derivado de
la operación real del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI), subrayando la validez
de dicho despacho a pesar de la existencia de
unidades generadoras en operación forzada1
(“Reglamento para la Aplicación Ley 125-01”,
s/f), es decir, aquellas que funcionan fuera de
su programación óptima.
Se sostiene que el despacho obtenido
es representativo y relevante en diversas
circunstancias, incluyendo escenarios en los que
la reserva2 (“Reglamento para la Aplicación Ley
En los periodos (horas) en que se observe una
ponderación3 (ORGANISMO COORDINADOR
Manual de Procedimientos Comerciales, s/f)
notable en el costo marginal, se aplicará el
siguiente criterio para identicar la unidad marginal
La metodología propuesta busca asegurar que
los resultados obtenidos no solo sean relevantes,
sino también aplicables a la realidad del sistema
eléctrico en el contexto de la transición hacia
fuentes de energía más sostenibles.
2.1 Despacho de Operación Real
2.2 Determinación de la Unidad Marginal
125-01”, s/f)disponible podría haber sustituido
la generación de fuentes renovables sin que ello
conllevara un aumento en los costos marginales y
operativos del sistema eléctrico.
Este enfoque facilita una comprensión
profunda de las dinámicas operativas del SENI
y su inuencia en la eciencia económica del
suministro eléctrico.
1.- Fuera del despacho económico, pero que son requeridas en el SENI, por diferentes restricciones propias del sistema eléctrico, como son:
tensión, pruebas, control de ujo. Aunque estas unidades no son tomadas en cuenta para el cálculo económico – de forma directa, para el
cálculo de costo marginal de corto plazo- en realidad son unidades que se requerían que tuvieran operando en línea y por tanto deben ser
compensadas económicamente.
2.- Las condiciones de operación en tiempo real determinan la operación dentro de los parámetros dictado por la Normativa, primero de
seguridad y luego económico. Se debe mantener un cierto margen de reserva, respectar los tiempos mínimos de operación y tiempo mínimo
entre parada y arranque, así como las restricciones indicadas en la nota anterior, como también, otros variables propias de la operación en
tiempo real.
3.- Más de una unidad de generación de las que están operando marginan (denen el costo marginal del despacho de la hora de referencia.
en el cálculo extendido (sustitución de generación
renovable por generación térmica):
92
• Se denirá como unidad marginal aquella
que haya registrado el costo marginal
durante el 80% o más del tiempo en la hora
de referencia. Esta unidad, que pudiera ser
la más cara o la más barata dentro de la
hora de referencia, será empleada para el
cálculo del costo marginal estimado.
• Si ninguna de las unidades cumple con el
umbral del 80%, se optará por seleccionar
• Cálculo con costo marginal tope4
(“Reglamento para la Aplicación Ley 125-
01”, s/f): se aplicará un límite máximo al
costo marginal.
• Cálculo sin costo marginal tope: se
realizará el cálculo sin restricciones en el
costo marginal.
1. Desabastecimiento (“Reglamento para
la Aplicación Ley 125-01”, s/f): En los casos
donde la generación térmica disponible no
sea suciente para suplir la demanda, se
asumirá un costo de desabastecimiento
equivalente al costo marginal tope.
2. Mercado Spot5 (“Reglamento para la
Aplicación Ley 125-01”, s/f): Se considerará
que toda la generación se despacha al
Mercado Spot.
como unidad marginal la que tenga el costo
de despacho más reducido en esa hora.
Este enfoque está diseñado para minimizar
la incertidumbre en la estimación del costo
marginal.
Se realizarán dos cálculos del costo operativo
(Avi-Itzhak, 1977)y marginal, en adición al costo
operativo real del despacho:
Para simplicar el análisis, se aplicarán los
siguientes supuestos:
La comparación de estos resultados con el costo
operativo real permitirá estimar el sobrecosto
2.3 Cálculo del Costo Operativo y Marginal
2.4 Supuestos Adicionales
4.- Este es un valor que se emite por resolución por la Superintendencia de Electricidad.
5.- En el Mercado Eléctrico Mayorista de la República Dominicana Nacional, existe la gura de mercado: Spot y por Contrato.
potencial de la operación del sistema si la matriz
energética estuviera compuesta exclusivamente
por generación a base de combustibles fósiles.
El análisis se centrará en el efecto combinado de
la generación solar y eólica.
Los resultados se presentarán como
valores mensuales, calculados a partir de
los valores diarios resultantes.
93
• Informes Diarios de Operación6 (Informes
Diarios de Operación, 2024): Emitidos por
el Organismo Coordinador7 del Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (OC),
estos informes proporcionan datos sobre
el despacho de generación por fuente y la
demanda.
• Predespacho Diario de Operación
(Programación Semanal de Operación,
2024): También emitido por el OC, este
informe contiene las listas de mérito de
despacho.
La información para la realización de este análisis
provendrá de las siguientes fuentes:
Esta sección describe la metodología empleada
para estimar el impacto económico de la
generación renovable (solar y eólica) en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
El análisis compara los costos marginales, la
valorización de la energía y los costos operativos
Con estas consideraciones metodológicas, se
busca asegurar un análisis riguroso y coherente
del impacto económico de las energías renovables
en el SENI.
