Inicialmente, iba a dedicar el esfuerzo de esta semana en analizar el desempeño de las principales variables económicas, anticipándome a las presidenciales rendiciones de cuentas del próximo 27 de febrero; sin embargo, el espectacular apagón generalizado del lunes 23 de febrero (repetición del anterior blackout del 11 de noviembre 2025) me animó a revisar los indicadores del sector eléctrico al cierre del año 2025, ejercicio que, sin sorpresa, desvelará luces (algunas) y sombras (en exceso).
Luces en generación
De acuerdo con los últimos datos publicados por el Organismo Coordinador (OC), la energía bruta de las centrales del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) alcanzó un total de 2,107.33 gigavatios/hora (GWh) en el mes de diciembre 2025, o sea, un ligero crecimiento de 4.5% en comparación con la generación de 2,016.02 GWh en el mismo mes del año anterior.
La generación acumulada durante el total del año 2025 completo fue de 26,188.03 GWh, un crecimiento de 3.1% frente a los 25,397.11 GWh generados duran el año 2024.
Este crecimiento, ligeramente superior al crecimiento de la economía en 2025 (2.1% según las cifras definitivas del Banco Central), fue posible gracias al constante crecimiento de la capacidad instalada (CI), buen testimonio del interés de los inversionistas privados en acompañar el futuro crecimiento de la economía. La CI al cierre de diciembre 2025 alcanzaba un nuevo nivel récord de 7,120.1 megavatios (MW), lo que compara muy favorablemente (18.9%) con la CI de 5,985.3 MW a diciembre 2024; en otras palabras, grandes inversiones en el subsector generación han permitido la incorporación de nuevas centrales con una CI de 1,134.8 MW adicionales, dentro de las cuales conviene destacar las siguientes:
• Parques fotovoltaicos por 647.5 MW; esos son: 144.2 MW de las tres centrales Cotoperí en Guaymate (La Romana); 140 MW de las dos centrales Peravia en Baní; 110 MW del parque Coastal en El Peñón (San Pedro de Macorís); 100 MW de las dos unidades de Washington Capital en San Antonio Guerra; 50 MW del parque Payita 1 en Nagua; otros 50 MW del parque Cumayasa 4 en Villa Hermosa (La Romana); 43 MW del parque Martí en La Victoria, y los 10.3 MW del parque Lucila en Nizao.
• Centrales termoeléctricas por 437.8 MW, esas son: 230 MW de la unidad adicional de Karpowership en Azua; 130.MW de la central Energas 4 de CESPM en Los Llanos, y 77.8 MW de la ampliación de SIBA en Boca Chica.
• Parque Eólico por 49.5 MW: con la entreada del parque Esperanza en Valverde.
Resulta significativo que el 61.4% de esta CI adicional proviene de las energías renovables no convencionales (ERNC), lo que confirma la tendencia exitosa observada desde ya varios años: se ha ido transformando de manera espectacular la matriz de generación eléctrica.
De acuerdo con los datos de la OC, las inyecciones de energía al SENI crecieron 3.5% al pasar de 23,067.19 GWh (2024) a 23,868.82 GWh (2025), o sea inyecciones adicionales por unos 801.63 GWh; considerando que durante 2025 el subtotal de las energías no renovables disminuyó en 228.62 GWh, equivalente a una ligera reducción de -1.2%, esto significa que las energías renovables (ER) tuvieron que aportar al sistema unos 1,030.25 GWh adicionales, equivalente en este caso a un crecimiento de 24.7% frente al año anterior.
Las centrales a gas natural (GN) aportaron el 39.5% del total de las inyecciones al SENI en 2025, seguidas del carbón mineral (CM) cuya contribución quedó en 28.7%, mientras el total de las ER alcanzó un muy alto nivel de un 21.8% dentro de las cuales la hidroelectricidad (HI) solo aportó un 6.1% del total, dejando así a las ERNC una participación de un 15.7% gracias al enorme crecimiento de la energía fotovoltaica (SO) que pasó de inyectar 1,608.02 GWh en 2024 a 2,494.74 GWh en 2025, un salto de 55.1% en apenas un año, superando así por primera vez en la historia la generación a fuel-oil (FO) cuya participación se redujo desde 10.7% del total (2024) a apenas 10% (2025).
