En este estudio se presenta un plan de inversiones de generación eléctrica para cubrir la demanda futura del SENI hasta el año 2040. Se modeló en forma detallada el sistema hidroeléctrico del SENI, el conjunto de centrales térmicas agrupándolas según el tipo de combustible (Biomasa, Carbón, Fuel Oil y Gas Natural) y por el tipo de central (de Base o de Punta) y las centrales eólicas y solares existentes.A partir de la información y lineamientos definidos por el MEM y el resto de organizaciones que participaron en la definición de la modelación se asumió: a) Que las opciones de expansión consideradas fueran eólica, solar y centrales térmicas de base y de punta funcionando a gas natural y b) Que las ampliaciones de red necesarias para las nuevas centrales se modelarán suponiendo que las mismas deben incurrir en el costo de construcción de un tramo de línea de 30km en caso de las eólicas y de 5km para las solares y térmicas más los costos de adaptación de la estación de llegada.Se construyeron modelos estocásticos para representar el recurso hidroeléctrico, eólico y solar,así como para representar la tendencia y variabilidad de los precios de los combustibles.Los precios de las opciones de expansión eólica y solar se consideraron con variación futura a la baja.En el horizonte de análisis se incorporan al SENI 5,000MW de eólica comenzando en el año 2025. Los primeros3,000MW se instalan entre el 2025 y el 2031 lo que implica un ritmo de incorporación de eólica es 430MW/año. La instalación de nuevas plantas de energía solar comienza en el año 2030 con 50MW llegando a incorporar 400MW al año 2036 totalizando así 563MW de solar en el SENI. En 2033, el sistema incorpora la primera Central Térmica de Punta (60MW) y recién en 2038 realiza la primera inversión en ciclo combinado. El Plan de Inversiones resultante implica una reducción importante de los Gases de Efecto Invernadero (GEI) que medidos en toneladas equivalentes de 𝐶𝑂2representan aproximadamente 0.55Ton/MWh a 0.3Ton/MWh en 2033. A partir del 2033, se mantiene en ese valor dado que el crecimiento de la Demanda implica la incorporación de centrales térmicas.La incorporación de energías eólica y solar reduce los factores de uso de las centrales térmicas a 50% para las centrales de base y a valores entre 15 y 18% para las centrales de punta. Esto significa un cambio importante respecto al funcionamiento actual,lo que ameritaría una revisión de la forma en que perciben la remuneración dichas centrales. En el mismo sentido, las centrales hidroeléctricas y las térmicas de punta, tendrán un uso diferente al actual prestando un servicio de dar flexibilidad a la operación del SENI lo que permite la incorporación de las energías eólica y solar.Los resultados permiten caracterizar tres etapas de la expansión del SENI. Etapa inicial del 2020 al 2024 en laque no es necesario realizar expansiones de la generación y en laque los precios de los combustibles están bajos por el efecto y consecuencias remanentes del COVID-19. Etapa eólica, del 2025 al 2030 con una fuerte expansión eólica. Y por último la Etapa multi-fuente, del 2031 en adelante donde se continúa con la expansión eólica a menor ritmo y comienza a ser conveniente incluir energía solar y térmica.La expansión óptima, alcanzaría el objetivo de cubrir por lo menos el 25% del suministro en base a energías renovables, previsto en el artículo 21 de la Ley 57-07, durante el año 2025. Si se quiere alcanzar ese objetivo antes del año 2025 sería necesario adelantar los proyectos del 2025 al 2024.Como todo plan de futuro, los resultados están sujetos a las hipótesis y la incertidumbre sobre el cumplimiento de las mismas;esta incertidumbrees mayor cuanto más lejos en el tiempo se analicen los resultados. En particular es muy probable que cuando se esté avanzando en la Etapa Eólica, se tengan novedades sobre otras tecnologías (como puede ser la bajada disruptiva del precio de las baterías y/o de las celdas de hidrógeno) que lleven a una re-optimización y a cambios en la Etapa multi-fuente. De cualquier manera, dada lamodularidadde los proyectos eólicos, se considera que el plan previsto para esa etapa es robusto dado queno se visualiza un riesgo de arrepentimiento por los posibles cambios que hoy nos imaginamos pueden ocurrir.En la etapa final de este trabajo, se recibió la información de la instalación de una central de ciclo combinado de 145MW en base a gas natural, que entraría en operación en septiembre de 2021. Esta incorporación está claramente por fuera de lo que sería el Plan Óptimo y se analizó sobre labase desuponer que dicha central generará con igual factor de capacidad que el resto de las centrales de ciclo combinado del SENI. Se supuso entonces que comienza con un factor de despacho del entorno al 85% y que dicho factor se reduce al entorno del 50% al incorporase masivamente las energías renovables. Esta incorporación implica una reducción de 190MW en lainstalación de energía eólica respecto del óptimo.Como ya se mencionó, la incorporación masiva de energías renovables llevará a una reducción sustancial del factor de despacho de las centrales térmicas, lo que posiblemente lleva a la necesidad de adecuaciones en la regulación para reflejar adecuadamente el valor que cada central agrega en el SENI. Para colaborar en este propósito, se presentan los capítulos 8 y 9. En el capítulo 8 se analizan las figuras de riesgo asociadas a la valorización marginal de la energía. En el capítulo 9 se presenta una propuesta de metodología para el cálculo de un Servicio de Confiabilidad del Sistema que tiene porpropósito valorar el aporte de las diferentes fuentes de generación al mantenimiento del balance de potencia del SENI.Este trabajo se realizó como continuación de un curso de capacitación realizado en Santo Domingo en febrero de 2020. Como resultado del mismo, un equipo de aproximadamente 20 profesionales de las distintasinstituciones del sector eléctrico de República Dominicana adquirieron el conocimiento suficiente para ejecutar las simulaciones y análisis que aquí se presentan a partir delos archivos con el modelado del SENI que se suministran como resultado de este estudio.Finalmente, cabe destacar que la capacitación realizada y el producto de este proceso de asistencia técnicase deben considerar como una etapa más de un camino de mejora continua. Se identifican como posibles próximos trabajos: i) Integración de las herramientas suministradas a las diferentesetapas de la programación de la operación del SENI en períodos semestrales, mensuales, semanales y diarios. ii) La incorporación de un simulador en tiempo real de la operación óptima que pueda asimilar los pronósticos de generación con el estado actual del SENI y generar señales de precios que pudieran en un futuro ser utilizadas por Demandas con Respuesta. iii) Incorporación de la planificación de la red de transmisión al problema de optimización de inversiones.