El apagón general o “blackout” que sufrió República Dominicana el 23 de febrero de este año, que generó alarma en todo el país y pérdidas millonarias a la economía, confirmó lo que se sospechaba desde que un evento similar ocurriera el 11 de noviembre de 2025: que volvería a ocurrir.
Lo que no estaba en carpeta es que sucedería tan rápido y que pusiera en evidencia lo que todos los actores del sector, sin excepción, conocen muy bien: el sistema eléctrico dominicano tiene vulnerabilidades que ponen en tela de juicio su estabilidad en el mediano y largo plazo.
Lo que sí está debidamente documentado es que el más reciente apagón general dejó claro que el sector eléctrico, en su conjunto, tiene debilidades que comprometen la responsabilidad de todos los participantes. Así lo deja establecido el Informe por Pérdida de Tensión realizado por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (OC-SENI), a propósito del “blackout” del 23 de febrero, justo un día antes de que el presidente Luis Abinader pusiera en operación la línea 2C del Metro de Los Alcarrizos.
Aunque el Informe del OC-SENI reconoce avances en la diversificación de la matriz energética y adopción de nuevas tecnologías, entre las que están la inauguración de parques eólicos y solares, pone de manifiesto debilidades estructurales, tales como falta de inversión, escasa supervisión en etapas críticas de la generación, interconexión, transmisión, distribución y fiscalización de parte de los responsables de hacerlo. En palabras simples: no hubo un solo responsable del “blackout”, sino una combinación de variables que provocaron la caída del sistema.
El periódico elDinero tuvo acceso de primera mano al Informe OC-SENI y pudo constatar que muy pocos actores fueron “exculpados” por el “blackout”. Los hallazgos más notables del origen del apagón general están un primer evento ocurrido a las 10:50:33 seguido de otro “que le puso la tapa al pomo” a las 10:53:28, que ocasionó la pérdida de tensión en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
De manera concreta, el informe analiza la actuación de los sistemas de protección durante el evento. Examina los campos de línea y centrales que se dispararon con el propósito de evaluar la coordinación y tiempos de respuesta de los dispositivos de protección y sistemas de control, identificar posibles fallas y reforzarlos, así como proponer acciones de mejoras para prevenir eventos similares.
El Informe OC-SENI, con gráficos incluidos, establece que, hasta la ocurrencia del evento, el sistema se encontraba operando normal, es decir, sin déficit de generación y con una potencia sincronizada de generación 2,836.83 megavatios (MW) con una demanda abastecida de 2,667.05 MW, por lo que tenía una reserva de producción adicional de 169.78 MW, equivalente al 6.4%.
Según el informe técnico, la frecuencia del SENI (que mide el balance entre la producción y la demanda) estaba en 60.050 Hz, lo que significa que operaba en perfectas condiciones, pues debe mantenerse al 99% del tiempo con una variación de 0.15 Hz y hasta 0.70 Hz (59.3 Hz) sin ninguna afectación del sistema.
De la generación total de 2,836.83 MW, 1039.19 MW eran solar (36.6%), de los cuales se tenían restringidos 250 MW; otros 19.81 MW eran eólico (0.70%) y 46.55 MW eran aportados por hidroeléctricas (1.64%), las cuales se encontraban operado de forma normal sin variaciones, igual que el resto del sistema.
Detonante
Lo que sí queda suficientemente establecido, según registros del Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos (SCADA) del OC, es que el origen del “blackout” estuvo en una falla monofásica a tierra en la línea a 138 kilovoltios (KV) Hainamosa -Villa Duarte, localizada aproximadamente a 2.8 kilómetros desde el extremo de Hainamosa, registrándose una corriente de cortocircuito de 15,320 amperios. Este evento, por sí solo, no debió provocar un evento de tal magnitud, según las conclusiones, observaciones y recomendaciones que dieron los técnicos del Organismo Coordinador.
