Las empresas distribuidoras de electricidad (EDE), partiendo de sus resultados financieros, constituyen la carga más pesada para las finanzas públicas. En promedio, absorben US$1,500 millones cada año de los ingresos fiscales del Estado, todo porque ninguna de sus gestiones ha podido hacerlas rentables.
Entre 2018 y 2023 el Gobierno destinó US$5,778.4, según los informes de desempeño del sector eléctrico que publica el Ministerio de Energía y Minas (MEM). En este período sale a relucir el 2022 como el año en que mayor cantidad de recursos se destina para la operatividad del sector con US$1,500.1 millones, equivalentes al 26% del monto total destinado en los últimos seis años.
En 2022, según los datos oficiales, hubo una inyección de energía al sistema por 20,145.1 gigavatios hora, siendo esta la primera vez que se supera los 20,000 gigavatios hora en el sistema. De esta energía, las distribuidoras compraron 16,957.4 gigavatios hora, es decir, un 84.2%. La diferencia o el faltante se explica en la venta directa a usuarios no regulados y a las pérdidas técnicas propias del sistema, que serían alrededor de 3,188 gigavatios hora.
Lo que sucedió en los primeros cinco meses de este año envía una señal contundente de lo que será el cierre de 2024. Entre enero y mayo las distribuidoras compraron 7,834.7 gigavatios hora a razón de 14.82 centavos de dólar el kilovatio, lo que significan más de US$1,160.9 millones. Sin embargo, las EDE sólo facturaron US$818.2 millones a sus clientes, lo que indica que de entrada hay una pérdida absoluta de US$342.7 millones, un 29.5%.
Estos datos sólo desnudan una realidad: ineficiencia en la gestión, ya que en los primeros cinco meses de este año las distribuidoras sólo fueron capaces de facturar el 70.4% de la energía comprada a los generadores. A esto se suma que de los US$818.2 millones facturados a sus clientes, según datos del período enero-mayo de este, sólo cobraron US$778.9 millones, es decir, un 95.2%, por lo que habría que sumar otros cuatro puntos porcentuales a las pérdidas primarias generadas a partir de la energía comprada a los generadores.
Este año
Como dato adicional, los gastos operativos en los primeros cinco meses sumaron US$180 millones, equivalentes a un 23.1% de los ingresos de las EDE por cobros de energía cobrada. En este año, las distribuidoras apenas han cobrado el 67.1% de la energía comprada a las empresas generadoras.
Los datos del MEM establecen la situación financiera de las distribuidoras ha ido desmejorando en los últimos cuatro años, a pesar de que, ciertamente, han comprado más energía a los generadores para suplir hasta el 98% de la demanda.
La inversión en mejoras de la infraestructura es otra variable que deja al descubierto otra de las raíces de la deficiencia en las distribuidoras. Entre 2016 y 2019 el promedio anual invertido fue de US$221.6 millones, mientras que en los cuatro años posteriores (2020-2023) el monto fue de sólo US$151.3 millones, lo que implica una caída promedio anual de US$70.3 millones, para un 31.7%.
Respecto a la proporción de la energía cobrada a los clientes y la que las distribuidoras de electricidad compran a los generadores, los datos establecen una caída continua en los últimos años. En los cuatro años previos a la gestión recién finalizada, las EDE cobraban a sus clientes cerca del 93% de la energía que compraban a los generadores, mientras que en igual período siguiente la proporción se ubicó en 71.6%, con la salvedad de que ciertamente hubo una mayor oferta de energía y precios más altos del kilovatio hora comprado a las generadoras de energía.
De hecho, el precio promedio de kilovatio hora pasó de 12.04 centavos a 14.15 centavos de dólar, es decir, un 2.11 centavos más, para un 17.6% de aumento relativo entre los dos períodos.
Los gastos operativos de las distribuidoras, fundamentalmente en el pago de nómina y otras partidas corriente, han sido parte de las críticas que recaen en sus administraciones. De un promedio anual de US$368.8 millones, entre 2016 y 2019, el monto pasó a US$380.1 millones entre 2020 y 2023.
En el período previo se destinaron US$1,475.3 millones y en los cuatro años siguientes fueron US$1,523.1 millones para este concepto. Sin embargo, y como punto a favor de los últimos cuatro años respecto al período previo, los gastos operativos respecto a los cobros fueron menores, al pasar de un 23.5% a 22.4%.
Las razones de las pérdidas financieras de las EDE han sido ampliamente analizadas por expertos, entre los que se incluyen el Centro Regional de Estrategias Económicas Sostenibles (CREES), cuyo vicepresidente ejecutivo, Miguel Collado di Franco, ha sido reiterativo en advertir del riesgo que significa destinar tantos recursos para mantener una estructura ineficiente como la que ha gestionado a estas empresas eléctricas. Expresa su apoyo a la privatización de las distribuidoras para que dejen de ser una carga para el Estado.
