Antecedentes .- En 1927 el geólogo norteamericano Joseph Sinclair, llegó a una curva pronunciada del rio Coca, que fue bautizada Codo Sinclair.
En 1980, el Instituto Nacional Ecuatoriano de electrificación (INECEL) contrató los estudios del potencial energético de los ríos Quijos y Salado desde sus orígenes, que sentaron las bases para el proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair. INECEL funcionó desde Mayo de 1.961 hasta el 31 de Marzo de 1.999, en que fue reemplazada por un conjunto de empresas: CONELEC, CENACE, Empresas de generación, Empresa de transmisión y Empresas de
distribución.
Con el propósito de definir la mejor alternativa y la capacidad de Coca Codo Sinclair, INECEL contrató los Estudios de Factibilidad, con el Consorcio formado por: Electroconsult y Rodio de Italia, Tractionel de Bélgica y las Ecuatorianas Astec, Ingeconsult y Caminos y Canales, quedando definido el proyecto en dos etapas, con capacidades de 432 y 427 MW, que sumaban 859 MW, según estudio concluido en 1992.
En la página 63 del catálogo “Resumen de la generación eléctrica del Ecuador” publicado por el CONELEC, en el mes de Octubre del 2003, hay un gráfico que identifica, el proyecto
hidroeléctrico con las etapas I y II de Coca Codo, con una capacidad de 859 MW.
En la página 65 describe las dos etapas así: Etapa I.- Energía media estimada 3027 GWh/año: al 2003 Costo Unitario: 1,263 USD/kW; al 2003 Costo Total aproximado 545 Millones de USD; Factor de planta aproximado 0,80; coordenadas geográficas (longitud) 77o 40’ 50” W;
Coordenadas geográficas (latitud) 0o 11’ 40”; coordenadas UTM Este 201.600; Coordenadas UTM Norte 9.978.500; Zona UTM 18; Presa Río Coca.
Etapa II.- Energía media estimada 2.992 GWh/año: al 2003 Costo Unitario 0,746 USD/kW; al 2003 Costo Total aproximado 318 Millones de USD; Factor de planta aproximado 0,80; coordenadas geográficas (longitud) 77o 40’ 50” W; Coordenadas geográficas (latitud) 0o 11’ 40”; coordenadas UTM Este 201.600; Coordenadas UTM Norte 9.978.500; Zona UTM 18;
Presa Río Coca.
En la página 167 del “PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACION 2006-2015”, publicado por el CONELEC, se reproduce la información contenida en el catálogo publicado en el mes de
Octubre del 2003 y en las páginas 135, 138. 139, 140 y 170 dice que la capacidad de Codo
Sinclair I en el río Coca es 432 MW con un costo de inversión de 472 MM USD; y, Codo Sinclair II con 427 MW y un costo de inversión de 275 MM USD.
En los cuadros de las páginas 144, 145, 146 y 147 relacionados con la “disponibilidad de posible nueva generación” no aparecen las dos etapas del proyecto Coca Codo Sinclair, porque se consideró que los estudios estaban incompletos, debido al entorno sísmico y geológico.
Sin embargo, en el año 2008 se conformó la compañía Coca Codo Sinclair para la construcción del proyecto y en el mes de mayo del 2010 se firmó el contrato para la construcción de la hidroeléctrica, con Sinohydro Corporation, una vez que se consiguió financiamiento con el
Eximbank (Export Import Bank) de China, por un valor de 1.680 millones. De acuerdo al convenio establecido, el Ecuador debía invertir cerca de 300 millones de dólares.
La obra fue fiscalizada por el consorcio mexicano liderado por la Comisión Federal de Electricidad de México (CFE) y su inauguración oficial se realizó el 18 de noviembre de 2016.
Desde el año 2018, más del 80% de la energía eléctrica generada en el país, proviene de fuentes renovables. Su operación y mantenimiento se estima en $14 millones al año. (1er cuestionamiento).- La central hidroeléctrica “más grande del país”, no cuenta con suficiente generación térmica de respaldo, para el evento de que se produzca un severo estiaje o
cualquier contingencia, que la saque de servicio.
