Ciencia, Ingenierías y Aplicaciones, Vol. 8, enero-diciembre, 2025 ISSN (impreso): 2636-218X • ISSN (en línea): 2636-2171

ACTUALIZACION DEL FACTOR DE EMISION DE CO₂ DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL INTERCONECTADO (SENI) EN REPUBLICA DOMINICANA (2019-2024)

Update of the CO₂ Emission Factor of the National Interconnected Electric System (SENI) in the Dominican Republic (2019–2024)

DOI: https://doi.org/10.22206/cite.2025.v8.3571

Recibido: 10/07/2025 • Aceptado: 21/10/2025

Cómo citar: Relova Delgado, I., Abreu, C., Cuello, N., Abreu, I., Aybar-Mejía, M. (2025). Actualización del Factor de Emisión de CO₂ del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en República Dominicana (2019-2024). Ciencia, Ingenierías y Aplicaciones, 8, 9-40. https://doi.org/10.22206/cite.2025.v8.3571

1. Introducción

En el contexto de la lucha global contra el cambio climático, la transformación del sector eléctrico se ha convertido en una prioridad estratégica, especialmente para los países en desarrollo. La transición hacia matrices energéticas bajas en carbono no solo responde a compromisos climáticos internacionales, sino que también representa una oportunidad para fomentar la seguridad energética, la resiliencia y la competitividad económica (International Energy Agency (IEA), 2023). En este marco, durante la Conferencia de las Partes COP27, celebrada en noviembre de 2022, se lanzó el Acelerador de la Transición Energética (ETA) (Climate Focus et al., 2022), una iniciativa multilateral diseñada para operacionalizar instrumentos de financiamiento climático mediante mercados de carbono, con un enfoque en el Artículo 6 del Acuerdo de París (United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC), 2025).

Este impulso institucional pone en evidencia la necesidad de fortalecer herramientas clave para medir y reportar emisiones en el sector eléctrico, entre ellas el cálculo actualizado del Factor de Emisión (FE) del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). El FE representa la cantidad de dióxido de carbono emitida por unidad de electricidad generada (tCO₂/MWh) y constituye un insumo fundamental para estimar reducciones de emisiones, planificar el despacho de carga, establecer líneas base en proyectos de mitigación y promover la creación de un mercado doméstico de carbono (United Nations Framework Convention on Climate Change, 2008)

Este artículo tiene como objetivo estimar un nuevo Factor de Emisión de CO₂ para el SENI dominicano utilizando la herramienta metodológica Tool 07 versión 7.0 de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), integrando datos operativos desagregados entre 2019 y 2024. Se aplicaron los enfoques de margen operativo (OM), margen de construcción (BM) y margen combinado (CM), a partir de información horaria, mensual y anual de generación por planta, consumo de combustibles, eficiencias térmicas y capacidades instaladas provistas por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI). Este enfoque metodológico busca garantizar la robustez técnica del resultado, su alineación con estándares internacionales y su aplicabilidad a diversos instrumentos de política energética, incluyendo Mecanismo de Desarrollo Limpio MDL, iniciativas voluntarias y reportes corporativos bajo el estándar GHG Protocol – Alcance 2 (Sotos et al., 2023).

La estructura del artículo se organiza en cinco secciones. En primer lugar, se presenta el marco conceptual y regulatorio asociado al uso del factor de emisión eléctrico y su relevancia en los mercados de carbono. Luego, se describe la metodología aplicada, con énfasis en los procedimientos técnicos de la Tool 07 v7.0 y el tratamiento de los datos operativos del SENI. En la tercera sección se presentan los resultados del cálculo de los márgenes OM, BM y CM, así como su evolución en el período 2019–2024. La cuarta sección discute los alcances e implicaciones del nuevo FE para la toma de decisiones energéticas, el diseño de políticas climáticas y la estructuración de proyectos. Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones orientadas a su actualización periódica y su integración en los instrumentos nacionales de planificación energética y climática.

2. Marco Teórico

2.1 Introducción al Factor de Emisión en Sistemas Eléctricos

El factor de emisión de dióxido de carbono (CO₂) en sistemas eléctricos representa una métrica clave para cuantificar las emisiones asociadas a la generación de electricidad. Este parámetro permite estimar la huella de carbono del consumo eléctrico, facilitando la elaboración de inventarios de gases de efecto invernadero (GEI), el diseño de políticas de mitigación y la acreditación de proyectos bajo mecanismos internacionales como el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y el artículo 6.4 del Acuerdo de París.

