Cargando análisis estratégico...
En el marco de un encuentro protocolar y de trabajo, la Empresa Portuaria Chacabuco (Emporcha) recibi� al vicepresidente ejecutivo de CORFO y consejero del Sistema de Empresas P�blicas (SEP), Jos� Ignacio Mujica, junto al director regional de la instituci�n, Francisco Saldivia, entre otros invitados.
La delegaci�n fue recibida por el presidente del directorio, Eduardo Vera Wandersleben, y el gerente general, Felipe Candia, acompa�ados por Oriel Varela, gerente de Explotaci�n, y Sebasti�n Gallardo, gerente de Administraci�n y Finanzas.
Durante la reuni�n, ambas instituciones repasaron los lineamientos estrat�gicos para potenciar el desarrollo productivo, la conectividad y la infraestructura portuaria de la Regi�n de Ays�n, estructurando una agenda de futuro basada en la diversificaci�n y la articulaci�n p�blico-privada.
Cobertura operacional y ampliaci�n de la red de conectividad mar�tima
Un pilar fundamental de la exposici�n fue la proyecci�n de entregar cobertura operacional a todas las rampas o muelles de la Direcci�n de Obras Portuarias (DOP), para alcanzar un total de 9 centros de conectividad mar�tima, afianzando de este modo la soberan�a y el desarrollo territorial. La visi�n institucional apunta a sumar a la infraestructura existente los puntos de Puerto Ib��ez y Chile Chico en el Lago General Carrera, as� como Puerto Yungay y R�o Bravo en el fiordo Mitchell.
"Operar en estas rampas no solo implica conectar a las personas y veh�culos con el resto de la regi�n y el mundo, sino tambi�n viabilizar actividades productivas estrat�gicas en las zonas de operaci�n, vinculadas principalmente a la acuicultura, la pesca, la miner�a y el turismo", indic� el presidente de Emporcha.
Para materializar esta visi�n de crecimiento, la administraci�n de Emporcha detall� los ejes prioritarios que guiar�n la gesti�n y los proyectos de inversi�n en el mediano plazo:
1. Escuela de artes y oficios del litoral: Orientada a mejorar el capital humano de quienes desarrollan actividades productivas del mar, entregando capacitaci�n formal a quienes poseen conocimientos pr�cticos, facilitando la renovaci�n de certificaciones y abriendo espacios a quienes tienen vocaci�n por la vida ligada al mar y los fiordos de Ays�n.
2. Parqueadero de camiones: Una soluci�n destinada a descongestionar la localidad de Puerto Chacabuco, regulando la frecuencia de tr�nsito y ofreciendo servicios de alto est�ndar para mejorar la permanencia de los choferes y transportistas antes de los embarques en ferry y tras su desembarque.
"Hoy es relevante para nuestra zona el desarrollo de un plan de trabajo efectivo y ejecutivo, que permita que las iniciativas de nuestra empresa generen valor agregado a la regi�n. No s�lo somos un puerto, somos articuladores del crecimiento sostenible y una plataforma de negocios coherente con las oportunidades del mercado y del ecosistema portuario nacional", indic� Eduardo Vera.
Como parte integral del modelo de gesti�n, la compa��a avanza en la incorporaci�n de altos est�ndares ambientales para las operaciones de agua de mar de la industria log�stica y acu�cola. En esta l�nea, la estatal proyecta concretar alianzas estrat�gicas —con el Centro de Investigaci�n en Ecosistemas de la Patagonia (CIEP), la Universidad de Ays�n, Inacap y el CFT Estatal— para desarrollar medidas efectivas de mitigaci�n, recuperaci�n y compensaci�n de los impactos ambientales asociados a la operaci�n portuaria, sumando valor y sostenibilidad a toda la cadena productiva regional.
Al concluir el encuentro, el presidente del directorio de Emporcha relev� y agradeci� el constante apoyo recibido por parte del Sistema de Empresas P�blicas (SEP), a trav�s de su director ejecutivo, Eduardo Scalvini —por delegaci�n de su presidente, don Fernando Morand�—, en las iniciativas orientadas a dinamizar el Corredor Bioce�nico entre Chubut y Puerto Chacabuco, as� como en la ampliaci�n de las coberturas de gesti�n en los muelles de la Direcci�n de Obras Portuarias (DOP).
