Interconexión eléctrica con Colombia entra en fase clave con consulta pública de regulador panameño

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) abrió un período formal de consulta pública sobre el acuerdo complementario que desarrolla los artículos 5 y 6 del Acuerdo Regulatorio suscrito con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) de Colombia, en el marco del proceso de armonización normativa para la Interconexión Eléctrica Colombia–Panamá.

La medida fue comunicada mediante la nota circular DSAN No. C-0501-2026, y establece como plazo para recibir comentarios hasta el 20 de marzo a las 4:00 p.m., a través del correo oficial de la entidad.

Los artículos 5 y 6 del acuerdo regulatorio hacen referencia a los criterios para la determinación del costo eficiente del proyecto, la asignación de costos y beneficios entre ambos países y el esquema de remuneración aplicable, bajo un mecanismo de “piso y techo”.

En términos prácticos, estos puntos definen cómo se reconocerá la inversión, cómo se distribuirán los riesgos y cómo se estructurará el retorno económico de la infraestructura binacional, elementos centrales para garantizar la viabilidad financiera y la estabilidad regulatoria del proyecto.

La línea de interconexión eléctrica tendrá una extensión aproximada de 500 kilómetros y una capacidad estimada de transporte de 400 megavatios (MW).

En territorio panameño, el trazado inicia en la ciudad capital, atraviesa las tierras colectivas de Alto Bayano hasta Agua Fría, continúa por la Comarca Guna Wargandí y llega a Mulatupu, en la Comarca Guna Yala.

Desde ese punto parte un tramo submarino por el mar Caribe, que cruza de aguas panameñas a colombianas hasta tocar tierra en Necoclí.

El inicio de la construcción está previsto para el segundo semestre de 2026, mientras que la culminación se proyecta para el primer semestre de 2029. Pero todavía quedan por definir aspectos técnicos, ambientales y financieros del proyecto que supera los 20 años de planeación.

El proyecto es promovido de manera conjunta por la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) de Panamá e Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) de Colombia, bajo un esquema de participación binacional que busca habilitar el intercambio energético entre ambos sistemas eléctricos.

En enero pasado fue presentado ante el Ministerio de Ambiente de Panamá el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para su evaluación, mientras que en Colombia el trámite también se encuentra en proceso ante las autoridades ambientales competentes.

En el caso panameño, durante marzo están programadas reuniones con grupos indígenas ubicados en las zonas por donde pasará la línea, con el objetivo de continuar el diálogo sobre los posibles impactos de la obra. En Colombia ya se han realizado y cerrado 12 consultas previas, quedando pendiente una adicional con otra comunidad dentro del área de influencia.

El año pasado, el gobierno panameño activó una coordinación interinstitucional de alto nivel. Autoridades de cuatro ministerios del gabinete social y cuatro entidades estatales vinculadas al sector energía fueron convocadas por el ministro de la Presidencia, Juan Carlos Orillac, para trazar una hoja de ruta previa al inicio de la construcción. El objetivo es organizar los próximos acercamientos con las comunidades situadas a lo largo del trazado y atender sus necesidades prioritarias.

Según lo informado oficialmente, las demandas más recurrentes de estas comunidades se concentran en salud, educación, infraestructura y acceso a electricidad. La estrategia gubernamental apunta a escuchar a los moradores, identificar requerimientos urgentes y canalizar respuestas inmediatas antes de que comiencen las obras, en un intento por reducir tensiones sociales y asegurar mayor legitimidad territorial del proyecto.

Desde el punto de vista energético, la Secretaría Nacional de Energía ha señalado que la interconexión permitirá fortalecer la integración eléctrica regional, mejorar la seguridad del suministro y optimizar costos mediante el intercambio de excedentes de generación. La capacidad de 400 MW representa un volumen significativo dentro de la matriz panameña, con potencial para cubrir una porción relevante de la demanda en situaciones de contingencia o aprovechar oportunidades de mercado.

El componente submarino añade complejidad técnica al proyecto, tanto por los estudios geofísicos necesarios como por los estándares de protección ambiental que deben cumplirse en el lecho marino del Caribe. Además, el tramo terrestre atraviesa territorios ambientalmente sensibles y comarcas indígenas, lo que exige una gestión social y ambiental particularmente cuidadosa.

La apertura de la consulta pública por parte de la ASEP marca una fase clave: definir con precisión el marco de remuneración y distribución de riesgos antes del inicio de la construcción. Sin claridad regulatoria sobre costos eficientes, asignación de beneficios y límites de ingresos, la ejecución del proyecto podría enfrentar incertidumbre financiera.

Además del avance regulatorio y ambiental, el proyecto de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá ha contado con apoyo técnico y financiero de organismos multilaterales como el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

El Banco ha suscrito acuerdos de cooperación técnica dirigidos a financiar estudios de diseño, ambientales, sociales y regulatorios necesarios para la viabilidad del proyecto, aportando recursos para análisis previos y estructuración financiera que faciliten su ejecución.

Estos esfuerzos buscan reducir la incertidumbre técnica y armonizar criterios entre las autoridades de ambos países, sentando las bases para la construcción de una infraestructura de transporte eléctrico sostenible y financieramente sólida.

Se ha estimado una inversión superior a los 800 millones de dólares y voceros de BID Invest han señalado que el grupo está en posición de financiar la ejecución de la interconexión.

En términos de integración energética regional, la interconexión es considerada un hito al conectar el sistema eléctrico de Sudamérica con Centroamérica a través de Panamá, lo que podría permitir aprovechar excedentes de generación en una región cuando la otra enfrente desabastecimiento por condiciones climáticas adversas o eventos imprevistos.

El intercambio eléctrico bidireccional con una capacidad de hasta 400 megavatios (MW) fortalecerá la seguridad del suministro, optimizará la gestión de energía renovable y creará una plataforma para la cooperación regional en mercados energéticos, contribuyendo tanto a la estabilidad operativa como a la resiliencia frente a variaciones en la demanda o eventos extremos.