La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) ha desarrollado herramientas metodológicas para estandarizar el cálculo de estos factores para proyectos energéticos. En particular, la herramienta Tool 07 v7.0 establece procedimientos para estimar el margen operativo (EFOM), el margen de construcción (EFBM) y el margen combinado (EFCM), diferenciando entre tecnologías convencionales y renovables, resultando un facto de emsions combinado promedio a nivel nacional.

2.2 Tool 07 v7.0: Fundamentos y Aplicabilidad

La herramienta Tool 07 v7.0, denominada formalmente “Tool to calculate the emission factor for an electricity system”, constituye una metodología estandarizada y robusta desarrollada por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC), 2018). Su principal objetivo es proporcionar una base técnica uniforme para calcular el factor de emisión de dióxido de carbono (tCO₂/MWh) asociado a la generación de electricidad en un sistema interconectado a nivel nacional. Esta métrica es crucial tanto para estimar las reducciones potenciales de emisiones en proyectos de mitigación como para establecer líneas base en mecanismos de mercado (por ejemplo, el Mecanismo para un Desarrollo Limpio – MDL) y en sistemas nacionales de monitoreo, reporte y verificación (MRV).

La versión 7.0, publicada en 2018, introdujo mejoras metodológicas respecto a versiones anteriores, especialmente en la forma de calcular los márgenes de emisión y en la integración de nuevos criterios que reflejan mejor la realidad de los sistemas eléctricos en evolución. La herramienta permite estimar tres márgenes:

• Margen Operativo (OM): Calcula las emisiones de las plantas existentes que probablemente serían desplazadas por la generación del proyecto. Es ideal para proyectos que modifican el despacho marginal del sistema.
• Margen de Construcción (BM): Estima las emisiones de las nuevas plantas construidas recientemente, suponiendo que el proyecto podría haber evitado su necesidad. Se utiliza para proyectos con efectos a largo plazo sobre la expansión de capacidad.
• Margen Combinado (CM): Consiste en un promedio ponderado de OM y BM, ajustado según el tipo de proyecto. Por ejemplo, para proyectos renovables se recomienda una ponderación de 0.75 BM / 0.25 OM.

Esta herramienta es particularmente relevante en países en desarrollo, donde existe una alta dependencia de tecnologías fósiles y donde los cambios en la matriz de generación pueden tener un impacto significativo en la reducción de emisiones. Además, permite el uso de datos públicos y oficiales (preferiblemente verificados por los operadores de sistema) y promueve la transparencia en el reporte climático.

2.3 Aplicaciones internacionales de la herramienta Tool 07

Numerosos países de América Latina, África y Asia han utilizado la Tool 07 para evaluar proyectos dentro del marco del Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL), así como para calcular factores nacionales de emisión usados en sus Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDCs) y reportes de Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero (INGEI). Algunos ejemplos concretos incluyen:

• Chile: Ha utilizado la herramienta para proyectos MDL de energía eólica y solar, integrando datos del Coordinador Eléctrico Nacional (XM – Operador del Sistema Interconectado Nacional de Colombia, 2020). También ha empleado los factores derivados en reportes oficiales de emisiones del sector energético.
• Colombia: El Ministerio de Ambiente y el Operador del Sistema (XM) han usado esta metodología para calcular factores de emisión base aplicables en estudios de mitigación y para apoyar iniciativas de mercado voluntario de carbono(XM – Operador del Sistema Interconectado Nacional de Colombia, 2020).
• Sudáfrica: Aplicó la herramienta como parte de su estrategia de descarbonización del sistema eléctrico, especialmente en la transición desde carbón hacia renovables, calculando márgenes operativos actualizados para la planificación energética (Foresty, F. & the environment R. of S. A., 2024).
• India: Utilizó esta herramienta en múltiples proyectos MDL y para definir la línea base del sistema eléctrico en programas de eficiencia energética industrial bajo el esquema PAT (Perform-Achieve-Trade) (Bureau of Energy efficiency (BEE) et al., 2025).
• Panamá: Han aplicado la Tool 07 en sus estrategias de mitigación del sector energético, calaculando un factor de emsisón al cierre del 2023, que sirvió de soporte a su Infome Bienal de Transparencia, inclluyendo nuevos proyectos de solar fotovoltaica (Ministerio de la Presidencia & Secretaria de Energía, 2024).
• Vietnam y Tailandia: Han aplicado la Tool 07 en sus estrategias de mitigación del sector energético, incluyendo proyectos de biogás, energía hidroeléctrica y solar a gran escala (International Climate Initiative 9IKI) Vietnam, 2023).