La metodología se basa en la sustitución de la
generación renovable real por la generación
térmica disponible, conforme a la normativa
vigente.
Se recopilan datos horarios de generación,
demanda, costo marginal y costo operativo del
SENI.
Luego, se realiza un cálculo extendido donde
la generación renovable es reemplazada por
2.5 Fuentes de Información
3.1 Descripción General
6.- Información pública disponible en https://www.oc.org.do/Informes/Operaci%C3%B3n-del-SENI/Coordinaci%C3%B3n-y-
Supervisi%C3%B3n-Tiempo-Real
7.- https://www.oc.org.do/Nosotros/Quienes-Somos
8.- REGIO: registro de evento de generación e información de operación. Nota: Se requiere credenciales (usuario + clave) para poder accesar
a la plataforma. Plataforma manejada por el OC.
• Plataforma REGIO8 (Costo Marginal,
2024): Esta plataforma, manejada por el
OC, registra información preliminar sobre el
costo marginal.
• Costo Marginal Tope: Valor establecido
como límite máximo para el costo marginal.
3. METODOLOGÍA
resultantes de la operación real del sistema con
los costos estimados si la generación renovable
fuera sustituida por generación térmica.
generación térmica, utilizando criterios especícos
para seleccionar la unidad térmica sustituta.
Finalmente, se comparan los resultados obtenidos
con y sin generación renovable.
94
Se mantienen los siguientes supuestos:
• En caso de no haber su ciente generación
térmica para suplir la demanda, se asume
un costo de desabastecimiento equivalente
al costo marginal tope.
La valorización de la energía en el Mercado Spot
resultante de la operación (Vems) se calcula:
Para el cálculo del costo operativo (Cost Opr) , se
sustituye la generación renovable real (Genr) de
la ecuación (1) por generación térmica disponible
(Genrd).
En la normativa local, existe un tope marginal
que limita el valor máximo del costo marginal
y es establecido, por la Superintendencia
de Electricidad, por resolución anualmente y
actualizado mensualmente.
Es el valor máximo de costo marginal reconocido
en la operación diaria del sistema eléctrico
nacional.
Sustituyendo la ecuación (4) en la ecuación (1) se
deduce la ecuación.
Donde:
Vems: Valorización de la energía en el
Mercado Spot resultante de la operación.
Cmg: Costo marginal real resultante de la
operación.
3.2 Supuestos Clave
3.3 Cálculo de la Valorización de la Energía en el Mercado Spot (Vems)
3.4 Cálculo del Costo Operativo con Sustitución de Generación Renovable
3.5 Consideración del Tope Marginal
• Se considera que toda la generación se
despacha al Mercado Spot.
Gent: Generación preveniente de
generadores térmicos.
Genr: Generación preveniente de
generadores renovables.
CVD: Costo variable de despacho de
generadores térmicos.
CVP: Costo variable de producción de
generadores térmicos.
FD: Factor de nodo.
95
El procedimiento de cálculo consiste en lo
siguiente: el Cmg real, cambia por el Cmgr ya
que se está aumentado la generación térmica
requerida para suplir la demanda, al sustituir la
generación renovable por generación térmica
equivalente (en valor) para mantener el natural
equilibrio generación - demanda, requerido en la
operación del sistema eléctrico.
Sustituyendo Cmg de la ecuación (5) por Cmgr,
nos queda la ecuación :
En síntesis:
Se presenta una metodología para el cálculo del
costo marginal y el costo de despacho horario
diario en el sistemas de generación eléctrica de la
República Dominicana.
Se inicia con el cálculo basado en el despacho
derivado de la operación real, lo que permite una
evaluación precisa de los costos asociados.
Posteriormente, se introduce un cálculo extendido
que reemplaza la generación renovable por su
equivalente en generación térmica, utilizando
como referencia la última unidad térmica resultante
del despacho en tiempo real.
Esta aproximación busca proporcionar una mejor
comprensión de los costos en la operación de
sistemas eléctricos, facilitando una evaluación
más robusta de la viabilidad económica de
las fuentes de energía renovables frente a las
convencionales.
Donde:
Vemsr: es la valorización de la energía en
el Mercado Spot potencial sin la operación
de generación renovable.
Cmgr: es el costo marginal resultante
de sustituir la generación renovable por
generación térmica equivalente en valor.
Para ese caso, en la ecuación (6) se
considera el costo marginal resultante sin
ninguna restricción de costo.
3.6 Procedimiento de Cálculo Extendido
Este trabajo presenta un análisis exhaustivo de un
año completo de operación del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) de la República
Dominicana, abarcando desde el 1 de enero
hasta el 31 de diciembre de 2024.
Se examinan todas las horas, días, meses y
estaciones del año para capturar la variabilidad
de la demanda y generación del sistema eléctrico.
El enfoque del análisis es económico, comparando
los costos operativos y marginales en condiciones
de despacho similares, tanto en escenarios que
incluyen generación renovable (eólica y solar)
como en uno hipotético donde estas fuentes
están ausentes.
