Régulation énergétique, coûts et compétitivité

1. Le cadre réglementaire : architecture institutionnelle et ses tensions

La Ley No. 125-01, promulguée le 26 juillet 2001, a instauré la séparation des activités de production, transport, distribution et commercialisation à la suite de la capitalisation de l'ancienne Corporación Dominicana de Electricidad (CDE). Sa modification par la Ley No. 186-07 a renforcé les prérogatives de la Superintendencia de Electricidad (SIE) et ouvert le marché des Usagers Non Régulés. Le Decreto 523-23 de novembre 2023 constitue la mise à jour la plus récente et la plus significative du Règlement d'application, intégrant des mécanismes pour les services auxiliaires de fréquence et des adaptations aux renouvelables intermittentes.

Le Pacte national pour la réforme du secteur électrique 2021-2030, signé le 25 février 2021 sous médiation du Conseil Économique et Social (CES), concentre 212 engagements en six axes : tarifs techniques, réduction des pertes, diversification du mix, renforcement institutionnel, réforme des EDES et transparence contractuelle. À avril 2024, 88,62 % des engagements assumés par les institutions publiques étaient achevés ou en cours d'exécution. Le FMI, dans son Communiqué de Presse No. 25378 du 18 novembre 2025, a explicitement conditionné la consolidation budgétaire dominicaine à la mise en œuvre intégrale du Pacte.

2. Structure des coûts et comparaison régionale

Le coût moyen de l'électricité en République Dominicaine s'est établi à US$0,109/kWh en juin 2025, en deçà de la moyenne régionale (Guatemala US$0,296, Uruguay et Porto Rico au-dessus de US$0,23). Cependant, cette moyenne masque des distorsions structurelles : les prix commerciaux équivalent à 106,71 % de la moyenne mondiale, tandis que les tarifs appliqués aux petites entreprises représentent 166 % de ceux payés par les grandes entreprises. Le prix moyen d'achat de l'énergie par les EDES s'élevait à 15,23 USCents/kWh en janvier 2024, pour un tarif moyen à l'usager de 16,85 USCents/kWh, laissant une marge de seulement 1,62 centime : insuffisante pour couvrir les pertes, les charges opérationnelles et le service de la dette.

Les tarifs s'articulent entre des redevances monômes (basse tension simple) et binômes (pondérant l'énergie et la puissance de pointe). La transition tarifaire vers le Tarif Technique réel — fondé sur les coûts réels d'approvisionnement, de production et de transport efficient — s'échelonne sur 20 trimestres (janvier 2022 à décembre 2026) conformément à la Resolución SIE-087-2021-TF. Dans l'intervalle, le Fonds de Stabilisation du Tarif Électrique (FETE), géré par le Ministère des Finances, absorbe l'écart entre le coût réel et le tarif régulé.

3. La crise financière des distributeurs : pertes, recouvrement et subvention

Les pertes d'énergie dans le système de distribution se situent entre 37,2 % et 42,2 % selon la source (MEM officiel contre CREES 2024), équivalant à 725,9 GWh mensuels. Le Plan intégral de réduction des pertes du Pacte Électrique avait fixé l'objectif de les ramener à 15 % en six ans à compter de décembre 2020 ; le CES avait initialement envisagé d'atteindre 16 % net d'ici fin 2022. Aucun de ces deux objectifs n'a été atteint.

L'indice de recouvrement des encaissements (CRI) s'est établi à 59 % en décembre 2025, niveau qui, selon l'analyste José Ramón Acosta Pujols (ex-Directeur de la Régulation à la SIE), ne garantit pas l'autosuffisance financière sans soutien budgétaire. La subvention exécutée en 2024 s'est élevée à RD$105 376,5 millions (US$1 769 millions), montant historiquement le plus élevé, financé par des transferts du Ministère des Finances. Les dettes courantes des EDES envers les producteurs privés s'élevaient à US$121,1 millions à janvier 2024, le Groupe AES (AES Andrés et Dominican Power Partners) étant le principal créancier pour US$58,5 millions.

4. La transition énergétique : renouvelables, objectifs et appels d'offres

La capacité installée du SENI est passée de 5 985 MW en 2024 à 7 054 MW en décembre 2025. Les énergies renouvelables représentent 24,5 % de la participation dans la production à juin 2025, sur la trajectoire vers l'objectif légal de 25 % en 2025 et 30 % en 2030. La CNE estime qu'atteindre 30 % en 2030 nécessitera de mobiliser environ US$5 400 millions.

L'étape réglementaire la plus significative de 2025 a été l'appel d'offres EDES-LP-NGR-01-2025, lancé par la Resolución SIE-092-2025-LCE pour jusqu'à 600 MW de production renouvelable avec stockage par batteries (BESS) obligatoire d'une durée minimale de 4 heures, contrats à 15 ans libellés en dollars et services auxiliaires. Il a reçu des offres pour plus de 1 500 MWp ; les résultats préliminaires indiquent 8 projets pour 605,1 MW à un prix moyen de US$0,108/kWh. Cette structure — PPA en dollars à long terme avec BESS intégré — devient le modèle bancable de référence pour le secteur.