2.4 Relevancia para Países en Desarrollo y Sistemas Insulares

En países del Caribe y América Latina, la actualización de factores de emisión eléctricos es crítica para acceder a mercados de carbono, cumplir con compromisos climáticos y diseñar políticas energéticas basadas en evidencia(United Nations Climates Changes, 2024). Estudios recientes han identificado desafíos como la falta de datos desagregados, la exclusión de sistemas aislados y la necesidad de armonizar metodologías con estándares internacionales.

En particular, la República Dominicana ha sido reconocida como país piloto en la implementación de mecanismos de transparencia climática, lo que refuerza la necesidad de contar con factores de emisión robustos y actualizados para el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

3. Metodología

Este estudio adopta un enfoque cuantitativo aplicado, sustentado en la implementación integral de la herramienta metodológica provista por la “Tool to Calculate the Emission Factor for an Electricity System”, versión 7.0, desarrollada por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC). Esta herramienta permite la estimación de factores de emisión con fines de proyectos de mitigación, especialmente en el contexto de mecanismos como los créditos de carbono o iniciativas voluntarias de reducción de emisiones.

El diseño metodológico se centra en la integración de datos reales del sistema eléctrico dominicano, a través de la información operativa provista por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI). Se consideraron variables clave como la generación neta por planta generadora, el tipo de combustible utilizado, la eficiencia térmica reportada, la capacidad instalada y las tecnologías actualmente conectadas a la red. Estos datos permiten realizar estimaciones representativas de las emisiones de CO₂ por unidad de electricidad generada, atendiendo a la realidad del sistema eléctrico nacional.

3.1 Procedimientos técnicos

Para el cálculo del Factor de Emisión Operacional (EFOM), se utilizó el método simple ajustado, el cual excluye del análisis las unidades clasificadas como low-cost/must-run, tales como plantas hidroeléctricas, solares, eólicas y otras tecnologías con baja o nula emisión marginal, que no pueden ser desplazadas por otras unidades generadoras en el despacho económico. Esto permite centrar la estimación del EFOM en las plantas térmicas que efectivamente responden a la variación de la demanda, reflejando un valor más representativo del impacto marginal de generación adicional.

Para el Factor de Emisión del Margen de Construcción (EFBM), se consideraron exclusivamente aquellas plantas nuevas que entraron en operación entre los años 2019 y 2024, siempre que representaran al menos un 20% del total de la generación anual. Esta selección responde a los criterios de elegibilidad establecidos por la herramienta, orientados a reflejar el perfil de emisiones de la expansión reciente del parque generador. La inclusión de estas plantas permite evaluar la contribución de las inversiones recientes al cambio estructural del sistema en términos de intensidad de carbono.

Finalmente, el cálculo del Factor de Emisión Combinado (EFCM) se obtuvo mediante una combinación ponderada de los factores EFOM y EFBM. Las ponderaciones utilizadas se ajustaron en función del tipo de proyecto a evaluar: para proyectos con fuentes renovables se aplicó un peso de 0.75 al EFBM y 0.25 al EFOM, mientras que para tecnologías convencionales se usó una ponderación equitativa de 0.5/0.5. Esta estrategia metodológica responde a las guías de la CMNUCC, las cuales proponen ponderaciones diferenciadas para evitar la sobreestimación de reducciones en proyectos con bajo impacto estructural o tecnológico.

4. Estudio de Caso: Parque de generacion del sistema eléctrico nacional interconectado (SENI) periodo 2019-2024

El Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) constituye la principal red de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en la República Dominicana. Su operación y coordinación en tiempo real está a cargo del Organismo Coordinador (OC-SENI), entidad responsable de gestionar la estabilidad, confiabilidad y eficiencia del sistema, así como de compilar y procesar información estratégica para la regulación y el desarrollo energético del país.

Durante el año 2024, se incorporaron 228 MW de capacidad fotovoltaica y 36.26 MW basados en Fuel Oil No.6, lo que evidencia una tendencia hacia la diversificación tecnológica con un enfoque en fuentes renovables. La capacidad instalada bruta del SENI al 31 de diciembre de 2024 alcanzó los 5,985.34 MW, equivalentes a una generación bruta anual de 25,397,107.70 MWh, como se aprecia en la Tabla 1.

Según datos del OC-SENI (2019-2024), las tecnologías térmicas tradicionales (carbón, fuel oil No.2, fuel oil No.6 y gas natural) lo que representaron un 66.26% de la capacidad instalada, mientras que las fuentes renovables y de régimen especial sumaron un 33.74% para el 2024.

En términos de generación real, la participación del gas natural lideró el despacho con un 41.0% del total inyectado al SENI, seguido por el carbón (29.6%) y el fuel oil No.6 (12.6%), mientras que el conjunto de tecnologías renovables y de régimen especial aportó un 16.6% del total generado en 2024. Estos valores fueron clave para la estimación de los factores de emisión del sistema eléctrico.

