- Sin embargo, la planta nunca entró en operación comercial.A noviembre de 2025, el proyecto acumula cerca de once meses de retraso operativo.
- La central eléctrica Esmeraldas III fue adjudicada a la empresa uruguaya Austral Technical Management.El contrato, firmado el 9 de agosto de 2024, ascendió a USD 89,9 millones.
- El acuerdo contemplaba la adquisición, instalación y puesta en marcha de 48 generadores termoeléctricos.La capacidad instalada debía alcanzar los 91 megavatios.
Desde abril de 2025, informes internos de Celec sobre la central eléctrica Esmeraldas III encendieron alertas de alto riesgo técnico y contractual.
La central, ubicada en la provincia de Esmeraldas, debía iniciar generación eléctrica a finales de enero de 2025.
Sin embargo, la planta nunca entró en operación comercial.
A noviembre de 2025, el proyecto acumula cerca de once meses de retraso operativo.
Un contrato millonario con plazos incumplidos
La central eléctrica Esmeraldas III fue adjudicada a la empresa uruguaya Austral Technical Management.
El contrato, firmado el 9 de agosto de 2024, ascendió a USD 89,9 millones.
El acuerdo contemplaba la adquisición, instalación y puesta en marcha de 48 generadores termoeléctricos.
La capacidad instalada debía alcanzar los 91 megavatios.
El plazo inicial fue de 140 días.
Posteriormente, Celec otorgó adendas y prórrogas que extendieron el cronograma hasta el 26 de abril de 2025.
Pese a ello, la obra no logró entrar en operación comercial.
Desde entonces, los informes internos de Celec sobre la central eléctrica Esmeraldas III documentaron múltiples incumplimientos.
Alertas técnicas desde abril ignoradas por la administración
Correos y reportes enviados a la alta gerencia de Celec advirtieron problemas desde abril de 2025.
Los documentos provenían del administrador del contrato, del fiscalizador y del supervisor mecánico.
Estos informes recomendaban la terminación unilateral del contrato.
También sugerían la ejecución de multas millonarias por incumplimientos técnicos.
No obstante, esas recomendaciones no se aplicaron.
El contrato continuó vigente pese al deterioro progresivo del proyecto.
Motores con uso previo y procedencia internacional
Uno de los hallazgos más sensibles fue la detección de motores con horas de operación acumuladas.
Un correo del 1 de abril de 2025 alertó que el motor número 33 registraba 2.863 horas.
Posteriormente, otro generador superó las 2.500 horas de funcionamiento.
Esto levantó sospechas sobre el carácter nuevo de los equipos.
Un informe técnico de julio de 2025 confirmó que 47 motores MAN, fabricados en 2017, presentaban horas previas.
Algunos superaban las 12.600 horas acumuladas.
Según Celec, varios motores habrían operado antes en Madagascar y Burkina Faso.
Estas operaciones se habrían dado bajo esquemas de generación temporal.
Generadores incompatibles con el sistema eléctrico ecuatoriano
Otro problema estructural identificado fue la incompatibilidad eléctrica de los equipos.
Se entregaron 32 generadores configurados para operar a 50 hercios.
La red eléctrica ecuatoriana funciona a 60 hercios.
Esta diferencia impide su conexión directa al Sistema Nacional Interconectado.
Un informe técnico de mayo de 2025 advirtió consecuencias adicionales.
El reemplazo de alternadores reduciría la capacidad de generación.
En términos prácticos, la central podría producir solo 80 megavatios.
El diseño original contemplaba hasta 91 megavatios.
Además, los nuevos alternadores excedían el espacio disponible.
Esto obligaba a rediseñar bases y modificar acoples mecánicos.
Pagos ejecutados pese a incumplimientos y retrasos
Pese a las advertencias tempranas, los pagos a Austral no se suspendieron.
La empresa logró cobrar USD 71,4 millones.
Ese monto equivale a cerca del 80% del valor total del contrato.
Uno de los desembolsos se realizó el 27 de mayo de 2025.
La fecha es relevante porque ocurrió un mes después del vencimiento del plazo final.
En ese momento, la central seguía sin operar.
Pruebas fallidas y fallas críticas en la puesta en marcha
Las pruebas de operación iniciaron el 15 de junio de 2025.
Se intentó poner en servicio 16 generadores de la Isla de Generación 3.
Ese día, no se logró sincronizar ninguna unidad.
Se reportaron fallas de voltaje, señales e instrumentos.
Al día siguiente, solo una unidad generó energía durante 20 minutos.
Posteriormente, otra unidad se desconectó por alarmas térmicas.
Durante una prueba adicional, se produjo una explosión interna en un contenedor.
Esto dejó fuera de operación a uno de los motores.
Un informe de julio de 2025 calificó la situación del proyecto como crítica.
La central no estaba en condiciones de operar de forma segura ni eficiente.
Deficiencias de infraestructura y seguridad
La supervisión mecánica detectó graves carencias estructurales.
Entre ellas, la ausencia de 32 chimeneas operativas.
También se reportó la inexistencia de sistemas contra incendios.
No se hallaron mecanismos adecuados de contención de derrames.
Se identificaron tanques sin pruebas hidrostáticas.
Además, se encontraron turbocompresores oxidados y equipos con rastros de uso previo.
En varias áreas, se observó agua acumulada en las bases de los contenedores.
Esto incrementa los riesgos operativos y ambientales.
Arbitraje, paralización y conflicto legal
Pese a los informes, Celec no ejecutó la terminación unilateral.
Austral presentó un arbitraje de emergencia en julio de 2025.
El fallo impidió a Celec aplicar multas y finalizar el contrato.
En octubre, la empresa solicitó un nuevo arbitraje por USD 25 millones.
Austral pidió once meses adicionales para concluir la obra.
Celec mantiene observaciones técnicas sin resolver hasta noviembre de 2025.
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