La interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia, un proyecto que lleva más de 20 años en discusión, entró en una etapa que sus promotores describen como decisiva: el diseño técnico y los estudios ya no son el centro del debate, sino la capacidad de ambos países para cerrar el tramo final regulatorio, ambiental y social que permitiría tomar la decisión de ejecución en 2026.
El tema volvió a colocarse en primer plano durante un foro de energía organizado por la Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (Apede), donde coincidieron dos mensajes que se conectan: el Grupo BID está dispuesto a financiar el proyecto y, desde la empresa binacional creada para viabilizarlo, se sostiene que hay tiempo suficiente este año para llegar al “punto de no retorno”.
Jorge Hernán Jaramillo Restrepo, gerente general de Interconexión Eléctrica Colombia Panamá S.A. (ICP), planteó que el estado actual de los estudios y el proceso de evaluación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en ambos países deja poco espacio para pensar en una nueva postergación indefinida.
Dijo que, con el avance de los reguladores y la determinación de los gobiernos, “hay más que suficiente tiempo durante este 2026 para llegar a ese punto de no retorno”.
En su lectura, la discusión ya no debería estar marcada por la pregunta de si el proyecto “se puede” hacer, sino por cuándo se toma la decisión política y regulatoria para hacerlo.
“No hay razones para uno decir que esa decisión no se vaya a tomar este año”, señaló, y ubicó como ventana probable el segundo o el tercer trimestre de 2026, aunque evitó precisar un mes.
La interconexión ha sido asignada históricamente a las dos empresas de transmisión emblemáticas: ETESA, por Panamá, e ISA, por Colombia. Jaramillo explicó que esas compañías tomaron la decisión de crear una tercera empresa, ICP, constituida en Panamá, con el objetivo específico de viabilizar el enlace.
Esa configuración, explicó, trae consigo una condición clave: el proyecto es “a riesgo”. No se trata de una concesión con ingresos fijos garantizados por 20 años, sino de un negocio cuyos ingresos dependen de las transferencias reales de energía que ocurran a través de la interconexión.
Por esa razón, el esquema de financiamiento previsto es Project Finance, sin garantía soberana de los países y sin garantía corporativa de ETESA o ISA. En palabras de Jaramillo, el proyecto se financia con los flujos futuros de la interconexión y los activos que la banca valore como garantía, lo que obliga a construir condiciones “robustas” para que los bancos se animen a entrar.
En el foro se mantuvo como cifra de referencia un costo de $800 millones, aunque ICP prepara términos de referencia para contratar los componentes del desarrollo y, con ello, afinar el costo final.
La apuesta financiera, indicó, busca el mayor apalancamiento posible, con una banca que podría cubrir alrededor del 75% u 80% y un componente de capital aportado por los accionistas. Las proyecciones apuntan a que, desde el inicio de operaciones, la interconexión entre Panamá y Colombia trabajaría al 80% de su capacidad, producto de un intercambio de 3,000 gigavatios hora por año.
Agregó que las estimaciones muestran que la operación de la línea generaría más de 110 millones de dólares por año, de los cuales ETESA, como dueño del 50% de ICP, obtendría más de 55 millones de dólares.
En ese punto entró el otro actor central del panel: José Ramón Gómez, líder regional de energía de Banco Interamericano de Desarrollo (BID). Su mensaje fue directo: el Grupo BID (BID Invest) está preparado para financiar la interconexión Panamá-Colombia y se mantiene a la espera de la decisión final de ambos países para ejecutarla.
“Nosotros vamos a financiar el proyecto de interconexión Colombia-Panamá. Lo vamos a hacer”, dijo Gómez, al asegurar que el BID ha estado vinculado al proceso por dos décadas, apoyando y dialogando alrededor de la iniciativa, y que no ve dudas sobre su participación en la transacción.
Más allá del financiamiento, Gómez enmarcó el proyecto dentro de una visión regional. Sostuvo que Panamá tiene una oportunidad para convertirse en un nodo energético relevante, pero que esa proyección depende de infraestructura local y de integración.
Su advertencia principal no fue sobre generación, sino sobre redes: transmisión y distribución deben acompañar el crecimiento de la demanda y la transformación tecnológica.