4.1 Ecuaciones base utilizadas

Las siguientes ecuaciones provienen de la herramienta metodológica oficial Tool to calculate the emission factor for an electricity system (versión 07.0), desarrollada por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC). Estas fórmulas son ampliamente utilizadas para estimar de manera estandarizada y verificable las emisiones de CO₂ asociadas a la generación eléctrica en un sistema interconectado, como lo exige el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y las nuevas estructuras del Artículo 6.4 del Acuerdo de París.

Estas ecuaciones permiten calcular tres tipos de márgenes que representan diferentes perspectivas de emisiones:

1. Margen Operativo (OM): Representa las emisiones promedio del sistema por unidad de electricidad generada por las plantas marginales (excluyendo fuentes de energía renovable a gran escala y almacenamiento). Es útil para proyectos que desplazan generación convencional.
2. Margen de Construcción (BM): Refleja las emisiones asociadas a la nueva capacidad instalada recientemente en el sistema. Este margen es útil para analizar el impacto de inversiones futuras en generación limpia.
3. Margen Combinado (CM): Es una combinación ponderada de OM y BM. Se utiliza para calcular el factor de emisión aplicable a diferentes tipos de proyectos según sus tecnologías y niveles de intervención.

A continuación, se describen las cinco (5) ecuaciones fundamentales utilizadas para los cálculos para obtener un promedio del margen combinado para el FE del SENI-RD para la data serial 2019-2024, con el método que no incluye las LCRM:

Ecuación (1) - Margen operativo ajustado:

$$\text{EFgrid,}\mathrm{OM}-\text{adj,}y=(1-\lambda y)\times \frac{\sum (\mathrm{EGm},y\times \mathrm{EFELm},y)}{\sum (\mathrm{EGm},y)} 1$$

Donde:

EF _{grid,OM-adj,y:} Factor de Emisión para la operación simple en el año y.

λy es la proporción de generación baja en emisiones (como grandes hidroeléctricas).

EG _m,y: generación neta de cada planta m en el año y.

EF _ELm,y: es el factor de emisión específico de la planta m. La ecuación asegura que las tecnologías renovables a gran escala no influyan en el cálculo de emisiones promedio del sistema.

Ecuación (2) - Cálculo del factor de emisión por planta:

$$\text{EFEL}\mathrm{m},\mathrm{y}=\frac{(\sum (FCi,m,y\times NCVi,y\times EFco2,i,y\left)\right)}{\text{EGm,}\mathrm{y}} 2$$

Donde:

EF_{grid OM Simple,y:} Factor de Emisión del CO2 del margen de operación simple en el año y (tCO2/MWh)

FC_i,y: Cantidad de combustible fósil tipo i consumido por el sistema en el año y (Unidad de Masa o volumen).

NCV_i,y: Poder calorífico inferior del combustible fósil tipo i en el año y (GJ/unidad de masa o volumen).

EF _CO2,i,y: Factor de emisión del CO2 del tipo de combustible fósil i en el año y (tCO2/GJ)

EG_y: Electricidad Neta Generada y despachada a la red eléctrica por todas las plantas que sirven al sistema, sin incluir las plantas “low-cost/must-run” en el año y (MWh).

i: Todos los combustibles fósiles i quemados en las plantas de energía el año y.

y: Año correspondiente al período de análisis.

Ecuación (3) - Margen de construcción:

$$EF\text{grid},BM,y=\frac{\sum \mathrm{mEGm},\mathrm{y}\times \mathrm{EFELm},\mathrm{y}}{\sum \mathrm{mEGm},\mathrm{y}} 3$$

Donde:

EF _grid,BM,y: Es el factor de emisión de CO2 del margen de construcción del sistema en el año y

EG _m,y: Energía neta generada por la planta m en el año y (MWh)

EF _ELm,y: Es el factor de emisión de la central m en tCO2/MWh, del conjunto de plantas seleccionado para el cálculo del factor de emisión del margen de construcción.

_m: Plantas de generación incluidas en el margen de construcción

_y: Año histórico más reciente en el que existen datos de generación de electricidad disponibles.

