Las licitaciones con almacenamiento energético en República Dominicana ya comienzan a modificar cómo se diseñan, evalúan y operan los proyectos solares en América Latina y el Caribe. Las nuevas exigencias técnicas y regulatorias están empujando una transición desde plantas fotovoltaicas tradicionales hacia esquemas híbridos donde generación, baterías y gestión energética funcionan de manera integrada.
Durante FES Caribe, Juan Manuel Rivarola, Sales Director LATAM de Antai, aseguró que la industria atraviesa un cambio estructural impulsado por la incorporación de sistemas BESS, mayores requerimientos de firmeza y nuevas demandas operativas del sistema eléctrico.
“Ya no se trata solamente de cuánto genero sino cómo lo hago”, afirmó Rivarola. Y agregó: “No se trata de optimizar un componente de forma aislada sino de la integración del proyecto”.
Las declaraciones llegan en un contexto donde República Dominicana acelera el desarrollo del utility scale. Tras adjudicar 325 MW en su reciente licitación con BESS, el país ya prepara nuevas convocatorias y proyecta alcanzar 2000 MW de almacenamiento en los próximos años, según se adelantó durante FES Caribe.
Ese escenario empieza a alterar la lógica tradicional de los proyectos renovables. Según explicó el ejecutivo, los desarrollos solares están dejando atrás esquemas lineales —donde el desarrollador definía el proyecto, el EPC lo construía y los proveedores tecnológicos aportaban soluciones relativamente estándar— para avanzar hacia configuraciones mucho más integradas.
“Con la incorporación de los sistemas de storage y mayores exigencias en la gestión de la energía, cambia bastante el enfoque”, sostuvo. “Hoy no se trata solamente de optimizar la producción, sino de cómo entregar esa energía al sistema”.
En paralelo, República Dominicana viene consolidando uno de los marcos regulatorios más agresivos de América Latina para sistemas BESS. Bajo la Ley 57-07 de incentivo a las energías renovables y la Ley General de Electricidad 125-01, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad (SIE) avanzaron con regulaciones específicas para integrar sistemas BESS y fortalecer la estabilidad operativa del SENI.
Uno de los principales puntos de inflexión llegó con las resoluciones CNE-AD-0003-2023 y CNE-AD-0004-2023, donde la CNE declaró la necesidad de incorporar baterías en grandes centrales renovables para desplazar energía solar hacia horarios nocturnos, aportar regulación de frecuencia y reducir dependencia fósil.
Sin embargo, el cambio más fuerte apareció con la Resolución CNE-AD-0005-2024, que obliga a todos los proyectos renovables entre 20 MWac y 200 MWac a incorporar BESS equivalente al 50% de su capacidad instalada y una duración mínima de cuatro horas.
En términos prácticos, una planta solar de 100 MWac debe sumar al menos 50 MW / 200 MWh en baterías. La regulación posicionó a República Dominicana entre los mercados más exigentes de la región en integración obligatoria de storage utility scale.
A esto se sumó recientemente la Resolución SIE-178-2025-MEM, oficializada en enero de 2026, que elevó todavía más los estándares técnicos para proyectos híbridos solar+BESS y eólico+BESS.
La normativa exige capacidades como regulación primaria y secundaria de frecuencia, control de rampas, control de tensión, arranque en negro, inercia sintética y respuesta rápida del sistema.
Además, las nuevas licitaciones renovables ya incorporan almacenamiento obligatorio, servicios auxiliares y requisitos “ready to build”, acelerando la transformación del mercado eléctrico dominicano.
Para Antai, este nuevo escenario también modifica los criterios bajo los cuales hoy se evalúan las tecnologías dentro de una planta fotovoltaica. Si bien CAPEX y OPEX siguen siendo variables centrales, la capacidad de integración con sistemas BESS y la optimización operativa comienzan a ganar protagonismo.
Seguir leyendo
Más de 800 MWh en juego: República Dominicana anticipa nueva ola de licitaciones en exclusiva durante FES Caribe
“Las soluciones ya no se evalúan solamente desde el CAPEX y el OPEX”, explicó Rivarola. “Hoy también se analiza cómo pueden integrarse con baterías, mejorar la curva de producción, reducir el LCOE y garantizar la bancabilidad del proyecto”.
El avance de los proyectos híbridos también empieza a transformar el rol de EPCistas y tecnólogos. La ingeniería de planta adquiere mayor relevancia debido a la necesidad de coordinar generación, storage, control y despacho energético bajo una misma estrategia operativa.
“Los EPCistas tienen hoy una responsabilidad todavía mayor en el diseño y desempeño de las plantas”, señaló.
En ese contexto, los sistemas de tracking empiezan a evolucionar desde herramientas orientadas únicamente a maximizar la generación pico hacia plataformas de control inteligente capaces de adaptarse a la lógica operativa de los proyectos híbridos.
Según explicó el ejecutivo, el mercado ya demanda soluciones capaces de interactuar en tiempo real con SCADA, sensores meteorológicos y sistemas de control energético.
“Hoy en día no es lo mismo un proyecto solar que un proyecto solar con BESS”, indicó. “Los sistemas de tracking históricamente buscaban optimizar la potencia pico. Ahora estamos yendo un paso más allá: producir mejor”.
En respuesta a esa tendencia, Antai desarrolló una nueva controladora denominada SmartTrail, enfocada en optimizar curvas de generación mediante inteligencia artificial y análisis predictivo.
“Incorpora sistemas de big data, machine learning y datos meteorológicos en tiempo real que permiten hacer forecast y optimizar la curva de generación”, detalló.
La integración operativa aparece además como otro de los factores clave en esta nueva etapa del mercado. El tracker deja de funcionar como un componente aislado para convertirse en una pieza conectada al ecosistema completo de la planta.
“El tracker tiene que estar integrado al SCADA y a los sensores de la planta”, afirmó Rivarola. “Trabajamos con protocolos abiertos que simplifican muchísimo la integración del sistema de tracking con todos los otros sistemas de la planta”.
Sin embargo, pese al avance regulatorio y tecnológico, el ejecutivo consideró que todavía persiste un desafío central para acelerar el despliegue del almacenamiento en la región: la definición de mecanismos claros de remuneración.
Según explicó, los sistemas BESS ya no solo aportan energía, sino también firmeza operativa, regulación de frecuencia y estabilidad de red, variables cada vez más relevantes para la rentabilidad y bancabilidad de los proyectos.
“Lo que vemos es una necesidad de una normativa y una regulación claras”, sostuvo. “Si no está claro cómo será remunerado un sistema solar con BESS, los inversores no podrán incorporarlo correctamente en sus modelos financieros”.
“Eso es lo que finalmente va a impulsar que los proyectos se desarrollen o no, y a qué velocidad”, concluyó.