5. La production distribuée : le débat solaire

Plus de 460 MW installés en autoconsommation sur toiture existaient à fin 2024, avec plus de 3 200 entreprises ayant migré vers le solaire photovoltaïque pour réduire leurs facturations de 70 % à 85 %. Le Règlement de production distribuée SIE-007-2026-REG, approuvé par la SIE et en vigueur depuis fin mai 2026, marque un tournant : il réduit le délai d'approbation à 45 jours avec accord tacite positif, supprime le plafond de 15 % de pénétration par circuit, porte à 100 % la rémunération annuelle de l'énergie injectée et autorise les systèmes à injection nulle sans autorisation formelle.

Toutefois, le nouveau règlement ne résout pas le débat de fond : Edesur Dominicana a documenté que le déficit des EDES découlant du comptage net est passé de US$23 millions en 2019 à environ US$100 millions par an en 2024. Les usagers équipés de panneaux utilisent le réseau de manière bidirectionnelle (incluant le secours nocturne) sans rémunérer intégralement ces coûts d'infrastructure, reportant l'impact sur les usagers régulés à revenus plus modestes.

6. Les pannes de 2025-2026 et l'impératif du stockage

Le SENI a subi deux pannes générales en quatre mois : le 11 novembre 2025 (coupure totale à 13h25, avec rétablissement partiel environ 13 heures plus tard) et le 23 février 2026. Lors de la première, la production est tombée de 3 266 MW à 450 MW opérationnels. Un facteur critique : 40 % de la production provenait de sources solaires au moment de l'incident, réduisant l'inertie du SENI. L'analyse technique a conclu que l'intégration de BESS n'est plus une option, mais une nécessité immédiate.

7. Le mécanisme de l'Usager Non Régulé (UNR) comme voie de compétitivité

La figure de l'Usager Non Régulé (UNR), régie par la Ley 186-07, permet aux grands consommateurs de contracter directement sur le marché de gros avec les producteurs, en contournant l'intermédiation commerciale des distributeurs. Le seuil de qualification a été progressivement abaissé jusqu'à la limite en vigueur depuis 2011. L'Asociación Nacional de Usuarios No Regulados (ANUNR), coordonnée avec l'AIRD, promeut l'extension de ce mécanisme. EGE Haina fournit actuellement 25 % de l'énergie consommée par les UNR, avec une capacité installée de 1 319,6 MW dont 39,1 % provient de renouvelables.

8. L'infrastructure de transport : le goulot d'étranglement

Le réseau de transport du SENI présente des contraintes structurelles qui conditionnent la bancabilité des nouveaux projets renouvelables. Edward Veras (CNE) a averti lors du FES Caribe 2026 que le système électrique est un entonnoir ; nous sommes un système de petite taille et que la ligne nord-ouest est engagée à 100 %. Cela a conduit à prioriser les projets inférieurs à 20 MW. L'infrastructure la plus notable de la période a été l'inauguration en juillet 2025 de la ligne de transport 345 kV Montecristi-Santiago (128 km), représentant un investissement de US$147 millions, indispensable pour évacuer la production de la nouvelle centrale de Manzanillo (414 MW).

9. Investissement français et coopération bilatérale

TotalEnergies a consolidé en 2025 sa position d'acteur énergétique français le plus important en République Dominicaine : le 15 avril 2025, il a signé un Heads of Agreement avec ENADOM (JV AES Dominicana-Energas) pour fournir 400 000 tonnes par an de GNL pendant 15 ans à compter de mi-2027 ; et en juillet 2025, il a conclu une joint-venture 50/50 avec AES Dominicana Renewable Energy pour un portefeuille contracté supérieur à 1 GW dans l'éolien, le solaire et le BESS. Akuo Energy exploite le parc éolien PECASA-Larimar (50 MW, US$125 millions, 190 GWh/an), inauguré en juin 2019 avec le concours de l'IFC, FMO, Proparco (US$15 millions) et DEG.

L'AFD-Proparco-Expertise France cumulent plus de €1 300 millions de prêts au secteur public et plus de US$200 millions au secteur privé depuis 2009. La Feuille de Route de coopération 2025-2027, signée le 25 mars 2025, inclut les énergies renouvelables parmi ses secteurs prioritaires.

10. Propositions du secteur privé et référentiels de réforme

Les fédérations professionnelles — AIRD, CONEP, ADOZONA, ASONAHORES, ONEC — ont articulé un plan sectoriel en quatre volets : diversification de la production avec gaz et renouvelables stables ; expansion des réseaux de transport (ETED) pour éliminer les contraintes d'injection ; réduction des pertes techniques et commerciales avec amélioration du recouvrement ; et renforcement de la gestion des EDES par des audits externes indépendants sous un Comité de Surveillance tripartite. Les zones franches ont dépensé RD$6 572,4 millions en électricité en 2023, montant record, et l'AIRD évalue le coût énergétique entre 15 % et 40 % des charges opérationnelles selon le secteur.