Coca Codo Sinclair: la mayor central del Ecuador y la erosión que avanza hacia ella

CELEC, la generadora estatal, publica un reporte diario de monitoreo de la erosión regresiva del río Coca (CELEC). Desde alrededor de agosto de 2025 esos reportes ubicaban el frente de erosión en el Km 3+600, a 3,6 km aguas abajo de la captación de Coca Codo Sinclair; el último que lo hace es el reporte del 2 de noviembre (CELEC). El reporte del 3 de noviembre indica que el frente “avanzó” al Km 3+200, a 3,2 km de la captación, y el del 4 de noviembre lo repite (CELEC, 3 de noviembre; CELEC, 4 de noviembre).

Los reportes describen el Km 3+200 como una zona de erosión incipiente, con un reacomodo continuo de sedimentos y cambios en la dirección y la pendiente del cauce, y registran una profundización del cauce de aproximadamente 0,40 m en el Km 3+600. Ambos señalan que la captación no presenta afectación estructural y que la central produjo de forma ininterrumpida.

El paso se dio sin una gran crecida. El caudal más alto en los reportes de CELEC de finales de octubre fue de 490 m³/s, el 28 de octubre (CELEC); la crecida de abril de 2025, que hizo avanzar el frente 1,4 km, llegó a 1.440 m³/s (Primicias). Cuatrocientos metros son poco frente a los cerca de 17 km que el frente ha subido desde 2020, pero lo dejan a 200 m del Km 3,0, donde la obra planificada más cercana de CELEC, una cantera y el desvío del río hacia un punto duro de su margen derecha, sigue en fase de diseño (CELEC).

La propia contabilidad de los reportes es laxa. Cada uno cuenta los días que el frente lleva sin avanzar; del 30 de septiembre al 2 de noviembre, todos los reportes imprimieron la misma cifra, “417 días”, mientras la cuenta desde inicios de agosto de 2025 pasaba de 450 (CELEC, 28 de octubre; CELEC, 2 de noviembre). El reporte del 3 de noviembre elimina el contador. Su tabla de obras sigue listando el dique del Km 7,8, parcialmente destruido en mayo, como “Concluida”, y dice en pasado que “formó parte” del sistema de control de la erosión (CELEC).

Coca Codo Sinclair toma el agua del río Coca en la confluencia del Quijos y el Salado, en la vertiente amazónica de los Andes. Una presa de unos 31 m de altura desvía el río por los desarenadores hacia un túnel de 24,8 km que termina en un pequeño embalse compensador. Desde allí, dos tuberías de presión bajan unos 600 m hasta una casa de máquinas subterránea con ocho turbinas Pelton (Contraloría; Andritz).

La construyó Sinohydro con un contrato de ingeniería, procura y construcción de USD 1.979,7 millones firmado en octubre de 2009, financiado en un 85% por un crédito del China Eximbank de USD 1.682,7 millones al 6,9%. La obra empezó en julio de 2010; el colapso de un túnel en diciembre de 2014 causó la muerte de 13 trabajadores; la central se inauguró el 18 de noviembre de 2016, unos diez meses tarde (AidData). El costo final se cita entre USD 2.500 y 2.763 millones, más unos USD 600 millones de líneas de transmisión (Primicias, 2021; Primicias, 2026; Expreso).

El crédito todavía se paga. Tenía una tasa fija del 6,9% a 15 años, con 5,5 años de gracia, y exigía un seguro de crédito de Sinosure por el que Sinohydro pagó una prima de USD 172,5 millones; en 2017 el Servicio de Rentas Internas rechazó la deducción de esa prima y determinó USD 198 millones de impuestos pendientes del contratista. El Ecuador pagó siete cuotas de USD 93,49 millones entre 2017 y 2020, difirió el capital 16 meses en 2020 y reprogramó la deuda en septiembre de 2022, al 6,35%, con vencimiento en febrero de 2029 y doce pagos semestrales de USD 74,98 millones; en noviembre de 2022 quedaban USD 899,8 millones de capital por pagar (AidData). Si ese calendario se ha cumplido, restan unos USD 300 millones, con vencimientos entre marzo de 2027 y septiembre de 2028.

