Por: Ing. Martín Matos Especialista en Sistemas Eléctricos y Gestión Energética
El análisis del desempeño operativo y financiero de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDEs) al cierre del año móvil enero-diciembre de 2025 revela una realidad matemática preocupante: el sistema eléctrico dominicano sigue atrapado en un círculo vicioso donde el costo de la energía perdida duplica y triplica la capacidad de inversión del Estado para corregir el problema.
A partir de los datos oficiales del informe de gestión del sector a diciembre de 2025, se presenta a la opinión pública la radiografía económica real de las pérdidas de Edenorte, Edesur y Edeeste.
1. El Dato Crítico: ¿Cuánto nos cuesta un «Punto de Pérdida Total»?
Al consolidar las pérdidas físicas (energía que se compra, pero no se logra facturar por robos o fallas técnicas) con las pérdidas comerciales (energía facturada que los clientes no pagan), el indicador real de eficiencia global del sistema es el Índice de Recuperación de Ingresos (CRI), el cual se situó en un preocupante 59.0%.
Esto significa que la ineficiencia total del sistema alcanza el 41.0% (el dinero que se inyecta versus el que se recupera en caja). Si cruzamos el volumen de compra con el precio medio ponderado, la conclusión matemática inicial es que cada punto porcentual (1%) de pérdida total representa exactamente 31.18 millones de dólares al año en costo directo de adquisición de energía.
Aclaración Macroeconómica Fundamental: Es vital diferenciar el impacto puramente energético del impacto fiscal. Para fines estrictamente operativos, un punto porcentual de pérdidas representa entre US$ 27 y US$ 32 millones en energía comprada y no recuperada (en 2025 se situó en US$ 31.18 millones debido al precio medio de compra de 14.98 cUSD/kWh).
Sin embargo, para las finanzas públicas y el presupuesto del Estado, el impacto real ronda entre los US$ 40 y US$ 42 millones anuales por cada punto de pérdida. Esta cifra es mayor porque la ineficiencia arrastra consigo otros componentes críticos del déficit de las distribuidoras, tales como:
Costos financieros por endeudamiento y retrasos de pago.
Gastos operativos rígidos de las EDEs.
Subsidios tarifarios estatales.
Morosidad, incobrabilidad y el costo de servir energía a usuarios que no están regularizados.
Para ponerlo en perspectiva regional, si las distribuidoras lograran mitigar tan solo 6 puntos de esa ineficiencia estructural, el país aliviaría la presión fiscal en más de US$ 240 millones, dinero suficiente para duplicar con creces todo el presupuesto anual que actualmente se destina a la reparación de redes.
2. Radiografía Financiera de la Energía que «Se Evapora»
Durante el periodo 2025, las EDEs compraron a las empresas generadoras un total de 20,721.6 GWh, pagando un precio medio de compra de 14.98 cUSD/kWh. El balance de este flujo energético y monetario se desglosa a continuación:
Pérdidas por Energía No Facturada (38.8%): Equivalen a 8,030.3 GWh que físicamente entraron a las redes, pero se perdieron por fraudes, conexiones ilegales o deficiencias técnicas de las líneas de distribución. Valorada al costo de adquisición, esta fuga representó USD 1,202.9 millones.
Pérdidas por Energía Dejada de Cobrar (3.6%): Las EDEs lograron facturar USD 2,088.1 millones a un precio medio de venta de 16.45 cUSD/kWh. Sin embargo, debido a un índice de cobranza del 96.4%, se dejaron de percibir USD 75.4 millones de energía consumida por clientes que nunca la pagaron.
Hoyo Financiero en Energía: La sumatoria de ambos renglones da como resultado una pérdida económica global directa de USD 1,278.3 millones al año en compras de energía no devueltas al sistema.
3. Comportamiento por Distribuidora y Brecha de Eficiencia
El informe ratifica que el comportamiento del sector no es homogéneo y que el principal «agujero negro» del sistema sigue concentrado en la zona oriental y el este del país:
Distribuidora
Pérdida de Energía Promedio
Diagnóstico Operativo
Edenorte
25.8%
Se mantiene como la gestión más eficiente en el control del balance energético, a pesar de ligeras presiones en el año.
Edesur
31.8%
Muestra un deterioro moderado que impacta las finanzas de la zona metropolitana sur y provincias aledañas.
EdeEste
56.1%
Situación crítica. Pierde más de la mitad de la energía que compra (56 de cada 100 kWh comprados no se traducen en facturas).
4. La Paradoja de la Gestión de Activos: Gasto Corriente vs. Inversión
El hallazgo más alarmante desde el punto de vista de la ingeniería económica es la distorsión en la asignación de los recursos públicos para solucionar la crisis:
Gastos Operativos Rígidos: Los costos administrativos y operativos de mantener la infraestructura burocrática de las EDEs se elevaron a USD 453.3 millones (+0.2%).
Desplome de la Inversión (CAPEX): Las inversiones ejecutadas para la rehabilitación de redes, blindaje de circuitos e instalación de medidores prepago cayeron drásticamente de USD 237.8 millones en el 2024 a USD 192.4 millones a 2025 (una reducción neta de USD 45.4 millones), siendo Edenorte y Edeeste las más castigadas por este recorte.
Conclusión técnico-económica
Las distribuidoras dominicanas se encuentran en un escenario de asfixia financiera. El costo anual de la energía que se pierde en el país (USD 1,278.3 millones) es 6.6 veces mayor que todo lo que el Estado invierte en reparar y modernizar el sistema físico (USD 192.4 millones).
Mientras el flujo de capital público se queme en subsidiar el déficit operativo diario e indexaciones en lugar de destinarse con agresividad a la inversión estructural en redes de baja tensión y macro-medición, el Estado dominicano seguirá absorbiendo un impacto fiscal devastador de hasta 42 millones de dólares por cada punto porcentual que las distribuidoras dejen de recuperar.