4. ALCANCE
Este estudio se centra exclusivamente en la
evaluación del impacto de la generación eólica
y solar, excluyendo otras fuentes de energía
renovable, proporcionando así una visión clara de
su in uencia en el sistema eléctrico dominicano,
destacando la importancia de estas fuentes
renovables en la sostenibilidad y e ciencia del
sistema eléctrico del país.
96
La transformación del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado de la República Dominicana
constituye un proceso esencial en la evolución del
sector energético del país.
Se está trabajando en el proceso de transformación
del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la
República Dominicana (SENI) con el n de alcanzar
el objetivo de satisfacer el 30% de la demanda
eléctrica nacional a través de fuentes de energía
renovables no convencionales para el año 2030.
(Declaración de principios RD rmada, s/f)
5. SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA
A continuación, se examina la situación actual del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
de la República Dominicana, abordando los
desafíos y benecios que enfrenta en un contexto
de creciente demanda energética y sostenibilidad.
El SENI ha experimentado un crecimiento9
promedio interanual de la demanda eléctrica
de 3.2% (Santana, s/f) , (Aquino et al., 2024),
acompañado de un aumento en la capacidad de
generación, principalmente a través de fuentes de
energía solar (Aquino et al., 2024).
En la actualidad (2024), el 16.6 % de la demanda
del SENI se suple con generación de energía
renovable, distribuido entre la generación
hidroeléctrica (5.7 %) y el 10.9 % restante
A continuación, desglosamos las estadísticas
subyacentes para ofrecer una comprensión
completa y matizada de los resultados de la
Operación 2024.
La gura 1 ilustra la demanda eléctrica de energía
suplida a lo largo de los 12 meses del año 2024,
que totalizó 25,011. 20 GWh.
Al analizar la gura, se puede observar que, entre
los meses de julio y octubre, el consumo de
5.1 Situación Actual
5.2 Resultado Operación 2024: Estadísticas Clave para Entender el Panorama
proveniente de fuentes eólicas, solares y biomasa.
(Aquino et al., 2024)
La capacidad10 instalada total del SENI es de
5,985.34 MW, con una proporción de 66.26 %
de generación térmica y 33.74 % de generación
renovable. De este último porcentaje, el 22.83 %
corresponde a capacidad instalada a base de
energía eólica y solar.(Aquino et al., 2024).
5.2.1 Generación Eléctrica
electricidad superó los 2,200 GWh, alcanzando
su punto máximo en octubre, con una demanda
de 2,394 GWh.
9.- Desde el 2001 al 2023. información calculada a partir del informe anual de operaciones y transacciones económicas del año 2024 – OC -
Al 31 de diciembre de 2024.
10.- Al 31 de diciembre de 2024.
97
En la gura 2 se analiza la demanda máxima del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
durante el año 2024, destacando un pico de 3,812
MW registrado en octubre.
A lo largo de los 12 meses, la demanda se mantuvo
consistentemente por encima de los 3,000 MW, lo
5.2.2 Demanda Máxima
Figura 1 - Consumo mensual de energía del SENI durante el año 2024.
Figura 2 - SENI: Comportamiento de la Demanda Máxima Mensual Durante el Año 2024
Fuente: Construcción propia basada en los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo Coordinador.
Fuente: Construcción realizada a partir de los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo
Coordinador.
que sugiere un incremento notable en el consumo
energético.
Los resultados indican patrones estacionales y
picos de demanda, lo que permite identi car los
meses críticos donde se requerirá una mayor
capacidad de generación.
98
En la gura 3 se ilustra la contribución de las
fuentes de generación térmica y renovable en la
satisfacción de la demanda energética durante el
año 2024.
Los resultados muestran que el 83% de la
demanda fue cubierta por generación térmica,
La gura 3 ilustra que la matriz eléctrica del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
se basa principalmente en la generación térmica.
Esta matriz está compuesta por fuentes de
energía como el gas natural, el carbón mineral y el
fuel oil (No. 6 y No. 2).
En el año 2024, la generación térmica a partir de
gas natural representó el 39.7 % del total, mientras
que el carbón mineral contribuyó con un 31.7 %.
El restante 11.7 % de la generación se originó del
fuel oil, tal como se detalla en la tabla 1.
Estos datos re ejan la estructura de la generación
eléctrica en el SENI, destacando la predominancia
5.2.3 Generación por Fuente
mientras que el 17% restante provino de fuentes
renovables no convencional.
Figura 3 - Participación (%) de la generación térmica y renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
durante el año 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los informes diarios de operación del SENI, proporcionados por el Organismo
Coordinador.
del gas natural y el carbón mineral en la matriz
energética del país.
99
En relación con el 17 % de la generación de
energía renovable generada durante 2024, se
observa que un 10.2 % de esta energía proviene
de fuentes eólicas y solares, siendo estas el eje
central de este estudio, proporcionando un marco
que permite analizar el impacto económico de
Tabla 1 - Evaluación de la participación de las distintas fuentes de generación térmica en la operación del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) durante el año 2024
Fuente: La elaboración se realiza basándose en los informes diarios de operación del SENI, que son proporcionados por el
Organismo Coordinador.
esta fuente en la evolución de la matriz energética
y su relevancia en el camino hacia un modelo más
sostenible.
