Regulación energética, costos y competitividad

1. El marco regulatorio: arquitectura institucional y sus tensiones

La Ley No. 125-01, promulgada el 26 de julio de 2001, estableció la separación de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización tras la capitalización de la antigua Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). Su modificación mediante la Ley No. 186-07 reforzó las facultades de la Superintendencia de Electricidad (SIE) y abrió el mercado de Usuarios No Regulados. El Decreto 523-23 de noviembre de 2023 es la actualización más reciente y significativa del Reglamento de Aplicación, incorporando mecanismos para servicios auxiliares de frecuencia y adecuaciones para renovables intermitentes.

El Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico 2021-2030, firmado el 25 de febrero de 2021 bajo mediación del Consejo Económico y Social (CES), concentra 212 compromisos en seis ejes: tarifas técnicas, reducción de pérdidas, diversificación de la matriz, fortalecimiento institucional, reforma de las EDE y transparencia contractual. A abril 2024, el 88.62% de los compromisos asumidos por instituciones públicas estaban completos o en ejecución. El FMI, en su Comunicado de Prensa 25378 del 18 de noviembre de 2025, vinculó expresamente la consolidación fiscal dominicana a la implementación integral del Pacto.

2. Estructura de costos y comparación regional

El costo promedio de electricidad en la República Dominicana se situó en US$0.109/kWh en junio de 2025, por debajo del promedio regional (Guatemala US$0.296, Uruguay y Puerto Rico por encima de US$0.23). Sin embargo, este promedio oculta distorsiones estructurales: los precios comerciales equivalen al 106.71% del promedio mundial, mientras que las tarifas a pequeñas empresas son el 166% de las que pagan las grandes empresas. El precio promedio de compra de energía por las EDE fue de 15.23 USCents/kWh en enero de 2024, con una tarifa promedio al usuario de 16.85 USCents/kWh, dejando un margen de solo 1.62 centavos: insuficiente para cubrir pérdidas, gastos operativos y servicio de deuda.

Las tarifas se estructuran entre cargos monomios (baja tensión simple) y binomios (que ponderan energía y potencia de demanda). La transición tarifaria hacia la Tarifa Técnica real —basada en costos reales de suministro, generación y transporte eficiente— se ejecuta a lo largo de 20 trimestres (enero 2022 a diciembre 2026) conforme a la Resolución SIE-087-2021-TF. Mientras tanto, el Fondo de Estabilización de la Tarifa Eléctrica (FETE), canalizado por el Ministerio de Hacienda, absorbe la diferencia entre el costo real y la tarifa regulada.

3. La crisis financiera de las distribuidoras: pérdidas, cobranza y subsidio

Las pérdidas de energía en el sistema de distribución se sitúan entre el 37.2% y el 42.2% según la fuente (MEM oficial vs. CREES 2024), equivaliendo a 725.9 GWh mensuales. El Plan Integral de Reducción de Pérdidas del Pacto Eléctrico fijó la meta de reducirlas al 15% en seis años desde diciembre de 2020; el CES planteó inicialmente llegar al 16% neto para finales de 2022. Ninguna de las dos metas se ha alcanzado.

El Índice de Recuperación de Efectivo (CRI) se situó en un 59% en diciembre de 2025, cifra que, según el analista José Ramón Acosta Pujols (ex-Director de Regulación de la SIE), no garantiza autosostenibilidad financiera sin apoyo fiscal. El subsidio ejecutado en 2024 ascendió a RD$105,376.5 millones (US$1,769 millones), el mayor monto histórico, financiado con transferencias del Ministerio de Hacienda. Las deudas corrientes de las EDE con generadores privados sumaban US$121.1 millones a enero de 2024, con el Grupo AES (AES Andrés y Dominican Power Partners) como mayor acreedor por US$58.5 millones.

4. La transición energética: renovables, metas y licitaciones

La capacidad instalada del SENI creció de 5,985 MW en 2024 a 7,054 MW en diciembre de 2025. Las energías renovables representan el 24.5% de la participación en la generación a junio de 2025, en la ruta a la meta legal del 25% en 2025 y el 30% en 2030. La CNE estima que alcanzar el 30% en 2030 requerirá movilizar aproximadamente US$5,400 millones.

El hito regulatorio más significativo de 2025 fue la licitación EDES-LP-NGR-01-2025, convocada mediante la Resolución SIE-092-2025-LCE por hasta 600 MW de generación renovable con almacenamiento en baterías (BESS) obligatorio de mínimo 4 horas, contratos a 15 años en dólares y servicios auxiliares. Recibió ofertas por más de 1,500 MWp; los resultados preliminares apuntan a 8 proyectos por 605.1 MW con precio promedio de US$0.108/kWh. Esta estructura —PPA en dólares a largo plazo con BESS incorporado— se convierte en el modelo bancable de referencia para el sector.