Ecuación (4) - Participación hasta al menos del 20% de las LCRM:

$$\mathit{S}\mathit{h}\mathit{a}\mathit{r}\mathit{e}\mathbf{LCMR}\mathbf{=}\mathbf{average}\mathbf{[}\frac{\mathbf{EG}\mathbf{LCMRy}\mathbf{-}\mathbf{4}}{\mathbf{totaly}\mathbf{-}\mathbf{4}}\mathbf{,}\mathbf{...}\mathbf{ }\mathbf{,}\frac{\mathbf{EG}\mathbf{LCMRy}}{\mathbf{totaly}}\mathbf{]} 4$$

Donde:

Share _LCMR: Participación de los recursos “low-cost/must-run” (porcentaje)

EG_LCMRy: Electricidad generada suministrada al sistema por los recursos “low-cost/must-run” en el año y (MWh)

Total_y: Total de generación de electricidad suministrada por el sistema eléctrico en el año y (MWh)

y Año más reciente en el que existen data disponible

Ecuación (5) - Margen combinado:

$$\mathit{E}\mathit{F}\mathit{g}\mathit{r}\mathit{i}\mathit{d}\mathit{,}\mathit{C}\mathit{M}\mathit{,}\mathit{y}\mathit{=}\mathit{E}\mathit{F}\mathit{g}\mathit{r}\mathit{i}\mathit{d}\mathit{,}\mathit{O}\mathit{M}\mathit{,}\mathit{y}\mathit{\times }\mathit{W}\mathit{O}\mathit{M}\mathit{+}\mathit{E}\mathit{F}\mathit{g}\mathit{r}\mathit{i}\mathit{d}\mathit{,}\mathit{B}\mathit{M}\mathit{,}\mathit{y}\mathit{\times }\mathit{W}\mathit{B}\mathit{M} 5$$

Donde:

EFgrid,CM,y Factor de emisión de CO2 del Margen Combinado en el año y (tCO2/MWh)

EFgrid,OM,y Factor de emisión de CO2 del Margen de Operación en el año y (tCO2/MWh)

EFgrid,BM,y Factor de CO2 del Margen de Construcción en el año y (tCO2 /MWh)

wOM Ponderación del factor de emisión del margen de operación (%)

wBM Ponderación del factor de emisión del margen de construcción (%)

(a) Para el caso de proyectos de plantas eólicas y solares, la ponderación asociada al margen de operación y construcción serian:

wOM = 0.75 y

wBM = 0.25

(b) Otros proyectos: mientras que, para el resto de los proyectos, las ponderaciones son 0,5 para ambos márgenes en el primer período de acreditación y luego pasan a ser 0,25 y 0,75

wOM = 0.5 y wBM = 0.5 para el primer período de acreditación, y

wOM = 0.25 y wBM = 0.75 para el segundo y tercer período de acreditación, a menos que sea especificado de otra forma en la metodología aprobada por Naciones Unidas que refieran a la herramienta para el Cálculo del Factor de emisión.

Estas ecuaciones permiten representar con precisión el comportamiento del sistema eléctrico nacional frente a las emisiones, y son indispensables para garantizar la transparencia, comparabilidad y trazabilidad de los cálculos climáticos. Su importancia radica en que definen la línea base contra la cual se mide el beneficio climático de cualquier proyecto bajo mecanismos internacionales o de carbono voluntario.

5. Resultados

Esta tabla muestra los resultados detallados del cálculo de los márgenes de emisión establecidos por la metodología de la UNFCCC: el margen operativo (OM), el margen de construcción (BM) y el margen combinado (CM), desagregado según si el proyecto a evaluar es renovable (ponderación 0.75 OM + 0.25 BM) o convencional (0.5 OM + 0.5 BM).

El análisis de los resultados permite identificar tendencias clave en la evolución del factor de emisión del SENI durante el periodo 2019-2024. En primer lugar, se evidencia una fuerte dependencia del sistema eléctrico en tecnologías térmicas, con una participación del 76.2% en 2019 que, aunque disminuye, sigue representando un 66.0% en 2024. Paralelamente, la incorporación de energías renovables muestra un crecimiento sostenido, pasando de un 10.3% en 2019 a un 16.6% en 2024, lo cual contribuye a una reducción parcial en la intensidad de emisiones del sistema.

Los valores del margen operativo (OM), que reflejan las emisiones promedio de las plantas que suministran la energía marginal del sistema, se mantuvieron elevados durante todo el periodo, con un pico en 2021 (0.7406 tCO₂/MWh), lo cual coincide con una mayor utilización de combustibles fósiles de alto factor de emisión, como el carbón. Por otro lado, el margen de construcción (BM) muestra mayor variabilidad, con un incremento notable en 2020 (0.7159 tCO₂/MWh) que refleja la incorporación de nuevas plantas térmicas en la matriz.

Al combinar ambos márgenes, se observa que el margen combinado (CM) para proyectos renovables oscila entre 0.5839 y 0.7394 tCO₂/MWh, mientras que el correspondiente a proyectos convencionales varía entre 0.5565 y 0.7382 tCO₂/MWh. Esta diferencia en los márgenes responde al distinto peso asignado a OM y BM dependiendo del tipo de proyecto (renovable o convencional).

