En el 2015 había sido la última vez que en República Dominicana se registraba un blackout en el país. Sin embargo, 10 años después, en noviembre pasado el país fue sorprendido con una falla técnica que dejó a oscuras a todo el país que está conectado al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI). Para no salir de la sorpresa de lo vivido ese momento, en unos 100 días volvió el país a estar a oscuras, esta vez, de manera parcial, debido a otro apagón general.
Estas dos fallas expusieron la «fragilidad operativa del sistema eléctrico» de República Dominicana, como dice el portal Energía Estratégica, a pesar de los miles de millones de pesos invertidos en robustecerlo.
Blackout noviembre 2025
Al analizar cada una de las fallas, vemos lo que dice el Instituto de Energía de la Universidad Autónoma de Santo Domingo, sobre el caso de noviembre pasado: «el evento se debió a un error operativo humano y originó una perturbación severa que afectó la estabilidad global del SENI provocando finalmente un colapso total del sistema eléctrico nacional (blackout)«.
Según las autoridades del sector el SENI está estructurado de una manera que ante fallas de este tipo funciona de manera que para proteger a las plantas generadoras se desconecta a través de la activación de un Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC).
Sin embargo, el Instituto de Energía de la UASD entiende que la situación del blackout de noviembre debió solucionarse de una manera técnica más simple: con la protección diferencial de barras, aunque lamentablemente, la subestación que provocó el colapso, no tenía ese tipo de solución.
«Fuera de ese primer dispositivo de protección pudo ser aislada instantáneamente mediante la apertura coordinada de otros de los interruptores asociados al embarrado afectado«, señala la entidad.
Los técnicos de la academia cuestionan la funcionalidad de la EDAC que debió combinarse con otros factores y no desconectar todas las plantas de la manera en que se hizo: «se habían sacado del SENI sin necesidad casi todas de las líneas que interconectan la subestación de SPM1 y SPM2«. Es decir, «la actuación del EDAC: Saca hasta 913.76 MW en dos actuaciones con la desconexión de 147 circuitos de distribución, una acción desproporcionada en la primera actuación, pues también se había sacado casi toda la carga del Este por las protecciones de lineas«.
Entienden que hubo una «sobreactuación del EDAC«, la cual fue provocada por «la carencia de coordinación«. La idea es que pudo haberse controlado la frecuencia del SENI sin llegar a producirse el Blackout.
Al margen de esto el Instituto de Energía considera que «el tiempo de recuperación del evento fue excelente«, ya que «el personal técnico a cargo de la restauración del sistema actuó con un alto nivel de profesionalismo«.
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Aunque esta entidad considera que «el evento confirma la fortaleza del sistema de transmisión del SENI, considerando que no se había registrado un apagón general (blackout) desde el 17 de mayo de 2015. Esta estabilidad sostenida se debe, en gran medida, al adecuado funcionamiento del Esquema de Deslastre (desconexión) Automático de Carga (EDAC)«.
Entienden que el colapso del SENI «tuvo su origen en una maniobra operativa incorrecta en la Subestación SPM 1, situación agravada por la actuación inadecuada de los elementos de protección«, cargando la responsabilidad de lo ocurrido en la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED).
Aseguran que lo sucedido evidenció «algunas deficiencias en la coordinación entre las protecciones de las líneas de transmisión y la generación«, lo que provocó desconexiones no selectivas que no debieron desconectarse, lo cual, amplificó el evento.
Por eso abogan para que exista «una estrecha vinculación entre el OC, las EDES y la ETED en lo relativo a los
sistemas de protección a todo lo largo de la red eléctrica«
Apagón parcial febrero 2026
Un artículo de Lucía Colaluce del portal Energía Estratégica señala que el lunes 23 de febrero ocurrió el colapso del SENI «tras la pérdida abrupta de generación en centrales térmicas estratégicas«. Destacan que «el evento dejó sin suministro a múltiples sectores del país. La salida simultánea de Punta Catalina y las unidades Quisqueya 1 y 2 generó un desbalance crítico que volvió a exponer la fragilidad operativa del sistema eléctrico dominicano, tras el apagón más severo desde 2015«.
Explican que los registros del Organismo Coordinador indican que «la frecuencia descendió hasta 56 Hz luego del desplome de potencia inyectada a la red, provocando un apagón de alcance nacional«.
Aunque el Comité de Fallas del Gabinete Eléctrico aun está investigando lo que provocó este «colapso», este medio indica que «la causa preliminar estuvo asociada a una falla en el sistema de sincronización de las plantas de Punta Catalina» ya que el mismo «se dañó», según las fuentes técnicas de este medio.
Ante ese «escenario se intentó una maniobra manual que no logró estabilizar la operación y derivó en la desconexión de la central» y de ahí en adelante arrastró «a las unidades Quisqueya 1 y 2 de EGE Haina, reduciendo de manera súbita la generación disponible. El equilibrio entre oferta y demanda se rompió en cuestión de segundos, superando la capacidad de respuesta automática del sistema«.
Este portal especializado asegura que «el evento vuelve a poner en debate la robustez estructural del SENI. La concentración de capacidad en unidades térmicas de alta potencia implica que cualquier falla en sistemas de control puede tener impacto sistémico inmediato«.
Tomando en cuenta que en unos 100 días tuvimos dos fallas técnicas que dejaron a oscuras a gran parte del país, este portal sugiere que esto «refuerza la necesidad de fortalecer la resiliencia operativa, modernizar esquemas de protección y evaluar soluciones que aporten respuesta dinámica rápida ante perturbaciones«.
Las autoridades del Gabinete Eléctrico se encuentran analizando las fallas de este «colapso». Una nota del Ministerio de Energía y Minas indica que «como parte de las acciones inmediatas, las autoridades analizan información técnica, revisión de parámetros de protección y la priorización de mayores márgenes de seguridad en la programación operativa, conforme a la normativa vigente«.