5. Generación distribuida: el debate solar

Más de 460 MW instalados en autoconsumo en techos existían al cierre de 2024, con más de 3,200 empresas que han migrado a solar fotovoltaica para reducir sus facturas entre un 70% y un 85%. El Reglamento de Generación Distribuida SIE-007-2026-REG, aprobado por la SIE y vigente desde finales de mayo de 2026, marca un punto de inflexión: reduce el plazo de aprobación a 45 días con silencio administrativo positivo, elimina el tope del 15% de penetración por circuito, eleva al 100% la retribución anual por energía inyectada y permite sistemas de cero inyección sin permiso formal.

Sin embargo, el nuevo reglamento no resuelve el debate de fondo: Edesur Dominicana documentó que el déficit de las EDE derivado de la medición neta creció de US$23 millones en 2019 a aproximadamente US$100 millones anuales en 2024. Los usuarios con paneles usan la red de forma bidireccional (incluido el respaldo nocturno) sin remunerar completamente esos costos de infraestructura, trasladando el impacto a los usuarios regulados de menores ingresos.

6. Los apagones de 2025-2026 y el imperativo del almacenamiento

El SENI sufrió dos apagones generales en cuatro meses: el 11 de noviembre de 2025 (blackout total a la 1:25 p.m., con restablecimiento parcial ~13 horas después) y el 23 de febrero de 2026. En el primero, la generación cayó de 3,266 MW a 450 MW operativos. Un factor crítico: el 40% de la generación provenía de fuentes solares al momento del evento, reduciendo la inercia del SENI. El análisis técnico posterior concluyó que la integración de BESS ya no es una opción, sino una necesidad inmediata.

7. El mecanismo del Usuario No Regulado (UNR) como vía de competitividad

La figura del Usuario No Regulado (UNR), regulada por la Ley 186-07, permite a grandes consumidores contratar directamente en el mercado mayorista con generadores, eludiendo la intermediación comercial de las distribuidoras. El umbral de calificación se fue reduciendo progresivamente hasta el límite vigente desde 2011. La Asociación Nacional de Usuarios No Regulados (ANUNR), coordinada con la AIRD, impulsa la expansión de este mecanismo. EGE Haina surte actualmente el 25% de la energía consumida por UNR, con una capacidad instalada de 1,319.6 MW de los cuales el 39.1% es renovable.

8. Infraestructura de transmisión: el cuello de botella

La red de transmisión del SENI presenta limitaciones estructurales que condicionan la bancabilidad de nuevos proyectos renovables. Edward Veras (CNE) advirtió en FES Caribe 2026 que el sistema eléctrico es un embudo; somos un sistema pequeño y que la línea noroeste está al 100% comprometida. Esto ha llevado a priorizar proyectos menores de 20 MW. El hito de infraestructura más relevante del período fue la inauguración en julio de 2025 de la línea de transmisión 345 kV Montecristi-Santiago (128 km), con una inversión de US$147 millones, indispensable para evacuar la generación de la nueva planta de Manzanillo (414 MW).

9. Inversión francesa y cooperación bilateral

TotalEnergies consolidó en 2025 su posición como el actor energético francés más relevante en la República Dominicana: el 15 de abril de 2025 firmó un Heads of Agreement con ENADOM (JV AES Dominicana-Energas) para suministrar 400,000 toneladas anuales de GNL durante 15 años a partir de mediados de 2027; y en julio de 2025 cerró una joint venture 50/50 con AES Dominicana Renewable Energy con un portafolio contratado superior a 1 GW en eólica, solar y BESS. Akuo Energy opera el parque eólico PECASA-Larimar (50 MW, US$125 millones, 190 GWh/año), inaugurado en junio de 2019 con financiamiento de IFC, FMO, Proparco (US$15 millones) y DEG.

La AFD-Proparco-Expertise France acumulan más de €1,300 millones en préstamos al sector público y más de US$200 millones al sector privado desde 2009. La Hoja de Ruta de Cooperación 2025-2027, firmada el 25 de marzo de 2025, incluye energías renovables entre sus sectores prioritarios.

10. Propuestas del sector privado y benchmarks de reforma

Los gremios empresariales —AIRD, CONEP, ADOZONA, ASONAHORES, ONEC— han articulado un plan sectorial en cuatro frentes: diversificación de la generación con gas y renovables estables; expansión de redes de transmisión (ETED) para eliminar restricciones de inyección; reducción de pérdidas técnicas y comerciales con mejora de cobranza; y fortalecimiento de la gestión gerencial de las EDE con auditorías externas independientes bajo un Comité de Veeduría tripartito. Las zonas francas gastaron RD$6,572.4 millones en electricidad en 2023, récord histórico, y la AIRD cifra el costo energético entre el 15% y el 40% de los gastos operativos según el sector.