En la gura 4 se analiza la curva de oferta de
generación eléctrica para el año 2024 en el
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI), evaluando tres escenarios de capacidad
instalada, máxima y promedio de generación.
Se presenta la demanda máxima estimada para el
año, junto con una curva de costos por tecnología,
clasicada desde la unidad más económica hasta
la más costosa.
Los resultados indican que, bajo los tres escenarios
analizados, la capacidad de generación disponible
es teóricamente suciente para satisfacer la
demanda máxima de potencia de 3,811 MW,
predominantemente utilizando generación a base
de gas natural.
Sin embargo, la realidad, reejada en los datos
presentados, revela que fue necesario recurrir a
5.2.4 Curva de Oferta Generación Eléctrica
todas las fuentes de generación disponibles para
cumplir con la demanda energética del año 2024.
Este análisis subraya la importancia de diversicar
las fuentes de generación para asegurar la
estabilidad y cobertura de la demanda eléctrica
en el sistema.
100
Figura 4 - Evaluación de la relación entre la oferta de generación y los costos variables de despacho en el SENI en el
transcurso de 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los reportes diarios de operación del SENI, así como en los informes mensuales de
operación real y los programas de operación semanal proporcionados por el Organismo Coordinador.
En la gura 5 se ilustra de manera grá ca la curva
de demanda junto con el costo de la tecnología
empleada para satisfacer dicha demanda.
Esta representación muestra que las tecnologías
renovables tienen un costo de despacho igual a
cero.
Para cubrir la demanda del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) en el año 2024,
fue necesario recurrir a todas las tecnologías
térmicas disponibles, comenzando por la más
económica, que es el carbón, y nalizando con
la más costosa en términos variables, que es el
Fuel Oil No. 2.
A partir de la curva de costo variable de despacho
presentada en la gura 5, se concluyó que el costo
promedio anual de generación utilizando gas
natural es un 52% superior al de la generación a
partir de carbón.
5.2.5 Curva de demanda: claves para entender su costo
Además, el costo del fuel oil No. 6 es un 47.3% más
alto que el del gas natural, mientras que el costo de
generación con fuel oil No. 2 supera en un 188.4%
al costo de generación con fuel oil No. 6.
Estos datos in uirán en el costo marginal,
operativo y la valorización de la energía, aspectos
que se abordarán más adelante al comparar la
generación renovable (solar y eólica) con su
equivalente en generación térmica, según su
disponibilidad y orden de mérito.
La información presentada en la gura 5 es crucial
para entender la dinámica de costos en el sistema
eléctrico nacional, especialmente en el contexto
de la transición hacia fuentes de energía más
sostenibles.
La necesidad de integrar tecnologías térmicas
para satisfacer la demanda resalta la importancia
de evaluar los costos asociados a cada tipo de
generación, lo que permitirá una mejor plani cación
y optimización del sistema energético en el futuro.
101
Figura 5 - Costos de Despacho y Curva de Generación SENI 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los reportes diarios de funcionamiento del SENI y los planes de operación semanal
proporcionados por el Organismo Coordinador.
Dado que la República Dominicana es un país
insular sin interconexiones con otros sistemas
eléctricos regionales, la con abilidad y seguridad
del SENI dependen de su propia capacidad.
La alta penetración de energías renovables
presenta desafíos importantes para la operación
del sistema e infraestructura de transmisión,
incluyendo restricciones operativas, vertimiento
de energía y salidas forzadas de cargas, que
pueden reducir la con abilidad del sistema.
A pesar de estos desafíos, la energía renovable ha
contribuido a la reducción de los costos operativos
del SENI, disminuyendo la dependencia de los
combustibles fósiles y la exposición a la volatilidad
de sus precios.
Además, fomenta la independencia energética y
reduce la huella de carbono del país.
El marco normativo existente, diseñado hace más
de 20 años para una matriz energética basada
en generación térmica, necesita ser actualizado
para adaptarse a las nuevas tecnologías y a la
variabilidad de las fuentes renovables.
Se están realizando esfuerzos a nivel de políticas
energéticas, infraestructura, plani cación y
5.3 Desafíos y Benefi cios
normativa para integrar una alta concentración
de energías renovables variables, asegurando
la continuidad del servicio de forma segura,
con able y asequible para toda la población y los
medios productivos del país.
Se espera que, en los próximos años, el sistema
eléctrico nacional de la República Dominicana
pueda reducir aún más la huella de carbono de la
matriz eléctrica, disminuir el uso y la dependencia
de los combustibles fósiles y reducir el costo de
la energía.
En síntesis: La transformación del Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado de la República
Dominicana es un paso crucial hacia un futuro
energético más sostenible, donde se busca
satisfacer un 30% de la demanda eléctrica con
fuentes renovables para 2030.
A pesar de los desafíos que enfrenta, la integración
de energías renovables no solo promete
reducir costos operativos y la dependencia
de combustibles fósiles, sino que también
representa una oportunidad para modernizar la
infraestructura y normativa del sector energético
del país.
102
Este trabajo tiene como objetivo estimar
el sobrecosto asociado a la operación del
Sistema Eléctrico Nacional de la República
Dominicana (SENI) en un escenario hipotético en
el que la demanda de electricidad se satisciera
exclusivamente mediante fuentes de generación
de origen fósil.
