La Central Termoeléctrica Punta Catalina (CTPC), la mayor planta de generación del Estado dominicano, registró en 2025 su máximo histórico de producción con 4,966 gigavatios-hora (GWh) netos, consolidándose como el pilar de base del sistema eléctrico nacional en un contexto en que la mayoría de las plantas del parque generador opera muy por debajo de su capacidad instalada.
Los datos de producción acumulada del período 2020-2025 muestran una trayectoria sostenida que va de los 4,598 GWh registrados en el primer año de operación hasta el techo alcanzado el año pasado, con un mínimo de 4,363 GWh en 2021 que los propios registros técnicos de la planta atribuyen a ajustes de rodaje del sistema.
La instalación, compuesta por dos unidades de carbón con tecnología subcrítica de baja emisión, ha sido objeto de debate público por su fuente de combustible. Sin embargo, los indicadores técnicos de los últimos seis años ofrecen una imagen que contrasta con las críticas más generalizadas.
El factor de planta —indicador que mide el porcentaje del tiempo en que una unidad generadora opera respecto a su capacidad máxima instalada— sitúa a ambas unidades de Punta Catalina en la cúspide del sistema eléctrico nacional.
Un análisis comparativo del factor de planta de 2024 y 2025, que abarca más de 30 instalaciones generadoras del país, revela que Punta Catalina 2 alcanzó en 2024 un factor de 96%, el segundo valor más alto de todo el parque generador nacional, superado únicamente por Quisqueya 1. En 2025, ambas unidades mantuvieron factores de 83% y 88% respectivamente, mientras la mayoría de las plantas del sistema operó en rangos de entre 10% y 50%.
Paradas técnicas, no averías
Las salidas temporales de servicio que han generado críticas públicas responden, según la documentación técnica interna de la CTPC, a mantenimientos programados exigidos por el protocolo del fabricante GE, el mismo que rige el ciclo de vida de turbinas similares en plantas de todo el mundo.
En 2023, la Unidad No. 2 estuvo fuera de servicio 43 días —del 3 de junio al 16 de julio— para cumplir el mantenimiento de las 24,000 horas de operación de la turbina. Las tareas incluyeron el desarme, inspección y mantenimiento de válvulas y rodamientos del turbogenerador, inspección de espesores en caldera —hogar, sobrecalentador primario, recalentador y economizador— y revisiones generales de equipos críticos con especialistas técnicos del fabricante.
En 2024, fue la Unidad No. 1 la que cumplió su ciclo equivalente, con una parada de 45 días entre el 8 de junio y el 23 de julio. Además del mismo protocolo de turbina, se realizó una revisión más exhaustiva de la caldera, con reparaciones en la zona de soplado del hogar, sobrecalentador primario, sobrecalentador secundario y recalentador. Este mantenimiento explica el descenso del factor de planta de PC1 de 88% en 2023 a 74% en 2024, cifra que se recuperó a 83% en 2025, confirmando que la caída no respondió a ninguna falla sistémica.
En 2025, ambas unidades realizaron paradas menores. La Unidad No. 1 estuvo fuera del 25 de febrero al 18 de marzo para reparaciones en el sobrecalentador primario y recalentador de la caldera, recuperación de espesores en tubos, instalación de camisas protectoras y sustitución de mangas filtrantes del sistema AQCS de control de emisiones. La Unidad No. 2 realizó las mismas operaciones entre el 12 de abril y el 5 de mayo.
Parada en curso
Desde el 21 de marzo de 2026 y hasta el 30 de abril, la Unidad No. 2 se encuentra en la parada de mantenimiento de las 48,000 horas —el ciclo mayor de inspección del turbogenerador—, con una duración prevista de 41 días. La ruta crítica de esta intervención incluye el desarme completo de válvulas de la turbina, inspección de rodamientos y el reemplazo de los discos de las válvulas de control por recomendación expresa de Ingeniería de GE. Además, se realizarán limpieza y escaneo de las paredes del hogar de la caldera 2, revisión general de equipos con especialistas del fabricante e inspecciones de sistemas eléctricos y de instrumentación y control.
La parada de la Unidad 2 tiene lugar mientras la Unidad 1 mantiene operación continua, lo que garantiza que el sistema no pierde la totalidad de la capacidad de la central durante la intervención.
La planta utiliza tecnología subcrítica que opera a temperaturas y presiones más elevadas que las calderas convencionales, lo que incrementa la eficiencia térmica y reduce las emisiones por unidad de energía producida respecto a plantas de carbón de generaciones anteriores. Asimismo, cuenta con sistemas de control de emisiones —incluyendo los filtros AQCS cuyas mangas fueron reemplazadas en las paradas de 2025— diseñados para cumplir estándares internacionales de calidad del aire.
Los registros de los últimos seis años muestran, en cualquier caso, que ninguna de las paradas documentadas respondió a fallas no planificadas de magnitud, sino al ciclo de mantenimiento que cualquier planta termoeléctrica de alta potencia requiere para operar dentro de los estándares de seguridad y eficiencia establecidos por su fabricante.
