Por Edy Jiménez Toribio
Como dominicano, mi intención es un sector eléctrico robusto, seguro, confiable y asequible, que además siga atrayendo inversión extranjera directa por sus bases sólidas, no por un simple momentum tecnológico. Un amigo del campo me dijo: “después que conocí el hielo, solo tomo agua fría”. Su normalidad era el agua “al tiempo” en un país caribeño; con el acceso a la electricidad, aparecieron mejores opciones. Igual aquí: mejorar lo que “parece funcionar” crea cimientos para avanzar, y tanto los bancos como los expertos en la materia (SMEs, por sus siglas en inglés) sí miran el riesgo integral de nuestro sistema, es decir que les gusta el agua fría, aunque “al tiempo” también funciona.
🐘 1) Capacidad (Potencia Firme) y precio de capacidad
La asignación de Potencia Firme hoy se calcula con la disponibilidad de los activos térmicos en horas de demanda pico, que no siempre coinciden con las horas de mayor estrés real del sistema. Para alinear la remuneración con el objetivo de confiabilidad de largo plazo, una alternativa es medir la disponibilidad en las horas de mínimo margen de reserva operativo. Bajo ese criterio, las renovables no convencionales (NCRE) podrían acreditar Potencia Firme cuando el recurso esté físicamente disponible justo en esas horas críticas.
¿Pueden las BESS (standalone o co-localizadas) acreditar Potencia Firme? La regulación reciente ya abrió su rol en servicios y operación; falta definir explícitamente su acreditación de capacidad para que su aporte a la confiabilidad quede reconocido en el mismo marco.
Si miramos la Tecnología de Generación de Referencia para fijar el precio del Mercado de Capacidad del SENI, lo más replicable para aportar el MW incremental en la Demanda de Punta sigue siendo una Turbina de Gas (TG). Considerando la disponibilidad de gas natural, el LCOE de una TG a diésel frente a una TG a gas favorece a esta última por menor costo de abastecimiento; por tanto, el Precio de Capacidad debe reconocer el CAPEX de la TG más el servicio de transporte firme del gas natural, vía un Cargo por Reserva de Capacidad del gasoducto.
🐘 2) Energía: medición, facturación y contratos “FAC” en la era digital
Balance y presión sobre el capital de trabajo
Hoy el balance oficial de transacciones llega 10–20 días después del mes operativo. Para una térmica que prepaga gas en n-1, opera en n, factura en n+1 y cobra en n+2, el capital de trabajo queda “atrapado” desde n-1 hasta n+2. Ejemplo didáctico: si la planta prepaga US$10M de gas en n-1 y vende US$12M en n, sus cuentas por cobrar se extienden ~90 días; con una línea al 10% anual, el costo financiero es ≈ US$12M × 10% × (90/365) ≈ US$0.30M solo por la espera. Este ciclo largo encarece la operación, tensiona el cash flow y reduce la bancabilidad de nuevos proyectos.
Plataforma digital para FAC: estandarizar, validar y activar en 24–48 h
Sustituir los Formularios de Administración de Contratos (FAC) en papel por una plataforma 100% digital: (i) pre-calificación de Vendedor y Comprador como Participantes; (ii) catálogo estandarizado de tipos de transacción (físicas referenciadas a nodos de generación y financieras a puntos de demanda, bloques, vigencias, etc.); (iii) carga del contrato por Participante A y aceptación electrónica por Participante B; (iv) validaciones automáticas del ISO contra el Modelo Comercial y los Sistemas de Medición Comercial; (v) registro inmediato y trazabilidad (auditoría, versiones, API). Con reglas claras y plantillas validadas, la revisión manual cae casi a cero y los contratos quedan operativos en 1–2 días, reduciendo errores, evitando hardcopy y acortando el ciclo de caja que hoy presiona a los agentes.
🐘 3) Señales de ubicación: de Factores Nodales a Precios Nodales (LMP)
El Precio Spot (Costo Marginal del Sistema) es único para todo el sistema y se “aterriza” a cada nodo aplicando Factores Nodales (solo pérdidas). Así, los contratos bilaterales suelen referenciar su punto de entrega con ese ajuste por pérdidas.
Problema: cuando hay desacople por Subsistemas Económicos (congestión), aparece una diferencia adicional entre nodos que no está dentro del Spot ajustado por pérdidas. Esa diferencia es el riesgo “basis” (precio en tu nodo vs. precio en el nodo de referencia) y queda fuera de la fórmula contractual si no se pacta.
Por qué duele el basis cuando la congestión va “por fuera”
Si tu contrato solo reconoce Spot ± pérdidas, cualquier congestión que eleve (o baje) el precio en tu nodo no está cubierta → exposición difícil de distribuir y de conciliar en la liquidación.
Esto puede generar disputas, asimetrías (una parte paga/recibe algo que la otra no había previsto) y complejidad operativa (ajustes ex–post para “repartir” congestión).
Solución didáctica: llevarlo a LMP (Precio Marginal Local)
Con LMP, el basis queda transparente y medible; en una negociación bilateral puedes asignar quién asume pérdidas y quién asume congestión, o indexar el contrato al LMP del nodo pactado.
