Panamá avanza en la elaboración del Plan Energético Nacional 2026-2040 y se prepara para cerrar la etapa de consultas territoriales antes de comenzar a construir los escenarios que definirán la nueva hoja de ruta del sector.
Consultada por Energía Estratégica sobre cuándo esperan completar el documento, Berta Burgos, consultora de Comunicación en la Secretaría Nacional de Energía, confirmó: “A final del primer trimestre del próximo año”.
De esta manera, el horizonte se ubica hacia marzo de 2027, antes del plazo comunicado cuando el Gobierno lanzó formalmente el proceso, el 5 de marzo de 2026. En aquel momento había informado que la elaboración demandaría aproximadamente 18 meses.
El documento actualizará la planificación energética de largo plazo que tuvo como principal antecedente al PEN 2015-2050, aprobado en 2016, pero encontrará una matriz sustancialmente diferente a la que existía cuando se diseñaron aquellos escenarios.
Una vez terminada la recorrida territorial, comenzará la elaboración de escenarios junto con consultores externos, a partir de los cuales se definirán las principales políticas y sus horizontes de implementación.
“Después viene la elaboración de los escenarios [...] y ya entonces comienzan a perfilarse y a definirse las principales políticas públicas que haya que hacer en un término de tiempo”, anticipó Burgos.
La Secretaría busca además que el resultado pueda traducirse en acciones concretas y no quede limitado a objetivos generales.
“Lo más importante es tener un plan que sea ejecutable”, remarcó Burgos, quien señaló que la intención será conectar las prioridades identificadas con “metas y objetivos que sean realmente alcanzables”.
Renovables: una matriz muy diferente a la que encontró el Plan anterior
Uno de los primeros temas que surge de los encuentros es la intención de profundizar la incorporación de fuentes limpias.
“Definitivamente la gente está comprometida con la descarbonización. La gente sigue pidiendo que aumenten las renovables”, señaló Burgos.
Pero el punto de partida del nuevo PEN es sensiblemente diferente al de su antecesor.
En 2014, año utilizado como referencia en buena parte de los escenarios del Plan 2015-2050, Panamá tenía 2.743,05 MW de capacidad instalada: 1.537,65 MW hidroeléctricos, 1.137,64 MW térmicos, apenas 55 MW eólicos y 12,76 MW fotovoltaicos.
Al cierre de 2025, la capacidad instalada prácticamente se había duplicado hasta alcanzar 5.120,19 MW.
La mayor transformación se produjo en las nuevas energías renovables. La potencia fotovoltaica llegó a 770,65 MW, unas 60 veces el nivel registrado en 2014, mientras que la eólica alcanzó 336 MW, más de seis veces la capacidad existente entonces.
La hidroeléctrica también creció hasta 1847,57 MW, mientras que el parque térmico llegó a 2165,97 MW. En conjunto, hidroeléctrica, solar y eólica representaron alrededor del 57,7% de la capacidad instalada del país, frente a un 42,3% térmico.
La participación renovable resulta todavía mayor al observar la generación efectiva.
Durante 2025 Panamá produjo 13570,40 GWh. Las hidroeléctricas aportaron 8112,84 GWh, equivalentes al 59,78%; la fotovoltaica, 1307,91 GWh o 9,64%; y la eólica, 715,47 GWh, equivalente al 5,27%.
En conjunto, esas tres fuentes explicaron 74,69% de la generación bruta, mientras que las centrales térmicas aportaron el 25,31% restante.
La comparación con el PEN anterior resulta particularmente relevante.
En su escenario alternativo, que contemplaba una mayor penetración de tecnologías limpias, medidas de eficiencia y sustitución de combustibles, el documento de 2016 proyectaba que hacia 2050 el 66,9% de la capacidad instalada sería renovable y que estas fuentes llegarían a contribuir con 71,6% de la generación eléctrica.
La participación registrada en la generación de 2025 ya se ubicó por encima de aquel 71,6%, aunque no significa que el escenario de largo plazo haya sido alcanzado anticipadamente.
Por un lado, se trata de la fotografía de un año determinado y el resultado panameño continúa estando fuertemente condicionado por la disponibilidad hidroeléctrica.
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Por otro, la composición esperada por aquel escenario era considerablemente más diversificada.
