Mientras el mundo acelera la incorporación de baterías para almacenar energía y respaldar la expansión de las fuentes renovables, en Panamá esa tecnología avanza a dos velocidades.
Por un lado, crece con fuerza en hogares, comercios, hoteles y proyectos aislados, impulsada por la caída de precios y por la necesidad de contar con un suministro más estable.
Por el otro, en el segmento de generación eléctrica a gran escala, el país todavía espera una reglamentación detallada que permita despejar vacíos técnicos, comerciales y operativos que frenan nuevas inversiones.
La brecha no es menor: la Agencia Internacional de la Energía advirtió en 2024 que el almacenamiento energético deberá multiplicarse por seis hacia 2030 para que el mundo pueda triplicar la capacidad renovable, y señaló a las baterías como la tecnología dominante en esa expansión.
El contraste panameño se explica porque ya existen pasos regulatorios para algunos usos, pero no para todos. En 2024, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) aprobó un procedimiento para incorporar sistemas de almacenamiento con baterías en el sistema principal de transmisión y otro para clientes finales con carga crítica.
La normativa aprobada por la ASEP permite conectar sistemas de almacenamiento con baterías a la red principal de transmisión, para apoyar la operación del sistema eléctrico. Estos equipos permiten almacenar energía durante períodos de baja demanda o alta generación, y liberarla cuando el sistema la necesite.
Además, la regulación reconoce el uso de estas baterías como una herramienta para mejorar la estabilidad de la red y facilitar la integración de fuentes renovables, al aportar respaldo rápido ante variaciones en la oferta o la demanda de electricidad.
Es decir, en generación todavía falta el nivel de detalle más sensible: el reglamento de operación y las metodologías que definirán cómo participan estas baterías, cómo se calcula su aporte, cómo se remuneran y qué garantías tendrán los inversionistas.
Ese vacío quedó expuesto hade dos años. En abril de 2024, la ASEP aprobó cambios en las reglas comerciales del mercado mayorista para permitir, como primer paso, que los sistemas de almacenamiento con baterías complementaran el cálculo de la potencia firme en las centrales renovables.
Pero la propia resolución dejó claro que después de ese ajuste era necesaria una actualización del reglamento de operación y de las metodologías correspondientes para detallar remuneración, requisitos técnicos, elementos de cálculo y condiciones de participación.
Incluso, durante la consulta pública previa, empresas del sector advirtieron que sin esos detalles el inversionista asumiría un riesgo elevado al ofertar.
La falta de definiciones no fue un asunto teórico. Terminó impactando una licitación eléctrica. En julio de 2024 se suspendió el proceso de contratación de potencia y energía a largo plazo que impulsaba la administración anterior, al concluir que los pliegos no eran lo suficientemente claros para garantizar una competencia efectiva, transparencia para los inversionistas ni mejores precios para los clientes.
Reportes publicados entonces señalaron que entre las observaciones hechas por empresas interesadas figuraban precisamente las especificaciones del sistema de almacenamiento mediante baterías y otros cambios solicitados por la ASEP.
Dos años después, el tema sigue en construcción. El secretario nacional de Energía, Rodrigo Rodríguez, sostiene que la política de Panamá es introducir el almacenamiento de energía, pero “de forma ordenada”.
Según explicó, ya existen regulaciones en distribución, transmisión y algunos ámbitos de generación, pero reconoció que en generación eso no basta. “Hace falta entrar a mirar lo que es la regulación en detalle, que se llama reglamento de operación y metodología”, dijo.
Añadió que ese trabajo lo desarrollan el Centro Nacional de Despacho y la Comisión de Política Energética, y que el interés de la Secretaría es que el país pueda convocar para 2028 una licitación de renovables con almacenamiento. Su mensaje central fue que el almacenamiento sí interesa, pero con reglas claras que den certeza a la inversión.
En esa misma línea, Rodríguez admitió que hoy esos detalles aún no existen. “No es que no están claras, no existen”, afirmó al ser consultado sobre qué falta para que el esquema sea viable.
Su expectativa es que esos elementos salgan entre este año y mediados del próximo, para luego poder estructurar una licitación.
La declaración confirma que Panamá no está discutiendo si el almacenamiento debe entrar o no, sino que sigue atorado en cómo aterrizarlo en la regulación fina del mercado eléctrico.
Desde el sector privado, la lectura es que el país se está quedando atrás en un frente donde el resto del mercado ya se movió. Rafael Jaén Williamson, presidente de la comisión de energía de Apede, considera que se trata de una tecnología que ya debería aplicarse con una línea más definida.
A su juicio, no se trata de una novedad, sino de una herramienta que el sistema eléctrico panameño inevitablemente tendrá que incorporar, sobre todo para acompañar el crecimiento de las fuentes renovables no convencionales.
“La legislación tiene que acompañar ese movimiento”, resumió. También advirtió que, como ha ocurrido en muchos países, la inversión privada suele avanzar más rápido que la capacidad de legislar y regular.
Tendencia al alza
Pero si el frente regulatorio de generación está demorado, en el mercado residencial y comercial el despliegue ya está ocurriendo. Manuel Jiménez, gerente regional de energía de la Casa de las Baterías, afirma que el auge de los últimos cinco años responde principalmente al precio.