🐘 4) Regulación de frecuencia: rápida, primaria/secundaria e inercia
Separar y remunerar distinto: (a) respuesta rápida (ms–s), (b) primaria (segundos), (c) secundaria/AGC (minutos), y (d) aportes de inercia (síncrona/virtual). La normativa de servicios auxiliares y los recientes avances para BESS permiten formalizar este “menú” y sus pagos.
🐘 5) Curtailment y Ciclado: los costos invisibles de integrar renovables
La integración de renovables aporta un ahorro evidente por menor consumo de combustibles fósiles, pero ese ahorro bruto debe compararse con los costos incrementales de seguridad que introduce su variabilidad. Por ejemplo, si el sistema evita importar US$300 millones en combustibles, pero incurre en US$100 millones adicionales en costos de operación y mantenimiento, el verdadero ahorro neto es de US$200 millones. Para lograr una integración sostenible, esos sobrecostos deben reconocerse y remunerarse explícitamente:
Reconocer estos costos invisibles no significa restar valor a las renovables; al contrario, fortalece su bancabilidad y credibilidad en el sistema, porque establece reglas claras, con plena transparencia sobre los servicios y compensaciones que permiten que la expansión renovable siga creciendo de manera sostenible.
🐘 6) Transacciones por desviaciones (hacia una doble liquidación DA/RT)
Un esquema de mercado con Day-Ahead (DA) y Real-Time (RT) fortalece los pronósticos y disciplina a los agentes, porque las ofertas del DA se convierten en compromisos sujetos a penalidades o ajustes si se desvían en tiempo real. De esta forma, se crea un incentivo económico para que cada generador, distribuidor o renovable mejore la precisión de sus previsiones y gestione sus riesgos de forma activa, en lugar de trasladarlos al sistema. El mecanismo de doble liquidación (DA vs RT) asegura que las desviaciones se valoren al precio del mercado en tiempo real, de modo que quienes incumplen sus compromisos asumen el costo, y quienes aportan flexibilidad (por ejemplo, BESS, plantas térmicas rápidas o respuesta de demanda) reciben una remuneración adicional por cubrir esas desviaciones.
Las ventajas principales de este modelo son:
En un sistema pequeño como el dominicano, la implementación de doble liquidación puede parecer más compleja administrativamente, pero la experiencia internacional muestra que los beneficios en disciplina de ofertas, eficiencia operativa y atracción de inversión flexible superan los costos. Además, la digitalización y la adopción gradual permiten que la transición sea manejable: iniciar con un esquema básico de DA/RT y ampliar progresivamente según crezca la participación de renovables. En resumen, sí complejiza la operación, pero también mejora la resiliencia, la señal de precios y la bancabilidad de nuevas inversiones en un sistema que, precisamente por ser pequeño, requiere reglas claras para gestionar la variabilidad renovable y asegurar seguridad de suministro.
🐘 7) Derecho de Conexión y Peaje de Transmisión: hacia un esquema más simple y transparente
El Peaje de Transmisión se compone de tres elementos: (i) Derecho de Conexión, (ii) Derecho de Uso de Energía y (iii) Derecho de Uso de Potencia. Hoy en día, estos cargos se liquidan a través de un balance de tres transacciones diferentes, lo que genera complejidad y confusión en la gestión de riesgos como el Basis (diferencia de precios entre nodos). En la práctica, el Derecho de Conexión se traslada a los contratos bilaterales, mientras que los Derechos de Uso de Energía y Potencia se pagan en las transacciones del mercado, utilizando factores nodales que transfieren parcialmente el diferencial de precios entre inyecciones y retiros.
Una forma más clara y transparente de administrar este costo sería simplificar el esquema: asignar el Peaje de Transmisión en proporciones definidas entre generadores y consumidores (por ejemplo, 50/50), de modo que el generador pueda, en un contrato bilateral, pactar de manera explícita qué porcentaje del peaje traspasa al cliente o asume directamente. Esto reflejaría con mayor fidelidad el costo real del transporte y reduciría la complejidad de las transacciones actuales, fortaleciendo la transparencia en la formación de precios y el manejo de riesgos.
🐘 8) Riesgo de crédito y liquidez: crear un “ClearingHouse” local
Actualmente, los Participantes o Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que son acreedores deben emitir facturas proporcionales a los agentes deudores en el mercado de corto plazo (mercado spot), esto genera una carga administrativa significativa, que se ha comenzado a eficientizar con el Proceso de Facturacion Electrónica, pero que sigue generando carga incremental por la cantidad de Participantes del Mercado que están integrándose al mercado.
Adicionalmente, los Participantes con posición cortas; i.e., balances deudores o compradores netos, no presentan garantías o ningún tipo de colateral en el mercado que garantice que pagarán los saldos adeudados, a excepción de los Usuarios No Regulados cuando quedan expuestos al Spot porque no tienen un contrato con un Agente que los represente en el MEM.
Lo ideal, es que se cree un Banco Liquidador o Clearing House, con el apoyo de la Banca Local, con las siguientes funciones principales:
La existencia un un Clearing House hubiese evitado la reciente situación con deudas millonarias por incumplimientos de pago de un Agente X, ya que hubiesen ejecutado las garantías y las órdenes de desconexión a tiempo.
