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Con datos del Informe de desempeño julio-2026 publicado por el MEMRD, elaboramos el mapa de pérdidas totales de electricidad por provincia, siendo el rojo intenso las de mayores pérdidas y el verde-amarillo menores. Los cibaeños lucen ser buenos pagadores del servicio.

Evolutivo Demanda Máxima de Electricidad 2000-2025 en RD: Con datos del Organismo Coordinador (OC) construimos la gráfica que muestra un crecimiento destacado de la demanda a partir del 2018. Del 2015 al 2025 un incremento del 47.2%, como dato importante para planificación país. En el cuadro se observa que en los últimos 7 años la demanda máxima ha ocurrido un 57% en el mes de agosto y un 56% a las 9:00 de la noche.

Tomando como fuente los informes de desempeño que publica el Ministerio de Energía y Minas, se construye el gráfico que muestra un disparo indetenible en las pérdidas de electricidad a partir del año 2020. Qué cambios en la gestión se hicieron que ha permitido este resultado?

Debemos abocarnos cuanto antes a una revisión del sistema de protección que permita aislar las fallas sin necesidad de comprometer todo el SENI. El sistema puede desacoplarse en islas independientes para evitar un blackout, pero requiere ajustes y vigilancia constante.

En el cuadro se listan los apagones generales ocurridos en RD desde el año 2000 hasta febrero del 2026. La Empresa de Transmisión (ETED), responsable de la operación en tiempo real y de la estabilidad del sistema, aunque fue creada por la Ley 125-01 en julio del 2001, se habilita con el Decreto 629-2007 con efectividad 1ro. de enero del 2008.

El periódico Economista.es ha publicado que la asociación que agrupa a los operadores de transporte eléctrico europeos (ENTSO-E) elaboró un informe técnico donde advierte que la integración acelerada de activos conectados mediante electrónica de potencia –desde inversores fotovoltaicos hasta enlaces en corriente continua de alta tensión (HVDC), cargadores de vehículo eléctrico, electrolizadores o centros de datos– está introduciendo fenómenos de inestabilidad más rápidos y complejos, y exige reforzar con urgencia las capacidades de monitorización y detección en tiempo real. ENTSO-E advierte de que esa transformación está generando "nuevos" tipos de inestabilidad, más rápidos y difíciles de detectar con las herramientas de vigilancia tradicionales. Dicho de forma sencilla: antes el sistema se parecía más a una "máquina" grande y pesada y ahora se asemeja a una red llena de "dispositivos electrónicos" que reaccionan muy deprisa. Ese cambio tiene ventajas, pero también riesgos. ENTSO-E explica que ya se observan problemas de "inestabilidad impulsada por convertidores" y de "inestabilidad por resonancia", que se traducen en oscilaciones que pueden aparecer en milisegundos, mucho más rápido que los retos clásicos de estabilidad que se gestionaban en segundos. Se describe también un comportamiento que preocupa a los operadores: grandes parques renovables conectados con electrónica de potencia pueden inyectar "oscilaciones forzadas" que llevan al sistema a modos críticos de operación. Por eso subraya la necesidad de detectarlas pronto y, sobre todo, de identificar su origen, porque el "remedio rápido" de desconectar instalaciones, aunque eficaz en el momento, no es la solución estructural si el objetivo es operar un sistema con cada vez más renovables y electrificación. Estas desconexiones abruptas incrementan los niveles de vertido por curtailment. En la República Dominicana aún estamos a tiempo de prevenir lo que ahora alerta ENTSO-E para el sistema eléctrico europeo, innovando con mejores y actualizados sistemas de monitoreo, pero sobre todo con una mejor planificación y estudio de la capacidad del SENI para recibir nueva inyección de generación renovable variable, estableciendo limites a la concentración de la oferta regional por provincia y subestación, con la finalidad de propiciar seguridad en la estabilidad del flujo eléctrico inyectado al SENI, como lo manda el Artículo 4 de la Ley 57-07.

El SENI tenía mucho tiempo estable con dos o tres eventos diarios siempre manejables, pero sin llegar al extremo del Black Out. Según reportes preliminares el BO se originó en el este, delastrando 591.74 MW, de los cuales 434.18 MW corresponden a Energía Solar, un 73.4%. Ojo con esto, siempre lo he advertido. Aunque debermos esperar el informe final, lo extraño es que el sistema no haya desacoplado la isla Este y dejara interconectada las demás, con el ajuste natural del deslastre automático de carga (DAC).

Según este informe de CREES, las pérdidas totales de las EDES se sitúan en 43.9% ( mis cálculos dan 41.7%), reflejando un retroceso de más de 15 años. El caso de Edeeste con pérdidas del 59.5%, superiores a los datos anteriores a la capitalización. Es para reflexionar.