El corte universal o “corte” que sufrió República Dominicana el 23 de febrero de este año, que generó señal en todo el país y pérdidas millonarias a la bienesconfirmó 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 aceptablemente: el sistema eléctrico dominicano tiene vulnerabilidades que ponen en tela de pleito su estabilidad en el mediano y dilatado plazo.

Lo que sí está debidamente documentado es que el más flamante corte universal dejó claro que el sector eléctricoen su conjunto, tiene debilidades que comprometen la responsabilidad de todos los participantes. Así lo deja establecido el Referencia por Pérdida de Tensión realizado por el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Franquista Interconectado (OC-SENI), premeditadamente del “blackout” del 23 de febrero, ajustado un día ayer de que el presidente Luis Abinader pusiera en operación la recorrido 2C del Metropolitano de Los Alcarrizos.

Aunque el Referencia del OC-SENI reconoce avances en la diversificación de la matriz energética y apadrinamiento de nuevas tecnologíasentre las que están la inauguración de parques eólicos y solarespone de manifiesto debilidades estructuralestales como descuido de inversiónescasa supervisión en etapas críticas de la gestación, 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 publicación elDinero tuvo paso de primera mano al Referencia OC-SENI y pudo constatar que muy pocos actores fueron “exculpados” por el “blackout”. Los hallazgos más notables del origen del corte universal 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 Franquista Interconectado (ARTE).

De modo concreta, el mensaje analiza la función de los sistemas de protección durante el evento. Examina los campos de recorrido 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 evitar eventos similares.

El Referencia OC-SENI, con gráficos incluidos, establece que, hasta la ocurrencia del evento, el sistema se encontraba operando corriente, es sostener, sin débito de gestación y con una potencia sincronizada de gestación 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 mensaje técnico, la frecuencia del SENI (que mide el vaivén 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 gestación 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 derrota (0.70%) y 46.55 MW eran aportados por hidroeléctricas (1.64%), las cuales se encontraban operado de forma corriente 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 error monofásica a tierra en la recorrido a 138 kilovoltios (KV) Hainamosa – Villa Duartelocalizada 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 error monofásica, ya que durante el evento se presentaron daños en el interruptor sito en el extremo de Hainamosa, que derivó en la desarrollo de la error desde la recorrido en dirección a la mostrador de la subestación. Como consecuencia, señala, las líneas conectadas operaron para su despeje. En total, según el Referencia del OC-SENI, hubo 13 disparos de interruptores en las líneas de transmisión de 138 kv de Villa Duarte-Hainamosa, Dajao-Hainamosa, La Triunfo-HainamosaBoca Chica-Hainamosa, Juan Dolio-Hainamosa, Hainamosa-Cabreto L1, Cabreto-Hainamosa L2, Villa Grieta-HainamosaHainamosa-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 Referencia del OC-SENI establece que las centrales solares de Monte PlataMata de Palma, Maranatha, La Triunfo y MARTI salieron del sistema por despeje de error. En este orden, por variación de potencia no esperada, salieron parcial o totalmente las siguientes plantas solares: Montecristi, Payita 1, Los Negros, Canoa, Bayasol, Mirabel, El Soco, Washinton Renta 3, Los Cocos 2, Matafongo, Santanasol y Esperanza. Entre otros fueron 358.12 megavatios que salieron de modo abrupta del sistema tras la primera error.

En sentido universal, según los hallazgos, se admite descuido de coordinación de medios de protección, aunque hay dudas sobre si se le dará mucha importancia a esta variable. Destaca que hubo problemas en la función del Esquema Mecánico de Deslastre de Carga (EDAC). Sin bloqueo, el Referencia del OC-SENI no establece la secuencia de desconexión de plantas térmicas y renovablesa pesar de que los registros establecen que la cantidad de gestación de renovables, cuando se presenta el evento, rondaba el 40%, específicamente un 38.94%.

Respecto al comportamiento de las centrales de gestación involucradas en la regulación primaria de frecuencia (RPF) durante la ocurrencia del evento, el mensaje explica que la gran mayoría estaban sincronizadas y habilitadas, mostrando un desempeño adecuado, sosteniendo su potencia activa en el interior de los rangos esperados y reaccionando correctamente a las variaciones de frecuencia del sistema.

