EGEPC aclara que inversiones en calderas y menor generación no afectaron su margen comercial
La Empresa de Generación Eléctrica Punta Catalina (EGEPC) informó que el aumento de sus gastos operativos en el primer semestre de 2026 se debió a trabajos de mantenimiento y reparación para preservar la confiabilidad de sus unidades. La empresa también reportó una caída de 19% en su producción neta, aunque su margen comercial aumentó 6.2%.
Los gastos operativos de Punta Catalina pasaron de 16.3 millones de dólares en el primer semestre de 2025 a 32.6 millones en igual período de 2026. Según la EGEPC, este incremento no refleja un aumento ordinario de costos, sino la concentración temporal de inversiones en mantenimiento especializado realizadas entre marzo y junio. La partida de materiales y servicios subió de 2.8 millones a 17.6 millones de dólares.
Del total de materiales y servicios, 12.8 millones correspondieron a trabajos que solo pueden ejecutarse con las unidades fuera de operación, incluyendo servicios técnicos especializados, logística de campo y reposición de componentes críticos. Las intervenciones de mayor impacto fueron el reemplazo de carretes y tuberías de calderas, por 5.9 millones, y la reparación de tubos y paredes de la caldera uno, por 2.6 millones. Ambos trabajos representaron cerca de dos terceras partes del incremento en materiales y servicios.
También se destinaron 2.1 millones a reparación de maquinarias y equipos menores; 754,000 dólares a inspección de molinos de calderas; 522,185 a renta e instalación de andamios, y 464,900 a servicios técnicos y reparaciones de calderas y equipos auxiliares. La empresa explicó que estos gastos forman parte del mantenimiento preventivo y correctivo necesario para conservar la seguridad, disponibilidad y vida útil de una infraestructura estratégica para el sistema eléctrico nacional.
En cuanto a la producción, Punta Catalina registró 1,812 gigavatios-hora (GWh) en el primer semestre de 2026, frente a 2,310 GWh del año anterior, una reducción de 19% atribuida a una restricción activa en la caldera de la unidad uno que limitó su capacidad a 300 megavatios, desde 360 megavatios. La menor generación redujo la energía facturada y los ingresos, pero la empresa precisó que su margen comercial aumentó 6.2%, de 12.57 a 13.35 centavos de dólar por kilovatio hora. El precio del combustible bajó 18%, de 94.25 a 77 dólares por tonelada, y ese descenso se trasladó al precio de venta de la energía, que cayó 14%, de 7.48 a 6.43 centavos por kilovatio-hora. El aumento de aproximadamente 550,000 dólares en gastos de personal se debió a ajustes salariales, provisiones laborales y contratación temporal para las jornadas de mantenimiento.
