El 11 de noviembre de 2025 ocurrió en República Dominicana un apagón total que evidenció las tensiones acumuladas en la operación del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) del país.
Si bien el evento fue provocado por una falla técnica puntual en la subestación San Pedro de Macorís, su impacto el peor blackout desde 2015 dejó en claro que el sistema requiere ajustes estructurales.
Con una matriz energética cada vez más diversificada y una creciente incorporación de fuentes renovables variables, el desafío no es su presencia, sino garantizar que existan condiciones técnicas, operativas y de respaldo adecuadas para sostener la estabilidad de la red ante eventos críticos.
Durante el evento, la generación solar y térmica colapsó a cero, mientras que la hidroelectricidad se sostuvo en niveles mínimos y apenas un puñado de parques eólicos logró mantenerse en línea.
El sistema pasó de abastecer una demanda de 2.978 MW a operar con solo 41 MW.
El Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) fue activado y retiró 913 MW de carga desconectando 147 circuitos, pero no logró contener el desplome.
Las causas, más allá del punto de falla inicial, estuvieron asociadas a la pérdida de inercia del sistema, a la falta de soporte de frecuencia y a la insuficiente coordinación de las protecciones que permitieron que una perturbación puntual derivara en un colapso generalizado.
Desde A&A Business Intelligence Group, su gerente general Augusto Bello explicó que el SENI necesita una actualización integral para operar de forma segura en su nuevo contexto técnico.
Según detalló, el sistema eléctrico dominicano no puede seguir funcionando con la lógica operativa de hace seis años, cuando la capacidad renovable apenas superaba los 300 MW.
Hoy, con más de 2.000 MW de energías limpias inyectando a la red principalmente fotovoltaica y eólica , la infraestructura y las reglas de operación deben adaptarse para responder a dinámicas más complejas.
Una de las propuestas centrales de AABI Group es la incorporación inmediata de al menos 300 MW de almacenamiento energético en baterías (BESS).
No se trata solo de almacenar energía solar durante el mediodía y liberarla en las horas pico, sino de habilitar una infraestructura capaz de brindar soporte de frecuencia, inercia sintética y respaldo ante eventos de desconexión, aspectos que hoy el sistema no puede garantizar.
Bello señaló que los BESS deben ser tratados como una herramienta operativa esencial, no como un complemento tecnológico opcional.
A su vez, el análisis de AABI Group recomendó revisar en profundidad el diseño del EDAC y actualizar la lógica de protecciones del SENI.
En opinión de Bello, si este esquema debe activarse con cada evento significativo, entonces ha dejado de ser un mecanismo de última instancia para transformarse en la única barrera entre la estabilidad y el colapso.
Según el especialista, este patrón refleja una falta de adecuación del sistema a su nueva matriz energética.
Otra línea de acción propuesta es la redefinición de los requisitos técnicos para nuevas centrales renovables.
AABI Group plantea que las futuras instalaciones y eventualmente algunas ya operativas cuenten con inversores con capacidad grid forming, capaces de generar su propia frecuencia y tensión, operar en sistemas de red débil y contribuir activamente a la estabilidad.
Estas características permitirían que las renovables se integren no solo como fuentes de energía, sino también como recursos que participan en el control y la recuperación del sistema frente a contingencias.
En paralelo, la firma recomendó fortalecer la capacidad de arranque en negro en centrales estratégicas como hidroeléctricas o térmicas, así como modernizar los sistemas de control del Organismo Coordinador.
Esto permitiría anticiparse a escenarios de riesgo a partir de pronósticos más precisos y capacidades de respuesta en tiempo real, considerando la variabilidad de generación renovable que caracteriza al sistema actual.
Bello sostuvo que todas estas medidas deberán estar sustentadas por estudios técnicos actualizados.
El sistema necesita determinar cuánta inercia mínima requiere para una operación confiable, revisar la disponibilidad de reservas frías y rodantes y analizar si es necesario modificar el Reglamento de Administración del Sistema (RALGE), particularmente en lo que refiere a los márgenes de regulación de frecuencia.
En el contexto de una curva de pato cada vez más profunda que en 2025 alcanzó una demanda neta mínima de 1.437,99 MW , el sistema enfrenta condiciones de operación más exigentes.
La reducción de inercia, la falta de soporte reactivo y la desconexión de bloques completos de generación revelan la fragilidad actual.
AABI Group planteó que el blackout del 11 de noviembre no debe leerse como una excepción, sino como la consecuencia lógica de una infraestructura que no ha evolucionado al ritmo de la transición energética.
Las soluciones están disponibles.
El desafío es aplicarlas con rigor técnico, visión de largo plazo y un sentido de urgencia alineado con los riesgos crecientes del sistema.