Petróleo y Moneda: No hay reforma fiscal que no incluya el tema eléctrico (2 de 3)

Por Henri Hebrard

En espera de otra publicación de mis acostumbradas «Buenas noticias desde la economía dominicana», me complace compartir la 34ª entrega semanal de «Petróleo y Moneda», mi espacio de opinión y análisis económico en lapropuestadigital.com:

Esta semana, en la segunda de tres partes, analizamos las relaciones entre las elevadas pérdidas de las Empresas Estatales de Distribución Eléctrica (EDES) y la imposibilidad (hasta el momento) de poder reducir el nivel del déficit fiscal, dado el pesadísimo compromiso del gobierno central de transferencias corrientes a favor de las EDES para compensar estas pérdidas.

Luego de confirmar que el margen comercial apenas alcanzaba 1.5188 cUS$/kWh durante el período enero-agosto 2025, se estima que, de poder alcanzar un margen de 4.0000 cUS$/kWh, se pudieran reducir las pérdidas actuales en torno a un 20% cada año.

Se recalculó el nivel de las pérdidas técnicas y comerciales las cuales alcanzan ahora un 42.44% de las compras de energía, nivel que supera las pérdidas durante el mismo período del año pasado (42.13% en 2024).

Se recomienda desarrollar planes de desmontes a estas pérdidas de manera diferenciada por áreas geográficas, identificando los circuitos de más fácil recuperación así como los sectores de mayor nivel de pérdida.

Finalmente, al descomponer el nivel total de pérdidas (42.44%) se puede estimar que en torno a un 12.2% corresponde a las pérdidas técnicas, un 27.5% a la energía servida y no facturada además de cerca de un 2.7% como pérdida en cobros.

Muchas gracias de antemano por su lectura, redifusión, y por supuesto, sus acostumbrados comentarios

No hay reforma fiscal que no incluya el tema eléctrico (2 de 3)

En nuestra entrega de la semana pasada, vimos como las pérdidas de las empresas estatales de distribución eléctrica (EDE) pesan enormemente sobre la situación fiscal del Gobierno central, ya que, luego de requerir transferencias corrientes por unos RD$75,280 millones en 2023, y RD$100,700 millones en 2024, hubo de modificar el presupuesto 2025 para llevar esta partida a poco más de RD$103,000 millones para cubrir pérdidas adicionales en RD$20,000 millones, reconociendo que no se había logrado el objetivo de recorte en dichas pérdidas en 2025.

Por tanto, puede ser razonable plantear la viabilidad o no del proyecto de presupuesto 2026, ya que este contempla como importante meta reducir en cerca de RD$18,000 millones el actual nivel de pérdidas.

Las últimas estadísticas disponibles sobre el desempeño del subsector “distribución”, hasta agosto 2025, confirman que, para bajar de manera sostenible y perenne las pérdidas de las EDE, hay que concentrarse en tres áreas principales: el insuficiente margen comercial; las cuantiosas pérdidas, tanto técnicas como en facturación y en cobros, y los gastos de operación (OPEX).

El margen comercial sufre una contracción sensible, al pasar ahora de 1.8017 cUS$/kWh (a agosto 2024) a 1.5188 cUS$/kWh (a agosto-2025), o sea, una reducción de 0.2829 cUS$/kWh (-15.7%); esta fuerte contracción se debe al impacto negativo de la reducción en el precio de venta promedio que pasó de 16.8860 cUS$/kWh (a 08-2024) a 16.5815 cUS$/kWh (a 08-2025), o sea una reducción de 0.3045 cUS$/kWh equivalente a -1.80%, compensada muy parcialmente por un leve ahorro en el costo promedio de la energía que pasó de 15.0842 cUS$/kWh (08-2024) a 15.0627 cUS$/kWh (08-2025), una reducción de 0.0215 cUS$/kWh equivalente a tan solo -0.14%.

Restaurar el margen comercial de las EDE para alcanzar un valor mínimo comprendido en un rango entre 3.50 y 4.00 cUS$/kWh es una condición sine qua non para empezar a resolver el déficit del subsector, y, debido a esta brecha tan grande frente al nivel actual del margen comercial (1.5188 cUS$/kWh), se requerirá de una resolución holística y gradual, buscando:

• incrementar el precio promedio de venta en torno a 1.7500 cUS$/kWh lo que llevaría este objetivo de precio promedio a cerca de 18.2500 cUS$/kWh, o sea, 10.0% por encima de los precios actuales en US$; esto se puede lograr: i) ajustando trimestralmente por inflación la tarifa en pesos, de modo que estos ajustes no sean bruscos; y ii) al mismo tiempo, mejorando la estructura tarifaria y/o el mix de tarifas por tipo de usuarios: hoy en día, el informe de gestión comercial muestra que mientras la tarifa promedio del año 2025 hasta agosto alcanza RD$10.14/kWh, la tarifa media fluctúa desde un mínimo de RD$7.10/kWh (clientes BonoLuz de EDENorte) hasta un máximo de RD$14.80/kWh (Gobierno cortable de Edenorte), mientras el segmento más amplio por tipo de cliente corresponde al que paga una tarifa media de RD$8.60/kWh (clientes residenciales de Edenorte);

