Gobierno defiende Coca Codo Sinclair: vida útil sería de 40 años y no de 10

La situación de la hidroeléctrica Coca Codo Sinclair vuelve al centro del debate, en medio de cuestionamientos técnicos, un laudo arbitral internacional y una renegociación clave con la empresa china a cargo de su operación. Sin embargo, desde el Gobierno se insiste en que varios de los temores que han circulado carecen de sustento.

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La ministra de Ambiente y Energía, Inés Manzano, en una entrevista en Teleamazonas, no es cierto que la vida útil de la central esté limitada a apenas 10 años. Esa versión, atribuida a un informe de una empresa metalúrgica de Austria, ha sido desmentida. “Lo que nos han dicho es que tiene una vida útil de 40 años y existen estudios al respecto”, se sostuvo, recordando además que en el proyecto participaron instancias técnicas como el Cuerpo de Ingenieros del Ejército.

En esa línea, se argumenta que, de ser cierta una vida útil tan corta, empresas como Power China no tendrían interés en asumir un contrato de operación y mantenimiento por 25 años. La negociación en marcha contempla, precisamente, que esta firma —matriz de Sinohydro— se encargue de reparar las fisuras detectadas en la infraestructura, especialmente en los distribuidores.

Hay cuatro garantías del proyecto

Uno de los puntos clave del acuerdo es que el Estado ecuatoriano mantiene en su poder las cuatro garantías del proyecto, lo que le permite exigir el cumplimiento de las reparaciones. Esto, además, está respaldado por un laudo arbitral emitido por el Tribunal Internacional de Arbitraje de la Cámara de Comercio de París, que no libera a la empresa de responsabilidades, incluso frente a posibles vicios ocultos.

Este laudo, que pone fin a una disputa de casi una década, fijó un acuerdo económico de 400 millones de dólares entre las partes. De ese monto, 200 millones corresponden a un crédito otorgado a Ecuador, destinado principalmente a proyectos de energía limpia, como transformadores o paneles solares. Para el Gobierno, se trata de un “buen negocio” que además permite cerrar un conflicto heredado.

En cuanto a los costos de operación, también se han hecho precisiones. Aunque inicialmente se hablaba de cifras cercanas a los 60 millones de dólares anuales, los equipos técnicos ajustaron el valor a unos 46 millones, por debajo de lo que actualmente gasta la Corporación Eléctrica del Ecuador (Celec), que en algunos años ha requerido hasta 90 millones.

No obstante, las críticas sobre la obra persisten. La central, que costó alrededor de 2.000 millones de dólares, ha estado marcada por miles de fisuras y por impactos colaterales como la erosión regresiva, que incluso afectó infraestructuras petroleras como el SOTE y el OCP. Desde 2018, la Contraloría ya había advertido que no debía recibirse la obra sin que se solucionaran estos problemas, aunque en 2021 se concretó una recepción parcial.

Actualmente, la estrategia oficial apunta a desplazar a Sinohydro y negociar directamente con su matriz, Power China, para garantizar las reparaciones pendientes. El énfasis, aseguran, está en no liberar responsabilidades y asegurar que las fallas sean corregidas bajo garantías vigentes.

La atención a la erosión en río Coca

La construcción de un dique permeable en el río Coca marca un punto de inflexión en uno de los problemas más complejos: la erosión regresiva. Las autoridades del sector energético califican esta obra como una “excelente noticia”, al tratarse de una solución inédita para contener un fenómeno que no tiene precedentes a nivel mundial.

El dique, que será recibido oficialmente en los próximos días, se ubica a pocos kilómetros de la zona de captación de agua de la central y tiene como objetivo principal reducir la velocidad e intensidad del avance de la erosión. Este proceso, que se aceleró tras la desaparición de la cascada de San Rafael en 2020, ha generado preocupación por su potencial impacto en la infraestructura energética y petrolera del país.

Con una inversión de 19 millones de dólares, la obra no busca detener completamente el fenómeno, sino mitigarlo progresivamente, disminuyendo su fuerza y, sobre todo, ganando tiempo. 

La erosión regresiva del río Coca es considerada un caso único, tanto por su magnitud como por sus efectos. Además de amenazar a la hidroeléctrica, ha provocado el ensanchamiento del cauce y afectaciones a infraestructuras estratégicas como el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) y el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP).

Expertos coinciden en que este fenómeno se originó por una combinación de factores, entre ellos la falta de estudios geológicos e hidrológicos suficientemente precisos en etapas previas, así como el colapso natural de la cascada de San Rafael, que alteró de forma drástica la dinámica del río.

La compra de energía a Colombia

La posibilidad de que Ecuador vuelva a depender de la compra de energía a Colombia pierde fuerza, al menos en el corto plazo. Manzano asegura que el sistema eléctrico nacional se encuentra estable y que no está en el radar retomar importaciones por hasta 450 megavatios, como ocurrió en momentos críticos recientes.

“Estamos bien, no tenemos previsto volver a comprar”, señala Manzano, al destacar que el país ha logrado mejorar la gestión de sus recursos energéticos, especialmente en un contexto de mayor demanda eléctrica.

Sin embargo, lejos de cerrarse a la interconexión regional, el enfoque ahora apunta a diversificar las fuentes y fortalecer los enlaces con otros países. En esa línea, Ecuador avanza en la habilitación de una nueva conexión eléctrica con Perú, que permitirá el intercambio inicial de unos 50 megavatios. A esto se suma un proyecto más ambicioso: una línea de transmisión de 500 kV que se prevé entre en operación hacia 2028, con el respaldo de organismos multilaterales como el BID y el Banco Europeo.

Pese a ello, el Gobierno matiza su postura y aclara que la compra de energía a Colombia nunca fue una señal de debilidad estructural. Por el contrario, se trató de una decisión técnica orientada a optimizar el sistema. Importar electricidad permitía preservar los niveles de los embalses y, en muchos casos, resultaba más económico que recurrir a generación térmica, reduciendo costos para el Estado y, eventualmente, para los usuarios.

De hecho, se subraya que fue Colombia quien en su momento decidió suspender la venta de energía, lo que obligó a Ecuador a ajustar su estrategia interna. A partir de entonces, el país ha acelerado la incorporación de nueva generación, tanto pública como privada.

Para este año, se prevé el ingreso de 672 megavatios desde el sector público, con un rol más activo de empresas como Celec y Electro Generadora del Austro (Elecaustro). En paralelo, el sector privado sumará alrededor de 276 megavatios, impulsado por nuevas regulaciones que buscan atraer inversión en energías renovables.

El horizonte es aún más ambicioso. Para 2028, se proyecta la incorporación de 1.380 megavatios desde el sector público y unos 832 megavatios adicionales desde el privado, principalmente en proyectos fotovoltaicos, hidroeléctricos y eólicos. En total, esto superaría los 2.000 megavatios de nueva capacidad, una cifra que, según el Gobierno, cambiaría de forma estructural la matriz energética del país.

A esto se suman cerca de 972 megavatios en trámite, que aún buscan su habilitación, lo que anticipa un crecimiento sostenido en la oferta eléctrica. Con este panorama, las autoridades sostienen que Ecuador no solo podrá cubrir su demanda interna, sino también reducir su vulnerabilidad frente a crisis externas y eventos climáticos.