En tanto, el Índice de Inventarios del Comercio (IICom) aumentó 3,2% en relación con el mes anterior, debido al alza de las tres divisiones que componen el índice. La más influyente fue comercio mayorista, con 1,736 pp.

Por otra parte, el Índice de Inventarios de la Minería del Cobre (IIMCu) creció 2,0% en comparación con diciembre de 2021, como consecuencia del alza de productos de la minería del cobre y de insumos industriales, que aportaron 1,357 pp. y 0,625 pp., respectivamente.

Por su parte, los inventarios de productos de la minería del cobre anotaron un incremento mensual de 1,7%, atribuido, principalmente, al aumento de productos en proceso, debido a una baja base de comparación.

Mientras que los inventarios de insumos industriales presentaron un aumento de 2,9% en relación con el mes anterior. Este resultado se explicó por una menor utilización de ácido sulfúrico.

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El Índice de Producción Manufacturera (IPMan) fue el que más influyó en el resultado, al presentar un alza de 10,6% respecto a igual mes del año anterior e incidir 4,633 puntos porcentuales (pp.) en el IPI. Esto, principalmente a raíz de un aumento en la elaboración de productos alimenticios, en su mayoría de pan envasado.

Le siguió en incidencia el Índice de Producción de Electricidad, Gas y Agua (IPEGA), que se incrementó 8,1% en relación con agosto de 2020 y aportó 0,895 pp. a la variación del IPI. Esto, debido a que las tres actividades que lo componen anotaron aumentos en su actividad, en especial la electricidad.

En contraste, el Índice de Producción Minera (IPMin) presentó un descenso interanual de 2,9%, a causa de una menor actividad registrada en la minería metálica (divisiones 04 y 07), que disminuyó 3,1%, restando 2,973 pp. a la variación del índice, producto de la baja en la extracción y procesamiento de cobre (división 04).

Esto último, como consecuencia de un menor tratamiento, una baja ley de mineral y paralizaciones en importantes empresas del rubro.

Por su parte, la minería no metálica (división 08) se incrementó 2,0% en comparación con igual mes del año anterior, incidiendo 0,100 pp. en la variación del índice, por una mayor producción de carbonato de litio.

Asimismo, los recursos energéticos (divisiones 05 y 06) crecieron 1,6% e incidieron 0,007 pp. en la variación del índice general, a causa de una mayor producción de petróleo crudo.

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La minera más grande del mundo está revisando su negocio de petróleo y considerando opciones que incluyen una venta comercial, dijeron las fuentes, que pidieron no ser identificadas porque las conversaciones son privadas. El negocio, que se prevé gane más de US$2.000 millones este año, podría tener un valor estimado de US$15.000 millones o más, según señaló una de las personas.

Los activos energéticos de BHP la convierten en una empresa atípica entre las mineras más grandes del mundo: su rival Anglo American Plc ya abandonó el carbón térmico bajo la presión de los inversionistas y BHP está intentando de seguir el ejemplo.

La compañía ha dicho durante mucho tiempo que el petróleo era uno de sus pilares estratégicos y ha argumentado que ganará dinero durante al menos otra década. Pero a medida que el mundo trata de alejarse de los combustibles fósiles, BHP quiere evitar quedarse con activos que se vuelvan más difíciles de vender, dijeron las personas.

Las discusiones aún se encuentran en una etapa inicial y no se ha tomado una decisión definitiva, según las fuentes. Un portavoz de BHP declinó hacer comentarios.

La medida se produce en un momento en que las grandes petroleras buscan formas para responder a la presión de los inversionistas en materia climática, en algunos casos reduciendo su producción principal y agregando activos de energía renovable.

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Es así como en la actividad se abordarán tópicos como las perspectivas macroeconómicas de América Latina ante el coronavirus; el impacto en los precios y la demanda del petróleo; y la interrupción que ha provocado en la cadena de suministro, sumado a un panorama sobre la situación bancaria.