• reducir el costo de compra de energía en torno a 0.8 cUS$/kWh lo que disminuiría el costo promedio a cerca de 14.25 cUS$/kWh, o sea -5.4% por debajo de los costos actuales; esto se puede lograr a través de: i) negociaciones de contratos de compra de emergía más competitivas entre las empresas de generación (EGE): mientras el costo promedio de compras por contrato del año 2025 hasta agosto alcanzaba 13.6320 cUS$/kWh, este mismo costo fluctuaba desde un mínimo de 13.1533 cUS$/kWh (EdeEste) hasta un máximo de 14.0279 cUS$/kWh (Edesur); y, ii) disminuir la proporción de compras de energía en el mercado spot ya que el costo de compra es considerablemente superior: hasta agosto 2025, el costo promedio de energía del mercado spot alcanzaba 21.4378 cUS$/kWh, o sea, 57.3% por encima del mercado por contratos, y en este sentido es importante señalar que, por lo que va de 2025, las EDE han tenido que comprar el 18.3% de su energía en el mercado spot; de lograr que las compras en el mercado spot no excedan el 10% de las compras totales, el costo promedio de 2025 bajaría desde 15.0627 cUS$/kWh a 14.4113 cUS$/kWh logrando por este medio el 80% del objetivo de reducción de costo.

En resumidas cuentas, el solo restaurar un nivel adecuado de margen comercial (desde 1.5188 cUS$/kWh a 4.0 cUS$/kWh) permitiría aumentar el margen comercial sobre la cantidad de energía efectivamente comprada en unos US$198.85 millones durante este período ocho meses, lo que lograría reducir la pérdida corriente (excluyendo el gasto de capital) desde US$970.1 millones a unos US$771.3 millones, equivalente a una muy significativa reducción en un -20.5%.

Todo lo anterior demuestra que, si bien existe un potencial de recuperación de las pérdidas de las EDE del lado del margen comercial, las pérdidas de energía, tanto técnicas como comerciales, son como una manada de elefantes en una tienda de vajillas: no se puede pretender resolver las finanzas de las EDE sin una reducción drástica del diferencial entre la cantidad de energía comprada y cantidad de energía facturada y cobrada.

Por lo que va del año hasta agosto, las EDE han logrado cobrar (luego de facturar) apenas el equivalente a unos 7,863.9 GWh de los 13,663.8 GWh que compraron a las EGE; en otras palabras, se han dejado de cobrar una enorme cantidad de 5,799.9 GWh, equivalentes al 42.44% de las compras (vs. 41.77% en la lectura hasta el mes anterior), lo que muestra lamentablemente un deterioro adicional a la situación tan poco satisfactoria registrada en mismo período del año pasado, cuando las EDES habían logrado cobrar unos 7,781.2 GWh de unas compras que totalizaban 13,446.1 GWh, por lo que se habían perdido 5,664.9 GWh equivalentes al 42.13% de las compras de aquel período.

Ahora bien, detrás de este promedio, se esconden niveles de pérdidas muy significativamente diferentes: 30.2% para Edenorte, 35 0% para Edesur y sobre todo la gigantesca pérdida de 59.3% para EdeEste.

De acuerdo a estimaciones del Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), las pérdidas técnicas (que son las que ocurren básicamente en las redes, y por ende no son disponibles para facturar) promedian en torno a un 12.2% (unos 1,660 GWh a 08-2025), mientras el resto se divide entre pérdidas de facturación (generalmente por falta de medición o por hurtos y conexiones ilegales) en torno a un 27.5% de la energía comprada (unos 3,748.3 GWh a 08-2025), pero un 31.3% de la energía servida, y finalmente las pérdidas de cobro (un 2.7% de las compras, pero un 4.6% de la facturación).

Para alcanzar la meta trazada en el difunto Pacto Eléctrico (solo 15% de pérdidas), será necesario invertir no menos de US$1,000 millones acumulados durante un período de despliegue de unos cuatro años; un tiempo de ocho a 10 años para lograr paulatinamente esta reducción desde los 42.4% actuales a aquella meta de un 15%, con el potencial de recuperar (cobrar) unos 3,740 GWh, o sea cerca del 64.6% de la energía que durante este período sí se compró pero no se logró cobra. Estos 3,740 GWh aumentarían las ventas del período a 11,608.1 GWh, o sea, 47.5% por encima de lo realizado este año hasta agosto, lo cual aportaría unos US$617.0 millones (de manera conservadora calculados a los precios de venta de hoy).

Resulta obvio que estas inversiones en mejorar las redes tienen un retorno que no requiere muchas explicaciones. La reforma fiscal habrá de buscar las formas más apropiadas de cómo financiar esta inversión, sin excluir la atractiva venta, parcial, transparente y abierta de activos del Estado a través de la Bolsa de Valores.

Henri Hebrard