El tamaño fue una decisión. El estudio de factibilidad de 1992 dimensionó la central en unos 864 MW, y los 1.500 MW se adoptaron sin nuevos estudios, según el consultor Ricardo Buitrón (Primicias). Las ocho turbinas toman 278,5 m³/s a plena carga (IWP&DC); el túnel que las alimenta se diseñó para 222 m³/s (Contraloría). La diferencia es lo que aporta el embalse compensador, durante unas cuatro horas. La central se construyó con una conducción que no puede alimentar sus propias turbinas más que unas horas al día, y sus promedios anuales desde 2023 quedan a menos del 15% de la cifra de 1992.

El embalse guarda agua para horas, no para días, así que la central genera lo que trae el río. La potencia completa requiere unos 222 m³/s en la captación; por debajo de ese caudal, la central pierde unos 50 MW por cada 10 m³/s menos (Primicias). En promedio anual ha entregado entre el 56% y el 65% de su capacidad nominal.

Un año lluvioso no eleva mucho esa proporción. En 2025 el río trajo un 44% más de agua que en 2024, pero la central produjo alrededor de un 6% más: las crecidas traen sedimentos y vertidos, y el túnel limita lo que la central puede tomar. En 1.350 días, de enero de 2023 a noviembre de 2026, en los 521 días en que el río llevó más de 300 m³/s, nueve de cada diez días se quedaron en 1.192 MW o menos. El mejor día registrado promedió 1.227 MW, el 27 de enero de 2025.

Los 1.500 MW son reales solo durante unas horas, cuando el embalse compensador complementa el caudal del túnel para la demanda pico de la noche: por ejemplo, 1.342 MW a las 21:00 del 27 de septiembre de 2026 (Primicias). En el estiaje la central cae muy por debajo de su promedio anual: 567 MW en octubre de 2024, cuando el río bajó a 96 m³/s (Primicias), y 653 MW en marzo de 2026.

El 5 de noviembre el río llevó 184,4 m³/s y la central generó 19.976 MWh, unos 832 MW en promedio y la quinta parte de los 100.684 MWh entregados ese día en la red nacional (CENACE).

Las crecidas traen más sedimento del que los desarenadores pueden retirar, y CELEC cierra entonces las compuertas de la captación para proteger las turbinas. El gerente de la unidad de CELEC contó 28 suspensiones de este tipo en 2024 y 31 en 2025 (Primicias); otro conteo da 33 para 2025 (Primicias). La más larga duró unas 96 horas, alrededor del 1 al 4 de julio de 2025 (Primicias).

El 21 de mayo de 2026 una crecida de unos 2.800 m³/s en la captación dejó a la central en el 5% de su producción normal y provocó cortes de luz desde Quito hasta la Costa (El Mercurio; Primicias). El 14 de septiembre los sedimentos dejaron en operación tres de las ocho unidades durante cuatro horas, y el CENACE ordenó cortes de carga en Quito (Primicias). El 28 de octubre el río subió a 490 m³/s, la mayor parte pasó de largo la captación y la central promedió unos 363 MW en el día (CELEC; CENACE).

Además, es difícil sacar la central de servicio. Una parada de dos días para limpiar los sedimentos de la captación, prevista para junio de 2026, se trasladó al último cuatrimestre del año después de que el CENACE juzgara que perder los 1.500 MW a la vez no era factible con las reservas disponibles (Primicias).

