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Di Zahiris Priscila Francisco Martínez

I rifiuti sono costosi. Nella Repubblica Domenicana, sulla base di un documento dell'Organismo di Coordinamento del Sistema Elettrico Nazionale Interconnesso (OC) a cui hanno avuto accesso sia Climate Tracker che Global Voices, le compagnie di energie rinnovabili hanno perso circa 5,17 milioni di dollari tra Gennaio e Giugno 2025 in quanto il paese ha deciso di sprecare parte dell'energia solare generata.

Come indicato nello stesso documento, le società statali di distribuzione Edenorte, Edesur, e Edeeste (EDES) hanno registrato il superamento dei costi operativi di 6,5 milioni di dollari acquistando energia fossile più costosa quando avrebbero potuto scegliere energia rinnovabile.

La radice di questi costi si trova nella non conformità [it] con gli standard di potenza minima tecnica (PMT) per impianti termoelettrici, una regola che deve essere supervisionata dall'OC, che cerca di limitare l'infusione di energia fossile nei minimi necessari, per consentire un maggiore accesso alle energie rinnovabili più economiche.

Questa non conformità ha portato la Repubblica Domenicana ad adottare pratiche di “riduzione” [it], che comportano la limitazione e l'interruzione della produzione di energia rinnovabile in un impianto di generazione, anche se questo potrebbe avere la capacità tecnica di produrre di più in quel momento. Il motivo è evitare un eccesso di offerta sulla rete, che può verificarsi a causa della congestione,  mancanza di spazio di stoccaggio o disallineamento tra le ore di picco della produzione (come l'energia solare a mezzogiorno) e il picco di richiesta (come nel pomeriggio). La combinazione di queste pratiche ritarda la transizione energetica e comporta costi più elevati per il Paese.

Perdite rinnovabili, energia costosa e lo Stato che paga il conto

Da Ottobre 2024 è in vigore la procedura per l'applicazione della limitazione della generazione per motivi di sicurezza nel Sistema Elettrico Nazionale Interconnesso (SENI). I costi che ne derivano non solo incidono direttamente sui produttori di energia rinnovabile, il cui apporto energetico al sistema è limitato, ma influiscono anche sul mercato e sulle società di distribuzione dell'energia elettrica.

In un rapporto ufficiale dell'OC sulla situazione delle riduzioni tra gennaio e giugno 2025, l'energia rinnovabile ridotta a maggio ha raggiunto i 16.171 megawattora (MWh), pari in media al 18% dell'energia totale, mentre a gennaio è stato registrato uno spreco medio del 21%.

Il SENI, con la motivazione di ragioni di sicurezza e restrizioni operative, mantiene in funzione un numero minimo di centrali termiche, di cui i dati mostrano che la riduzione è stata applicata durante le ore di massima produzione di energia rinnovabile.

In base alla relazione sulle prestazioni delle aziende elettriche statali [es, come i link seguenti, salvo diversa indicazione], il prezzo medio di acquisto dell'energia è diminuito nel 2025, incidendo sui ricavi delle aziende operanti nel settore di energie rinnovabili i cui contratti di acquisto di energia elettrica (PPA) sono collegati a questi valori di riferimento. Le fonti rinnovabili, operano con contratti a prezzo fisso o con prezzi adeguati in base agli indici ufficiali, hanno visto i loro margini di profitto ridotti a causa del calo dei prezzi medi.

Al contempo, molti impianti termali senza PPA vendono la loro energia su mercato spot, dove il margine di costo è aumentato da 9.75 al 12.65 centesimi di dollaro/kWh tra gennaio e luglio 2025. Questo aumento ha dato loro la possibilità di migliorare le loro entrate e trarre vantaggio in un contesto di prezzi più favorevole, così da rafforzare il loro vantaggio competitivo rispetto al settore delle energie rinnovabili. Con il mancato rispetto della legge e gli impianti termici che operano al di sopra dei livelli consentiti, l'EDES finisce per pagare di più.

Nella Repubblica Domenicana, lo stato sovvenziona il EDES. Solo nel 2024, sono stati stanziati 86.393 milioni di peso dominicani (circa 1.388 milioni di dollari) in sovvenzioni, ciò significa che le perdite finanziarie di queste compagnie rappresentano anche una perdita di fondi pubblici. Alfonso Rodríguez, attuale presidente dell’ Associazione per la Promozione delle Energie Rinnovabili (ASOFER), sostiene che “come conseguenza, i distributori finiscono per acquisire energia più costosa e più inquinante, mentre gli investitori di risorse rinnovabili vedono ridotta la propria redditività.”