A través de un análisis exhaustivo de los costos
operativos y la comparación con la actual matriz
energética del país, se busca determinar las
implicaciones económicas de una dependencia
total de combustibles fósiles.
6. IMPACTO ECONÓMICO DE LA DEPENDENCIA FÓSIL:
CUANTIFICACIÓN DEL SOBRECOSTO EN LA OPERACIÓN DEL
SISTEMA ELÉCTRICO DOMINICANO
Los resultados de este estudio proporcionan
una comprensión más profunda de los desafíos
nancieros y ambientales que enfrenta el SENI, así
como la importancia de diversicar las fuentes de
energía para garantizar la sostenibilidad y eciencia
del sistema eléctrico nacional.
A partir de los resultados presentados en la tabla
1 y la gura 3, así como de la disponibilidad de
generación y los costos reejados en las guras
4 y 5, se desarrolla el análisis que se aborda en
este estudio.
De la generación total, que representa un 17%
proveniente de fuentes renovables, se destaca
que un 10.2% corresponde a la energía eólica y
solar.
Esta porción de generación renovable será
reemplazada por la generación térmica disponible
para calcular el costo marginal, la valorización
de la energía y los costos operativos que
habría asumido el Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) en el año 2024, en caso
de que no se contara con la energía renovable
que operó durante todo ese año, manteniendo las
mismas condiciones operativas que se dieron en
el presente.
El análisis se centra en la relación entre la
generación de energía renovable y la térmica,
considerando que la energía eólica y solar
6.1 Evaluación de Costos en el Sistema Energético Nacional Resultado Operación 2024:
Estadísticas Clave para Entender el Panorama
representa una parte signicativa de la matriz
energética.
Se busca evaluar el impacto económico que
tendría la ausencia de estas fuentes renovables
en el sistema eléctrico, utilizando como referencia
los datos de generación y costos disponibles.
La evaluación se realiza bajo la premisa de que,
si las condiciones operativas se mantuvieran
constantes, se podría estimar el costo que el
SENI habría enfrentado sin la contribución de la
energía renovable.
Este análisis es fundamental para la planicación
futura y la toma de decisiones en el sector
energético, especialmente en un escenario donde
la sostenibilidad y la eciencia son cada vez más
relevantes.
103
De acuerdo con las consideraciones y la
metodología previamente mencionadas, así
como lo expuesto en la sección 6.1 , se presenta
en la gura 6 el resultado del costo marginal
promedio mensual del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) para los doce meses del
año 2024.
La gura 6 muestra el resultado de tres (3)
escenarios de costo marginal promedio, donde:
A pesar de que el costo marginal promedio sin
energías renovables no convencionales (Cmg
sin Tope – Sin ERNC) suele ser superior al costo
marginal promedio sin ERNC con un límite
establecido (Cmg con Tope - sin ERNC) , la gura
6 revela que en los meses de enero, abril y junio
los resultados son equivalentes.
En otros meses, la diferencia observada es inferior
a 1 US$/MW. Esta situación puede atribuirse a la
escasez de generación disponible para satisfacer
la demanda, lo que llevó a utilizar el costo marginal
promedio sin ERNC con un límite (Cmg con Tope
- sin ERNC) como opción para realizar el cálculo.
Además, la gura 6 indica que el costo marginal
promedio real de la operación es más bajo cuando
se utiliza energía renovable en comparación con
su ausencia.
1. Cmg Real: Costo Marginal Real:
Costo marginal efectivo derivado de las
operaciones realizadas en el año 2024.
2. Cmg con Tope - sin ERNC : Costo
marginal resultante del escenario de
sustituir la generación de energía renovable
no convencional, ERNC – para este caso,
solar y eólica -, por generación térmica
de acuerdo con su orden de mérito y
disponibilidad diaria durante el año 2024.
Además, este costo marginal, se presente
con la restricción de coste marginal tope11,
(“Reglamento para la Aplicación Ley 125-
01”, s/f).
3. Cmg sin Tope – Sin ERNC : Costo
marginal resultante del escenario de
sustituir la generación de energía renovable
no convencional, ERNC – para este caso,
solar y eólica -, por generación térmica de
acuerdo su orden de mérito y disponibilidad
diaria durante el año 2024. Este cálculo no
toma en cuenta el valor máximo de costo
marginal denido en la normativa vigente,
sino más bien, se deja que las condiciones
(simuladas) de demanda existente denan
su valor real.
6.1.1 Análisis Costo Marginal
11.- El costo marginal máximo, también conocido como Topese es el costo asociado al desabastecimiento o a la energía no suministrada, y es
determinado anualmente por la Superintendencia de Electricidad a través de una resolución. Cabe destacar que, conforme a esta resolución,
el Organismo Coordinador actualiza este costo de manera mensual. Para más información y como referencia, consulte la Resolución SIE-
141-2023-MEM.
104
Figura 6 - Resultado del costo marginal tres escenarios: el costo marginal real y los costos marginales extendidos
(con y sin costo marginal tope).