En su intervención, enumeró presiones que, a su juicio, llegarán con fuerza: el aumento del consumo per cápita, la expansión de la movilidad eléctrica, el crecimiento del autoconsumo y la generación distribuida, así como nuevas cargas asociadas a tecnologías como inteligencia artificial y, en general, la digitalización.
Su conclusión fue que la infraestructura debe convertirse en el “habilitador” para que Panamá sea una opción competitiva de inversión energética.
Esa mirada se conectó con la discusión del Plan Estratégico de Inversiones en Transmisión (PESIN) 2025 de ETESA, presentado como el “corazón” de la planificación vigente. En el panel se detallaron proyectos de repotenciación de las líneas 1 y 2, refuerzos como Panamá-Panamá 3, ampliaciones en Colón y Chiriquí, nuevas subestaciones y transformadores, y una red de 230 kilovoltios hacia Azuero en el mediano-largo plazo.
El énfasis del foro fue que la integración regional no compite con la necesidad de fortalecer el sistema interno: la interconexión no resuelve por sí sola los “cuellos de botella” locales si la red no puede evacuar o transportar nueva generación, sobre todo renovable, hacia los centros de demanda.
Desde ICP, Jaramillo introdujo un argumento técnico que busca sostener la viabilidad económica del enlace: la complementariedad. Según explicó, una interconexión de esta magnitud solo hace sentido si los sistemas eléctricos de ambos países son complementarios, de modo que existan flujos útiles en ambos sentidos y beneficios demostrables en costos y confiabilidad.
En su planteamiento, Panamá y Colombia sí muestran esa complementariedad. Citó, primero, que los costos marginales en Colombia han sido históricamente más bajos que los de Panamá, lo que podría darle a Panamá acceso a energía más barata en ciertos momentos.
Segundo, afirmó que Colombia cuenta con mayor capacidad de regulación hidráulica, incluyendo embalses con capacidad de regulación multianual, lo que le permite almacenar energía y gestionar mejor la variabilidad.
Tercero, señaló que los picos de demanda ocurren en horas distintas: Colombia, hacia las 7:00 p.m.; Panamá, por efecto de los aires acondicionados y el patrón de consumo, en horas de la tarde. Esa diferencia horaria permitiría intercambios más eficientes, porque cuando un país está en su máximo, el otro no necesariamente lo está.
Jaramillo también describió un efecto que, en su visión, puede ser clave para el desarrollo renovable: la interconexión permitiría “derramar menos energía”.
En un sistema con alta penetración solar, parte de la energía producida puede perderse si la red no la absorbe o si no hay demanda en ese momento, explicó el ejecutivo, no obstante, indico que con una interconexión, ese excedente podría exportarse en lugar de perderse, ampliando el mercado y mejorando la lógica de inversión.
Esa idea apareció de forma repetida en el intercambio del panel: la interconexión no debería verse como amenaza para la inversión renovable, sino como un mecanismo que amplia el mercado y permite instalar más capacidad, al reducir la energía desperdiciada y abrir una salida regional a los excedentes.
El propio Jaramillo se refirió a resistencias históricas. Dijo que durante años el proyecto enfrentó obstáculos y frenos, que atribuyó en parte a agentes del sector que podían percibir la energía importada como una amenaza. Sin embargo, afirmó que hoy ya no percibe esa resistencia con la misma intensidad y exhortó a los desarrolladores renovables a mirar el proyecto como oportunidad.
La interconexión eléctrica técnicamente se trata de una línea HVDC (corriente continua de alta tensión) de unos 500 kilómetros, 400 MW y 300 kV.
Dentro de ese trazado, el tramo panameño comprende cerca de 220 kilómetros que atraviesan áreas sensibles como las Tierras Colectivas de Alto Bayano y las comarcas Guna Yala y Wargandí, lo que explica la relevancia de los procesos de consulta previa y licenciamiento social en el avance del proyecto.
Adicional a los 220 kilómetros en suelo panameño, la interconexión contempla 150 kilómetros terrestre en Colombia y cerca de 130 kilómetros serán subacuáticos. El trazado se iniciará en la subestación Cerromatoso, ubicada en el departamento de Córdoba, Colombia, y finalizará en la subestación Panamá II, en la provincia de Panamá.
