A semanas de la necesaria discusión de una revisión profunda a la Ley de Presupuesto de 2026 por los sobregiros causados por los altísimos subsidios a los combustibles, sería un error focalizarse exclusivamente en los combustibles, ya que, como lo hemos desglosado en nuestra entrega de hace dos semanas, las pérdidas de las distribuidras de electricidad (EDE), lejos de reducirse conforme a lo proyectado para este año, han sufrido incrementos preocupantes que se traducen en sobregiros adicionales, prácticamente equivalentes a los de los combustibles. Por tanto, se impone una revisión muy detallada de la situación actual del sector eléctrico.
Subsector generación
De acuerdo con los últimos datos publicados por el Organismo Coordinador (OC), la energía bruta inyectada por las centrales del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) acumula un total de 7,178.87 GWh en lo que va del 2026 hasta abril, equivalente a un crecimiento de +1.60% vs. los 7,065.96 GWh generados en el mismo período de 2025.
Ahora bien, este crecimiento resulta sensiblemente inferior al crecimiento de la economía en 2026. Según las cifras preliminares del Banco Central (BCRD), el Indicador Mensual de Actividad Económica (IMAE) pasó de 126.2327 (a abril 2025) a 131.3424 (a abril 2026), equivalente a un crecimiento de +4.05%; una posible explicación a esta marcada diferencia de crecimiento sería la producción efectiva de energías renovables que no se pudo inyectar al sistema por las medidas de “curtailment” que se estima provocó la no inyección al SENI de energía renovable por una cantidad en torno a unos 170 GWh. De no haberse producido este “curtailment”, las inyecciones al SENI hubiesen crecido un +4.00%.
Es importante señalar que se mantiene un muy satisfactorio crecimiento de la capacidad instalada (CI), lo cual confirma que las crecientes inversiones privadas (tanto de actores locales como foráneos) aseguran que nuevas centrales continuarán sosteniendo el crecimiento de la economía dominicana.
La CI del SENI cerró 2025 alcanzando un récord de 7,120.2 MW, un crecimiento de 18.9% en comparación con la CI que había cerrado 2024 en 5,985.3 MW, destacando que, dentro de estos 1,134.9 MW adicionales, unos 697.0 MW corresponden a energías renovables no convencionales (ERNC), o sea, un 61.4% de la capacidad adicional. Si se fuera a considerar el sector eléctrico en su totalidad, sumando al SENI los “sistemas aislados” (SA) y los “autoproductores” (AP), la capacidad instalada habría pasado de 9,526.6 MW (2024) a 10,759.1 MW (2025), equivalente a un crecimiento de +12.9%.
Esta ampliación de la CI no se ha frenado en 2026, y el OC reporta que ingresaron ya dos centrales adicionales por lo que va de 2026 agregando CI por 525.0 MW: 437.7 MW, de la central Manzanillo Power Land de Energía 2000 como central termoeléctrica a gas natural, y 87.6 MW del parque Fotovoltaico Villarpando (de Natural World Energy Corporation) en el Municipio Las Yayas de Azua.
Como consecuencia de lo anterior, el mix de generación ha seguido evolucionando de manera muy favorable: mientras las inyecciones de energía al SENI crecían +1.6% al pasar de 7,065.96 GWh (C1-2025) a 7,178.87 GWh (C1-2026), o se,a inyecciones adicionales por unos 112.91 GWh, el subtotal de las inyecciones de energías no renovables se mantuvo sin cambios en 5,502.84 GWh, lo que significa que las energías renovables incluyendo hidroelectricidad (ER) tuvieron que aportar al sistema el 100% de las inyecciones adicionales, pasando de 1,563.21 GWh (C1-2025) a 1,676.03 GWh, equivalente ea un crecimiento de +7.2% vs. el año anterior, y que no pudo ser mayor debido al “curtailment”. Sin este curtailment, las ER hubiesen crecido en +17.5%.
Subsector distribución
Lamentablemente, frente a las buenas noticias del subsector generación, solo se pueden contraponer las sombras del subsector distribución, cuyas últimas estadísticas disponibles hasta marzo 2026 confirman que los principales indicadores económicos y comerciales de las tres EDE se han deteriorado nuevamente en comparación con el primer trimestre del año anterior.
