Santo Domingo.– La matriz energética dominicana experimenta un proceso de diversificación en las últimas décadas, durante el cual el gas natural desplazó al petróleo como principal fuente de generación eléctrica. En la que el uso de derivados del petróleo pasó del 88 % al 12 %.
En marzo, las centrales que operan con gas natural aportaron el 42 % de la energía generada, seguidas por las plantas a carbón mineral (25 %) y las que utilizan Fuel Oil No. 6 (12 %). La energía solar representó un 10 %, la hidroeléctrica un 6 %, la eólica un 4 %, la biomasa un 1 %, y las que usan Fuel Oil No. 2 apenas un 0.5 %, según datos del informe de Generación y Gestión de energía actualizado hasta marzo de este año .
Dicho proceso no ha sido de la noche a la mañana, significan años de inversión, resilencia y adopción de cambios tecnológicos. De acuerdo a Roberto Herrera, empresario del sector eléctrico y gerente país de Interenergy Group, República Dominicana ha avanzado hacia fuentes más amigables con el medio ambiente, ha sustituido gradualmente los combustibles tradicionales por otros menos contaminantes.
Destacó que desde 2015 se aceleró la incorporación de energías renovables, en especial la solar.
Subrayó que se ha instalado mucha más capacidad solar que eólica y aunque no es un problema, pero en rendimiento de un parque eólico es mayor, ya que el aprovechamiento del recurso es más constante.
Agregó que la generación solar depende de factores climáticos como la nubosidad o la lluvia, lo cual puede afectar su producción.
Al hablar del auge de la generación de energía con gas natural, recordó que esa fuente fue usada en 2003, pero en sus inicios solo una empresa pudo utilizarlo debido a los altos precios internacionales. “El panorama cambió cuando Estados Unidos descubrimiento de gas, lo que permitió su exportación a países con tratados de libre comercio como República Dominicana. Esto impulsó la conversión de plantas que antes operaban con diésel o fuel oil”, explicó.
Este proceso se aceleró en 2020 con la construcción del gasoducto del Este, que va desde la terminal de Caucedo (operada por AES) hasta San Pedro de Macorís, donde se convirtieron las plantas Quisqueya I, Quisqueya II y Energás, rememoró al señalar que posteriormente se construyó otro gasoducto para una planta de ciclo simple convertida en planta de ciclo combinado, propiedad de la empresa SIBA.
"Eso incentivó la llegada de nuevas empresas interesadas en generar energía de manera más competitiva y con menor impacto ambiental", resaltó Roberto Herrera.
Señaló que ese cambio también fue combinado con aplicación de tecnología en la generación de energía en el caso de las plantas con ciclos combinados. Afirmó que las conversiones de plantas en los últimos cinco años han generado ahorros superiores a los 2,000 millones de dólares.
En ese sentido, Herrera reconoció que factores como problemas con suplidores internacionales o variaciones de precios pueden afectar la competitividad del gas, pero resaltó que las plantas convertidas son flexibles y pueden operar también con diésel o fuel oil, lo que garantiza continuidad del servicio.
“El país ha logrado una diversificación importante. A esto se suma la generación hidroeléctrica, que aunque es estatal, también contribuye con una fuente limpia. El gas natural ha sustituido combustibles más costosos y contaminantes”, expresó.
Enfatizó la necesidad de mantener un balance en la matriz. “Actualmente no existe una tecnología renovable capaz de garantizar el suministro las 24 horas del día, los 7 días de la semana. Por eso es indispensable combinar renovables con tecnologías convencionales. Aunque el almacenamiento de energía es una opción complementaria, su duración no supera las 24 horas”, explicó.
De su lado, Manuel Cabral, vicepresidente ejecutivo de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), coincidió con Herrera y resaltó que en las últimas dos décadas la República Dominicana ha experimentado una transformación profunda en su matriz eléctrica. "Lo que antes era un sistema altamente dependiente del petróleo, hoy muestra una diversidad tecnológica y de fuentes que posiciona al país como el más diversificado de América Latina y el Caribe".
"En el año 2000, el 88 % de la generación eléctrica provenía de derivados del petróleo. Hoy, esa cifra se ha reducido a apenas un 12 %, según datos de la ADIE correspondientes a 2024. Este cambio ha sido posible gracias a una estrategia de largo plazo impulsada por el sector privado, con inversiones en nuevos proyectos y mejoras sostenidas", puntualizó Manuel Cabral.