La principal causa, eso sí, quedó establecida a partir de esa falla monofásica, ya que durante el evento se presentaron daños en el interruptor ubicado en el extremo de Hainamosa, que derivó en la evolución de la falla desde la línea hacia la barra de la subestación. Como consecuencia, señala, las líneas conectadas operaron para su despeje. En total, según el Informe del OC-SENI, hubo 13 disparos de interruptores en las líneas de transmisión de 138 kv de Villa Duarte-Hainamosa, Dajao-Hainamosa, La Victoria-Hainamosa, Boca Chica-Hainamosa, Juan Dolio-Hainamosa, Hainamosa-Cabreto L1, Cabreto-Hainamosa L2, Villa Mella-Hainamosa, Hainamosa-Palamara, Los Mina-Hainamosa L1, Los Mina-Hainamosa L2, Los Mina-Hainamosa L3 y El Brisal-Hainamosa L1.
Tras el disparo de la subestación de Hainamosa, el Informe del OC-SENI establece que las centrales solares de Monte Plata, Mata de Palma, Maranatha, La Victoria y MARTÍ salieron del sistema por despeje de falla. En este orden, por variación de potencia no esperada, salieron parcial o totalmente las siguientes plantas solares: Montecristi, Payita 1, Los Negros, Canoa, Bayasol, Girasol, El Soco, Washinton Capital 3, Los Cocos 2, Matafongo, Santanasol y Esperanza. Entre otros fueron 358.12 megavatios que salieron de manera abrupta del sistema tras la primera falla.
En sentido general, según los hallazgos, se admite falta de coordinación de elementos de protección, aunque hay dudas sobre si se le dará mucha importancia a esta variable. Destaca que hubo problemas en la actuación del Esquema Automático de Deslastre de Carga (EDAC). Sin embargo, el Informe del OC-SENI no establece la secuencia de desconexión de plantas térmicas y renovables, a pesar de que los registros establecen que la cantidad de generación de renovables, cuando se presenta el evento, rondaba el 40%, específicamente un 38.94%.
Respecto al comportamiento de las centrales de generación involucradas en la regulación primaria de frecuencia (RPF) durante la ocurrencia del evento, el informe explica que la gran mayoría estaban sincronizadas y habilitadas, mostrando un desempeño adecuado, sosteniendo su potencia activa dentro de los rangos esperados y reaccionando correctamente a las variaciones de frecuencia del sistema.
Sin embargo, según el informe del OC-SENI, se identificaron dos excepciones relevantes: Itabo 1 e Itabo 2, pues las señales SCADA presentaron valores fijos, lo que imposibilita determinar la magnitud real de su respuesta durante el siniestro o validar si actuaron conforme a los parámetros de regulación primaria.
El otro caso relevante detectado se dio con Pimental 4, pues ante la caída inicial rápida de frecuencia, la unidad prácticamente no mostró variaciones importantes de potencia, lo que indica una respuesta limitada o muy pequeña. Indica que durante el rebote de sobrefrecuencia se apreció una ligera reducción de generación que coincide con la dirección esperada del control primario, aunque la magnitud del cambio fue pequeña y la señal presenta oscilaciones.
Posteriormente, indica, durante la caída sostenida de frecuencia, la potencia permaneció mayormente estable y luego mostró cambios abruptos asociados probablemente a ajustes operativos o límites de operación más que a una acción continua del gobernador. En general, sostiene el Informe, la respuesta de la unidad puede considerarse débil y parcialmente coherente con la regulación primaria.
En cuanto a las centrales Quisqueya 1 y 2, durante la fase posterior de caída sostenida de frecuencia la generación se mantuvo relativamente estable, presentando una ligera recuperación hacia el final del evento, contribuyendo moderadamente al soporte del sistema. En conjunto, su comportamiento es uno de los más coherentes entre las unidades analizadas.