Inconsistencia.- La página Web del Ministerio de Energía y Recursos Renovables la describe así: “La Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair, de 1500 MW de potencia, se encuentra ubicada en las provincias de Napo y Sucumbíos, cantones El Chaco y Gonzalo Pizarro”.
“La Central que aprovecha el potencial del río Coca, en una zona que describe una curva con un desnivel de 620 m y un caudal medio anual de 287 m3/s. ha aportado al S.N.I. (Sistema Nacional Interconectado) con una energía neta de 20.367,85 GWh, desde abril del 2016 hasta octubre del 2019”, lo cual representa una generación promedio de 707,22 MWh (2do. cuestionamiento) y se encuentra ubicada en la provincia de Napo, en las cercanías del volcán Reventador (3er. cuestionamiento).
Coca Codo Sinclair está constituida por una presa enrocada de captación, con pantalla de hormigón de 31.8 m de altura, vertedero con un ancho de 160 m, desarenador de 8 cámaras y compuertas de limpieza que permiten transportar el caudal hacia el Embalse Compensador, a través de un Túnel de Conducción de 24.83 km de longitud y un diámetro interior de 8.20 m, con una caída de 620 m, desde el embalse hasta la casa de máquinas, lo cual permite transformar la energía hidráulica potencial en energía eléctrica, a través de 8 unidades tipo Pelton de 187.5 MW cada una (Se hicieron variantes con respecto al diseño original) (4to. cuestionamiento).
Decisiones Polémicas.- CONELEC consideró que el proyecto, concebido inicialmente con una capacidad de 859 MW, debía ser un proyecto de mayor magnitud, por lo que contrató a Electroconsult para que actualice los diseños del proyecto, pues el entonces Ministro de Electricidad, Alecksey Mosquera, consideró diseñar y construir la obra para 1.500 MW. Estos estudios concluyeron que se puede obtener 1.500 MW en una sola etapa (5to. cuestionamiento).
Electroconsult justificó que con un factor diario de planta del 80%, la central podría operar a 1.464 MW por 4 horas, 1.171 por 15 horas al día y 937 KW las restantes 5 horas, lo que daría un promedio de 1.171 KW por hora y por día.
En el año 2018, The New York Times cuestiono severamente el proyecto y citó expertos que afirman que la capacidad de 1.500 MW se podría generar durante seis meses al año, por unas pocas horas al día.
Financiamiento.- El 4 de agosto de 2016, se modificaron las condiciones financieras del contrato de crédito, subiendo su monto de $1.682 millones a $1.979,70, ampliando el período de desembolso hasta 73 meses posteriores a la fecha efectiva de operación de la central (antes era 66 meses), condición crediticia all-in-cost y una mayor tasa de interés, que pasó del 7,29% anual al 7,35% anual. El costo final de la obra ascendió a $2.245 millones, sin embargo el Gobierno
de Lenin Moreno estimó que los gastos de construcción ascienden a $2.850 millones debido a los gastos incurridos para su completo funcionamiento. (6to. cuestionamiento).
La Contraloría General del Estado.- Realizó un examen especial para el período de septiembre del 2012 al 15 de diciembre de 2015, calculó las multas en $ 81,175.000 por incumplimiento en plazos, más otros incumplimientos como ajustes de precio del contrato, aumentos del personal no justificados y costos adicionales de consultoría no justificados y
contratos complementarios no justificados, que totalizaban $112 millones.
Arena y sedimentos (7to. cuestionamiento).- La demora fue atribuible a la calidad arenosa de
la montaña, lo que demoró el avance de la tuneladora.
Un segundo examen de Contraloría, para el período del 16 de diciembre de 2015 al 30 de abril de 2018, calculó pérdidas por $ 78,2 millones por multas no impuestas. El mismo examen estima en $ 27.779.405,7 las pérdidas por falta de comercialización de energía
debido a las demoras en construcción.