Mayor información sobre el webinar e inscripciones en el siguiente link.

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El precio del cobre cerró en US$2,34 la libra en Londres, lo que implicó un aumento diario de 0,93%, con lo que acumula un repunte de 7,68% en el mes, aunque retrocede 16,1% en el año.

Así, se encamina a su mejor desempeño mensual desde noviembre 2016.

El desempeño de este lunes estuvo alineado al positivo comportamiento de los mercados internacionales mientras los inversionistas mejoraban sus expectativas ante la creciente flexibilización de las cuarentenas y gradual reapertura de las principales economías globales, así como también a nuevas medidas de estímulo por parte del Banco de Japón.

“Mejora el sentimiento de mercado ante anuncios de reapertura gradual de las economías más afectadas por el virus”, señaló Bci Estudios en un informe.

Esto contrasta con la cotización del petróleo, que vive su propia crisis. El petróleo WTI cerró en US$ 12,78 luego de retroceder 24,56% en el día, con lo que acumula una disminución de 79% en el año. El crudo tipo Brent quedó en US$19,99, tras ceder 6,76% en el día (-69,7% en 2020).

El comportamiento se debió a las preocupaciones sobre la escasa capacidad de almacenamiento, especialmente en Estados Unidos, y el estancamiento económico global causado por la pandemia de coronavirus.

La demanda de combustible ha disminuido un 30% a nivel mundial, y alrededor de un 85% del almacenamiento en tierra en todo el mundo está lleno a partir de la semana pasada, según datos de Kepler.

Los inventarios de crudo en EEUU crecieron a 518,6 millones de barriles en la semana concluida el 17 de abril, cerca de un máximo récord de 535 millones de barriles registrado en 2017.

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La cotización al contado del metal se hundió 3,39% a US$2,26547 la libra en la Bolsa de Metales de Londres, agudizando sus pérdidas tras el leve descenso de 0,12% anotado en la jornada previa y anotando su valor más bajo desde el 9 de abril.

Así en lo que va del año el precio promedio del metal acumula un descenso de 11,68% a US$2,50763 la librra, anotando su menor nivel desde el mismo periodo de 2016.

Con este negativo desempeño el metal borró por lejos las ganancias anotadas la semana pasada, en la que acumuló un avance de 4,27%, registrando su mayor aumento semanal desde mediados de diciembre de 2019.

“Parece un típico día de aversión al riesgo”, afirmó Carsten Menke, analista de Julius Baer, citado por Reuters. “Tras la reciente escalada no se necesita una gran excusa para tomar ganancias”, añadió.

En una inédita situación, los futuros del crudo en Estados Unidos se desplomaran por debajo de cero por primera vez en la historia el lunes, debido a la incapacidad de almacenar el crudo lo que ahuyentó a los inversionistas de los contratos con entrega en mayo.

Petróleo sigue bajo presión

El petróleo sigue bajo presión. Bajo mucha presión. Un día después del colapso del WTI, que sirve de referencia para EEUU y Chile, hoy fue el turno del crudo Brent, el referencial europeo.

En medio de la preocupación por el bajo consumo y las elevadas existencias del hidrocarburo, el barril Brent del Mar del Norte se cotizó en US$ 19,33, su nivel más bajo desde el pasado 7 de febrero de 2002. Más de 18 años.

Pero estadísticamente, más que el precio, quizá sea más relevante la variación. Claro porque el valor del barril representa una violenta caída de 24,4%, la mayor baja diaria desde el 17 de enero de 1991. Sí, casi 30 años.

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“Los temblores deberían resonar por algún tiempo y esta incertidumbre requiere una visión neutral. El petróleo se ve enormemente sobrevendido más allá de 2020. El brote de virus eliminó el crecimiento de la demanda, incluso después de dar cuenta de un repunte económico en la segunda mitad”, se lee en un reporte del banco.

Así, Julius Baer estima un precio de US$40 para los próximos tres meses y de US$50 el barril en un horizonte a 12 meses.

