Durante los últimos 18 años, las empresas distribuidoras de electricidad (EDE) han acumulado un déficit de US$16,752 millones. Solo el año pasado, el déficit alcanzó US$1,539 millones, equivalente a RD$86,434 millones.

Si para financiar ese déficit el Gobierno tuvo que endeudarse dentro y fuera del país, se puede afirmar que el 32% de la deuda del sector público no financiero acumulada a final de 2023 (US$52,543 millones, excluyendo los bonos de recapitalización del Banco Central) tiene su origen en la cobertura del agujero financiero que han exhibido las EDE durante el período 2006-2023.

Si para pagar el déficit de las EDE el Gobierno utilizó dinero de los impuestos recaudados, se puede aseverar que el 28% de todo el Itbis que pagamos los dominicanos en los últimos 18 años se destinó a mantener a flote las EDE. Como decía Friedman, no hay almuerzo gratis. O lo pagarán las futuras generaciones si el Gobierno se endeuda o lo pagan las presentes con los impuestos que tributan.

Si definimos las pérdidas de las EDE como el porcentaje no cobrado de la energía que estas compran, observamos que venían descendiendo desde 41.4% en 2010 a 29.6% en el 2019.

La pandemia del Covid-19 y la decisión de poner fin al esquema de administración de la demanda justificado por la existencia de geografías urbanas que consumen, pero no pagan la electricidad, para dar paso a una política de electricidad para todos, independientemente de que paguen o no, crearon las condiciones para el aumento de las pérdidas de las EDE.

El año pasado ascendieron a 39% debido a que de los 18,978 gigavatios hora comprados por las EDE a los generadores, apenas cobraron 11,580 a los usuarios. Esas pérdidas de 39% resultaron ser casi 10 puntos porcentuales más elevadas que las elevadísimas pérdidas de 2019 (29.6%).

Estas decisiones de política generan costos y estimulan el surgimiento de externalidades negativas. Aunque la prensa y las redes sociales parecen percibir que “la inmigración es un fenómeno eminentemente haitiano”, la realidad es que hay otras inmigraciones que también acarrean costos elevados para las finanzas públicas.

Una de las más costosas ha sido la migración de pequeñas y medianas empresas, talleres e industrias ligeras desde geografías urbanas “contadorizadas” donde la opción de no pagar el consumo de electricidad no está disponible, a otras donde el ingreso de las brigadas de “corte de la luz” de las EDE estatales, por consideraciones asociadas a los costos políticos de la penetración, ha sido imposible o transitoriamente pospuesta.

Ese es uno de los precios que se pagan en democracias institucionalmente débiles y en las cuales el “homo politicus” tiende a ponderar más las aspiraciones y deseos del “populo” (la gente, en latín) que el fortalecimiento y progreso sostenible de la “gentis” (nación, en latín).

En países donde los gobiernos no están restringidos por los valores, principios y reglas de la democracia liberal, la ejecución de políticas públicas responsables resulta más fácil. En Vietnam, un país con un régimen autoritario de partido único que traza las políticas a ser ejecutadas por el Gobierno, las políticas públicas sensatas pueden ser ejecutadas sin temer exageradamente al costo político de las mismas. En el país de Ho Chi Minh, Electricidad de Vietnam (EVN) es la principal compradora de energía y mantiene el monopolio absoluto de la transmisión y la distribución.

A diferencia de República Dominicana, Vietnam ha logrado reducir las pérdidas de electricidad de EVN desde 25.6% en 1992 a 6.3% en el 2022. EVN, al igual que las EDE, opera con déficit. En el 2022, el déficit (pérdida) de EVN alcanzó US$1,100 millones.

Este déficit, sin embargo, no es originado por las pérdidas técnicas y no técnicas de la empresa sino por la decisión de vender la electricidad, en promedio, a un precio inferior al precio promedio de compra a los generadores. Ese no es el caso de República Dominicana. Nuestras EDE venden, en promedio, a un precio mayor al que compran.

Una vez concluyan las elecciones, el Gobierno dominicano debe comunicarle a la “gentis” que ha llegado la hora del cambio de las políticas públicas en el sector eléctrico. Las EDE deben ser administradas por empresas privadas comprometidas con un protocolo de inversión ascendente a US$600 millones durante el primer año, US$400 para el segundo y US$200 para el tercero, concentrándose en la adquisición de equipos y tecnologías que permitan reducir aceleradamente las pérdidas de las EDE (cambio de medidores, blindaje anti-fraude, totalizadores, transformadores, modernización de redes, etc.).

Estas cifras se presentan como referencia; necesitarían ser precisadas y justificadas. La inversión que se realice debe ser verificada permanentemente por firmas globales especializadas en auditoría de inversión, para minimizar los riesgos derivados de la información asimétrica que da origen al problema del agente-principal.

Consciente de lo contraproducente que resultaría intentar, como ingenuamente sugiere el FMI, equilibrar las finanzas de las EDE con un fuerte aumento de la tarifa promedio, el Gobierno debe acordar una escalera de desmonte de las transferencias corrientes de recursos públicos que haría a las EDE, transferencias que estarían condicionadas a la verificación de la inversión privada realizada.

Si la reforma se estructura en lo que resta de este año para arrancar en 2025 y parte de un déficit de US$1,500 millones en 2024, para el 2025 el Gobierno podría acordar una transferencia de US$1,250 millones, la cual se reduciría anualmente en US$250 millones hasta llegar a cero en 2030. Estas transferencias, de nuevo, se presentan como referencia. Van a estar supeditadas al sistema de “pass-through” a la tarifa de los usuarios de las variaciones de los precios de los combustibles de generación que las partes acuerden.

Los detalles sobre cómo se remuneraría al administrador privado, sea con participación accionaria o con un retorno (y recuperación) sobre la inversión realizada más honorarios de administración, emanarían de una licitación pública, abierta y televisada bajo un sistema de subasta inversa o en reversa siguiendo los principios de la subasta de Demsetz (1968), que permita al Gobierno obtener la participación de un suplidor del servicio (inversionista-administrador) que reúna los requisitos mínimos (“floor on bids”) y oferte el precio más bajo posible.

Los beneficios del sistema de subasta en reversa fueron comprobados en las primeras compras de carbón realizadas para la Central Termoeléctrica Punta Catalina cuando era administrada por Jaime Aristy Escuder, lo que llevó a su nuevo administrador, Celso Marranzini, a restaurarlo como sistema para la adjudicación final del contrato de suministro.