Del petróleo al gas, el sol y el viento
Cabral explicó que la nueva matriz eléctrica dominicana se compone principalmente de gas natural (41 %) y carbón (30 %), junto a una participación creciente de renovables: solar (6 %), eólica (4 %), hidráulica (6 %) y biomasa (1 %). En 2024, se añadieron más de 274 MW a través de proyectos renovables.
En los primeros cuatro meses de 2025, la matriz siguió evolucionando: energía solar (9 %), eólica (5 %), gas natural (41 %), carbón (29 %), hidráulica (6 %) y biomasa (1 %). La generación con derivados del petróleo se redujo a 10 %.
Entre las tecnologías incorporadas destacan ciclos combinados, turbinas de gas, hidroeléctricas y una creciente cantidad de parques solares y eólicos. En 2024 se sumaron 258.4 MW solares y 15.6 MW eólicos, todos desarrollados por el sector privado, resaltó
Cabral enfatizó que la inversión privada ha sido clave. Las empresas generadoras agrupadas en la ADIE han liderado la instalación de nuevas centrales eficientes y la expansión de renovables, lo que ha dotado al país de un parque de generación moderno, diversificado y resiliente, argumentó.
Sin embargo, aún existen desafíos. “Aunque el gas natural ha sido una solución de transición frente al petróleo, el futuro debe enfocarse en aumentar la participación de renovables. Esto requiere actualizar el marco regulatorio para integrar nuevas tecnologías y mantener el equilibrio del sistema”, subrayó Cabral.
Llamó a fortalecer las reglas para atraer más inversiones. “La transición energética no es solo una necesidad ambiental: es una oportunidad económica para generar empleos, impulsar la innovación y asegurar energía más limpia y asequible para todos”, dijo.
¿Dónde se genera energía?
Según el Ministerio de Energía y Minas, el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) generó 23,068.59 GWh en 2024: gas natural (39.1 %), carbón mineral (29.8 %), Fuel Oil No. 6 (13.0 %), solar (6.4 %), hidráulica (6.2 %), eólica (4.6 %) y biomasa (0.8 %). El 53.8 % fue aportado por empresas privadas, el 27.4 % por el sector público y el 18.8 % por capital mixto.
La generación con fuentes renovables ha ganado terreno con la entrada de 13 nuevas centrales entre 2012 y 2024. El 43 % del aumento de 1,387.85 GWh en 2024 provino de renovables.
La energía solar fue la de mayor crecimiento: representó el 35.7 % del total renovable y el 62.3 % del incremento interanual, con 371.63 GWh adicionales respecto a 2023. Creció un 67.9 %, según Energía y Minas.
Peravia fue la provincia con mayor aporte al SENI (5,457.76 GWh; 23.66 %), seguida de San Pedro de Macorís (4,444.3 GWh; 19.27 %) y Santo Domingo (4,271.54 GWh; 18.52 %). Estas tres aportaron el 61.4 % de la generación. El 77 % del transporte eléctrico por red se concentra en cuatro provincias y el Distrito Nacional, que abarcan solo el 9.7 % del territorio.
Las centrales renovables están menos concentradas. Seis provincias generaron el 52 % de los 4,158.84 GWh renovables en 2024: Peravia (556.51 GWh), Montecristi (370.76), Barahona (333.70), Santiago (314.90), San Pedro (306.70) y Puerto Plata (279.16). La Vega, Independencia y Monte Plata registraron la menor producción.
En generación hidráulica, cuatro de las doce provincias con plantas hidroeléctricas aportaron el 62.44 % de los 1,422.35 GWh generados en 2024, encabezadas por Santiago, Monseñor Nouel y San Juan. Esta fuente aumentó 286.13 GWh respecto a 2023, equivalente a un crecimiento del 25.2 %.
Combustibles
En 2024, el país importó fuentes energéticas por un valor FOB de 4,706.69 millones de dólares, un aumento de 562.77 millones (13.6 %) respecto a 2023. Esto se debió al incremento en las cantidades importadas. Las gasolinas representaron el 23.2 % del total, seguidas por el gasoil (18.2 %), el petróleo crudo (16 %), el gas natural (15.5 %), el GLP (8.4 %), Fuel Oil No. 6 (6.4 %) y el resto (12.2 %) en keroavtur, y carbón .
Según los datos disponibles del ADIE más de 5,000 MW han sido incorporados al sistema en los últimos 20 años.
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Dilenni Bonilla
Periodista egresada de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), con diplomados en Comunicación Estratégica, Economía, Finanzas y Fondos de Pensiones.