Figura 7 - Relación del costo marginal real derivado de la operación, calculada exclusivamente bajo el enfoque de
generación. térmica.
Fuente: Elaboración propia basada en los informes diarios de operación del SENI y de acuerdo con las consideraciones
presentadas en la sección de metodología para el cálculo de los Cmg sin ERNC y con Cmg máximo.
Fuente: Elaboración propia basada en los resultados presentados en la gura 6.
El costo marginal real promedio anual se redujo en
un 12.8% al incorporar un 10.2% de generación
proveniente de fuentes solares y eólicas durante
el año 2024, al aplicar el criterio de costo marginal
sin ERNC.
Si se considera el criterio de costo marginal sin
ERNC con un límite, la reducción sería solo del
5.9%.
Es importante destacar que establecer un límite
en el costo marginal disminuye a la mitad el costo
marginal real que se habría generado al operar
exclusivamente con generación térmica en 2024.
Los resultados se ilustran de manera grá ca en la
gura 7, donde se puede apreciar claramente el
impacto de la inclusión de energías renovables en
la reducción de costos.
Esta información resalta la importancia de
las energías renovables en la optimización de
los costos operativos del sistema eléctrico,
evidenciando su papel crucial en la sostenibilidad
y e ciencia de este.
105
Figura 8 - Evaluación del valor de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para el año 2024.
Fuente: Desarrollo propio fundamentado en los informes diarios de operación del SENI y conforme a las pautas descritas en
el apartado de metodología para el cálculo de los Cmg sin ERNC y con Cmg tope.
En resumen: Los datos indican que, al incorporar
fuentes solares y eólicas, se logra una disminución
del 12.8% en los costos marginales.
La inclusión de energías renovables en el sistema
eléctrico no solo reduce signi cativamente el costo
marginal real de operación, sino que también
demuestra su importancia en la sostenibilidad
y e ciencia del sistema, evidenciando que su
implementación es clave para optimizar costos y
satisfacer la demanda energética de manera más
efectiva.
A partir de los costos marginales tanto reales
como calculados, así como de la generación del
año 2024, se procede a examinar los resultados
de la valorización de la energía en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para
dicho año.
En la gura 8 se presentan estos resultados,
los cuales muestran conclusiones que son
coherentes con las observadas en el análisis del
costo marginal.
Se destaca que una generación del 10.2%
proveniente de fuentes solares y eólicas genera
un ahorro en el costo de la energía, siempre que
esta se valore en el Mercado Spot, conforme a las
consideraciones previamente expuestas en este
documento.
6.1.2 Análisis Valorización de Energía
Si no se hubiera contado con la generación solar
y eólica en el SENI durante 2024, el sobrecosto
en el precio de la energía habría ascendido a
US$ 418.16 millones y US$ 183.44 millones,
dependiendo de si se consideraba la valorización
de la energía con o sin un límite en el costo
marginal, respectivamente.
Esta información se puede extraer de la gura 8.
Es importante señalar que el costo marginal tope,
que representa el máximo que se paga, conlleva
una disminución de más del 50% en comparación
con el valor real de la valorización de la energía
que se habría registrado en el sistema eléctrico
nacional de la República Dominicana, según los
criterios analizados en este estudio.
106
Leyenda gura 8:
- Val. Energ Real: hace referencia a la
valoración de la energía en función del
costo marginal real promedio que se derive
de la operación a lo largo del año 2024.
- Val. Energ_Con Tope: se re ere a la
valoración de la energía generada durante
el 2024, sin la inclusión de la generación
a partir de energía solar y eólica, y
tomando en cuenta que el costo marginal
máximo es jado por una resolución de la
Superintendencia de Electricidad.
- Val. Energ_Sin Tope: el concepto anterior
se conserva, con la salvedad de que no
se impone un límite al costo marginal que
resulta de la operación. Esto signi ca que
no se tiene en cuenta el tope al costo
marginal que la normativa resolutiva vigente
en el sistema eléctrico nacional establece,
permitiendo así que se considere el valor
real del mercado.
El costo adicional que habría enfrentado el
SENI por la valorización de los 25 GWh de
energía demandada en 2024 se estimaría en
aproximadamente un 5.8% si se considera el costo
marginal máximo según la normativa vigente. En
cambio, este porcentaje ascendería a un 13.1% si
se toma en cuenta el costo marginal de la última
unidad térmica disponible.
Por otro lado, al igual que en el análisis del
sobrecosto relacionado con el costo marginal, la
valorización de la energía también muestra que
establecer un límite en el costo marginal disminuye
el valor real de la energía en cerca del 50%. Este
fenómeno se puede observar claramente en la
gura 9.
Estos resultados subrayan la importancia de
considerar las diferentes metodologías de
valorización de la energía, ya que pueden tener un
impacto signi cativo en los costos que enfrenta
el SENI. La variabilidad en los porcentajes de
sobrecosto resalta la necesidad de un análisis
cuidadoso al momento de establecer políticas
energéticas.
En síntesis, los resultados del análisis evidencian
que la metodología de valorización de la energía
puede in uir considerablemente en los costos del
SENI, con variaciones que van del 5.8% al 13.1%
en función del costo marginal considerado, lo que
resalta la necesidad de un enfoque riguroso en la
Figura 9 - Análisis del costo de energía anual para el año 2024, realizado con despacho real y fundamentado únicamente
en la generación térmica.
