“La transición avanza cuando la regulación reduce incertidumbre y ordena la relación entre usuarios, distribuidoras e inversión.”

Andrés Astacio

En un sistema eléctrico que integra más renovables, cada avance técnico exige un respaldo institucional capaz de convertir la visión en operación confiable. La Superintendencia de Electricidad (SIE) cumple ese rol desde su mandato: emitir reglamentos y normas, supervisar su cumplimiento y fortalecer la confianza del mercado en torno a la calidad del servicio, la seguridad de la red y la transparencia de los procesos.

Desde esa perspectiva, Andrés Astacio ubica el centro de la conversación en un concepto simple, pero decisivo: la transición energética se acelera cuando hay reglas que reducen fricción y hacen predecible la inversión. La señal más visible de esa apuesta es el Reglamento de Generación Distribuida, que actualiza el marco para que hogares y empresas participen de forma más activa como productores, sin comprometer la sostenibilidad de la infraestructura.

En sus respuestas, el Superintendente describe cambios que buscan ordenar incentivos, clarificar responsabilidades y mejorar la experiencia del usuario. A la vez, reconoce que la incorporación de renovables variables eleva la complejidad operativa del SENI, por lo que la regulación debe avanzar de la mano de exigencias técnicas, almacenamiento y coordinación interinstitucional. Con esa base, abre una entrevista centrada en cómo las normas pueden habilitar modernización, disciplina técnica y confianza.

El nuevo Reglamento de Generación Distribuida emitido en enero de 2026 marca un antes y un después. ¿Qué cambia concretamente para empresas, hogares e instaladores, y qué impacto espera en la adopción de solar distribuido en República Dominicana?

El nuevo Reglamento de Generación Distribuida representa un paso importante hacia un sistema eléctrico más moderno, participativo y alineado con la transición energética que vive el país. Para hogares y empresas que producen su propia energía, uno de los cambios más relevantes es que los excedentes inyectados a la red ahora serán reconocidos al 100% de su valor, eliminando el esquema anterior que contemplaba un reconocimiento del 75%. Estos pagos deberán realizarse anualmente antes del 31 de enero. Asimismo, el reglamento incorpora cargos fijos mensuales por uso de red y cargos por potencia, concebidos para compensar a las empresas distribuidoras por el mantenimiento y sostenibilidad de la infraestructura eléctrica.

Otro avance significativo es que se habilita expresamente el uso de sistemas de almacenamiento mediante baterías para autoconsumo, lo que aporta mayor flexibilidad y eficiencia a los usuarios. También se establece que la instalación del medidor bidireccional deberá ser realizada por las empresas distribuidoras sin costo para el cliente. En el caso de los instaladores y desarrolladores, el reglamento introduce procesos más ágiles y transparentes. Los tiempos de respuesta para solicitudes de interconexión se reducen a un máximo de 45 días y, si ese plazo es excedido, aplica el mecanismo de silencio administrativo positivo, mediante el cual la solicitud queda aprobada automáticamente. Además, las distribuidoras estarán obligadas a disponer de plataformas digitales para el seguimiento en línea de los expedientes, garantizando mayor transparencia y trazabilidad.

Otro cambio de gran impacto es la eliminación del límite de saturación del 15% por circuito. A partir de ahora, los proyectos podrán evaluarse sobre la base de estudios de capacidad técnica, permitiendo habilitar nuevas oportunidades de desarrollo en zonas anteriormente restringidas.

En términos generales, esperamos que este reglamento impulse significativamente la adopción de generación distribuida en República Dominicana, promoviendo mayor inversión, más participación de los usuarios y una integración más eficiente de energía renovable al sistema eléctrico nacional.

Desde su perspectiva, ¿cuáles son los principales desafíos regulatorios y operativos para incorporar a mayor escala fuentes intermitentes como solar y eólica sin comprometer la estabilidad del SENI?

La incorporación de fuentes renovables variables, como la solar y la eólica, representa uno de los grandes retos técnicos y regulatorios de los sistemas eléctricos modernos.

El principal desafío consiste en mantener el equilibrio permanente entre generación y demanda en un contexto donde parte importante de la energía depende de condiciones meteorológicas variables. Estas fluctuaciones pueden generar cambios rápidos en la oferta energética, impactando la estabilidad operativa del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Por esa razón, el crecimiento de las Energías Renovables Variables (ERV) debe ir acompañado de reservas operativas suficientes, mecanismos de respuesta rápida ante contingencias y capacidades avanzadas de control de tensión y frecuencia. Otro aspecto importante es la reducción de la inercia del sistema.

