En el proyecto de ley de presupuesto de ingresos y gastos para 2026, las pérdidas de las empresas estatales de distribución eléctrica (EDE) serán nuevamente uno de los riesgos principales de mayores desviaciones: mientras se entiende que el déficit de las EDE cerraría en no menos de RD$103,000 millones en 2025, se contemplan “apenas” unos RD$85,150 millones para cubrir las pérdidas estimadas en 2026; en otras palabras, se espera que la contribución de las EDE al déficit fiscal disminuya de manera importante desde un 37.2% (2025) a un 30.3% (2026).
Esta sola estadística es suficiente para demostrar que cualquier intento serio de reforma fiscal en 2026 sería vano si esta reforma fiscal, por más intensa que se diseñe, no venga acompañada a la par de una profunda reforma del sector eléctrico, por lo menos en el subsector “distribución”.
Tal como lo venimos detallando en las dos entregas anteriores, no habrá manera de reducir de manera “sostenible y perenne” estas enormes pérdidas de las EDE sin atacar los tres grandes “cuernos” del problema: el insuficiente margen comercial; las cuantiosas pérdidas, tanto técnicas como comerciales, sumando las pérdidas en facturación con las de cobros, y los gastos de operación (OPEX), tanto los gastos relacionados con sobreabundante empleomanía como los abultados gastos facturados por los proveedores de bienes y servicios. Además de lo anterior, será imprescindible buscar vías de financiamiento de este rescate de las EDE sin que le quite espacio fiscal a las tres principales prioridades de la venidera reforma fiscal: : i) la sostenibilidad fiscal de nuestro modelo económico; ii) la aceleración del crecimiento económico para lograr duplicar el tamaño de nuestra economía antes de 2040; y, iii) la inclusión de todos los ciudadanos gracias a un gasto social de mayor intensidad y de mayor calidad, lo que definitivamente incluye al sector salud.
Las últimas estadísticas disponibles sobre el desempeño del subsector “distribución” en septiembre 2025, si bien muestran una ligera mejora entre agosto y septiembre 2025, todavía confirman que, de manera acumulada por lo que va de año, los principales indicadores económicos y comerciales de las EDE se ha deteriorado muy sensiblemente en comparación con el mismo período de nueve meses del año anterior.
En el caso del margen comercial considerado como la diferencia entre el precio de facturación del kWh a los clientes de las EDE y el costo pagado para adquirir la energía a las empresas de generación (EGE), el mes de septiembre 2025 presenta una importante mejoría, al pasar de 1.3877 cUS$/kWh (en 09-2024) a 1.7993 cUS$/kWh (en 09-2025), o sea un muy significativo crecimiento de +0.4116 cUS$/kWh equivalente a +29.7%.
Esta mejora se logra a pesar de una nueva reducción en el precio de venta que pasó de 16.7742 cUS$/kWh (en 09-2024) a 16.4291 cUS$/kWh (en 09-2025), o sea -0.3451 cUS$/kWh equivalente a -2.05%; es importante señalar que el precio de venta en moneda local sí había logrado una muy ligera mejora (2.7%) al pasar de RD$10.0784/kWh (en 09-2024) a RD$10.3501/kWh (en 09-2025), pero esta mejora fue borrada por la devaluación del peso frente al dólar ya que el valor de la divisa estadounidense había subido de RD$60.08 (09-2024) a RD$63.30 (09-2025). Esto demuestra la imperiosa necesidad de volver a algún mecanismo de indexación frecuente de la tarifa comercial so pena de condenar las EDE a una carrera imposible de ganar frente a la devaluación del peso dominicano.
Pero lo que salvó el margen comercial en este mes de septiembre fue un importante ahorro de 0.7567 cUS$/kWh en el costo promedio de la energía que pasó de 15.3865 cUS$/kWh (en 09-2024) a 14.6298 cUS$/kWh (en 09-2025), o sea una reducción equivalente a -4.92%. Esta reducción obedece a una doble evolución favorable: de un lado el precio de compra por contrato bajó -3.64% de 13.5687 cUS$/kWh (en 09-2024) a 13.0751 cUS$/kWh (en 09-2025), y del otro lado el volumen de las costosas compras de energía en el mercado spot bajó de un 20.78% del total (en 09-2024) a 14.49% del total (en 09-2025).