5.1 Cálculo del Margen Operativo (EFOM)

Se aplicó el método de margen operativo simple ajustado ex ante, considerando datos históricos de cinco años anteriores (2019–2024). La clasificación de unidades generadoras se hizo en dos categorías: plantas de bajo costo o de operación obligatoria (Low-Cost/Must-Run, LCMR) y plantas despachables (Non-Must Run, NMR). Las emisiones se calcularon mediante la agregación de datos por tipo de combustible, contenido energético (NCV), factores de emisión por tipo de combustible(Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) & Task Force on National Greeenhouse gas Inventories, 2006), y generación neta inyectada al sistema, conforme a las ecuaciones 2, 3 y 4 de la herramienta de la CMNUCC.

En la Tabla 2 se muestra el resultado del Margen Operativo Total sin LCRM que incluye la generación total en MWh y emisiones de todas las plantas en operación para el último año 2024.

El resultado para el año 2024 muestra un factor de margen operativo sin LCMR de 0.7234 tCO₂/MWh, sustentado por la alta participación de generación térmica a base de carbón y gas natural.

El análisis de tendencia muestra un desplazamiento progresivo de combustibles líquidos (Fuel Oil No.2 y No.6) hacia gas natural, y un aumento sostenido de la participación de renovables no despachables. Las gráficas 1.1 a 1.4 reflejan esta evolución del consumo por tipo de combustible.

Según la evolución de la capacidad instalada bruta SENI por tecnología 2019-2024 (MWh) y consumo de combustibles en unidades propias por tecnologías en operación en 2019-2024 SENI República Dominicana. En las gráficas desde la 1.1 a la 1.4 se aprecia los consumos de combustibles en unidades propias por tecnologías en operación bruta en el periodo 2019-2024 para la inyección al SENI República Dominicana, ya que no fue posible desagregar el combustible para la operación neta.

En la Figura 1, se observa un bajo uso en el 2019 de Carbón Mineral, ya que solo operaban plantas con una capacidad menor a los 300 MW de entrega al SENI, ya en el año 2020 entran las dos unidades con mayor potencial “Punta Catalina” superando los 760 MW instalados en ambas, con un crecimiento desde el año 2020 al 2024, con una tendencia estable y tenderá a disminuir en los próximos años con la salida de las plantas con menor eficiencia en sus operaciones para el SENI.

En la Figura 2, se observa un uso intensivo en el 2019 de Fuel Oil No.6, y un ligero decrecimiento en los años 2023 y 2024, con una tendencia a la disminución en los años venideros, desplazando las plantas más obsoletas, por ciclos combinados de gas natural.

En la Figura 3, se observa una tendencia lineal en el crecimiento desde 2019 al año 2024 del gas natural y los ciclos combinados, lo cual tiene una marcada participación en la matriz nacional, con una tendencia al aumento, siendo el combustible de transición en la matriz energética.

En la Figura 4, se observa un uso intensivo en el 2019 de Fuel Oil No.2, y un decrecimiento en los años 2023 y 2024, con una tendencia a cero en los años venideros.

En las diferentes gráficas se aprecia la tendencia del aumento del Gas Natural y Carbón Mineral en la serie observada hasta el 2024, así como la disminución del Fuel Oil No.2 y menor cantidad el Fuel Oil No.6 en la serie observada, lo que hace que el factor de emisión esperado tenga una tendencia a bajar su intensidad cada año.

5.2 Cálculo del Margen de Construcción (EFBM)

Para el margen de construcción, se identificaron las plantas nuevas que entraron en operación entre 2024 e forma descendente hasta completar el conjunto de plantas más recientes superan el 20% de la generación total del año 2024, lo que incluyó principalmente las centrales térmicas: Punta Catalina 2, Estrella del Mar 3, SIBA, Powership Azua KPS 60, Powership Azua KPS 26 y Pimentel 4, sumada una potencia del régimen especial + renovables que provienen de la Hidroenergía, Parques Solares Fotovolaticos y eólicos, como se aprecia en la Tabla 3.

El cálculo del EFBM se realizó sobre la generación neta de este conjunto, ponderando las emisiones por planta, como se observa en la Tabla 4, resultando en un valor de 0.5674 tCO₂/MWh de margen de construcción para el SENI en el último año 2024

Este margen refleja la disminución en la intensidad de carbono de las tecnologías que se están incorporando recientemente al SENI, destacando que, aunque muchas nuevas unidades son renovables, la base de la generación adicional sigue teniendo una carga significativa de carbón y gas natural.