Al cierre de las operaciones, el Brent se ubicó en US$34 por barril, mientras que el WTI finalizó la jornada en US$31 el barril. Ambos acumulan una caída de 20% en sólo tres jornadas.

Por otro lado, en medio del desplome en los precios de la mayoría de las materias primas, el oro captura la atención de los inversionistas, al ser considerado activo refugio.

Sin embargo, a pesar del incierto rumbo que tomará la economía global, Julius Baer recomienda adoptar una visión neutral frente al oro.

A juicio del banco de inversión, los riesgos para el crecimiento de la economía global ya se reflejaron en los precios del oro. Esto, sin considerar un escenario recesión, lo cual podría impulsar aún más los precios. a menos de que el mundo entre en recesión.

Para los próximos tres meses, Julius Baer proyecta un precio de US$1.625 la onza, mientras que en un pazo de 12 meses, estiman un nivel de US$1.600. Al cierre de las operaciones, el oro se ubicaba en los US$1.642 la onza.

Sobre el desempeño del acero JP Morgan indica que las exportaciones sufrieron una brusca caída de 28% entre enero y febrero, según las cifras publicadas por China el 7 de marzo pasado.

“Dado que la demanda interna se vio algo apagada debido al brote de COVID-19, el aumento en la producción ha resultado en una fuerte acumulación de inventario, que actualmente se encuentra en niveles récord. Debido a los altos niveles de inventarios, nosotros esperamos que las exportaciones de acero aumenten sustancialmente en marzo”, se lee en el reporte.

Así, los analistas de JP Morgan tienen una visión negativa para los precios del acero en el mediano plazo, ya que la demanda se mantendrá débil y los precios mantendrán la tendencia alcista.

La entrada Las recomendaciones de JP Morgan y Julius Baer para las materias primas se publicó primero en Empleos Minería.

Estas dos variables, con mayor o menor magnitud, tienen impacto directo en la inflación de Chile. Por lo pronto, la apreciación que ha tenido el dólar desde que estalló la crisis social tuvo efectos en el IPC de enero (0,6%) y de febrero (0,4%) y llevó, además, a que el mercado ajustara al alza las previsiones de 2020, pasando de 3,2% a 3,5%. En el corto plazo, los forwards de inflación recogieron estos efectos subiendo su estimación para marzo de 0,3% a 0,4%, lo mismo que esperan los economistas en la encuesta de expectativas.

“El alza en las proyecciones de IPC responde principalmente a la sorpresa positiva del IPC de febrero y el alza del tipo de cambio, el que hasta ahora se ha mantenido por un tiempo prolongado sobre los $800”, afirma Martina Ogaz, economista de EuroAmerica.

Carolina Grünwald, economista jefe de Banchile, añade que subieron sus expectativas de 3,2% a 3,4% (previo a la guerra del petróleo), “básicamente por la sorpresa de inflación de febrero, que da cuenta de un rápido traspaso del tipo de cambio a precios”.

Pero más allá de los efectos de corto plazo, ¿qué pesa más: el petróleo o el dólar en la evolución de los precios internos? El debate está abierto, pues no hay una postura única.

Entre los argumentos de quienes se inclinan por un predominio del dólar está el hecho de que los bienes transables pesan mucho más que los combustibles y tiene un efecto amplificador mucho mayor, interactuando con varios productos de la canasta del IPC.

Esto, además, porque el 70% de la canasta del Índice de Precios al Consumidor (IPC) se vincula en forma directa o indirecta con la divisa norteamericana.

Nicolás Birkner, director de Estudios Económicos de CorpResearch dice que “son fuerzas que se contraponen y cuál predomine más dependerá de qué tan permanente sea el movimiento de precios”. En ese sentido, subraya que “el alza actual del dólar va a ser de mayor duración y tenderá a predominar sobre lo que pueda pasar con el petróleo. Además, el dólar afecta directamente una proporción importante de la canasta, junto con tener efectos de segunda en vuelta en otros”.