El PEN 2015-2050 estimaba que en 2050 la generación se repartiría en torno a 33% hidroeléctrica, 39% renovable no convencional, 20% gas natural, 6% carbón y 2% importaciones. Además, proyectaba para ese año más de 4.051 GWh solares, 9.152 GWh eólicos y 932 GWh de solar distribuida.
La matriz actual todavía muestra otra estructura: casi seis de cada diez GWh producidos en 2025 provinieron de centrales hidroeléctricas, mientras que solar y eólica sumaron cerca del 15% de la generación.
El desafío del nuevo Plan, por lo tanto, no pasa únicamente por elevar el porcentaje agregado de energía renovable, sino por definir cómo diversificarlo, qué tecnologías liderarán la próxima expansión y qué infraestructura permitirá integrar nueva generación variable sin comprometer la confiabilidad del sistema.
El propio PEN anterior ya advertía sobre esa cuestión. En el escenario de mayor penetración renovable señalaba que la incorporación masiva de solar y eólica requeriría respaldo de potencia firme y que distribuidoras, transportistas y reguladores tendrían que adaptarse a mayores niveles de intermitencia y generación distribuida.
Una década después, esa discusión cobra otra dimensión: Panamá dispone de 770,65 MW solares y 336 MW eólicos, pero la estadística de ASEP asigna a ambas tecnologías capacidad firme nula, frente a 1.930,15 MW de capacidad firme térmica y 1.129,68 MW hidroeléctrica.
Será justamente en los nuevos escenarios donde la Secretaría deberá definir hasta qué punto puede seguir aumentando esa penetración, qué papel tendrá el almacenamiento y cómo se combinarán las renovables con las fuentes capaces de aportar firmeza.
La calidad del servicio también entra en la hoja de ruta
Las consultas muestran, al mismo tiempo, que no todos los desafíos de cara a 2040 pasan por sumar capacidad.
“Hay un tema que ha salido de forma recurrente muy fuerte y es la solicitud de la mejora en la calidad del servicio”, sostuvo Burgos.
Según explicó, el precio continúa presente entre las preocupaciones de los usuarios, pero aparece directamente relacionado con las condiciones en las que reciben el suministro.
“Siempre y cuando se reciba una buena calidad, no existan interrupciones y no se sufra daños en los aparatos, todavía el precio es algo que puede tolerarse”, relató al resumir planteamientos recogidos durante los encuentros.
La preocupación coincide con actuaciones recientes del regulador.
En junio de 2026, la ASEP impuso multas por más de B/.68,2 millones a EDEMET y EDECHI por incumplimientos relacionados con indicadores de calidad del servicio registrados entre 2019 y 2024.
Posteriormente ordenó a EDEMET, EDECHI y ENSA implementar un plan de acción obligatorio frente a problemas que incluían fluctuaciones de voltaje, daños en aparatos eléctricos, demoras de atención y dificultades relacionadas con medidores y facturación.
Así, una planificación pensada para los próximos 15 años también deberá incorporar problemas que los usuarios consideran inmediatos.
“Encontramos una población que, a pesar de estar discutiendo un plan de largo plazo, cuenta con temas que sí tienen cierta inmediatez”, explicó Burgos.
El acceso universal continúa abierto
Otro de los asuntos que conecta al nuevo PEN con su antecesor es la electrificación.
La planificación 2015-2050 planteaba como parte de sus escenarios avanzar hacia la universalización del servicio y contemplaba el aprovechamiento de soluciones renovables para comunidades alejadas de las redes convencionales.
El desafío todavía no está cerrado.
Durante el lanzamiento del PEN 2026-2040, el Gobierno volvió a situar la electrificación rural entre sus prioridades y mantiene como problemática a las más de 50000 familias que todavía no cuentan con acceso al sistema eléctrico nacional.
El nuevo documento deberá determinar cómo cerrar esa brecha y qué peso tendrán la extensión de redes y los sistemas descentralizados en zonas donde la infraestructura convencional resulta más difícil de desplegar.
De hecho, el Gobierno comenzó a evaluar este año un modelo para comunidades remotas basado en sistemas fotovoltaicos individuales por vivienda, con medición de consumo y mecanismos destinados a garantizar el mantenimiento de los equipos.