Accede a la nota completa y mantente a la vanguardia de los movimientos financieros globales.
Leer artículo en Nevaco GlobalNevaco Report — Monitoreo en tiempo real de mercados globales y análisis macroeconómico.
Según la PDI, las coordinaciones eran realizadas por un interno que cumple condena por tráfico de drogas en el penal de Coyhaique. El receptor del cargamento quedó en prisión preventiva.
Colombia tuvo que recurrir a un volumen histórico de gas importado para atender su demanda energética. En septiembre de 2026, las compras externas alcanzaron un promedio de 415,8 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), el nivel más alto de la serie histórica y un incremento de 138,1% frente al mismo mes de 2025. El dato refleja la creciente dependencia del país del suministro externo, en un momento en que la producción nacional continúa disminuyendo. Según el más reciente reporte de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), el gas importado representó el 37,1% de la demanda atendida en septiembre, es decir, más de una tercera parte del consumo. Puede leer: Gas venezolano llegaría a Colombia desde 2027: obras en el gasoducto Antonio Ricaurte comenzarán este año En total, la demanda atendida ascendió a 1.120,8 MPCD. De ese volumen, 705 MPCD correspondieron a producción nacional comercializada y 415,8 MPCD a gas importado. La situación también dejó en evidencia los riesgos de depender únicamente de la terminal de regasificación SPEC LNG, ubicada en Cartagena. Una contingencia operativa en uno de sus trenes redujo temporalmente su capacidad y obligó al Gobierno a declarar un racionamiento programado durante seis días de septiembre. La producción fiscalizada de gas natural se ubicó en 1.083 MPCD en septiembre, con una disminución de 21,9 MPCD (-2%) frente a agosto y de 160,1 MPCD (-12,9%) en comparación con septiembre de 2025, cuando alcanzó 1.243 MPCD. Entérese: De la Espriella, como Petro, busca importar gas de Venezuela: ¿por qué ahora sí es viable? Por su parte, el gas comercializado, es decir, el volumen que efectivamente se pone a disposición del mercado, promedió 705 MPCD, una reducción de 12 MPCD (-1,7%) frente al mes anterior y de 109 MPCD (-13,4%) respecto al mismo periodo del año pasado. Entre enero y septiembre de 2026, este indicador promedió 704,2 MPCD, 12,9% menos que en igual periodo de 2025. Por departamentos, Casanare concentró el 65,8% de la producción fiscalizada nacional, pero registró una disminución de 6,4 MPCD (-0,9%), al pasar de 718,7 a 712,4 MPCD. Las principales reducciones se presentaron en los campos Cupiagua (-5,7 MPCD) y Cusiana Norte (-5,4 MPCD). Estas caídas fueron compensadas parcialmente por el aumento de Pauto Sur, que sumó 10,9 MPCD, equivalente a un crecimiento de 3,2%. Córdoba también registró una disminución importante. Su producción pasó de 74 a 67,2 MPCD, una reducción de 6,8 MPCD (-9,2%). Vea aquí: Sirius cerró consultas previas con más de 100 comunidades, pero debe evaluar otras 237 por fallo de tutela Este comportamiento estuvo relacionado con las caídas de los campos Nelson, Palmer, Cañahuate y Arandala, que en conjunto restaron 7 MPCD, y Mágico, con una reducción de 1,3 MPCD. La entrada de Cañaflecha, que aportó 3,5 MPCD, compensó parcialmente esas disminuciones. También se reportaron retrocesos en Sucre, con 2,4 MPCD menos (-5,1%), y La Guajira, con una caída de 2,1 MPCD (-2,5%). El crecimiento de las compras externas no se limita a septiembre. Entre enero y ese mes, las importaciones de gas natural promediaron 266,9 MPCD, un aumento de 56,2% frente al mismo periodo de 2025, cuando se ubicaron en aproximadamente 170,9 MPCD. En ese lapso, el gas importado representó el 27,5% de la demanda nacional, frente al 17,4% registrado un año atrás. Esto evidencia que la participación del suministro extranjero viene aumentando a medida que disminuye la oferta nacional. “La oferta nacional de gas continúa en descenso y las importaciones alcanzaron un máximo histórico de 415,8 MPCD. La