Tomás Flores, economista de LyD tiene esa misma visión. “La economía chilena es altamente globalizada, en donde incluso el cemento puede ser importado, por lo cual la depreciación del peso genera una presión de costos superior a la que podría provocar un shock petrolero”. Francisca Pérez, economista de Bci dice que “lo que predominará será el alza del dólar en lugar de la baja del petróleo”.

En la otra vereda, se ubica la posición de Grünwald quien señala que “el petróleo es más predominante hacia el largo y mediano plazo porque es la base de muchos procesos productivos, afecta los costos. Esto, además de precios directos como el de la gasolina y algunas tarifas”. Ogaz, en tanto, puntualiza que la baja del petróleo tendría un mayor efecto sobre la inflación, principalmente “porque las bajas sufridas por los precios tanto del WTI como de la gasolina de 93 han sido considerablemente más fuertes que la depreciación del tipo de cambio, además de ser un bien intermedio que se relaciona con otros precios de productos”. Marco Correa, economista de Bice sostiene esa misma tesis: “Para el IPC como un todo, en el corto plazo, puede pesar más la depreciación del peso, pero para el mediano plazo y si se mantuviera el petróleo a estos niveles podría primar ese efecto”.

En tanto, la Encuesta de Expectativas espera un ajuste de 25 pb en mayo. No obstante, algunos economistas ven espacio incluso para un recorte mayor de 50 pb en mayo.

La entrada Alza del dólar y desplome del petróleo abren debate sobre qué factor predominará en la inflación 2020 se publicó primero en Empleos Minería.

Para 2021, la EIA elevó su previsión de crecimiento de la demanda petrolera en 140.000 bpd a 1,52 millones de bpd.

Para la producción de crudo en Estados Unidos, se calcula un alza de 960.000 bpd en 2020 a un volumen récord de 13,2 millones de bpd, menos que la expectativa previa de un aumento de 1,06 millones de bpd.

“La EIA espera que las restricciones de viajes en respuesta al coronavirus, junto a la desaceleración económica en China, reduzca la demanda de petróleo y mantenga los precios del crudo por debajo de los 60 dólares por barril durante el primer semestre de este año a pesar de los actuales problemas en los suministros”, dijo Linda Capuano, administradora de EIA.

La producción estadounidense subiría en 360.000 bpd en 2021 a 13,56 millones de bpd, según la EIA.

La entrada La EIA recorta pronóstico crecimiento demanda mundial por petróleo 2020 se publicó primero en Empleos Minería.

(La Tercera-Pulso) Algunos de los mayores productores de combustible fósil del mundo instan a los contribuyentes a ayudarlos a eliminar su tradición contaminadora.

Las compañías mineras, petroleras y de gas natural más grandes del mundo redoblan su campaña por el establecimiento de la captura y almacenamiento de carbono (CCS por la sigla en inglés) como vía para desacelerar el calentamiento global. Pero la posibilidad de un precio de US$90.000 millones anuales les resulta excesivo para hacerlo solas.

La tecnología elimina la contaminación de las chimeneas de las plantas industriales y la inyecta de forma permanente bajo el suelo. Conlleva la promesa de reducir los gases de invernadero sin cambiar el sistema energético del mundo.

A pesar de su potencial, la CCS plantea preguntas difíciles a las autoridades sobre cómo solventarla, y nadie en el sector ha dado con una solución que vaya más allá de subsidios directos o impuestos al carbono mucho más altos. Cualquiera de esas medidas haría mucho menos económico el uso de combustibles fósiles.

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Sin embargo, compañías como los gigantes mineros Glencore Plc y BHP Billiton Ltd., así como las grandes petroleras Royal Dutch Shell Plc y Total SA se han visto alentadas por un informe de Naciones Unidas que muestra que la CCS es vital para frenar el calentamiento global.