Fuente: Elaboración propia basada en los resultados presentados en la gura 8.
formulación de políticas energéticas. Este estudio
pone de mani esto la relevancia de evaluar
cuidadosamente las implicaciones económicas
de las decisiones en el sector energético.
107
Tabla 2 - Costo operativo real y estimado para una operación sin producción de energía solar y eólica - 2024 -.
Tabla 3- Costos variables de despacho promedio por tecnología.
Fuente: Desarrollo propio fundamentado en los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo
Coordinador.
Fuente: Construcción propia a partir de los informes programas semanal de despacho del SENI, emitido por el Organismo
Coordinador.
Al analizar el costo operativo, se evidencia una
notable discrepancia entre el costo operativo real
del sistema eléctrico y el costo operativo estimado
Esta diferencia se origina en el costo operativo
necesario para satisfacer la demanda, así como
en la utilización de tecnologías que presentan un
alto costo variable de operación, como se detalla
en la tabla 3.
En esta última, se puede observar que al
considerar el costo variable promedio de
En resumen, el análisis revela que la dependencia
exclusiva de la generación térmica, especialmente
a través de tecnologías como la de carbón, no
solo incrementa signicativamente los costos
6.1.3 Análisis Costo Operativo
despacho de la tecnología de carbón (elegida
por ser la más económica), el reemplazo de
la generación renovable por esta tecnología
provoca un aumento signicativo en el costo de
la energía, alcanzando los valores indicados en
la la “Relación Costo Variable Despacho” de la
tabla 3.
operativos, sino que también subraya la necesidad
de considerar alternativas más sostenibles para
satisfacer la demanda energética de manera
eciente y económica.
para una operación que dependa exclusivamente
de la generación térmica, tal como se ilustra en
la tabla 2.
108
En este apartado, realizaremos un ejercicio para
estimar el ahorro potencial en el Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI), considerando
una penetración de generación superior al 10%
que se ha analizado hasta ahora.
Utilizando el concepto de costo marginal tope,
podemos observar en la gura 9 que la valorización
real de la energía (Val. Energ Real) asciende a
3,187.36 millones de dólares, correspondiente al
despacho real del año 2024.
Por otro lado, la valorización de la energía según
el costo marginal tope (Val. Energ_Con Tope) es
de 3,370.80 millones de dólares; mientras que el
sobrecosto de operación sin un 10.2 % de energía
renovable (solar y eólica) se sitúa en un 5.8%.
Esto se traduce en que el sobrecosto (SC) es la
diferencia entre la valorización de la energía según
el costo marginal tope (Val. Energ_Con Tope) y la
valorización real de la energía (Val. Energ Real), lo
que da como resultado un sobrecosto de 183.60
millones de dólares para una generación del
10.2% de energía renovable.
Si se duplicara la generación de fuentes renovables,
podríamos suponer que la valorización de la
energía se reduciría a la mitad, asumiendo que
los demás parámetros de generación, operación,
disponibilidad y costos se mantuvieran constantes
en relación con el análisis previo.
En este contexto teórico, la tabla 4 ilustra el
potencial de ahorro para distintos niveles de
penetración de generación renovable.
6.1.4 Potencial de ahorro en el SENI: un ejercicio práctico
Tabla 4. Ahorro potencial derivado del incremento en la producción de energía renovable a partir de fuentes solares y
eólicas.
Fuente: Evaluación propia fundamentada en los supuestos señalados.
En resumen: el análisis revela que una mayor
penetración de energías renovables en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado podría generar
un ahorro signi cativo, con un sobrecosto actual
de 183.60 millones de dólares al alcanzar un
10.2% de generación renovable, lo que subraya
la importancia de incrementar esta proporción
para optimizar costos y mejorar la e ciencia del
sistema.
La proyección sugiere que duplicar la generación
renovable podría reducir considerablemente la
valorización de la energía, destacando el potencial
de ahorro a medida que se avanza hacia un
modelo energético más sostenible.
El estudio destaca la importancia de las energías
eólica y solar en la generación de energía
renovable en 2024, subrayando la necesidad de
duplicar la capacidad instalada para alcanzar las
metas de sostenibilidad establecidas para 2030,
lo que representa un desafío signi cativo para el
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
109
A partir de los resultados obtenidos en la
operación del sistema eléctrico de la República
Dominicana durante el año 2024, se estimaron
los sobrecostos asociados a la generación de
energía mediante combustibles fósiles.
Este análisis se llevó a cabo al reemplazar la
generación de energía eólica y solar por la
generación térmica disponible, siguiendo el orden
de despacho que establece la normativa.
Se consideraron dos escenarios: uno que se
adhiere a la normativa actual y otro que contempla
la liberación de los costos de generación de las
unidades generadoras.
Para diciembre de 2024, la capacidad instalada de
generación renovable, que incluye energía solar y
eólica, representa el 20% de la matriz eléctrica del
país. Esta capacidad renovable generó el 10.2%
de la demanda total de electricidad, equivalente a
2,551 GWh, dentro de un total de 25,011.20 GWh
del Sistema Eléctrico Nacional en ese año.