Los distribuidores son los ocho colectores de acero que llevan el agua de las tuberías de presión a las turbinas. Las primeras fisuras se encontraron en 2014, dos años antes de que la central entrara en operación: 7.648 (Primicias). La Contraloría General del Estado confirmó ese conteo en 2018, con grietas de hasta 38 cm, y lo atribuyó a materiales no aprobados, a un control de calidad deficiente y a procedimientos de soldadura deficientes (Ecuador Chequea). El mismo informe advirtió que la falla de un distribuidor podría inundar la casa de máquinas y poner en peligro a unos 70 trabajadores, y señaló que el Estado se abstendría de aceptar la recepción definitiva (Primicias).

Hubo campañas de reparación en 2015, 2018, 2019 y 2021 (Primicias). Una junta de resolución de disputas resolvió el 9 de agosto de 2020 que Sinohydro debía pagar un estudio independiente de la causa raíz y remediar los distribuidores con el método de TÜV SÜD probado en el distribuidor 8, donde se repararon 154 defectos y 15 persistieron, y no encontró evidencia de que el revestimiento de fibra de carbono que prefería CELEC las corrigiera. Para julio de 2021 se habían reparado más de 7.000 fisuras y se habían encontrado más de 800 nuevas (Primicias).

Un informe confidencial de CELEC del 27 de enero de 2022 describió como irreparables las fisuras de los ocho distribuidores: Sinohydro no los construyó bajo la norma ASME que exigía el contrato, había filtraciones de agua por grietas exteriores en los distribuidores 2 y 8, y las alternativas eran un revestimiento o una nueva caverna de casa de máquinas, que la Contraloría había costeado en unos USD 1.010 millones en 2018 (Primicias). Ese año CELEC reportó 17.661 fisuras a la Asamblea Nacional (El Universo). Las fuentes revisadas para este artículo no contienen un conteo posterior ni una evaluación publicada de lo que ocurre si las grietas crecen.

Lo que queda en mano es una garantía de USD 36 millones sobre los distribuidores que vence en mayo de 2029 (Primicias). Las reparaciones cuestan unos USD 5 millones cada dos años, y no está decidido quién las paga (Primicias); en abril de 2026 el viceministro de Energía dijo que el costo de repararlos “no lo hemos evaluado” (El Universo). La glosa de la Contraloría por la construcción, de USD 170,9 millones, con 27 personas y empresas sancionadas, entre ellas Sinohydro y el consorcio fiscalizador, seguía impaga en marzo de 2023; el mismo organismo determinó que no se cobraron USD 80 millones de multas al contratista, y que de los USD 305,7 millones en glosas emitidas hasta 2018, USD 295,1 millones se desvanecieron tras una resolución de octubre de 2018 (Expreso). Una glosa es un acto administrativo, no una sentencia.

La erosión empezó con el colapso de la cascada San Rafael, unos 20 km aguas abajo de la captación, el 2 de febrero de 2020 (Primicias). Sin la cascada, el río empezó a socavar su propio cauce, y la cabecera de ese corte avanza aguas arriba desde entonces. Su causa está en discusión: un modelo de sedimentos de la Escuela Politécnica Nacional atribuyó a la central un aumento del 42% en la tasa de erosión, porque retiene los sedimentos del río y se construyó sin las compuertas de fondo de su diseño original, mientras que la Secretaría de Gestión de Riesgos la considera un fenómeno natural (Plan V). Desde 2020 se han movido alrededor de 500 millones de toneladas de sedimento (Expreso).

El frente se detiene durante meses y luego salta con las crecidas; cinco de sus seis avances entre 2020 y mayo de 2026 llegaron en junio o julio, la temporada lluviosa de la vertiente amazónica (Primicias). En 2025 avanzó unos 2,5 km en dos episodios de crecida, de 6,1 km antes de la crecida de abril a 3,6 km en agosto (Primicias). El paso de noviembre de 2026 llegó fuera de esa temporada.