“Se trata de cambiar la forma en que la gente considera la CCS para que deje de pensar que es algo inevitable pero imposible y que pase a ser necesario y factible”, dijo Fiona Wild, jefa de cambio climático y sostenibilidad de BHP Billiton, en una entrevista en Edimburgo. “Tenemos que contar con políticas que apoyen el desarrollo a mayor plazo porque necesitamos magnitud”.

El costo es el principal impedimento para la CCS. La Agencia Internacional de la Energía estima que el precio de secuestrar carbono parte de alrededor de US$40 por tonelada, el doble del costo de las emisiones en Europa.

La industria tiene que capturar 2.300 millones de toneladas al año para 2040. Eso sugiere que la CCS necesitaría US$92.000 millones anuales como apoyo para trabajar en gran escala, más del total de la inversión en la industria del carbón del año pasado.

Esas cifras hacen que la CCS sea vulnerable tanto a los desafíos de los ecologistas, a quienes no les gusta el principio de contribuir con los combustibles fósiles, como de los desarrolladores de renovables, que crean cada vez más parques solares y eólicos a un costo que rivaliza con las formas tradicionales de energía.

“La CCS es una suerte de pase libre y una gran oportunidad de negocio”, dijo Michael Liebreich, fundador del grupo de análisis Bloomberg NEF en Londres, ahora propiedad de Bloomberg LP. “No sólo les permitiría seguir haciendo lo que hacen, sino que también les ofrece la perspectiva de que se les pague por limpiar su propia contaminación. No creo que alguna vez eso pase de forma masiva”.

Hay otros desafíos que también obstaculizan la adopción generalizada de la CCS

No hay un modelo de negocio consensuado que indique que los desarrolladores pueden ganar dinero con la tecnología. Antes de construir una planta, sus promotores deben decir cómo extraerán y monitorearán sus emisiones capturadas.

Las posibles formas de apoyar la CCS comprenden fijar un precio a la contaminación, ya sea a través de mercados de carbono o de un impuesto. Otras opciones serían un subsidio directo o estrictas regulaciones a las plantas de carbón.

Los desarrolladores se muestran renuentes a aceptar la obligación de hacerse cargo del carbono secuestrado durante más de algunas décadas. Eso significa que los gobiernos deben intervenir con garantías para que los proyectos funcionen.

La CCS no funcionará en todas partes por razones técnicas. El carbono debe almacenarse en formaciones rocosas estables en términos geológicos, con frecuencia en yacimientos de gas natural y petróleo agotados. Esos yacimientos deben estar suficientemente cerca de la fuente de contaminación para que el proyecto sea viable en el plano económico.

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La recuperación económica global, que se ha mantenido bien encaminada, pese a diferentes incertidumbres desde el ámbito geopolítico, ha generado un avance importante en ciertos commodities.

Sin embargo, factores como un posible cambio en el panorama de crecimiento mundial, una caída en la demanda China y condiciones mixtas por el lado de la oferta, generan hoy modificaciones modestas en las perspectivas de precios de cara al próximo año.

“Mi selección de los mejores metales para 2018 sería el zinc y el níquel”, dice Amy Li, analista del Banco Nacional de Australia y agrega que “coincidiendo con el agotamiento y el cierre de algunas minas grandes, eso genera un mercado mundial de zinc insuficiente (…) y en el futuro cercano los fundamentos se ven favorables, con una mayor previsión de crecimiento de los precios”.

En cuanto al níquel, que ha subido 16,05% hasta los US$14.265 la tonelada métrica, alcanzando máximos de los últimos cinco años, gracias al auge de los vehículos eléctricos, suma cada vez más adherentes sobre el aumento de su demanda.

Recientemente Reino Unido se unió a Francia para la prohibición de venta de autos a gasolina e híbridos a 2040, apostando por la movilidad sostenible e impactando en los metales necesarios para fabricar las baterías. “Como resultado, esperamos una mayor fortaleza en los precios del níquel en 2018”, comenta Li.