🐘 9) Transmisión: fast-track y planeación independiente de la generación
La transmisión eléctrica es un eslabón crítico del sistema, y su expansión no debería depender únicamente de los refuerzos solicitados por nuevos proyectos de generación. Cuando el crecimiento de la red se liga solo a la entrada de plantas, se generan varias desventajas:
La experiencia de CAISO (California Independent SystemOperator) evidenció estos riesgos, y por eso comenzó a instruir proyectos de transmisión independientes del avance de la generación, garantizando que la red creciera de forma integral, anticipando la variabilidad renovable y asegurando la resiliencia del sistema.
En el caso dominicano, se recomienda implementar un proceso fast-track para ETED en la selección y contratación de privados para proyectos estratégicos, acompañado de un marco legal que permita que la Ley de Compras y Contrataciones Públicas agilice la ejecución de infraestructuras críticas de seguridad nacional, evitando que la transmisión sea el cuello de botella de la transición energética.
🐘 10) Seguridad operativa: activar el lado de la demanda
Una estrategia efectiva para gestionar emergencias en el sistema eléctrico es incentivar el corte de demanda en clientes Comerciales e Industriales, no solo en Usuarios No Regulados. Estos grandes centros de carga, dependiendo del nivel de voltaje en que estén conectados, permiten realizar desconexiones quirúrgicas, evitando que el EDAC tenga que sacar circuitos completos y afectando de forma indiscriminada a más usuarios. Si estos clientes reciben una compensación tarifaria adecuada, el sistema puede apoyarse en ellos para balancear la red de manera más eficiente y con menor impacto social.
Este tipo de mecanismos ya existe en otros mercados bajo programas de Demanda Desconectable o Demand Response, donde a los clientes que se ofrecen a reducir consumo en situaciones de estrés se les reconoce un pago o reducción tarifaria. La ventaja es doble: se fortalece la seguridad del sistema y, al mismo tiempo, se crea un incentivo económico para que la industria participe activamente en la estabilidad de la red.
🐘 11) Subsidios vs incentivos: foco en BESS standalone (AC acoplado)
El almacenamiento con baterías no debe verse únicamente como una herramienta de arbitraje de precios, sino como un activo multiservicios que aporta estabilidad al sistema (respuesta rápida en segundos), permite desplazar energía solar del día hacia la noche, y refuerza la resiliencia ante fallas o emergencias. En este contexto, es clave evaluar exenciones fiscales o incentivos focalizados para proyectos BESS standalone o conectados en AC, de modo que se acelere su despliegue mientras madura el esquema de pagos por servicios complementarios.
No se trata de “parar” los incentivos a las renovables, sino de evolucionar el esquema: mantener un apoyo mínimo donde aún se necesita, pero focalizar los nuevos incentivos en almacenamiento, porque es ahí donde está el cuello de botella actual para la transición energética.
Es importante aclarar que una exención fiscal no es un subsidio. El subsidio implica que el Estado transfiere dinero directamente para cubrir parte del costo de una tecnología o servicio, es decir, un gasto público permanente. En cambio, un incentivo fiscal reduce temporalmente la carga impositiva (como impuestos de importación o ITBIS) para facilitar la inversión en una tecnología estratégica. El incentivo no genera un costo directo para el Estado en términos de egreso, sino que busca acelerar la adopción de una infraestructura crítica que, una vez instalada, aporta beneficios duraderos como menores apagones, mayor seguridad de suministro y optimización del uso de las renovables. Por eso, la exención a las baterías debe entenderse como un mecanismo de política pública inteligente, no como una transferencia de recursos, sino como una señal para atraer inversión en una tecnología que refuerza la transición energética.
🐘 12) El eterno subsidio tarifario de EDES
El Pacto Eléctrico acordó desmontar gradualmente el subsidio hacia tarifa técnica; es impopular, pero necesario para sostenibilidad y atraer capital. Los montos recientes confirman la presión fiscal: hay que cumplir el cronograma.
🐘 13) Gobernanza: un Equipo Permanente de Diseño de Mercado
Se plantea evaluar la creación de un panel técnico permanente, conformado por el OC-SENI, la SIE, la CNE, la ETED, junto con la academia y representantes del sector privado, que cuente con mandato definido y recursos propios. La idea es explorar un espacio institucional que permita dar continuidad a los procesos de modernización del mercado eléctrico, con tareas estratégicas como:
Un espacio de este tipo, respaldado con apoyo internacional y coordinado desde la Presidencia de la República Dominicana, podría convertirse en un catalizador para que el país dé pasos firmes hacia un mercado eléctrico moderno, competitivo y financieramente sostenible.
Reflexión Final
No hay, ni debe haber, free lunch: alguien paga la cuenta. Mejor re-asignar valor con reglas claras, reconocer costos invisibles, y blindar la bancabilidad de lo nuevo sin romper los contratos de ayer. Un portafolio sectorial vigilado con lupa, no “parches” sueltos, es lo que atraerá la próxima ola de inversión seria.