El desperdicio siempre resulta costoso. En República Dominicana, las empresas de renovables perdieron alrededor de US $5,17 millones, entre enero y junio de 2025, porque el país decidió desaprovechar parte de la energía solar generada, de acuerdo con un documento del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC) al que tuvo acceso Climate Tracker.
Mientras tanto, las EDES – las empresas distribuidoras estatales de electricidad: Edenorte, Edesur y Edeeste – registraron sobrecostos operativos por US $6,5 millones, de acuerdo con este mismo documento, al comprar energía fósil, más costosa, cuando podrían haber comprado energía renovable.
La raíz de estos costos está en el incumplimiento de la norma de Potencia Mínima Técnica (PMT) por parte de las termoeléctricas (una regla que debería ser supervisada por el OC) y que busca limitar la inyección de energía fósil al mínimo necesario, para permitir una mayor entrada de energía renovable, más barata.
Este incumplimiento ha llevado a que República Dominicana adopte una práctica conocida como “curtailment”, reveló este reportaje publicado por Climate Tracker.
Esta práctica consiste en limitar e interrumpir la producción de energía renovable de una planta generadora, aunque tenga capacidad técnica para producir más en ese momento. Esto se hace para evitar un exceso de oferta en la red, que puede ocurrir debido a la congestión, la falta de almacenamiento o un desajuste entre las horas punta de producción (como la energía solar al mediodía) y la demanda máxima (como en la tarde). Las prácticas combinadas retrasan la transición energética y también están significando más costo para el país.
Pérdidas para las empresas renovables, energía más cara para las distribuidoras y el Estado pagando la cuenta
Desde octubre de 2024 rige el Procedimiento para la Aplicación de Limitación de Generación por Razones de Seguridad en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Los costos consecuentes no sólo impactan directamente a los generadores renovables, que ven limitada la entrada de su energía al sistema, sino que también repercuten en el mercado spot y en las empresas distribuidoras de electricidad.
En un informe oficial del OC respecto a la situación del curtailment entre los meses enero y junio 2025, la energía renovable vertida en el mes de mayo alcanzó los 16,171 megavatios por hora (MWh), lo que es un promedio del 18% de la energía total, mientras que en enero, se registró un promedio del 21% de desperdicio.
Bajo el argumento de razones de seguridad y restricciones operativas, el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) mantiene en funcionamiento un número mínimo de centrales térmicas.
Los datos del SENI muestran que el curtailment se ha aplicado en horarios de máxima producción de energías renovables.
Según el Informe de Desempeño Empresas Eléctricas Estatales, el precio medio de compra de energía disminuyó en 2025, afectando los ingresos de las empresas renovables cuyos contratos de Acuerdo de Compra de Energía (PPA, por su sigla en inglés) están vinculados a estos valores de referencia.
Las fuentes renovables, al operar bajo acuerdos de precio fijo o ajustado según índices oficiales, vieron reducirse su margen de rentabilidad ante la caída del precio promedio.
En contraste, muchas plantas térmicas que no cuentan con PPA comercializan su energía en el mercado spot, donde el costo marginal aumentó de 9.75 a 12.65 USCents/kWh entre enero y julio de 2025. Este incremento les permitió mejorar sus ingresos y aprovechar un entorno de precios más favorables, reforzando así una posición ventajosa frente al sector renovable. Con el incumplimiento de la ley y las térmicas operando por encima de lo permitido, en la cuenta final las EDES pagan más.
En República Dominicana, el Estado subsidia a las EDEs. Solo en 2024 se presupuestaron RD$86,393 millones (alrededor de US$ 1,388 millones) en subsidios, lo que significa que la pérdida financiera de las empresas también es una pérdida de dinero público.
Alfonso Rodríguez, actual presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), comenta que “como consecuencia, las distribuidoras terminan adquiriendo una energía más costosa y contaminante, mientras que los inversionistas en fuentes renovables ven reducida su rentabilidad”.
