La Punta Catalina destinó un total de 32.6 millones de dólares durante el primer semestre del año 2026 para ejecutar intervenciones técnicas especializadas y trabajos de mantenimiento en sus calderas. La Empresa de Generación Eléctrica Punta Catalina (EGEPC) ofreció los detalles institucionales este 17 de septiembre en Santo Domingo para aclarar el origen de este comportamiento financiero en la central termoeléctrica.
Punta Catalina realiza mantenimientos estratégicos en sus unidades
Durante los primeros seis meses del año, la central termoeléctrica duplicó sus gastos operativos al pasar de US$16.3 millones en 2025 a US$32.6 millones en el período actual. La administración de la empresa explicó de manera oficial que esta variación presupuestaria no corresponde a un alza ordinaria en los costos diarios de funcionamiento. Al contrario, el monto representa una inversión extraordinaria y preventiva enfocada en preservar la disponibilidad operativa de las plantas a largo plazo.
De acuerdo con el informe oficial publicado por RC Noticias, el rubro de materiales y servicios experimentó un crecimiento sustancial de US$2.8 millones a US$17.6 millones. Dentro de esta cifra, unos US$12.8 millones se destinaron exclusivamente a trabajos críticos que exigían apagar las unidades generadoras. Entre las tareas ejecutadas destacan el reemplazo de tuberías en calderas por US$5.9 millones y la reparación de la pared de la Caldera 1 por US$2.6 millones.
Adicionalmente, la compañía destinó recursos financieros a la inspección minuciosa de los molinos de carbón, el alquiler de andamios especializados y la contratación de personal técnico temporal. Las autoridades energéticas enfatizaron que estas labores correctivas resultan imprescindibles para evitar fallas mayores en el sistema eléctrico interconectado del país.
Punta Catalina incrementa su margen comercial a pesar de la menor generación
En el aspecto operativo, la termoeléctrica registró una generación neta de 1,812 gigavatios hora (GWh) entre enero y junio, lo que representó una reducción del 19 % en comparación con los 2,310 GWh alcanzados en el mismo lapso de 2025. Esta disminución temporal respondió a una restricción técnica planificada en la Unidad 1, la cual redujo de manera preventiva su capacidad máxima de 360 a 300 megavatios para permitir las reparaciones de campo.
A pesar del menor volumen de energía puesto en la red nacional, la rentabilidad comercial de la infraestructura no sufrió pérdidas. El margen comercial por kilovatio hora generado aumentó un 6.2 %, colocándose en 13.35 centavos de dólar frente a los 12.57 centavos reportados en el año anterior. Esta estabilidad financiera permitió amortiguar los costos derivados de los paros técnicos programados.
Paralelamente, el precio internacional del carbón puesto en planta experimentó una rebaja del 18 %, descendiendo de US$94.25 a US$77 por tonelada métrica. Este beneficio en los costos de materia prima fue transferido directamente a la tarifa de venta a las empresas distribuidoras, registrando una disminución del 14 % en el precio final de la energía.
Por otro lado, la administración aprovechó el comunicado para corregir informaciones erróneas difundidas recientemente en medios locales. La institución aclaró que no compra electricidad a las distribuidoras Edenorte, Edesur y Edeeste, sino que actúa estrictamente como empresa generadora y proveedora de energía. Asimismo, justificó el ajuste de US$550,000 en la nómina institucional debido a acuerdos salariales aprobados y al pago de personal especializado contratado durante las jornadas intensivas de mantenimiento.
¿Consideras que estas inversiones millonarias en mantenimiento técnico garantizarán la estabilidad del servicio eléctrico en el país?
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