Desde la otra vereda, John LaForge, jefe de estrategia de activos reales de Wells Fargo, espera que los precios de los commodities retrocedan de manera general el próximo año, “estamos hablando del cobre, el petróleo y quizás el área que se verá más afectada serán las materias primas alimenticias solo porque no han tenido un buen rendimiento este año”.

Los expertos coinciden en que el boom actual se debe a un gran problema de suministro que sigue funcionando para los commodities en general. “2018 será el séptimo año de este mercado pesimista en el que se han ubicado las materias primas”, dice LaForge, aclarando que lo que tenemos hoy es una canasta de precios decente que se acentuó en 2016 y continuó en 2017, pero que en el próximo se verá un aumento en el suministro porque “muchas compañías volverán a producir”, dice.

Como su favorito, LaForge elige el platino, pero en cuanto al más débil, el analista apunta al metal rojo.

La mayoría de los fundamentos sobre el platino se refieren a la baja valoración que históricamente ha tenido en relación a otros commodities, principalmente porque el paladio es lo que tradicionalmente se ha usado en la fabricación de autos o en convertidores catalíticos, pero ahora muchas empresas anunciaron que volverán a utilizar platino. “Creo que se viene una demanda extra de platino en los próximos años que subirá los precios”, agrega.

La otra cara

En cuanto al cobre, que actualmente cotiza en los US$3,06 la libra, el costo de su producción seguirá cayendo a nivel mundial el próximo año según los analistas. “Veremos un aumento en la oferta porque son muchos los que no han visto ganancias como éstas en años” indica LaForge, lanzando sus proyecciones a que la libra no se sostendría en los US$3,10.

Sobre el periodo de corrección, Dane Davis de Barclays advierte por China, acusando que es improbable que la reanudación de la demanda se haga sentir en todos los metales. “Creemos que el precio del cobre volverá a sus niveles actuales y retrocederá por debajo de US$3 la libra en 2018”, y agrega que “es importante entender que la recuperación en China fue impulsada por un mini estímulo en respuesta a las preocupaciones por un aterrizaje forzoso en 2015 (..) y como tal todavía vemos que el precio del cobre será más débil el próximo año”.

Con lo anterior y de cara al futuro, podría producirse un retroceso en los precios de los metales el primer trimestre de 2018, “ya que la actividad de producción china tiende a desacelerarse en torno a la celebración de su año nuevo y la temporada de invierno podría frenar también el crecimiento de la producción, especialmente en el acero y aluminio”, señala Li, acotando que la actividad debería retomarse nuevamente en el 2Q.

Finalmente, en cuanto a los precios del petróleo, los analistas coinciden en que es probable que los inventarios de EEUU continúen siendo el principal driver de los precios del crudo y no tanto así los acuerdos de la OPEP.

“EEUU está produciendo mucho petróleo a US$50 el barril del que era generado años atrás”, comenta LaForge asegurando que será ese país el que controlará los precios. Sobre las proyecciones el analista dice que el WTI estará en el rango entre los US$40 y los US$50 el barril y el Brent en el de US$45 y US$55 el barril en 2018.

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Esto porque su operadora, BHP está a punto de dar un importante paso en pos de la reducción de emisiones de gases en la gran minería.

La angloaustraliana lanzó hace un par de meses una licitación que le permitirá concretar un proyecto que en la propia firma catalogan como muy ambicioso. Este consiste en sustituir con gas natural el diésel que actualmente utilizan en instalaciones productivas y en algunos procesos térmicos de la faena.

La compañía está buscando un proveedor que realice el transporte de GNL (gas natural licuado) en camiones, sistema también conocido como “gasoducto virtual”.

Esta empresa también asumiría la instalación y operación de plantas satélite de regasificación (PSR) del hidrocarburo en la faena ubicada en Antofagasta, que BHP recibe en el terminal de GNL Mejillones y con el cual actualmente abastece la operación de la central termoeléctrica Kelar (517 MW), cuya operación comercial comenzó en enero.