contingencia en SPEC LNG, que llevó a declarar un racionamiento programado entre el 24 y el 29 de septiembre, evidenció la vulnerabilidad de depender de un único punto de importación que ya cubre el 37% de la demanda de gas del país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol. Además: “Perdimos soberanía en gas y podríamos perderla en petróleo si no hay un cambio de rumbo”: el llamado de Campetrol El dirigente gremial también destacó la reserva de nuevas áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que consideró un paso relevante para reactivar la exploración de hidrocarburos. En ese contexto, recordó que durante la IX Cumbre del Petróleo, Gas y Energía, Campetrol insistió en el desarrollo de los cuatro pilares de la estrategia 4x4: aumentar la producción de los campos existentes, desarrollar el potencial de gas, materializar los yacimientos no convencionales e incrementar la exploración. El retroceso de la producción de hidrocarburos también se reflejó en el petróleo. En septiembre de 2026, la producción fiscalizada de crudo se ubicó en 729.600 barriles diarios, una reducción de 0,4% frente a agosto, equivalente a 3.100 barriles menos por día. En comparación con septiembre de 2025, la caída fue de 2,9%, es decir, 22.000 barriles diarios menos. El departamento del Meta, que concentra la mayor parte de la producción petrolera del país, registró una disminución de 4.800 barriles diarios (-1,1%), al pasar de 430.100 barriles diarios en agosto a 425.300 en septiembre. Por municipios, Cabuyaro presentó el mayor retroceso, con una reducción de 3.700 barriles diarios (-11,5%), al pasar de 32.000 a 28.300 barriles diarios. La caída estuvo asociada al comportamiento del campo Índico, cuya producción pasó de 20.600 a 16.900 barriles diarios, una disminución de 18,1%. De acuerdo con el reporte del tercer trimestre de GeoPark, socio junto con ONGC del bloque CPO-5, la producción enfrentó dificultades por bloqueos comunitarios que ya fueron superados. También disminuyó la producción en Guamal, con 800 barriles diarios menos (-2,1%), y Acacías, con una reducción de 600 barriles diarios (-0,7%). En estos dos municipios se destacó el comportamiento del campo Akacías, que pasó de 29.700 a 28.200 barriles diarios, una caída de 1.500 barriles (-5%). Según Campetrol, el resultado estuvo relacionado con restricciones en el manejo de agua. Santander registró una reducción de 800 barriles diarios (-2,2%), al pasar de 39.100 a 38.200 barriles diarios, principalmente por el comportamiento del campo Yariguí-Cantagallo, que disminuyó 600 barriles diarios. En Arauca, la producción cayó 800 barriles diarios (-1,9%), al pasar de 43.800 a 43.000 barriles diarios. La disminución estuvo explicada principalmente por el campo Rex NE, que perdió 1.500 barriles diarios (-17,9%). Este resultado fue compensado parcialmente por Tame, donde la producción aumentó 1.300 barriles diarios (31,4%), impulsada por los incrementos de los campos Capachos Sur y Andina. En Capachos Sur, además, entró en operación un nuevo pozo a mediados de septiembre. Más noticias: Taxistas y conductores se quejan por disparada de casi 20% en el precio del gas natural vehicular Los campos Rubiales, Caño Sur Este y Akacías, que cuentan con campañas activas de perforación, produjeron en conjunto 175.600 barriles diarios durante septiembre. Este volumen representó el 24,1% de la producción nacional. Entre enero y septiembre, estos tres campos registraron una producción promedio de 173.700 barriles diarios, equivalente al 23,8% del total nacional. Lea también: Colombia retomará la exploración de hidrocarburos: rondas comenzarán este año En el acumulado de los primeros nueve meses de 2026, la producción fiscalizada de petróleo promedió 731.000 barriles diarios, una disminución de 2,2% frente al mismo periodo de 2025, equivalente a 16.700 barriles diarios menos. Hay más historias por descubrir en EL COLOMBIANO. Regístrate gratis y continúa explorando nuestros contenidos. [Crea tu cuenta gratis aquí]