5.3 Cálculo del Margen Combinado (EFCM)

La metodología establece que el Factor de Emisiones de Margen Combinado (EFgrid,CM,y) equivale al factor de emisión del margen de operativo (EFOM,y) multiplicado por el ponderador del factor de emisión del margen de operativo (WOM) y el factor de emisión del margen de construcción (EFBM,y) multiplicado por el ponderador del factor de emisión del margen de construcción (WBM) donde el valor de los ponderadores para cada factor de emisión depende del tipo de tecnología utilizado por la planta o unidad para el cálculo del margen combinado

El margen combinado (EFgrid,CM,y) se obtuvo como una ponderación entre EFOM y EFBM. Para tecnologías convencionales se utilizó una ponderación de 50/50, mientras que para tecnologías renovables no convencionales (eólica y solar), se aplicó la ponderación de 75% EFOM y 25% EFBM, conforme a la herramienta de la CMNUCC. Como se muestra en las Tabla 5 y Tabla 6 para fuentes distinta a solar y eólica para 2024 y las Tabla 7 y Tabla 8 el margen combinado para proyectos con energía no convencional 2024 (método simple ajustado), según lo estipula la herramienta para calcular el factor de emisión para un sistema eléctrico publicado por la UNFCCC.

De acuerdo con las consideraciones establecidas, el Factor de Emisión del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado para proyectos de energía convencional es de = 0.6454 tCO2/MWh

Para calcular el Margen Combinado del Factor de Emisión, para plantas eólicas y solares la herramienta establece:

De acuerdo con las consideraciones establecidas, el Factor de Emisión del Sistema interconectado Nacional para proyectos de energía no convencional MDL es FE = 0.6844 tCO₂/MWh.

Estos resultados son consistentes con el comportamiento observado en el SENI, donde aún predomina la generación térmica a pesar de los esfuerzos por incrementar la penetración renovable. El valor combinado promedio del sistema, sin incluir plantas LCMR, fue de 0.6649 tCO₂/MWh para el año 2024.

5.4 Tendencias y Comparación Histórica (2019–2024)

La evolución histórica del FE del SENI evidencia una transición tecnológica en curso. En la Tabla 9 se aprecia un aumento del factor de emisión en los años 2020–2021 tras la incorporación de Punta Catalina, seguido de una estabilización hacia 2024, gracias al incremento de generación renovable, tanto para el FE de margen combinado promedio, así como el FE simplificado.

Se obtuvo un resultado sobre la estimación del Factor de Emisión del SENI para la República Dominicana de acuerdo con la “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (1) Version 7 de UNFCCC-2022, para el margen combinado sin LCRM es de 0.6649 tCO2/MWh en promedio para el año 2024. Adicionalmente se calculó el factor de emisión simplificado, incluyendo todas las plantas en la generación de electricidad neta al sistema (Plantas Térmicas y todas las LCRM), resultando un valor de 0.6277 tCO₂/MWh para el último año 2024, muy cercano a los valores comparativos obtenidos con metodologías del GHG Protocol para Alcance 2 (Bureau of Energy efficiency (BEE), World Resources Institute (WRI) India, & Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit, 2025).

Ambos resultados proporcionan una base técnica sólida para su utilización en proyectos bajo mecanismos del Protocolo de Kioto (MDL), Artículo 6 del Acuerdo de París, reportes corporativos de emisiones de GEI indirectas y los cálculos para la Huella de Carbono, particularmente para evaluar la efectividad de políticas de transición energética.

Estos resultados reflejan que, a pesar del crecimiento renovable, la estructura de la matriz energética sigue condicionada por la generación térmica, lo cual limita el potencial de reducción inmediata del factor de emisión total del sistema. No obstante, se reconoce una tendencia favorable hacia una mayor participación de tecnologías limpias que, de mantenerse y acelerarse, podría traducirse en reducciones significativas del factor de emisión en la próxima década.

6. Conclusiones

A partir del análisis técnico realizado sobre el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de la República Dominicana para el período 2019–2024, se establecen las siguientes conclusiones principales:

• El nuevo factor de emisión de la red eléctrica calculado mediante el margen combinado (sin incluir plantas de régimen especial ni renovables, LCRM) asciende a 0.6649 tCO₂/MWh, conforme a la metodología oficial del UNFCCC “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (Versión 7, 2022), representando adecuadamente las características térmicas del SENI dominicano para proyectos que puedan entrar al mercado de carbono.
• Para efectos de inventarios nacionales de gases de efecto invernadero (GEI) y huella de carbono organizacional o sectorial, se estimó un factor de emisión simplificado de 0.6277 tCO₂/MWh para el año 2024, utilizando una versión del GHG Protocol adaptada a la metodología UNFCCC orientada a este propósito.
• La oficialización de estos factores de emisión será realizada por el Ministerio de Energía y Minas (MEM), en articulación con el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN) y la Comisión Nacional de Cambio Climático y Mecanismo de Desarrollo Limpio (CNCCMDL), quienes, como puntos focales ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC), comunicarán formalmente estos resultados como parte de las actualizaciones nacionales en materia de cambio climático y desarrollo sostenible.

