El mercado internacional de los hidrocarburos atraviesa una transformación que desborda las variables tradicionales de oferta y demanda. Como cualquier bien transable, el petróleo y sus derivados están sujetos a expectativas, movimientos especulativos, costos logísticos, disponibilidad de inventarios y decisiones de inversión; sin embargo, la actual coyuntura incorpora factores adicionales vinculados con las tensiones geopolíticas, las restricciones comerciales, las disrupciones en las principales rutas marítimas y la creciente competencia por los productos refinados. A ello se suma un proceso previo de descarbonización y endurecimiento de las regulaciones ambientales que modificó las expectativas de inversión en refinación y contribuyó, en determinados mercados, a limitar la expansión de nueva capacidad. En consecuencia, para los países importadores el problema ya no consiste únicamente en cuánto cuesta el barril de petróleo, sino en dónde se refina, qué derivados están disponibles, a qué precio pueden adquirirse y en qué condiciones pueden transportarse.
Esta realidad se ha hecho especialmente visible durante 2026. La Agencia Internacional de Energía ha documentado importantes alteraciones en los flujos internacionales de petróleo y derivados, reducciones en los niveles de procesamiento de las refinerías y una marcada tensión en los mercados de destilados medios. En agosto, los throughputs mundiales de refinación permanecían cerca de cinco millones de barriles diarios por debajo de los niveles del año anterior, mientras los márgenes del diésel, combustible de aviación y otros productos alcanzaban máximos extraordinarios en la cuenca atlántica. El fenómeno demuestra que puede existir disponibilidad relativa de crudo y, simultáneamente, escasez o encarecimiento considerable de determinados combustibles refinados.
Para la República Dominicana esta situación representa una vulnerabilidad estructural. El país depende considerablemente de los mercados internacionales para garantizar su abastecimiento y, por tanto, importa no solamente combustibles, sino también una parte importante de la volatilidad asociada a ellos. A esta dependencia externa se agrega una estructura interna con niveles relevantes de concentración en determinados segmentos. Refidomsa y Coastal han tenido históricamente una participación significativa en la importación y almacenamiento de combustibles líquidos y GLP, mientras AES Andrés ocupa una posición fundamental en la infraestructura de importación y regasificación de gas natural. En el mercado minorista participan redes como TotalEnergies, Sol y otros operadores. No obstante, la concentración debe analizarse por producto y eslabón de la cadena y no como una característica uniforme de todo el mercado. En GLP, por ejemplo, ProCompetencia documentó históricamente niveles particularmente elevados de concentración entre Coastal y Refidomsa.
Esta configuración adquiere especial importancia cuando se examina el mecanismo de formación de precios. La Ley núm. 112-00 y su Reglamento de Aplicación, establecido mediante el Decreto núm. 307-01, estructuran el mecanismo mediante el cual se determina el Precio de Paridad de Importación (PPI). El reglamento incorpora componentes vinculados con el precio internacional de referencia, fletes, seguros, manejo de terminal y otros costos asociados a colocar el producto en territorio dominicano. El PPI constituye posteriormente uno de los componentes que intervienen en el precio final, junto con los impuestos, márgenes y demás elementos establecidos normativamente. El propio Decreto 307-01 dispone una fórmula de paridad de importación y concibe el mecanismo como referencia máxima para las terminales, procurando que exista competencia en precio y calidad del servicio.
No obstante, más allá de la fórmula regulatoria, existe una dimensión que debe recibir mayor atención: las condiciones comerciales bajo las cuales las empresas importadoras adquieren los combustibles. Los contratos de suministro, las fuentes de abastecimiento, la exposición al mercado spot, los mecanismos de trading, las rutas marítimas, la concentración geográfica de los proveedores y la capacidad de almacenamiento determinan la resiliencia real del sistema. La seguridad energética contemporánea exige, por tanto, analizar el abastecimiento como un portafolio de riesgos. No basta con conocer cuánto producto existe almacenado en un momento determinado; es necesario conocer cuántos proveedores alternativos pueden sustituir una fuente, qué flexibilidad existe para cambiar de mercado, cuál es la duración de las reservas y qué capacidad tiene el país para absorber una interrupción prolongada.