Otra raíz del problema del déficit financiero de las distribuidoras de electricidad ha sido identificada en la decisión del Gobierno de turno, y este no es la excepción, que ordena entregar energía 24 horas a todos los sectores, aunque las pérdidas (técnicas y no técnicas) superen el 30%. Se suma, de igual manera, la baja inversión para mejorar las redes eléctricas y por la débil gestión en la formalización de clientes. La variable intangible en la ecuación es la política.
El Fondo Monetario Internacional (FMI) ha sido puntual en señalar los problemas financieros que generan las distribuidoras de electricidad por la ineficiencia que caracteriza su gestión. El reto es histórico. Entre sus recomendaciones tras la finalización de la revisión de la economía dominicana, en el merco del Artículo IV, sugiere bajar el monto del subsidio que el Estado destina a las distribuidoras de electricidad.
A principios de julio de este año, el presidente del Consejo Unificado de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (CUED), Celso Marranzini, reveló que ya está listo el proyecto de reforma del sistema eléctrico estatal, con una meta a cuatro años que implicará bajar las pérdidas en al menos 19 puntos porcentuales, reducir el subsidio a un tercio del monto actual y privatizar la administración de Edenorte, Edesur y Edeeste al 2026, mediante un proceso de licitación.
Capacidad
Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), al 2015 el sistema eléctrico nacional interconectado contaba con una capacidad instalada de 3,352 megavatios. De estos, el 31.2% correspondía a motores de combustión interna, es decir, alrededor de 1,045 megas, mientras que los de ciclo combinado representaban el 24.0%, unos 804 megavatios, siendo por ende las tecnologías más usadas. Las fuentes de energía renovables, representadas por las hidroeléctricas y las turbinas eólicas, ascendían a 701.1 megavatios, un 20.9% del parque de generación.
A diciembre de 2023, la capacidad instalada en el SENI alcanzó los 5,673 megavatios, lo que implica un aumento absoluto de 2,321 megavatios, equivalente a un aumento relativo de un 69.2%. De esta capacidad instala al cierre del año pasado, 3,927 megavatios se originan en fuentes convencionales, representando un 72% del total general.
Según la Asociación de la Industria Eléctrica (ADIE), del total instalado, 417 megavatios son provenientes de centrales eólicas para un 7%, 675 megas corresponden a energía solar fotovoltaica, que representa un 12%, de biomasa provienen 30 megas, para un 1% y 624 megas son de origen hídrico, siendo esto un 11% de la capacidad total instalada.
La ADIE explica que, en 2023, el SENI se abasteció de energía mediante diversas fuentes primarias. El 40% de esta provino de gas natural, seguido por el carbón con un 31%. Los derivados de petróleo representaron el 12%, mientras que el agua, la biomasa, el viento y el sol contribuyeron con el 5%, 1%, 5% y 6%, respectivamente en este período.
Además, destaca que entraron en operación unos 270 megas adicionales de energía solar y se espera que en el presente año 2024 siga creciendo debido a los parques de energía renovable que se encuentran en construcción. Aparte de la generación con fuentes renovables, en 2023 entraron al sistema 379 megas de generación convencional. Con los 270 megavatios renovables y los 379 megas convencionales, el sistema recibió 649 megas de nueva potencia. Todos estos proyectos, sostiene la ADIE, han sido ejecutados por empresas privadas.
Según el MEM, la proporción de fuel oíl 6 y 2 fue de 6.8%, para una disminución de 3.6 puntos en enero-mayo 2024. El gas natural representó un 41.4%.
Informe de ANJE sobre el sector eléctrico
La Asociación Nacional de Jóvenes Empresario (ANJE), a propósito de un informe sobre el sector eléctrico, destaca que conforme a datos del Ministerio de Energía y Minas (MEM), desde 2010 hasta el año 2023, las pérdidas de las empresas distribuidoras de energía registraron variaciones significativas.
En promedio, estas pérdidas se sitúan en un 34.6%, alcanzando su punto más alto en el año 2023 con un 36.0%, mientras que en 2019 se proyectó la menor cantidad de pérdidas con un 27.0%. Señala que la problemática financiera producto de estas pérdidas ha ocasionado que el presupuesto del Estado dominicano, que pudiera destinarse a la inversión pública, se utilice para cubrir las pérdidas ocasionadas por los factores previamente mencionados.
ANJE considera que para lograr un sistema eléctrico verdaderamente eficiente y que garantice el bienestar de todos, es fundamental enfocarse en modernizar las operaciones de las distribuidoras a través de la digitalización.
Esto implica, indica, dar prioridad a la supervisión de las pérdidas energéticas, que permitan gestionar, optimizar y analizar los posibles fraudes eléctricos.