6.1 Recomendaciones

Con base en los hallazgos del presente estudio, se formulan las siguientes recomendaciones:

• El Ministerio de Energía y Minas (MEM) debería considerar la actualización anual del factor de emisión de la red, en la medida en que las condiciones nacionales lo permitan, utilizando datos de generación eléctrica (en MWh) suministrados por el Organismo Coordinador (OC-SENI).
• Se recomienda gestionar, con apoyo de la Superintendencia de Electricidad (SIE), la desagregación del consumo de combustibles por tecnología, así como la identificación del consumo propio de cada planta generadora, para mejorar la precisión y transparencia en la estimación del factor de emisión en próximas actualizaciones.

6.1.1 Limitaciones

El estudio presenta algunas limitaciones que deben ser consideradas en futuras actualizaciones:

• Acceso limitado a información desagregada de consumo de combustibles por planta y por tecnología, lo que podría introducir márgenes de error en la estimación detallada del factor de emisión.

6.2 Trabajos Futuros

Para dar continuidad y ampliar el alcance de esta investigación, se proponen las siguientes líneas de trabajo:

• Desarrollar modelos predictivos de emisiones basados en escenarios prospectivos de expansión del SENI, considerando cambios en la matriz energética y políticas de descarbonización.
• Implementar una plataforma digital pública para el seguimiento anual del factor de emisión, integrando datos en tiempo real de generación, consumo de combustibles y variación de tecnologías.
• Profundizar en el análisis de factores de emisión marginales horarios, que permitan valorar con mayor precisión el impacto de proyectos específicos bajo el enfoque de sostenibilidad y financiamiento climático.

Agradecimientos

Al Ministerio de Energía y Minas (MEM) de la República Dominicana por su apoyo institucional y técnico durante este estudio sobre el Factor de Emisión de CO₂ del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). También agradecemos la coordinación y las contribuciones técnicas del Consejo Nacional para el Cambio Climático y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (CNCCMDL) y el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales (MMARN), que fueron esenciales para alinear el factor de emisión con las metodologías nacionales de gases de efecto invernadero.

Agradecemos al Organismo Coordinador del SENI (OC-SENI) por proporcionar datos operativos detallados, y a la Comisión Nacional de Energía (CNE) por la validación de datos y los aportes técnicos. Este trabajo contó con el apoyo financiero de la Fundación Hewlett a través del programa Acelerador de la Transición Energética y contó con la asistencia metodológica de Winrock International.

Referencias

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^* Autor de correspondencia.

¹ Energy & Climate Change Consulting (ENCC Consulting), Santo Domingo, República Dominicana. Área de Ciencias básicas, Instituto Tecnológico de Santo Domingo. Santo Domingo, República Dominicana. ORCID: 0009-0005-6574-5075. Correo-e: ivan.relova@intec.edu.do

² Ministerio de Energías y Minas (MEM). Santo Domingo, República Dominicana. ORCID: 0000-0001-5020-0375. Correo-e: chadia.abreu@mem.gob.do

³ Energy & Climate Change Consulting (ENCC Consulting), Santo Domingo, República Dominicana. ORCID: 0009-0009-9325-4088. Correo-e: nellcuello@gmail.com

⁴Energy & Climate Change Consulting (ENCC Consulting), Santo Domingo, República Dominicana. ORCID: 0009-0006-2298-1374. Correo-e: ismefanny@gmail.com

⁵ Área de Ingeniería, Instituto Tecnológico de Santo Domingo. Santo Domingo, República Dominicana. ORCID: 0000-0002-4715-3499. Correo-e: miguel.aybar@intec.edu.do

⁶ Según el IPCC, las plantas de generación Low cost/Must Run consisten en las centrales eléctricas con bajos costos marginales de generación o despachadas independientemente de la carga diaria o estacional de la red (hidroeléctrica, geotérmica, eólica, de biomasa de bajo costo, nuclear y solar. Si una planta de combustibles fósiles se despacha independientemente de la carga diaria o estacional de la red y si esto puede demostrarse con base en los datos disponibles públicamente, debe considerarse como Low cost/Must Run).

⁷ Las plantas No Low-Cost/Non Must-Run se refieren a las plantas de generación térmicas que utilicen combustibles fósiles y no operen de manera continua.