El gasoil representa probablemente uno de los puntos más sensibles de esta ecuación. Más que asumir un eventual “control” estadounidense del producto, el escenario que merece atención es el de un mercado norteamericano y atlántico de destilados progresivamente más ajustado. Estados Unidos continúa siendo uno de los principales proveedores internacionales de diésel y otros destilados, que constituyeron más de la mitad de sus exportaciones de combustibles para transporte durante 2025. Para septiembre de 2026, la EIA advertía que los inventarios estadounidenses de destilados permanecían reducidos mientras las exportaciones se situaban en niveles históricamente elevados, circunstancia que presionaba los márgenes del diésel. Una prolongación de las restricciones internacionales podría, por tanto, trasladarse con especial intensidad hacia economías caribeñas altamente dependientes de las importaciones.
Frente a esta vulnerabilidad, la respuesta debería estructurarse sobre varios pilares complementarios. El primero consiste en incrementar y diversificar la capacidad de almacenamiento. La experiencia reciente demuestra el valor estratégico de este tipo de infraestructura: Refidomsa elevó su capacidad de almacenamiento de GLP de 140,000 a 380,000 barriles, aumentando, de acuerdo con la empresa, la cobertura aproximada de 14 a 40 días. Ese principio puede extenderse, con los debidos estudios económicos y técnicos, hacia otros productos estratégicos. Una mayor reserva no elimina la exposición internacional, pero proporciona tiempo de reacción, mejora la capacidad de administrar inventarios y reduce la vulnerabilidad frente a interrupciones temporales.
El segundo pilar consiste en avanzar hacia un verdadero hub energético regional. La posición geográfica de la República Dominicana, su infraestructura portuaria y la presencia de terminales existentes ofrecen condiciones para ampliar las actividades de almacenamiento, importación, bunkering, reexportación y comercialización regional. Sin embargo, un hub energético no puede limitarse a construir tanques. Debe favorecer el ingreso de nuevos agentes económicamente solventes, permitir mayor diversidad de proveedores, asegurar condiciones transparentes de acceso a infraestructura y establecer estándares rigurosos de seguridad, calidad y protección ambiental. Más almacenamiento con idénticos proveedores solamente aumenta la reserva física; almacenamiento acompañado de diversificación comercial aumenta la resiliencia.
El tercer eje corresponde a una descarbonización progresiva, pero más acelerada y estrechamente vinculada con la seguridad energética. La reducción de la dependencia de los hidrocarburos no debe entenderse exclusivamente como una obligación climática, sino también como una estrategia económica. En este contexto, resulta pertinente crear las bases para introducir progresivamente mezclas de bioetanol en las gasolinas, tomando el E10 como una posible primera etapa, junto con el desarrollo de otros biocombustibles. La Ley núm. 57-07 y su reglamentación ya incorporan el bioetanol, el biodiésel y otros combustibles de origen renovable dentro del marco energético dominicano, aunque una implementación a mayor escala requiere especificaciones técnicas, capacidad de mezcla, mecanismos rigurosos de control de calidad, disponibilidad sostenible de materia prima e infraestructura de almacenamiento y distribución.
La importancia de estas transformaciones aumenta cuando se considera el impacto fiscal de la volatilidad internacional. El mecanismo de subsidios ha permitido amortiguar la transmisión inmediata de los incrementos externos hacia los consumidores y reducir su efecto sobre el transporte, la producción y los precios internos. Sin embargo, cuanto más prolongado sea el choque, mayor será su costo presupuestario. Para septiembre de 2026, el Gobierno informó que los recursos destinados a subsidios de combustibles durante el año ya superaban los RD$33,807 millones, frente a una programación inicial de poco más de RD$13,500 millones. El dato evidencia hasta qué punto una crisis prolongada puede convertir un mecanismo temporal de estabilización en una presión significativa sobre las finanzas públicas. En un mercado mundial crecientemente incierto, la competitividad energética ya no dependerá solamente de conseguir el combustible más barato, sino de disponer de suficientes alternativas para garantizar abastecimiento, estabilidad fiscal y capacidad de adaptación.
