En medio de crecientes rumores sobre el regreso de la reforma fiscal, no se puede dejar de lado el candente tema de las pérdidas de las empresas estatales de distribución eléctrica (EDE) por el pesadísimo compromiso fiscal que representan para el gobierno central: de acuerdo con los datos publicados por el Ministerio de Hacienda y Economía (MHE), mientras en 2023 el estado le tuvo que transferir como gastos corrientes unos RD$75,280 millones, este monto se disparó en 2024 para alcanzar unos RD$100,700 millones, y para el 2025, mientras el presupuesto 2025 contemplaba una partida corriente por unos RD$83,000 millones, hubo de incrementar esta cantidad en unos RD$20,000 millones a través de las modificaciones al presupuesto 2025, para tomar en cuenta que las reducciones esperadas en las pérdidas de las EDE no se habían producido.
En el proyecto de presupuesto 2026 depositado en el Congreso, nuevamente se proyecta una reducción de estas transferencias corrientes, al contemplar un total de RD$85,150 millones, de los cuales: RD$22,991 millones para Edenorte; RD$25,545 millones para Edesur; y RD$36,614 millones para EdeEste, esta última siendo la EDE que concentra la principal parte de las pérdidas.
Lograr o no estos objetivos de reducción de las pérdidas de las EDE tiene un impacto fiscal considerable: en el 2023, considerando un déficit fiscal de RD$221,899.9 millones (3.28% del producto interno bruto -PIB-), las transferencias corrientes al sector eléctrico representaban un 33.92% del déficit total, y equivalían al 1.11% del PIB; en el 2024, con un déficit fiscal en RD$228,531.0 millones (3.09%), estas transferencias explicaban el 44.06% de este déficit total, y equivalían al 1.36% del PIB; mientras para 2025, las últimas proyecciones anticipan un déficit fiscal de RD$276,610 millones (3.47% del PIB) del cual las transferencias a las EDE representarían un 37.23% de este déficit, y un 1.29% del PIB.
Finalmente para 2026, las transferencias explicarían el 30.34% del déficit fiscal que alcanzaría RD$280,575 millones (o sea, el 3.24% del PIB), y equivaldrían al 0.98% del PIB. En todo caso, el valor promedio para el período 2023-2025 nos indica que las transferencias corrientes a las EDE representaron el 1.26% del PIB, y explican el 38.37% del déficit fiscal promedio de este mismo período.
Al relacionar estos valores con las recaudaciones, se tiene una idea aún más dramática del terrible peso de este compromiso en las arcas nacionales: para 2025, se han proyectado recaudaciones del ITBIS que alcanzarían unos RD$402,273 millones, por lo que prácticamente 1 de cada 4 pesos recaudados por ese concepto se tiene que quemar en este mal llamado “subsidio eléctrico”; en otras palabras, estas transferencias a las EDE equivalen a 4.60 puntos de ITBIS, que sería lo mismo decir que, en ausencia de estas pérdidas de las EDE, se pudiese bajar el ITBIS del 18% a un 13.4% sin impactar el déficit fiscal.
Por ende, se entiende que el sector eléctrico sería una de las áreas de mayor impacto fiscal a la hora de implementar un conjunto de reformas y de proyectar su impacto paulatino en las finanzas públicas. Lograr reducir paulatinamente a un 0.2% del PIB estas transferencias en un plazo de 8 a 10 años, permitiría liberar recursos frescos equivalentes al 1% del PIB, o sea, en base al PIB del año 2025 unos RD$84,500 millones.
Por tanto, es interesante identificar las tres áreas de mejoras importantes que permitirían recuperar gradualmente las finanzas de las EDE: el insuficiente margen comercial; las enormes pérdidas en facturación y cobros, las cuales incluyen también las pérdidas técnicas; y los gastos de operación (OPEX) que varios estudios pasados han señalado como abultados.