Poco se interpone en su camino, y lo que se ha construido tiene un mal historial. La primera defensa, en 2020, fue un dique de emergencia de once contenedores de hormigón por USD 278.320; la Contraloría determinó en 2021 que funcionaba solo hasta unos 290 m³/s y que “no tuvo efecto” (Primicias). Una pantalla de 297 pilotes de 24 m de profundidad en el Km 1,2, terminada en 2023, es la primera de 14 previstas (Primicias; Primicias).

El dique permeable del Km 7,8 se construyó donde la erosión ya había pasado. Su licitación se abrió en noviembre de 2023 con un precio referencial de USD 17,3 millones; un informe técnico del 28 de marzo de 2024 encontró el lecho del río unos 11 m por debajo de la cota superior del diseño del dique y pidió una revisión integral de los estudios, y los informes de comisión de ese año recomendaron declarar desierto el proceso. Se adjudicó de todos modos en septiembre de 2024, al Consorcio SEMACC (Expreso). Dos expertos sostienen que el frente ya había pasado aguas arriba del Km 7,8 antes de que empezara la construcción (Primicias). El dique mide unos 200 m en una terraza fluvial de unos 900 m de ancho (Expreso) y se diseñó para 3.900 m³/s, una crecida de 25 años de periodo de retorno; el modelo de CELEC ubica la crecida del 21 de mayo de 2026 en 4.363 m³/s en su sección (Primicias). Costó unos USD 19–20 millones y quedó parcialmente destruido 38 días después de su inauguración (Primicias). El ministro dijo que las pólizas del contratista, por USD 20 millones, seguían vigentes porque el Estado no lo había recibido formalmente (Primicias); el 3 de noviembre la lista de obras de CELEC no mostraba reparación ni reemplazo (CELEC).

Las evaluaciones del Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los Estados Unidos (USACE) indican que se necesitan al menos cuatro estructuras de ese tipo (The Cuenca Dispatch). El 4 de noviembre CELEC mantenía la obra del Km 3,0 en diseño y un vertedero escalonado en el Km 1,2 en factibilidad; sus cuadrillas colocaban enrocado, construían espigones y encauzaban el río con maquinaria propia (CELEC).

La erosión ha costado más que electricidad. Ha roto los oleoductos SOTE y OCP y cortado la vía E45: el informe interno de Petroecuador cuenta al menos 13 interrupciones del transporte de crudo entre 2020 y 2025, unos 23,5 millones de barriles no transportados y USD 1.124 millones de ingresos perdidos (Primicias). Una variante definitiva de los oleoductos por la margen derecha del río, de unos USD 200 millones, se licitaría en 2027 (Primicias). Dos geólogos, Alfredo Carrasco y Bernardo Beate, estiman las pérdidas totales por la erosión hasta mayo de 2026 entre USD 4.700 y 5.500 millones (Expreso); es una estimación, no una cifra auditada, y supera lo que costó la central.

Las estimaciones difieren. El USACE señaló en febrero de 2024 que la erosión podría llegar a las obras de captación en un plazo de dos a cinco años (Primicias). El ministro de Energía, Juan Carlos Blum, dijo en junio de 2026 que los estudios advierten que podría llegar en 2027 (Primicias). CELEC afirmó en abril de 2025 que la captación no corría riesgo alguno (Primicias). Ninguna de estas fuentes da una probabilidad.

Una comparación simple muestra lo que está en juego. Una temporada de crecidas como la de 2025, que movió el frente unos 2,5 km, lo dejaría a unos 0,7 km de la captación. Es aritmética sobre una temporada pasada, no un pronóstico: en 2026 la temporada de caudales altos pasó sin mover el frente, y su siguiente paso llegó en el estiaje.

No se ha publicado un plan de contingencia para la captación. En junio el ministro calificó su traslado de muy costoso y dijo que se estudiaría desde cero (Primicias). La alternativa documentada es una nueva captación aguas arriba, en el Quijos: al menos 18 meses de estudios y tres años de construcción, USD 400–500 millones o más, o unos USD 700 millones según una estimación de CELEC de 2022 (Primicias). Perdería el agua del Salado, entre el 30% y el 40% del caudal según la estimación de una académica (El Oriente); con la producción reciente de la central, eso significaría unos 550–650 MW en promedio, dentro de varios años.