Lo Stato continua a pagare per la mancata modernizzazione della rete. La legge 80-24, stabilisce il bilancio generale dello Stato per l'anno fiscale 2025, ha stanziato 75.000.000 di dollari a favore del Programma di sostegno al miglioramento delle reti di distribuzione dell'energia elettrica, eseguito da società di distribuzione dell'energia elettrica di proprietà statale, e 225.000.000 dollari al Programma per il miglioramento delle reti di media e bassa tensione e la regolarizzazione dei clienti per i distributori. La mancanza di moderne reti e stoccaggio insufficiente sono fattori cruciali che causano la decurtazione. Il confronto tra le perdite derivanti dalla riduzione e le risorse apportate nel bilancio mostra un doppio impatto negativo di questa pratica

L'inflessibilità limita le energie rinnovabili e favorisce il regime fossile

Un'altra situazione che finisce per privilegiare l'immissione di combustibili fossili rispetto alle energie rinnovabili nella rete è quella del dispacciamento forzato, una pratica che permette agli impianti termali di generare energia e ricevere un compenso anche quando il sistema non lo richiede. Ad ogni modo, questo meccanismo non si applica agli impianti di energia rinnovabile, creando uno squilibrio trattamento di diverse fonti di generazione.

José Luis Moreno, ingegnere e professore al Istituto di Energia dell'Università Autonoma di Santo Domingo (IEUASD), dichiara che “Il pagamento per la fornitura obbligatoria costituisce una remunerazione economica per l'energia fornita che non dovrebbe essere fornita, poiché l'impianto non compete con altri in termini di prezzo ma, a causa della sua rigidità, non può essere spento rapidamente, quindi deve rimanere in funzione e viene quindi pagato per la fornitura obbligatoria per motivi tecnici.”

Poiché alcuni impianti, in particolare quelli termoelettrici di grandi dimensioni, non possono essere facilmente spenti, vengono utilizzati forzatamente anche quando i loro costi sono elevati e non sono competitivi. Di conseguenza, gli impianti più economici, come quelli che utilizzano energie rinnovabili, sono limitati e non possono raggiungere il loro massimo potenziale di generazione.

“Gli impianti vengono utilizzati in base alla loro competitività in termini di costi: quelli con costi di combustibile più bassi vengono utilizzati per primi. Successivamente, i costi aumentano fino a soddisfare la domanda; quando si smette di essere competitivi, si smette di fornire energia, a meno che non si sia inflessibili, nel qual caso si viene costretti a fornire energia,” spiega Moreno. Questo significa che non c'è competizione, e quindi non si può chiudere. “Pertanto, un altro impianto che avrebbe dovuto essere utilizzato perché più competitivo non viene utilizzato“, ha continuato. ”Anche in questo caso, le energie rinnovabili vengono limitate”.

Secondo il OC, il risarcimento per la spedizione forzata è stato pari a 7,44 milioni di dollari tra gennaio e giugno 2024, e 11,33 milioni di dollari tra gennaio e giugno 2025, stabilendo un margine di 3,89 milioni di dollari per le società di distribuzioni gestite dallo stato.

Ciò aggrava il deficit economico delle società di distribuzione dell'energia elettrica (EDE), che ha raggiunto un totale di 936,7 milioni di dollari entro luglio 2025, secondo al relazione sulle prestazioni delle aziende elettriche statali per luglio 2025. Nel risultato finanziario complessivo, questo importo è stato ampiamente coperto dallo stato, che ha contribuito ad un totale di 737,3 milioni di dollari.

La roadmap (REmap) dell'Agenzia internazionale per le energie rinnovabili (IRENA), ha pubblicato nel novembre 2017, evidenzia il potenziale della Repubblica Domenicana di aumentare la quota di energia rinnovabile al 44% entro il 2030, basandosi principalmente sull'energia solare fotovoltaica, l'energia eolica e la bioenergia.

“Per sfruttare questo potenziale”, afferma il rapporto, “la Repubblica Dominicana deve superare le sfide istituzionali, economiche e tecniche. Nel caso del settore elettrico, lo studio REmap suggerisce soluzioni per affrontare le questioni relative all'adeguatezza e alla flessibilità della produzione, garantendo lo sviluppo delle reti elettriche, che a sua volta aiuta a gestire la limitata prevedibilità dell'energia solare ed eolica, nonché gli effetti della rapida penetrazione di queste fonti di energia rinnovabile variabili”.

Dal punto di vista di Moreno, la soluzione è ovvia ed economica: “Immagazzinare l'energia principalmente per regolare la frequenza e consentire agli impianti fotovoltaici di entrare in modo sicuro nel sistema”.