En el caso del margen comercial, o sea, el diferencial entre el precio de facturación a los clientes de las EDE y el costo de adquisición de la energía a las empresas de generación (EGES), el acumulado en 2026 sufre un preocupante deterioro, a tal punto que prácticamente desapareció, al desplomarse de 1.6898 cUS$/kWh (T1-2024) a 0.7714 cUS$/kWh (T1-2025) y ahora a tan solo 0.0385 cUS$/kWh (T1-2026) con circunstancias agravantes: el margen comercial de Edenorte se encuentra ahora en territorio negativo (-1.2285 cUS$/kWh).
Este deterioro se produce a pesar de que el precio de venta registró un muy leve incremento (+0.9%) al pasar de 16.2097 cUS$/kWh (2025) a 16.3558 cUS$/kWh (2026), equivalente a un alza de +0.1461 cUS$/kWh, pequeña mejora que se explica por el efecto combinado de que el precio de venta (facturado en moneda local) había logrado una muy ligera mejora (+0.5%) al pasar de RD$10.1053/kWh (2025) a RD$10.1604/kWh (2026), y que se haya revaluado el RD$ frente al US$ que bajó de RD$62.3411 (2025) a RD$62.1207 (2026).
Ahora bien, si se compara el precio de venta de 2026 (16.3558 cUS$/kWh) al precio logrado durante el mismo período de 2024 (16.8037 cUS$/kWh), se sufre una contracción de -0.4979 cUS$/kWh, una disminución de -2.67% principalmente explicada por la devaluación del peso dominicano frente al dólar entre 2024 y 2026 cuando el valor del dólar sí subió (+5.34%) al pasar de RD$58.9707 (2024) a RD$62.1207 (2026), la cual borró completamente la mejora en el precio facturado en moneda local (+2.53%) que pasaba de RD$9.9092/kWh (2024) a RD$10.1604/kWh (2026).
Estos datos muestran que será necesario establecer algún mecanismo de indexación para preservar el margen comercial de las EDE frente a las devaluaciones proyectadas del peso.
En este sentido, es importante recordar que, en el actual Marco Macroeconómico Plurianual (marzo 2026), se proyecta un valor promedio de RD$63.95/US$, que si se aplica al precio promedio en RD$ (10.1604 en T1-2026) llevaría el precio de venta promedio en US$ a 15.8880 cUS$/kWh (año 2026 completo), muy insuficiente para cubrir el costo promedio de la energía que pasó inicialmente de 15.1139 cUS$/kWh (T1-2024) a 15.4383 cUS$/kWh (T1-2025) y finalmente a 16.3173 cUS$/kWh (T1-2026).
En otras palabras, se proyectaría para el resto de 2026 un entorno de márgenes comerciales negativos, situación que ningún negocio (ni siquiera una actividad ilícita) puede sostener por mucho tiempo. Será necesario, en el marco de las cada vez más ineludibles reformas estructurales, restaurar el margen comercial de las EDE en un rango entre 3.5000 y 4.0000 cUS$/kWh, nivel que no se obtiene desde 2020.
En cuanto a pérdidas de energía, los datos del T1-2026 muestran igualmente un leve deterioro: las EDE han cobrado unos 2,758.62 GWh de los 4,479.6 GWh que compraron, equivalentes a pérdidas por unos 1,720.97 GWh (38.42%), lo que compara con el nivel de pérdidas de 38.25% que se registró en T1-2025. Por lo anterior, la pérdida comercial de las EDE se ha disparado (+22.3%) al pasar de US$211.7 millones (T1-2025) a US$258.8 millones (T1-2026), lo que añade presión sobre las finanzas públicas, al incrementar las transferencias del gobierno a las EDE. Se impone una redefinición para lo que sería un Presupuesto 2026 reformulado.
De no poner urgente atención a los numeritos de las EDES, el título del bolero eléctrico cambiaría rápidamente de “Sombras nada más” a “Voy a apagar la luz”.
