Aún no se conoce con certeza si el megaproyecto hidroeléctrico más importante del país, el Coca-Codo Sinclair, tendrá agua suficiente para generar la energía prevista por el Gobierno.
El Ministerio de Electricidad cree que este proyecto, ubicado en el cantón El Chaco, Napo, puede generar hasta 1 500 megavatios (MW). Eso lo convertiría en la hidroeléctrica más grande del país, superando a la central Paute, que hoy genera hasta 1 075 MW.
Eso significa que la planta podría, por sí sola, encender 16 millones de focos de 100 vatios, y abastecer de energía a tres cuartas partes del Ecuador.
Pero no todo el tiempo. El Centro Nacional del Control de la Energía (Cenace), en un análisis presentado en mayo de 2008 en un seminario del sector eléctrico, en Salinas, ya advertía algunos riesgos del proyecto. Según este análisis, en épocas de grandes lluvias, la planta generaría casi a plena capacidad.
Pero en los meses de pocas lluvias, de octubre a febrero, existe la probabilidad de que la producción de energía del Codo-Sinclair caiga casi un 80%.
De presentarse esto, “la producción de esta central caería drásticamente, lo cual podría originar problemas de suministro (de energía al país) si no se tienen centrales que puedan compensar esta disminución”, dice.
Por tal razón, recomendó analizar la factibilidad de construir centrales térmicas (que generan energía con combustibles) que reduzcan este riesgo.
Pero no solo eso. En los meses de enero, marzo, abril y septiembre aumenta la probabilidad de que los ríos Quijos y Salado, que abastecen del recurso hídrico a la planta, proporcionen la mitad del agua que requiere esta. Por esta razón, sugirió “analizar en mayor profundidad la capacidad óptima de esta central”.
El ex Instituto Ecuatoriano de Electrificación (Inecel) dedicó más de una década para hacerlo. Todo se remonta al año 1978, cuando el organismo, entonces rector del sector eléctrico, emprendió el estudio del proyecto.
En 1992, de 49 alternativas estudiadas alrededor del Codo-Sinclair, el ex Inecel definió como “la más óptima” una planta de 859 MW, a un costo de USD 800 millones. La actual propuesta de 1 500 MW, en cambio, no tiene estudios definitivos.
Según otro informe de enero pasado efectuado por Termopichincha, que participa a nombre del Estado en la obra, esta generará solo un 63% de la energía prevista al inicio. El catedrático Jesús Jávita señala que el aumento de la potencia no tiene base técnica.
“El sobredimensionamiento de la tubería y equipos electromecánicos para 1 500 MW obligará a que en época de estiaje se reemplace gran parte de esta capacidad con unidades termoeléctricas, mayor importación desde Colombia y/o racionamientos de energía”, indicó al recalcar que el diseño óptimo ya fue propuesto por el ex Inecel.
“¿Por qué Inecel hizo de 859 MW?, porque la demanda no crecía como hoy”, dijo el ministro de Electricidad, Alecksey Mosquera, al acotar que no hacer una planta de 1 500 MW sería un desperdicio de recurso hídrico.
Luciano Cepeda, gerente técnico de la empresa Coca Sinclair, señala que hacer los estudios definitivos retrasaría la obra 18 meses. Por ello, dijo, se diseñó un contrato que permite terminar los estudios con la constructora. “De no tener la obra se usará diésel a un costo de 900 millones cada año, en perjuicio del país”.
Para el asambleísta León Roldós, sin estudios no se conoce con certeza el costo de la obra, que tiene un valor referencial de USD 2 000 millones. Este tiene que ser negociado con la constructora, la china Sinohydro, única participante en el concurso.(El Comercio)
El Ministerio de Electricidad cree que este proyecto, ubicado en el cantón El Chaco, Napo, puede generar hasta 1 500 megavatios (MW). Eso lo convertiría en la hidroeléctrica más grande del país, superando a la central Paute, que hoy genera hasta 1 075 MW.
Eso significa que la planta podría, por sí sola, encender 16 millones de focos de 100 vatios, y abastecer de energía a tres cuartas partes del Ecuador.
Pero no todo el tiempo. El Centro Nacional del Control de la Energía (Cenace), en un análisis presentado en mayo de 2008 en un seminario del sector eléctrico, en Salinas, ya advertía algunos riesgos del proyecto. Según este análisis, en épocas de grandes lluvias, la planta generaría casi a plena capacidad.
Pero en los meses de pocas lluvias, de octubre a febrero, existe la probabilidad de que la producción de energía del Codo-Sinclair caiga casi un 80%.
De presentarse esto, “la producción de esta central caería drásticamente, lo cual podría originar problemas de suministro (de energía al país) si no se tienen centrales que puedan compensar esta disminución”, dice.
Por tal razón, recomendó analizar la factibilidad de construir centrales térmicas (que generan energía con combustibles) que reduzcan este riesgo.
Pero no solo eso. En los meses de enero, marzo, abril y septiembre aumenta la probabilidad de que los ríos Quijos y Salado, que abastecen del recurso hídrico a la planta, proporcionen la mitad del agua que requiere esta. Por esta razón, sugirió “analizar en mayor profundidad la capacidad óptima de esta central”.
El ex Instituto Ecuatoriano de Electrificación (Inecel) dedicó más de una década para hacerlo. Todo se remonta al año 1978, cuando el organismo, entonces rector del sector eléctrico, emprendió el estudio del proyecto.
En 1992, de 49 alternativas estudiadas alrededor del Codo-Sinclair, el ex Inecel definió como “la más óptima” una planta de 859 MW, a un costo de USD 800 millones. La actual propuesta de 1 500 MW, en cambio, no tiene estudios definitivos.
Según otro informe de enero pasado efectuado por Termopichincha, que participa a nombre del Estado en la obra, esta generará solo un 63% de la energía prevista al inicio. El catedrático Jesús Jávita señala que el aumento de la potencia no tiene base técnica.
“El sobredimensionamiento de la tubería y equipos electromecánicos para 1 500 MW obligará a que en época de estiaje se reemplace gran parte de esta capacidad con unidades termoeléctricas, mayor importación desde Colombia y/o racionamientos de energía”, indicó al recalcar que el diseño óptimo ya fue propuesto por el ex Inecel.
“¿Por qué Inecel hizo de 859 MW?, porque la demanda no crecía como hoy”, dijo el ministro de Electricidad, Alecksey Mosquera, al acotar que no hacer una planta de 1 500 MW sería un desperdicio de recurso hídrico.
Luciano Cepeda, gerente técnico de la empresa Coca Sinclair, señala que hacer los estudios definitivos retrasaría la obra 18 meses. Por ello, dijo, se diseñó un contrato que permite terminar los estudios con la constructora. “De no tener la obra se usará diésel a un costo de 900 millones cada año, en perjuicio del país”.
Para el asambleísta León Roldós, sin estudios no se conoce con certeza el costo de la obra, que tiene un valor referencial de USD 2 000 millones. Este tiene que ser negociado con la constructora, la china Sinohydro, única participante en el concurso.(El Comercio)