En cuanto la central SIBA, reflejó una respuesta rápida del gobernador frente al déficit instantáneo de potencia, señalando que cuando la frecuencia rebotó hacia valores de sobrefrecuencia, la central redujo su generación, comportamiento coherente con la regulación primaria.
El Informe OC-SENI establece que en la fase posterior de caída sostenida de frecuencia la unidad incrementó nuevamente su potencia de forma significativa y sostenida, lo que evidencia un aporte directo de generación cuando el sistema requiere soporte. “Considerando todo el evento, SIBA presenta una de las respuestas más completas y consistentes frente a las variaciones de frecuencia observadas”, indica.
Sin embargo, hay un detalle que podría ser contradictorio desde el punto de vista técnico, ya que, según el Informe del OC-SENI, posteriormente, 107.43 segundos después de la estabilización del sistema se produce una bajada drástica en el nivel de la frecuencia producto del disparo de la central Punta Catalina 2.
Explica que después del evento, tanto la frecuencia del sistema como la potencia de la central se estabilizaron durante un período. Sin embargo, indica, a las 10:53:28 ocurrió el disparo de la unidad, cuando la potencia se encontraba en 334.01 MW y la frecuencia del sistema en 59.96 Hz. Refiere que el agente reportó que el disparo se produjo por “muy bajo nivel de domo”, que no es más que “bajo voltaje” o “baja tensión”, por lo que la salida de esa central se dio por un proceso lógico y técnico de protección.
El informe analizó también el comportamiento de los usuarios no regulados (UNR) Domicen, PVDC (Barrick Pueblo Viejo) y Cemex, ahora Cementos Progreso, destacando que los dos primeros registraron un comportamiento adecuado, mientras que el tercero no, ya que no enviaron la información.
A manera conclusión, el informe técnico destaca que los sistemas de control y protección instalados y ajustados en los últimos años en el sistema de transmisión operaron rápidamente. “Esa actuación oportuna limitó el alcance del evento y permitió iniciar de inmediato la recuperación gradual del sistema. El proceso de reconexión y resincronización comenzó con unidades hidroeléctricas y con centrales térmicas que permanecieron disponibles para el arranque. Esto hizo posible el restablecimiento por zonas del SENI en las horas siguientes al evento, hasta lograr la recuperación total en la noche del mismo día”, establece.
Observaciones y recomendaciones
A pesar de que el mismo informe reconoce que el primer problema comenzó una falla monofásica, con daños en el interruptor ubicado en el extremo de Hainamosa, que derivó en la evolución de la falla desde la línea hacia la barra de la subestación, para completar 13 disparos de interruptores en las líneas de transmisión, la primera recomendación es que Punta Catalina realice los ajustes internos que sean necesarios en sus sistemas de control y operación de la planta, con el objetivo de evitar la ocurrencia de eventos similares en el futuro.
En segundo plano, aunque por las causas del evento no se explica por qué no aparece de primero, reconociendo que se ha estado ejecutando un programa de actualizaciones y mejoras de protecciones de las subestaciones principales país, sugiere que “se mantenga el monitoreo del plan de implementación y acelerar los trabajos de instalación de protecciones y la operación de las subestaciones en doble barra, que se ejecutan desde hace dos años para cubrir el país completo, lo que ha evitado recurrencia de fallas y la afectación del todo el SENI”.
Además, considerando la diversificación de la matriz energética de las centrales de generación, en tecnología y tamaño de las unidades, lo que permite una recuperación del sistema en corto tiempo, sugiere realizar los ajustes operativos que permitan aprovechar la nueva tecnología tanto en generadores térmicos y renovables. Recomienda aprovechar los sistemas de almacenamiento por baterías para realizar los servicios auxiliares de regulación de frecuencia y de arranque autónomo para la recuperación en el menor tiempo. También, a manera admisión nueva vez de que el problema se generó en la línea de transmisión, el informe pide ajustar los sistemas de protecciones que estén pendientes, que eviten la desconexión de las centrales de generación en forma simultánea.