En esa narrativa, el “último 5%” del avance del proyecto está amarrado a asuntos que no son de ingeniería, sino de licencia social y cumplimiento de procedimientos. En Colombia, explicó, ICP ha adelantado 12 consultas previas con 12 grupos étnicos y alcanzó acuerdos, pero señaló que en estos procesos suelen aparecer consultas sobrevinientes, cuando un grupo reclama haber sido excluido.
Según lo expuesto, esa consulta sobreviniente iniciaría el 26 y 27 de febrero en Colombia, con comunidades afrodescendientes vinculadas a consejos comunitarios en la zona costera, pese a que el trazado del proyecto es submarino. Jaramillo indicó que, además del mar, se consideran preocupaciones en tierra, incluyendo áreas consideradas santuarios por las comunidades.
En Panamá, describió tres territorios indígenas dentro del proceso, con un énfasis particular en la complejidad de avanzar hacia acuerdos en la comarca Guna Yala, por componentes políticos e ideológicos que, a su juicio, pueden nublar el proceso de negociación. Mencionó, además, un congreso general extraordinario hacia finales de marzo, dentro de la secuencia de diálogo.
El objetivo operativo expuesto en el panel fue cerrar las consultas en torno a junio, aunque se aclaró que no se trata de un solo evento, sino de un proceso de información y consulta libre, previa e informada, que demanda múltiples encuentros, validaciones y acuerdos con autoridades tradicionales y comunidades.
Del lado colombiano, se informó que el estudio correspondiente estaría en evaluación y cercano a una decisión de la autoridad ambiental. Del lado panameño, se indicó que el estudio entró a evaluación el 14 de enero, con una autoridad que, según lo dicho en el panel, ha mostrado diligencia y determinación para llevar el proceso con la celeridad requerida.
La discusión también incorporó el rol de la regulación armonizada entre ambos países, descrita como un requisito para que existan intercambios económicos viables. Jaramillo dijo que los reguladores han venido trabajando de manera recurrente para establecer reglas que permitan los flujos, y mencionó nuevas simulaciones contratadas con una firma de Brasil para evaluar escenarios de largo plazo.
En esas simulaciones, según explicó, se estaría incorporando no solo Centroamérica y Colombia, sino también México hacia el norte y Ecuador y Perú hacia el sur, con resultados preliminares que sugieren que la interconexión “mueve la aguja” en varios países, aunque con menor intensidad mientras más alejados del punto de conexión.
Gómez, desde BID Invest, reforzó la idea regional al mencionar movimientos paralelos en otras interconexiones: ampliaciones en el corredor de Centroamérica, discusiones sobre nuevos enlaces y la posibilidad de un segundo circuito regional, además de refuerzos nacionales en cada país. Su mensaje de fondo fue que la integración eléctrica dejó de ser un discurso aspiracional y se está convirtiendo en agenda concreta de inversión.
Sin embargo, la conversación regresó a un punto interno: la transmisión local no se construye a la velocidad de una planta renovable.
En el cierre del panel se reconoció que las obras de transmisión enfrentan tiempos largos por impactos ambientales, diseño, adquisición de equipos, servidumbres y tramitología, por lo que planificar “la Panamá del futuro” exige anticipación.
En ese contexto, Gómez insistió en que, si Panamá quiere competitividad, no puede quedarse esperando que la infraestructura reaccione a la demanda cuando ya el sistema está saturado.
Planteó que la única manera de bajar precios asegurando abastecimiento pasa por diversificar la matriz, modernizar regulación, fortalecer redes y sumar alternativas como la integración con Colombia y el fortalecimiento del intercambio regional.
En el panel también surgió el tema de nuevas demandas asociadas a centros de datos y cargas intensivas. Gómez sostuvo que, para atraer inversiones de ese tipo, no basta con tener energía: se requiere seguridad de suministro y un precio competitivo, lo que vuelve a colocar la integración y la planificación de redes dentro de una lógica de competitividad país.
El ejecutivo del BID indicó que Panamá tiene todo de su lado para liderar el sector energético en la próxima década, siempre y cuando se hagan las inversiones necesarias.
