Un clic puede marcar la diferencia entre una interrupción eléctrica que afecta a miles de clientes durante horas y una incidencia que se resuelve en cuestión de minutos. Ese es uno de los cambios que impulsa la empresa de distribución eléctrica Ensa con la modernización de su infraestructura, mediante una inversión de $15 millones en automatización de la red y renovación de equipos en subestaciones.
El proyecto representa una transición de las maniobras manuales en campo hacia una red inteligente, conocida como Smart Grid, que permite supervisar y controlar equipos a distancia desde el centro de control de la empresa. Ensa distribuye electricidad en Panamá Este, Colón, Darién, la comarca Guna Yala y las islas del Pacífico, en un territorio de aproximadamente 29 mil kilómetros cuadrados.
Actualmente, alrededor de 350 mil clientes se benefician de los dispositivos telecontrolados, mientras Ensa avanza en la ampliación de esta tecnología en su área de concesión. La meta es extender progresivamente la automatización para mejorar la confiabilidad del suministro y reducir el impacto de las interrupciones.
Gerardo Molina, ingeniero de proyectos de infraestructura eléctrica de Ensa, explicó que la iniciativa integra equipos de automatización —identificados como REA, ITC y RAC— con el sistema de gestión avanzada de la distribución eléctrica (ADMS). La plataforma procesa datos en tiempo real sobre corriente, voltaje y estado de los interruptores, lo que permite detectar fallas y ejecutar maniobras para aislar el tramo afectado.
Antes, cuando se producía una interrupción, era necesario enviar una cuadrilla al lugar para identificar el problema y realizar las maniobras correspondientes. El desplazamiento podía tomar entre una y tres horas, dependiendo de la distancia y el tráfico, mientras los usuarios esperaban el restablecimiento del servicio.
Ahora, los equipos telecontrolados permiten identificar el punto de la falla, aislar el tramo afectado y restablecer el suministro a la mayoría de los clientes en uno o dos minutos, sin esperar a que una cuadrilla llegue al sitio. En fallas temporales, como el contacto momentáneo de una rama con una línea eléctrica, el sistema puede actuar en menos de un segundo y evitar que el usuario perciba una interrupción prolongada.
Toda esta información se procesa en el centro de control de Ensa, ubicado en las oficinas centrales, donde un videowall reproduce la red de distribución y permite visualizar en tiempo real el estado de los circuitos y equipos. Operadores supervisan el sistema las 24 horas del día para detectar anomalías y responder ante las interrupciones. Cuando es posible, ejecutan las maniobras a distancia con un clic; si el daño requiere una reparación física, identifican su ubicación y coordinan el envío de la cuadrilla más cercana.
Paralelamente, Ensa moderniza dos subestaciones estratégicas. La de Bahía Las Minas, en Colón, registra un avance global de 87% y se prevé que esté terminada a finales de este año. La de Chilibre tiene un avance global del 75%, según los datos proporcionados por Molina, y se espera concluirla durante los primeros dos meses de 2027.
Los trabajos contemplan el reemplazo de equipos obsoletos por tecnología de última generación, incluidos interruptores y otros componentes de maniobra y control. La renovación permitirá mejorar la capacidad operativa de las instalaciones y fortalecer la confiabilidad de la red, incluida la posibilidad de respaldar el suministro entre subestaciones ante contingencias severas.
“La transformación también contempla iniciar la instalación de equipos telecontrolados en las zona de Darién, con el objetivo de reducir los tiempos de las interrupciones frente a las afectaciones del servicio”.
Más allá de la inversión, el impacto se mide en la continuidad del servicio: una red capaz de detectar problemas, limitar sus efectos y responder con mayor rapidez. El objetivo de Ensa es avanzar hacia una infraestructura eléctrica más robusta, con menos interrupciones y una mejor atención a sus más de medio millón de clientes.