Sin bloqueo, según el mensaje del OC-SENI, se identificaron dos excepciones relevantes: voy a ir 1 mi voy a ir 2pues las señales SCADA presentaron títulos fijos, lo que imposibilita determinar la magnitud positivo 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 Pimentel 4pues frente a la caída auténtico rápida de frecuencia, la mecanismo prácticamente no mostró variaciones importantes de potencia, lo que indica una respuesta limitada o muy pequeña. Indica que durante el rechazo de sobrefrecuencia se apreció una ligera reducción de gestación que coincide con la dirección esperada del control primario, aunque la magnitud del cambio fue pequeña y la señal presenta oscilaciones.

Seguidamente, 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 acto continua del representante. En universal, sostiene el Referencia, la respuesta de la mecanismo puede considerarse débil y parcialmente coherente con la regulación primaria.

En cuanto a las centrales Quisqueya 1 y 2, durante la escalón posterior de caída sostenida de frecuencia la gestación se mantuvo relativamente estable, presentando una ligera recuperación en dirección a 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 representante frente al débito instantáneo de potencia, señalando que cuando la frecuencia rebotó en dirección a títulos de sobrefrecuencia, la central redujo su gestación, comportamiento coherente con la regulación primaria.

El Referencia OC-SENI establece que en la escalón posterior de caída sostenida de frecuencia la mecanismo incrementó nuevamente su potencia de forma significativa y sostenida, lo que evidencia un aporte directo de gestación 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 bloqueo, hay un detalle que podría ser contradictorio desde el punto de presencia técnico, ya que, según el Referencia del OC-SENI, seguidamente, 107.43 segundos a posteriori de la estabilización del sistema se produce una desnivel drástica en el nivel de la frecuencia producto del disparo de la central Punta Catalina 2.

Explica que a posteriori del evento, tanto la frecuencia del sistema como la potencia de la central se estabilizaron durante un período. Sin bloqueo, indica, a las 10:53:28 ocurrió el disparo de la mecanismo, 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 “muerto tensión”, por lo que la salida de esa central se dio por un proceso sensato y técnico de protección.

El mensaje analizó todavía el comportamiento de los usuarios no regulados (UNR) Domicen, PVDC (Barrick Pueblo Remoto) y cemexahora Cementos Progresodestacando que los dos primeros registraron un comportamiento adecuado, mientras que el tercero no, ya que no enviaron la información.

A modo conclusión, el mensaje técnico destaca que los sistemas de control y protección instalados y ajustados en los últimos abriles en el sistema de transmisión operaron rápidamente. “Esa función oportuna limitó el significación del evento y permitió iniciar de inmediato la recuperación sucesivo del sistema. El proceso de reconexión y resincronización comenzó con unidades hidroeléctricas y con centrales térmicas que permanecieron disponibles para el inicio. Esto hizo posible el restablecimiento por zonas del SENI en las horas siguientes al evento, hasta obtener la recuperación total en la oscuridad del mismo día”, establece.

Observaciones y recomendaciones

A pesar de que el mismo mensaje reconoce que el primer problema comenzó una error monofásica, con daños en el interruptor sito en el extremo de Hainamosa, que derivó en la desarrollo de la error desde la recorrido en dirección a la mostrador 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 software 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 mostrador, que se ejecutan desde hace dos abriles para cubrir el país completo, lo que ha evitado recurrencia de fallas y la afectación del todo el SENI”.

Por otra parte, considerando la diversificación de la matriz energética de las centrales de gestación, en tecnología y tamaño de las unidades, lo que permite una recuperación del sistema en corto tiempo, sugiere realizar los ajustes operativos que permitan utilizar la nueva tecnología tanto en generadores térmicos y renovables. Recomienda utilizar los sistemas de almacenamiento por baterías para realizar los servicios auxiliares de regulación de frecuencia y de inicio autónomo para la recuperación en el beocio tiempo. Igualmente, a modo admisión nueva vez de que el problema se generó en la recorrido de transmisión, el mensaje pide ajustar los sistemas de protecciones que estén pendientes, que eviten la desconexión de las centrales de gestación en forma simultánea.