Explica que antes predominaban las baterías de plomo-ácido, con una densidad energética más baja y costos elevados. Con la expansión de las baterías de litio, y en particular de fosfato de hierro-litio, el panorama cambió.
Según detalló, el precio de las baterías de litio ha caído más de 75% en los últimos 10 años, al punto de volver rentables aplicaciones que antes no cerraban financieramente.
Jiménez describe un mercado que primero utilizó baterías en sistemas aislados, en sitios remotos sin conexión a la red, pero que ahora se expandió hacia hoteles, comercios, industrias y viviendas.
En lugares como Bocas del Toro, Darién, áreas de playa y otras zonas apartadas, la ecuación cambió por completo: hay casos en los que resulta más barato instalar paneles solares, baterías e inversores que construir la línea de conexión hasta la red eléctrica. A eso se suma un factor menos visible, pero igual de decisivo: la calidad del suministro.
En varios puntos del interior y de la franja costera, explicó, los clientes no solo buscan independencia o respaldo, sino protegerse de variaciones que terminan dañando equipos electrónicos y elevando costos operativos.
El ejecutivo asegura que hoy el costo promedio de la energía producida por un sistema solar con baterías, calculado a lo largo de la vida útil del proyecto e incluyendo operación y mantenimiento, puede ubicarse en alrededor de la mitad de lo que cuesta comprar la electricidad a la distribuidora.
Eso, dice, está empujando a más clientes a migrar hacia sistemas híbridos. Donde antes la batería se veía solo como un respaldo para algunas horas, ahora se utiliza también para administrar mejor la demanda, reducir picos de consumo y evitar cargos adicionales en la factura eléctrica.
Ese uso comercial ha ganado terreno con rapidez. Jiménez explica que muchas empresas están instalando baterías para hacer “peak shaving”, es decir, almacenar energía y descargarla cuando llega el pico de demanda, de modo que ese consumo no se tome desde la red.
El resultado es una reducción del costo por demanda. Si antes el retorno de inversión en proyectos con baterías podía estar alrededor de ocho años, hoy se mueve, dependiendo del perfil del cliente, entre cuatro y cinco años. En sistemas solares sin baterías, con las tarifas actuales, estima que el retorno puede rondar los tres años.
La reducción de costos no se limita a las baterías. También alcanza al componente solar. De acuerdo con Jiménez, en 2017 el precio de una instalación solar rondaba los $2 por vatio pico instalado, llave en mano. Hoy, en proyectos comerciales, ese costo se ubica cerca de $0.50.
Aunque advierte que en 2026 hubo un ligero ajuste por cambios en materiales y en incentivos a fabricantes chinos, sostiene que la tendencia de fondo sigue siendo a la baja. El problema, a su juicio, es que en Panamá la tramitología sigue encareciendo y retrasando los proyectos.
Mientras en Guatemala un sistema residencial puede estar instalado en días y conectado en cuestión de semanas, aquí el proceso completo puede extenderse entre seis y nueve meses.
En residencias, el crecimiento de las baterías todavía es menor que en el segmento comercial, pero ya es visible. Jiménez estima que en la cartera de su empresa el porcentaje de clientes con baterías pasó de 1% a entre 10% y 12%.
El crecimiento, añade, se concentra especialmente en el interior del país, donde la mala calidad del servicio vuelve más atractiva la inversión. La lógica ya no es solo sobrevivir a un apagón, sino operar con mayor estabilidad y menos exposición a daños en equipos.
Uso comercial
La escala también cambió. Jiménez asegura que hoy las baterías pueden ir desde sistemas pequeños para una vivienda hasta contenedores capaces de respaldar proyectos completos.
Jiménez explicó que en hoteles de playa, por ejemplo, ya se están instalando baterías de megavatios-hora, combinadas con paneles solares y generadores de emergencia, con retornos de inversión cercanos a cuatro años y medio y vidas útiles de alrededor de 15 años para la batería y hasta 30 años para los paneles.
Para negocios que operan con horizontes de largo plazo, la decisión es cada vez más sencilla: pagar hoy para depender menos de una red que no siempre ofrece estabilidad.
El punto más crítico es que esa experiencia práctica del mercado no se refleja todavía en la planificación del sistema de generación. Jiménez cuestiona que Panamá esté dejando el almacenamiento para etapas posteriores del cronograma energético, cuando en otros países las nuevas licitaciones ya integran solar y batería como una sola solución.
Menciona que en mercados internacionales el estándar pasó de medir la firmeza en dos horas a cuatro y hasta ocho horas de descarga, y sostiene que la batería ya compite económicamente con alternativas fósiles para cubrir demanda firme durante varias horas.
La preocupación también es estratégica. La propia IEA advierte que el despliegue de baterías no solo es clave para integrar más solar y eólica, sino para reducir barreras de acceso, abaratar mini redes y ofrecer un suministro más confiable a hogares y empresas.
Su informe subraya que la capacidad global de almacenamiento deberá subir a 1,500 gigavatios hacia 2030, con las baterías aportando 90% del crecimiento, y que la reducción de costos puede volver aún más competitivos los sistemas con almacenamiento frente al gas y al carbón, además de recortar casi a la mitad el costo promedio de la electricidad en mini redes solares con baterías.