Tradicionalmente, la estabilidad eléctrica ha descansado en generadores síncronos convencionales que aportan energía cinética para amortiguar desviaciones bruscas de frecuencia. A medida que aumenta la participación de tecnologías basadas en electrónica de potencia, el sistema se vuelve más sensible a perturbaciones y requiere nuevos mecanismos de soporte dinámico.

Precisamente para atender estos desafíos, mediante la Resolución SIE-178-2025-MEM se establecieron requerimientos técnicos para nuevos proyectos renovables, incluyendo capacidades de respuesta rápida de frecuencia, control de voltaje y frecuencia tipo Grid Forming, así como funciones de amortiguamiento de oscilaciones de tensión y frecuencia. En paralelo, resulta fundamental el despliegue masivo de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB), especialmente para la prestación de servicios auxiliares. Estos sistemas permiten responder rápidamente ante variaciones de las ERV, fortalecer la regulación de frecuencia y reducir la necesidad de mantener unidades convencionales sincronizadas únicamente para proveer servicios complementarios. Asimismo, la expansión de las energías renovables requiere continuar fortaleciendo la red de transmisión y los mecanismos de control de tensión, particularmente en zonas con alta concentración de generación renovable, a fin de evitar congestiones y preservar la estabilidad del SENI.

Desde el punto de vista regulatorio, la Superintendencia de Electricidad mantiene un proceso continuo de actualización normativa para facilitar una integración segura y eficiente de ERV y SAEB. Entre las principales iniciativas regulatorias se destacan:

La actualización del Código de Conexión del SENI, actualmente en fase final de emisión, incorporando requisitos más robustos en materia de soporte de frecuencia, control dinámico de voltaje y respuesta ante perturbaciones.

La Resolución SIE-178-2025-MEM, que establece requerimientos técnicos para proyectos renovables con sistemas de almacenamiento de energía.

La Resolución SIE-136-2024-MEM, que define los criterios técnicos para la habilitación y operación de SAEB destinados a servicios de regulación de frecuencia.

La propuesta de modificación del mecanismo de pago de potencia firme, actualmente en proceso de socialización, que reconoce la participación de ERV con almacenamiento y contribuirá a facilitar el cierre financiero de proyectos con mayores exigencias técnicas. Adicionalmente, trabajamos junto al Organismo Coordinador en una metodología para desarrollar un estudio de robustez del SEN, con el propósito de identificar las medidas necesarias para fortalecer el sistema y establecer las exigencias técnicas mínimas aplicables a tecnologías basadas en convertidores, tanto Grid Following como Grid Forming.

¿Cómo está coordinando la SIE con el MEM, la CNE y la ETED para alinear regulación, planificación de redes y expansión de infraestructura al ritmo de los proyectos de generación, incluyendo almacenamiento?

Las instituciones del sector eléctrico mantienen una coordinación permanente y mesas de trabajo continuas para abordar de manera conjunta los distintos desafíos asociados a la expansión y modernización del sistema eléctrico nacional.

La integración de nuevas capacidades de generación renovable y almacenamiento requiere una articulación estrecha entre regulación, planificación de redes, expansión de transmisión y desarrollo de infraestructura. En ese contexto, la Superintendencia de Electricidad trabaja de manera coordinada con el Ministerio de Energía y Minas, la Comisión Nacional de Energía, la ETED y el Organismo Coordinador, procurando que el crecimiento del sistema se produzca de forma ordenada, segura y técnicamente sostenible.

El objetivo común es garantizar que el desarrollo de nuevos proyectos avance en armonía con las capacidades reales del SENI y con las necesidades futuras del país.

Cuando la regulación convierte objetivos en procedimientos verificables, el sistema gana previsibilidad para invertir y disciplina para operar. El Reglamento de Generación Distribuida, con reconocimiento pleno de excedentes, plazos de interconexión y trazabilidad digital, ordena incentivos y reduce fricción para usuarios e instaladores.

En paralelo, las exigencias técnicas para integrar renovables variables y el impulso a soluciones como el almacenamiento refuerzan la estabilidad del SENI. La coordinación con MEM, CNE, ETED y el Organismo Coordinador completa la ecuación: planificación y expansión alineadas con normas claras.

Factores clave

• Claridad normativa que reduce incertidumbre y acelera decisiones de inversión.
• Procesos y plazos definidos para interconexión, con trazabilidad y transparencia.
• Requisitos técnicos y servicios auxiliares para integrar renovables sin comprometer estabilidad.
• Coordinación institucional para alinear regulación, redes e infraestructura al ritmo del crecimiento.

Hacia adelante, el reto es sostener una transición con más participación de usuarios, mayor penetración de renovables y una red fortalecida. La meta: un sistema eléctrico más moderno, confiable y transparente, soportado por normas que evolucionan con la realidad técnica del país.