Con base en las condiciones operativas y de
costos de 2024, se estimó el sobrecosto que
habría enfrentado el SENI si no hubiera contado
con esta capacidad renovable y hubiera tenido
que satisfacer la demanda únicamente con
generación a partir de combustibles fósiles.
De acuerdo con la normativa vigente en la
República Dominicana en 2024, se estimó que
el potencial sobrecosto en la valorización de la
energía alcanzaría los 183.6 millones de dólares,
lo que representa un 5.8% del costo real.
No obstante, el análisis indicó que este
sobrecosto podría haber sido un 13.1% más alto
en un mercado donde se liberaran los costos de
generación.
Reemplazar el 10.2% de la generación solar y
eólica de 2024 por su equivalente en generación
térmica disponible en el SENI resultaría en un
incremento del costo operativo del 889.30% en
comparación con el costo operativo real bajo las
7. CONCLUSIONES
condiciones del sistema eléctrico nacional.
Los hallazgos indican que al duplicar la capacidad
de generación solar y eólica del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI), se podría
satisfacer el 20% de la demanda energética,
lo que generaría un ahorro signicativo en la
valorización de la energía, al reducir tanto el costo
marginal como el operativo. Este ahorro podría
ascender a aproximadamente 367.2 millones
de dólares anuales, el doble de lo que se había
estimado previamente.
Además de los benecios económicos, como
la autonomía energética y la reducción de las
emisiones de dióxido de carbono, la expansión
de la generación de energías renovables presenta
desafíos considerables en la gestión diaria del
despacho, debido a las características inherentes
de este tipo de producción.
La implementación de tecnologías como los
sistemas de almacenamiento de energía es
fundamental para facilitar una mayor integración
y operación exible de los sistemas eléctricos
que dependen en gran medida de fuentes de
generación variable, así como para garantizar
la estabilidad, seguridad y abilidad del sistema
eléctrico.
Sin embargo, se enfrentan a obstáculos
signicativos en términos de legislación y en
la infraestructura de la red eléctrica, que no
evolucionan al mismo ritmo que la generación
de energía renovable. Esto puede impactar
negativamente en la continuidad, calidad y
asequibilidad de la energía para todos los
sectores del país, lo que subraya la necesidad de
una coordinación más efectiva entre las políticas
energéticas y el desarrollo de la infraestructura
eléctrica.
110
Los hallazgos de este estudio evidencian la
viabilidad económica de incorporar energía
proveniente de fuentes renovables en la matriz
energética de la República Dominicana.
Para incrementar la participación de la energía
renovable, es fundamental llevar a cabo
investigaciones que determinen la cantidad de
energía solar, eólica y otras fuentes renovables
variables que el Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI), que hasta ahora ha
funcionado de manera aislada, puede manejar
sin poner en riesgo la seguridad y la abilidad del
sistema eléctrico.
Estos análisis deben ir acompañados de
evaluaciones de viabilidad técnico-económica
sobre la implementación de sistemas de
almacenamiento de energía, así como del
fortalecimiento de la red de transmisión para
facilitar la integración de estas fuentes.
Asimismo, es necesario actualizar la normativa
actual para fomentar y facilitar la inversión en
tecnologías energéticas que contribuyan a
robustecer el sistema eléctrico, garantizando el
acceso a energía asequible para toda la población.
Un aspecto adicional que merece atención es el
estudio de la interconexión del sistema eléctrico
con otros sistemas de la región, analizando
los benecios y ventajas tanto técnicas como
económicas que podrían derivarse de esta
interconexión.
Aunque la generación de energía renovable
presenta oportunidades tanto económicas como
ambientales, su operación con un alto nivel de
penetración conlleva desafíos signicativos que
deben ser abordados.
Se recomienda realizar investigaciones adicionales
sobre los retos operativos que enfrentó el SENI
durante el año 2024, ya que los resultados de
estos estudios ofrecerán información valiosa para
la formulación de políticas energéticas, normativas
y la difusión del conocimiento.
8. RECOMENDACIONES
Es fundamental establecer una colaboración
efectiva entre todos los actores del sector
energético, el gobierno y la ciudadanía para
diseñar las estrategias energéticas necesarias
para el desarrollo y crecimiento sostenible del
sistema eléctrico en la República Dominicana.
Esta coordinación asegurará un sistema eléctrico
que sea tanto conable como seguro, capaz de
satisfacer la demanda energética de todos los
sectores, lo que es esencial para su progreso
productivo y la vida cotidiana de la población.
Además, se sugiere promover el intercambio de
experiencias y conocimientos entre los países de
la región a través de la realización de estudios
similares al que se presenta en este documento.
Esta iniciativa facilitará la difusión de las lecciones
aprendidas y contribuirá al desarrollo de
estrategias energéticas más ecaces.
La colaboración entre los diferentes actores del
sector energético y la promoción del intercambio
de conocimientos son pasos cruciales para
garantizar un sistema eléctrico robusto y
sostenible en la República Dominicana, lo que
a su vez beneciará a todos los sectores de la
sociedad.
111
9. REFERENCIAS
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