By La Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC) anunció que la Unidad No. 2 estará fuera de servicio desde el 21 de marzo de 2026 hasta el 30 de abril, en un proceso de mantenimiento que corresponde a las 48,000 horas de operación, el ciclo más extenso de inspección del turbogenerador, con una duración estimada de 41 días.
Mantenimiento programado y su importancia
La intervención incluye el desarme completo de válvulas de la turbina, inspección de rodamientos y el reemplazo de los discos de las válvulas de control, siguiendo recomendaciones del departamento de ingeniería de GE. También se llevarán a cabo limpieza y escaneo de las paredes del hogar de la caldera 2, revisión general de equipos con especialistas del fabricante, así como inspecciones de sistemas eléctricos y de instrumentación.
La empresa indicó que esta parada se produce mientras la Unidad 1 sigue en operación continua, asegurando así que el sistema no pierda la totalidad de la capacidad de la central durante este proceso.
Impacto en la producción y eficiencia
Asimismo, se explicó que la planta emplea tecnología subcrítica, que permite operar a temperaturas y presiones más altas que las calderas convencionales, aumentando la eficiencia térmica y disminuyendo las emisiones por unidad de energía producida en comparación con plantas de carbón de generaciones anteriores.
- Sistemas de control de emisiones, como los filtros AQCS, cuyo mantenimiento se realizó en las paradas de 2025.
- Estándares internacionales de calidad del aire.
La CTPC añadió que en los últimos seis años, las paradas programadas han sido parte de un ciclo de mantenimiento necesario, y no han respondido a fallas no planeadas de magnitud. Sobre las críticas públicas a estas salidas de servicio, la documentación técnica interna detalla que se deben a mantenimientos programados exigidos por el protocolo del fabricante GE, que es el mismo que aplica en plantas a nivel global.
En 2023, la Unidad No. 2 estuvo fuera de servicio por 43 días, entre el 3 de junio y el 16 de julio, para llevar a cabo el mantenimiento correspondiente a las 24,000 horas de operación de la turbina. Este trabajo incluyó desarme, inspección y mantenimiento de válvulas y rodamientos del turbogenerador, así como inspecciones en caldera y revisión de equipos críticos con técnicos del fabricante.
En 2024, la Unidad No. 1 también cumplió con su ciclo de mantenimiento, llevando a cabo una parada de 45 días del 8 de junio al 23 de julio, donde se realizó una revisión más exhaustiva de la caldera y reparaciones en componentes críticos.
Este mantenimiento ha influido en el descenso del factor de planta de PC1, que pasó del 88% en 2023 al 74% en 2024, aunque se recuperó a un 83% en 2025, evidenciando que el descenso no se atribuye a fallas sistémicas.
En 2025, ambas unidades realizaron paradas menores. La Unidad No. 1 estuvo inactiva del 25 de febrero al 18 de marzo por reparaciones, mientras que la Unidad No. 2 realizó operaciones similares entre el 12 de abril y el 5 de mayo.
Punta Catalina reportó en 2025 su máximo histórico de producción con 4,966 gigavatios-hora (GWh) netos, solidificándose como una fuente crítica del sistema eléctrico nacional.
Los datos de producción acumulada entre 2020 y 2025 muestran una tendencia de crecimiento sostenido, desde los 4,598 GWh en el primer año hasta el pico alcanzado en 2025, con un mínimo de 4,363 GWh en 2021 atribuible a ajustes en el funcionamiento de la planta.
La instalación, que consta de dos unidades de carbón con tecnología subcrítica de baja emisión, ha sido objeto de discusión pública debido a su tipo de combustible. No obstante, los indicadores técnicos de los últimos seis años presentan un panorama que contrasta con las críticas comunes.
El factor de planta, que mide el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora opera respecto a su capacidad máxima, posiciona a Punta Catalina entre las más eficientes del sistema eléctrico nacional. En 2024, la Unidad No. 2 alcanzó un factor de 96%, el segundo más alto en el país, solo superado por Quisqueya 1. En 2025, ambas unidades presentaron factores del 83% y 88%, mientras que la mayoría del parque generador operó entre el 10% y 50%.