Nadie más asume el riesgo. La aseguradora estatal excluyó la erosión de las pólizas de la central en enero de 2021, por exigencia de reaseguradoras extranjeras, cuando las obras de captación estaban valoradas en USD 400 millones (Primicias). El contrato de operación con PowerChina también excluye los daños por erosión y deja la mitigación en manos de CELEC (El Diario); el ministro ha dicho que, si la central no puede operar, ese contrato “no tendría sentido” (Primicias).

Hay un segundo riesgo en el otro extremo de la central. El USACE advirtió también que la acumulación de sedimentos en la casa de máquinas podría dejarla fuera de operación de forma permanente en un plazo de siete años (Primicias). Pase lo que pase con la central, el resto del sistema tendría que cubrirla: de los 1.650 MW de capacidad térmica firme que el Ministerio de Energía ordenó el 28 de julio de 2026, 126,5 MW estaban en servicio el 16 de septiembre (Primicias).

CELEC presentó una demanda arbitral de USD 580 millones contra Sinohydro en mayo de 2021 (Primicias); Sinohydro contrademandó en 2024. El 8 de julio de 2025, durante la visita de Estado del presidente a China, la canciller anunció que el Ecuador desistiría del proceso y que PowerChina entregaría USD 400 millones hasta finales de 2026 (El Universo). Lo firmado es menor. El laudo por acuerdo de las partes del 30 de marzo de 2026 establece que Sinohydro pague USD 200 millones en cuatro cuotas de USD 50 millones y otorgue USD 200 millones de crédito de proveedor, atado a compras al grupo del contratista; de las nueve condiciones de recepción del contrato de construcción, Sinohydro había cumplido cuatro, y las demás “se reputarán irrevocablemente cumplidas”; y los defectos anteriores a la recepción pasan a un anexo, no público, de un nuevo contrato de operación y mantenimiento con PowerChina (Primicias; KCH). CELEC firmó la recepción definitiva de la central el 17 de abril (Ecuador Chequea).

El día de la recepción CELEC dijo que las garantías de los distribuidores “se mantendrán en custodia” (Ecuador Chequea). El 8 de mayo devolvió USD 98,9 millones de ellas, con lo que las garantías liberadas llegaron a USD 154,1 millones de USD 190,1 millones; solo se conserva la póliza de USD 36 millones sobre los distribuidores, hasta la firma del contrato con PowerChina (Primicias). Ese contrato de 25 años se estimó primero en unos USD 60 millones al año (El Universo), luego en USD 46 millones, unos USD 1.150 millones en todo su plazo, frente a una estimación de 2009 de la consultora de la central, Electroconsult, de unos USD 18 millones al año (Primicias). En agosto seguía sin firmarse, con diciembre como meta (Primicias). Las fuentes revisadas para este artículo no confirman que se haya pagado alguna cuota.

En conjunto: un reclamo de USD 580 millones y cinco condiciones de recepción incumplidas se cambiaron por USD 200 millones en efectivo que ninguna fuente pública muestra todavía recibidos, USD 200 millones de crédito para gastar con el mismo grupo y un contrato de 25 años de unos USD 1.150 millones para ese grupo. La responsabilidad por las fisuras se trasladó a un documento que el público no puede leer; no se resolvió. Esa es la lectura de este artículo sobre los términos reportados; el laudo en sí no es público.

