Compra de Petroterminal en Panamá: ¿Cuál es el impacto financiero y la viabilidad del retorno?

La decisión del Gobierno Nacional de adquirir el 100% de las acciones de Petroterminal de Panamá (PTP) —ejecutando una opción de compra contemplada en el contrato original de 1977 por un monto de $191.7 millones— marca una de las operaciones patrimoniales y energéticas más relevantes de Panamá en los últimos tiempos.

La transacción otorga al Estado el control accionario de un activo transístmico clave. Sin embargo, mientras el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) proyecta la compra como un motor de desarrollo similar en términos cualitativos al Canal de Panamá, un riguroso análisis técnico sobre la radiografía del mercado mundial de hidrocarburos expone la viabilidad real del negocio, así como las exigencias de gobernanza corporativa y disciplina fiscal.

El ministro del MEF, Felipe Chapman, explicó que la decisión responde a un análisis exhaustivo de las señales de volatilidad y la aceleración del mercado energético global observadas durante este año.

Aseguró que el escenario internacional dejó en evidencia “enormes oportunidades para Panamá de apalancarnos en este activo y sacarle mucho más provecho del que tiene actualmente”.

Chapman recurrió a una comparación estratégica con la vía interoceánica para ilustrar el impacto esperado.

“Pensemos en lo que generaba el Canal en el siglo pasado y en lo que genera hoy en día. Guardando las proporciones, porque no tiene el mismo tamaño, desde un punto de vista cualitativo puede tener el mismo efecto con un resultado muy importante para la región occidental del país”, comentó.

El objetivo del Ejecutivo es fomentar la creación de empleo bien remunerado en provincias como Chiriquí y Bocas del Toro mediante una gestión administrativa de excelencia.

El foco en estas dos provincias se debe a que PTP opera el Oleoducto Transístmico, de 131 kilómetros, que conecta el Atlántico y el Pacífico mediante los terminales de Chiriquí Grande y Charco Azul, con capacidad para movilizar hasta 10 millones de barriles mensuales.

Esta red logística permite que buques de gran calado descarguen y carguen crudo destinado a mercados de Asia y la costa oeste de América, pasando por Panamá.

Históricamente, la empresa transportó más de 2.7 mil millones de barriles de crudo de Alaska entre 1982 y 1996 hacia la costa este de EE.UU. Tras la autorización de exportaciones directas desde Alaska, el oleoducto suspendió operaciones, pero fue reactivado en 2003 con crudo ecuatoriano y posteriormente con acuerdos internacionales que incluyeron petróleo angoleño y venezolano. Así lo explica la página web de PTP.

Según datos oficiales de la Autoridad Marítima de Panamá, en 2025 la terminal de Charco Azul movilizó más de 17 millones de barriles de crudo, mientras que el de Chiriquí Grande registró cerca de 15.8 millones de barriles.

Para comprender las oportunidades reales que busca aprovechar Panamá, el experto en energía y combustibles, Rafael Jaén Williamson, ofrece una detallada radiografía sobre las dinámicas geopolíticas y de consumo que rigen el comercio petrolero actual.

El experto aclara que, más allá de la volatilidad geopolítica puntual, el factor estructural determinante es la creciente demanda de energía derivada del crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) y del Índice de Desarrollo Humano (IDH) en las economías emergentes, con un protagonismo claro de la India, China y el continente africano.

A esto se suma la vulnerabilidad en la seguridad de suministro del Sudeste Asiático frente a la interrupción parcial o total del flujo de petróleo a través del Estrecho de Ormuz debido al conflicto entre EE.UU. e Irán.

Williamson indicó que como reporta la Agencia Internacional de Energía, el Sudeste Asiático depende de Oriente Medio para el 60% del petróleo que importa. Al mismo tiempo, dijo, la demanda de crudo en esa región ha crecido un 60% desde el año 2000 —impulsada por la industria y el transporte—, mientras su producción local ha caído más de un tercio desde el siglo pasado, obligándola a recurrir masivamente a las importaciones.

En este mapa global, el rol medular de PTP es servir de ‘canal de trasiego’ para transportar petróleo crudo desde el Atlántico hacia el Sudeste Asiático.

El experto enfatiza que enviar crudo es mejor negocio que transportar refinados, ya que economías como China concentran el 88% del incremento de la capacidad mundial de refinación entre 2019 y 2025.

Asimismo resalta la complementariedad operativa entre PTP y el Canal de Panamá en la que enfatiza que todo hidrocarburo bombeado por PTP alivia el tráfico de buques por la vía interoceánica, la cual ya enfrenta una alta demanda y constante vulnerabilidad climática por crisis hídricas como el fenómeno de El Niño.

Respecto a diversificar PTP hacia hidrógeno verde, biocombustibles o GNL, Williamson aclara que la infraestructura carece de flexibilidad operativa y que requeriría inversiones de capital de miles de millones de dólares que no se justifican por falta de escala y mano de obra técnica capacitada en el país.

Sobre la conveniencia financiera del monto de $191.7 millones pagado por el Estado, la economista Susana Vásquez aclara que, aunque el cálculo se realizó bajo el mecanismo contractual y estados financieros auditados, para determinar si fue un precio adecuado se requeriría una valoración independiente considerando flujos de caja futuros y necesidades de inversión.

Vásquez calculó que, si se toma como referencia una generación aproximada de $8.4 millones anuales en dividendos, el plazo simple para recuperar la inversión sería de unos 23 años, sin contar intereses ni fluctuaciones de ingresos.

Mientras que el economista Marvin Montero enfatiza que la compra es solo la primera etapa. “El verdadero desafío será obtener un retorno adecuado sobre el capital invertido, preservar el flujo de caja y mantener una disciplina estricta en las decisiones de inversión y expansión”, dijo.

Montero rescata que PTP se conecta con el clúster logístico que representa cerca del 12% del PIB panameño, pero advierte que tener infraestructura no garantiza por sí solo competitividad internacional sin eficiencia, confiabilidad y seguridad jurídica.

Ante el riesgo fiscal de que el Estado pase de accionista a administrador directo de un activo intensivo en capital, tanto Vásquez como Montero y Jaén Williamson coinciden en que la operación debe mantenerse en manos privadas.

Vásquez alerta que, al asumir el 100% de la propiedad, cualquier caída en los ingresos o necesidad imprevista de capital aumentará la presión sobre las finanzas públicas, por lo que sugiere licitar contratos de operación y mantenimiento a empresas especializadas.

En sintonía, Jaén Williamson sostiene de forma categórica que “el gobierno no tiene vocación para la operación de oleoductos” y que crear una empresa estatal para administrarlo constituiría un severo error de cálculo.

“El modelo más factible es concesionar para que operadores privados de clase mundial, con experiencia comprobada, puedan aspirar a operar PTP”, concluyó el especialista, recordando que una falla en el manejo de commodities, logística marítima o seguros en un oleoducto conlleva riesgos graves de impacto ambiental y financiero.