"2026 es un año bisagra para Panamá, advirtió Carlos Boya, investigador científico del Instituto Técnico Superior Especializado (ITSE), al referirse a las señales claras de expansión renovable e integración regional.
El país se alista para adjudicar entre 200 y 250 MW de nueva capacidad solar fotovoltaica a través de contratos de largo plazo, en una licitación exclusiva ya contemplada en el calendario oficial 2025 2028.
Actualmente, Panamá tiene en marcha una subasta para contratar energía renovable y recientemente amplió su planificación a largo plazo incluyendo el almacenamiento como tecnología prioritaria.
Esta actualización se refleja en la extensión del plan de licitaciones hasta 2029 y en la incorporación de bloques específicos como uno de 50 MW previstos para 2028 destinados a soluciones de almacenamiento energético.
Esta iniciativa se suma a proyectos solares y eólicos que ya recibieron autorizaciones provisionales durante 2025.
Al mismo tiempo, el segmento de autoconsumo fotovoltaico sigue creciendo a doble dígito, de manera que entre 2023 y 2025 se incorporaron varios proyectos, lo que permitiría cerrar 2026 con al menos 80 a 100 MW adicionales distribuidos, principalmente en zonas urbanas, parques industriales y comercios.
El país también proyecta consolidar la Interconexión Colombia Panamá, una línea de transmisión de 500 kilómetros en tecnología HVDC, con 500 kilovoltios y capacidad para 400 MW .
Esta conectará la subestación Panamá II con el sistema eléctrico colombiano, permitiendo exportar excedentes solares o eólicos, reforzar la seguridad energética en contextos de sequía y mejorar la integración eléctrica entre Centroamérica y la Región Andina.
Para Boya, el proyecto representó "una pieza estratégica para manejar la variabilidad de las renovables a escala regional.
Pese a los avances en planificación, el sistema eléctrico panameño opera aún bajo un marco regulatorio de los años noventa, pensado para una matriz centralizada, con baja digitalización y escasa capacidad de respuesta ante fenómenos técnicos emergentes como los flujos bidireccionales, el almacenamiento o la gestión activa de la demanda.
En este contexto, Boya remarcó que "se necesita modernizar la ley del mercado eléctrico para incorporar tarifas horarias, agregadores, almacenamiento y regulación de generación distribuida, además de actualizar los códigos de red y los criterios de estabilidad frente a una penetración creciente de sistemas fotovoltaicos que no aportan inercia ni soporte de frecuencia.
El país ya superó los 170 MW de capacidad instalada en autoconsumo, con más de 6.000 usuarios activos, lo que implica nuevos desafíos técnicos.
Aunque el crecimiento es positivo para la transición energética, introduce vulnerabilidades, especialmente en escenarios de alta variabilidad solar o eventos climáticos extremos.
Desde el punto de vista técnico, lo relevante no es solo cuánta potencia se sumará, sino cuán estable es el sistema al integrarlos.
Modelos recientes muestran que si la expansión de fotovoltaica distribuida y movilidad eléctrica se desarrolla sin coordinación sin smart charging, sin tarifas horarias, sin almacenamiento , se generan curvas tipo duck curve, con caídas abruptas al mediodía y rampas intensas al atardecer.
Esto puede producir picos de hasta 30% por encima de la demanda base, generando una mayor dependencia de fuentes fósiles en horas punta.
En este escenario, se vuelve clave fortalecer los estudios de estabilidad, impulsar simulaciones del comportamiento del sistema interconectado nacional y adaptar las herramientas de operación.
Sin estos ajustes, los beneficios de la transición podrían verse diluidos por costos adicionales, fallas de red o ineficiencias operativas.
Por Energía Estratégica
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