Ahora bien, a pesar de esta mejora en el mes de septiembre, los números acumulados por lo que va del año siguen presentando una situación muy deteriorada, ya que el margen comercial de este período de nueve (9) meses sufre una contracción sensible, al pasar ahora de 1.7514 cUS$/kWh (hasta 09-2024) a 1.5530 cUS$/kWh (hasta 09-2025), o sea una significativa reducción de -0.1984 cUS$/kWh equivalente a -11.3%; esta fuerte contracción se debe al impacto muy negativo de la reducción en el precio de venta promedio que pasó de 16.8723 cUS$/kWh (hasta 09-2024) a 16.5620 cUS$/kWh (hasta 09-2025), o sea una reducción de -0.3103 cUS$/kWh (vs. 0.3045 cUS$/kWh en la lectura del mes anterior) equivalente a -1.84%, compensada parcialmente por un leve ahorro en el costo promedio de la energía que pasó de 15.1209 cUS$/kWh (hasta 09-2024) a 15.0090 cUS$/kWh (hasta 09-2025), o sea una reducción de 0.1119 cUS$/kWh equivalente a tan solo -0.74%.
Una exitosa reforma del sector eléctrico tendrá que lograr restaurar el margen comercial de las EDE en un rango entre 3.5000 y 4.0000 cUS$/kWh, nivel que no se obtiene desde el año 2020; consta para el expediente que fue en el período 2015 a 2017 que se registraron los más altos niveles de margen comercial: 5.2431 cUS$/kWh (2015), 6.5175 cUS$/kWh (2016) y 4.9958 cUS$/kWh (2017).
En cuanto a las pérdidas de energía, el mes de septiembre 2025 presenta un marco un tanto mejorado: las EDE han logrado cobrar (luego de facturar) el equivalente a 1,121.8 GWh de los 1,932.7 GWh que compraron a las EGE; se han dejado de cobrar una cantidad de 810.9 GWh, equivalentes al 41.96% de las compras; se trata de la mejor cifra desde el mes de abril, lo que puede verse como alentador, sin embargo se trata también del séptimo mes consecutivo con pérdidas de cobros que superan el 40% de las compras, y esto es muy, muy malo. En el mismo mes del año pasado, las EDE habían cobrado unos 1,075.4 GWh de unas compras que totalizaban 1,857.1 GWh, con lo que habían perdido 781.7 GWh equivalentes al 42.09% de las compras de aquel período.
Por lo que va del año hasta septiembre, las EDE han logrado cobrar (luego de facturar) apenas el equivalente a unos 8,989.5 GWh de los 15,589.2 GWh que compraron a las EGES; en otras palabras, se han dejado de cobrar una enorme cantidad de 6,599.8 GWh, equivalentes al 42.34% de las compras, lo que muestra lamentablemente que no ha habido mejora frente a la situación tan poco satisfactoria registrada en el mismo período del año pasado cuando las EDES habían logrado cobrar unos 8,856.5 GWh de unas compras que totalizaban 15,299.5 GWh, por lo que habían perdido 6,443.0 GWh equivalentes al 42.11% de las compras de aquel período.
A pesar de una relativa mejora en el desempeño comercial de las EDE en septiembre, las pérdidas acumuladas alcanzan un valor total de US$1,271.0 millones, prácticamente en línea con los US$1,282.1 millones de pérdidas acumuladas en el mismo período del año pasado. Nuevas estimaciones consideran que será necesario programar un total de inversiones en torno a US$1,200 millones durante los primeros 4 años del proceso de reforma para reducir al 15% las actuales pérdidas de energía. Se entiende que la forma más apropiada de financiar este magno compromiso de inversión será la venta de activos del Estado (incluyendo a la central termoeléctrica de Punta Catalina, siempre y cuando se haga de manera parcial, transparente y abierta, o sea, a través de la Bolsa de Valores.