En cuanto al margen comercial, los últimos datos disponibles hasta julio 2025 muestran lo siguiente: la tarifa media de venta de las EDES por lo que va de 2025 alcanzaba 16.60 cUS$/kWh, lo que compara negativamente con el precio de venta promedio de 16.89 cUS$/kWh en el mismo período del año pasado (una reducción de un 1.82% atribuible a la congelación de las tarifas en RD$ que no permite compensar la pérdida por la depreciación del peso); mientras el costo promedio de compra de energía de las EDE a las distintas empresas generadoras alcanzaba un valor de 15.09 cUS$/kWh, lo que compara favorablemente con el precio de venta promedio de 15.15 cUS$/kWh en el mismo período del año pasado; a diferencia del precio de venta que se denomina en pesos, el precio de compra sí es dolarizado, lo que representa un riesgo cambiario que las EDE tienen que absorber en la medida en la cual se mantiene la congelación de las tarifas comerciales; ahora bien, es muy importante señalar que esta pequeña mejora en el costo de compra se debe exclusivamente a una mayor participación de las compras de energía por contrato, que pasan de un 76.3% (2024) a un 82.1% (2025), a pesar de que el precio promedio de compra por contrato haya subido muy levemente de 13.60 cUS$/kWh (2024) a 13.68 cUS$/kWh (2025), y, a su vez, el precio en el mercado spot se haya disparado de 20.16 cUS$/kWh (2024) a 21.55 cUS$/kWh (2025); como resultado de lo anterior, el margen comercial, o diferencia entre precio de venta promedio y costo promedio de compra de energía ha bajado ligeramente al pasar de 1.74 cUS$/kWh (2024) a 1.51 cUS$/kWh, o sea una muy sensible reducción de 0.23 cUS$/kWh equivalente a una contracción de un 13.2% en US$; de haberse mantenido el mismo margen comercial del 2024, el margen comercial total que alcanzó US$106.86 millones (calculado solamente sobre la energía facturada, excluyendo la compra de energía no facturada) hubiese alcanzado US$123.14 millones; ahora bien, tanto en el 2024 como en el 2025, estos niveles de margen comercial se encuentran muy, pero muy por debajo de un nivel adecuado para poder generar utilidades que repaguen los gastos operativos y las inversiones de CAPEX que se requieren para mantener la calidad del servicio y la operatividad de las redes comerciales; se entiende que el margen comercial debería de situarse en un rango comprendido entre 3.00 y 3.50 cUS$/kWh, lo cual permitiría, en el peor de los casos, duplicar el nivel actual de margen comercial; esto requiere, del lado del precio, retomar revisiones trimestrales que permitan cubrir inflación y devaluación (tema obligado para la reapertura de un nuevo Pacto Eléctrico), y del lado de las compras, seguir incrementando la proporción de las compras por contrato, además de organizar licitaciones más competitivas para seguir bajando también el costo de adquisición de energía vía contrato.
En cuanto a las pérdidas de energía, tanto técnicas como comerciales, se entrará más en detalle en la segunda entrega de esta serie. Ahora bien, es muy significativo observar que, por lo que va del año, las EDE han logrado cobrar (luego de facturar) apenas el equivalente a unos 6,774.6 GWh de los 11,635.0 GWh que compraron por lo que va del año 2025 hasta el mes de julio; en otras palabras, se han acumulado pérdidas por una cantidad de 4,860.4 GWh, equivalentes al 41.77% de las compras, esto por supuesto es un resultado que vuelve completamente insostenible la situación financiera de las EDE.
En comparación con el mismo período del año anterior, las EDE habían logrado cobrar unos 6,699 GWh de unas compras que totalizaban 11,494 GWh, por lo que se habían perdido 4,795 GWh equivalentes al 41.71% de las compras de aquel período.
Este es el mayor foco de estas pérdidas; solo con inversiones de CAPEX consecuentes (no menores a US$1,000 millones acumulados durante un período de ejecución de 3 a 4 años) se podrán reducir los actuales niveles de pérdida hasta llegar en torno al 15% de las compras.
Más detalles en nuestra próxima entrega.