Esta acelerada contribución de las ERNC a la matriz de generación eléctrica es uno de los grandes éxitos de la agenda de transformación de la economía dominicana, éxito que no considero haya sido celebrado en sus merecidas dimensiones.
Sombras en distribución
Frente a las luces en generación, hay que contraponer las sombras del subsector distribución, cuyas últimas estadísticas disponibles hasta noviembre 2025 confirman que los principales indicadores económicos y comerciales de las empresas estatales de distribución (EDE) no han logrado mejoras en comparación con el mismo período de once meses del año anterior.
En el caso del margen comercial, considerado como diferencia entre el precio de facturación a los clientes de las EDE y el costo pagado para adquirir la energía a las empresas de generación (EGE), el acumulado por lo que va de 2025 sufre un muy significativo deterioro, al bajar de 1.7130 cUS$/kWh (2024) a 1.4905 cUS$/kWh (2025), o sea una caída de -0.2225 cUS$/kWh (-13%).
Este deterioro se debe principalmente a una nueva reducción en el precio de venta que pasó de 16.8410 cUS$/kWh (2024) a 16.4706 cUS$/kWh (2025), o sea una reducción de -0.3703 cUS$/kWh equivalente a -2.2%; a pesar de que el precio de venta en moneda local sí había logrado una muy ligera mejora (1.7%) al pasar de RD$10.0159/kWh (2024) a RD$10.1840/kWh (2025), pero esta mejora fue borrada por la devaluación del RD$ frente al US$ cuyo valor subió de RD$59.47 (2024) a RD$61.83 (2025).
Volver a aplicar algún mecanismo de indexación frecuente de la tarifa comercial en RD$ permitiría aliviar a las EDE y proteger sus resultados frente a las acostumbradas devaluaciones del peso dominicano.
Ahora bien, el limitado ahorro de 0.1478 cUS$/kWh en el costo promedio de la energía que pasó de 15.1279 cUS$/kWh (2024) a 14.9802 cUS$/kWh (2025) (-1.1%), logró compensar el 40% del impacto de la baja en el precio de venta.
Una exitosa reforma del sector eléctrico tendrá que lograr restaurar el margen comercial de las EDE en un rango entre 3.50 y 4.00 cUS$/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, los datos acumulados hasta noviembre 2025 muestran un leve deterioro: las EDE han cobrado unos 11,196.4 GWh de los 19,091.1 GWh que compraron a las EGE; en otras palabras, han dejado de cobrar unos 7,894.7 GWh, equivalentes al 41.35% de las compras.
En el mismo período del año pasado, las EDE habían cobrado unos 11,097.3 GWh de unas compras que totalizaban 18,794.0 GWh, con lo que habían perdido 7,696.7 GWh equivalentes al 40.95% de las compras de aquel período.
Finalmente, las pérdidas acumuladas por las EDE hasta noviembre 2025 alcanzan US$1,559.2 millones, un poco por debajo de los US$1,603.2 millones de pérdidas en el mismo período de 2024. Nuevas estimaciones consideran que será necesario programar un total de inversiones no menores a US$1,300 millones durante los primeros 4 años de un proceso de reforma profunda para reducir al 15% las actuales pérdidas de energía.
La mejor forma de financiar este magno compromiso de inversión sería a través de la disposición de activos del Estado (incluyendo Punta Catalina), siempre y cuando se haga de manera parcial, transparente y abierta, o sea, a través de la Bolsa de Valores. Por mientras, el sector eléctrico seguirá produciendo luces (algunas) y sombras (en exceso).