El Estado aún paga por la falta de modernización de la red. La Ley 80-24 destinó US$75,000,000 al Programa de Apoyo a la Mejora de las Redes de Distribución Eléctrica, ejecutado por las empresas de Distribución Eléctrica estatales y US$225,000,000 al Programa de Mejoramiento de Redes Media y Baja Tensión y Normalización de Clientes de las distribuidoras. La falta de modernidad en las redes y la falta de almacenamiento son factores cruciales que provocan el curtailment.
La comparación entre las pérdidas derivadas del curtailment y los recursos asignados en el presupuesto muestra el doble impacto negativo de esta práctica.
Despacho forzado: la inflexibilidad de algunas plantas limita las renovables y beneficia al régimen fósil
Otra situación termina privilegiando la inyección de combustibles fósiles frente a las renovables en la red. El despacho forzado es una práctica que permite a las plantas térmicas generar energía y recibir compensaciones aun cuando el sistema no la requiere. Sin embargo, este mecanismo no se aplica a las plantas de energía renovable, lo que crea un desequilibrio en el tratamiento de las distintas fuentes de generación.
El ingeniero y catedrático del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (IEUASD), José Luis Moreno, afirma respecto al tema que “el pago por despacho forzado constituye la remuneración económica por energía servida que no debería ser servida por que la planta no compite con las demás a nivel de precios, pero como su inflexibilidad no le permite apagar tan rápido, pues tiene que seguir encendida y entonces se le paga ese despacho forzado por cuestiones técnicas”.
Algunas plantas, especialmente grandes termoeléctricas, no pueden apagarse con facilidad. Por ello son despachadas forzosamente, aunque su costo sea alto y no sean competitivas. Como resultado, las plantas más económicas, como las renovables, quedan limitadas y no alcanzan su máximo potencial de generación.
“Las plantas se despachan por lo competitivas que son en costo, las que tienen costo de combustible más barato, primero. Luego vas subiendo de costo hasta que cubres la demanda, cuando dejas de ser competitiva, dejas de despachar (entregar) energía, salvo que seas inflexible y entonces se te despacha forzado (no compites, pero no puedes apagar). Entonces, otra que sí debía despachar porque era más competitiva, no despacha. También en este caso, no despachan las renovables a través del curtailment”, explica Moreno.
Según el OC, las compensaciones por despacho forzado fueron de US$ 7.44 millones entre enero y junio del 2024 y de US$ 11.33 millones entre enero y junio de 2025, estableciendo un margen de US$ 3.89 millones para las empresas de distribución manejadas por el Estado.
Esto agrava el déficit económico de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE), que figuró en US$ 936.7 millones de dólares acumulados para julio de 2025, según el Informe de Desempeño Empresas Eléctricas Estatales período de julio 2025. En su resultado financiero total, este monto fue cubierto en gran parte por el Estado, quien aportó un total de US$737.3 millones.
La hoja de ruta (REmap) de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) publicada en noviembre de 2017 destaca el potencial de la República Dominicana para aumentar la cuota de generación de energías renovables hasta un 44% en 2030, basándose esencialmente en energía solar fotovoltaica, energía eólica y bioenergía.
“A fin de aprovechar este potencial, la República Dominicana tiene que superar desafíos institucionales, económicos y técnicos. En el caso del sector eléctrico, el estudio REmap sugiere soluciones para abordar las cuestiones relacionadas con la adecuación y flexibilidad de la generación, asegurando el desarrollo de redes eléctricas, lo que a su vez ayuda a gestionar la previsibilidad limitada de las energías solar y eólica, así como los efectos de la rápida penetración de estas fuentes de energía renovable variable”, establece el informe.
“La solución es obvia y rentable: almacenar energía en principio para regular frecuencia y poder entrar de manera segura las fotovoltaicas”, enfatizó Moreno.