El 28 de agosto de 2026 un tribunal de primera instancia de la Corte Nacional de Justicia sentenció al expresidente Lenín Moreno y a otras 19 personas por cohecho vinculado al contrato de la central. La Fiscalía había alegado unos USD 76,1 millones en sobornos, alrededor del 4% del contrato de construcción, pagados entre 2009 y 2018 mediante contratos de consultoría y representación y movidos por Panamá, Suiza, España, Belice, China y los Estados Unidos. Moreno y otras cuatro personas, entre ellas dos ejecutivos de Sinohydro y un exembajador chino que luego actuó para la empresa, recibieron cinco años; las reparaciones suman más de USD 163 millones, de los cuales la parte de Moreno es de USD 58.026 (El Comercio; Primicias). La sentencia no está en firme. A finales de septiembre la sentencia escrita no se había notificado y no se había presentado apelación (El Universo).

Según su registro, Coca Codo Sinclair es una central de 850–950 MW en un año promedio, de 550–850 MW en un mes seco y de casi cero durante horas cada vez que crece el Coca. Planificar con sus 1.500 MW, o incluso con 1.200 MW, sobrestima la oferta firme del país en varios cientos de megavatios.

La captación es la mayor incertidumbre. Mientras el frente se mantenga, la central conserva esas cifras; si la erosión llega a las obras de captación, la mayor central del país quedaría fuera de servicio durante años, y la alternativa daría unos dos tercios de la producción actual. El avance de noviembre no aclara cuándo podría ocurrir, pero muestra que el frente puede moverse fuera de la temporada de crecidas.

Tres cosas sobre la central no se conocen públicamente: el estado de sus ocho distribuidores desde 2022, qué haría CELEC si se perdiera la captación, y si ha llegado algo del efectivo del acuerdo. Cada una es una cuestión de registros, no de ingeniería, y cada una podría ser respondida por las entidades que tienen los documentos.

• Los reportes diarios de erosión de CELEC (CELEC): si el frente se mantiene en el Km 3+200, y el cauce en el Km 3+600.
• El caudal del Coca en la captación y la producción de la central, en la página de producción de CELEC Sur.
• Cualquier proceso de contratación para las obras del Km 3,0, una decisión sobre el dique del Km 7,8, y cualquier plan de contingencia o decisión sobre una nueva captación.
• Un conteo de fisuras o un informe del estado de los distribuidores posterior a 2022, y el anexo del contrato con PowerChina que los cubre.
• El contrato con PowerChina, previsto hasta diciembre, y el pago de las cuotas del laudo.
• La notificación de la sentencia escrita en el caso de cohecho, y cualquier apelación.
• La temporada de caudales altos de abril a julio de 2027 en la vertiente amazónica.

El frente de erosión, el caudal del río en la captación y las obras de protección provienen de los reportes diarios de monitoreo de CELEC, leídos del 20 de octubre al 4 de noviembre de 2026, y de su página del proyecto (CELEC). La generación diaria y el caudal del río provienen de las lecturas horarias de CELEC Sur, promediadas por día; los días sin lectura se excluyen, y estos promedios quedan entre un 2% y un 5% por encima de las cifras del contratista para 2024 y 2025. Las cifras de un solo día de generación de la central y de la red nacional son del CENACE. Las cifras del techo de generación provienen de los 1.350 días con ambas lecturas entre el 1 de enero de 2023 y el 6 de noviembre de 2026. La generación tras un traslado de la captación es una estimación que escala la producción reciente al 60–70% del caudal. El capital pendiente del crédito es aritmética sobre la reprogramación de 2022 tal como la reporta AidData, no una cifra del Ministerio de Economía y Finanzas. La comparación entre el caudal del túnel y el de las turbinas usa la cifra de diseño de la Contraloría y la prensa técnica del fabricante de las turbinas. Se citan reportes de prensa cuando son la única fuente pública, y las declaraciones y estimaciones oficiales se atribuyen a quien las hizo.

Los datos de generación llegan al 7 de noviembre de 2026, y los del frente de erosión al reporte de CELEC del 4 de noviembre. Las entidades que publican estas cifras pueden revisarlas.