En el mercado comentan que el proceso está avanzando y ya se firmaron los contratos de confidencialidad entre el área de abastecimiento de la minera, que lleva adelante la licitación, y las empresas que prestan estos servicios, las que a lo largo del tiempo se han incrementado.

Trascendió que operadores como Metrogas, Enel Generación Chile, Engie, Lipigas, Gasco y Engie Chile, que en marzo compró a la uruguaya Gas-stream (que opera servicios de transporte de GNL por tierra y PSR) estarían participando en el concurso.

Opción de larga data

La sustitución de los combustibles fósiles por alternativas de bajas emisiones como el gas natural es un tema del que se venía hablando hace años en la zona norte del país.

De hecho, esta posibilidad fue la que viabilizó en parte la construcción del terminal de regasificación de Mejillones, donde junto a Codelco y la entonces GDF Suez, que asumieron la inversión, participaron Collahuasi, Freeport McMoRan (El Abra) y BHP, grandes mineras que comprometieron servicios de almacenamiento y regasificación de largo plazo, lo que a su vez les permitió garantizar el derecho de uso de esa instalación.

“Tiene todo el sentido usar gas natural en faenas que estén cerca o no de un gasoducto porque está disponible la alternativa del abastecimiento a través de camiones, considerando que ya en la actualidad el combustible fósil líquido (diésel y gas licuado) lo reciben de esta misma forma, con lo cual el costo en logística sería similar al sustituir estos combustibles por gas natural”, comentó Jean-Michel Cabanés, gerente general de GNL Mejillones, controlada por Engie.

En septiembre de 2012 y tras sostener una disputa por la interpretación del alcance de los derechos de uso del recinto de tratamiento de GNL, BHP suscribió un nuevo contrato a 20 años plazo con GNL Mejillones para asegurar el abastecimiento de gas de la central Kelar, que está conectada directamente con el terminal por un gasoducto de 3 kilómetros de extensión.

Ese convenio tendría las holguras suficientes para la recepción del GNL que la minera requiere para abastecer las operaciones de la minera, que en su mayor parte corresponderían a procesos que requieren calor.

Aunque Cabanés declinó comentar respecto de capacidades, entre las firmas en competencia comentan que en estos momentos el recinto de Mejillones posee infraestructura -que inauguró en abril de 2016- para responder al menos en parte a los requerimientos diarios de carga de camiones que Escondida estableció en la licitación.

En el mercado comentan que de concretarse este proyecto, abriría las puertas del GNL móvil en el Norte Grande, sistema que ya tiene una importante presencia desde Coquimbo y hasta Los Lagos.

Anglo Sur revierte pérdidas y gana US$40 millones a marzo

El alza en el precio del cobre impulsó con fuerza los resultados de la principal operación minera Anglo American en Chile al primer trimestre de este año.

Según el reporte de Anglo American Sur, que integra Los Bronces, El Soldado y Chagres, en el período logró utilidades superiores a los US$ 40 millones, lo que representa un avance importante en comparación al mismo lapso de tiempo en el ejercicio anterior, donde presentó pérdidas que llegaron a los US$ 20 millones.

La principal razón de este cambio de tendencia se le atribuye al valor del metal, ya que el precio promedio entre ambos lapsos pasó de US$ 2,11 a US$ 2,64 por libra, lo que representa una variación de un 25%. Este factor permitió que, a pesar de que el nivel de producción de cobre cayó en casi 10.000 toneladas entre ambos periodos, la firma anglosudafricana presentó números azules.

Los ingresos en el período se redujeron en US$ 16 millones, totalizando US$ 414 millones.

Sin embargo, el ítem que tuvo un cambio más relevante fue el de los costos operacionales, equivalente a una mejora de 18% en comparación al primer trimestre del ejercicio anterior, pasando de US$ 411 millones, a US$ 338 millones, según se reportó a la SVS.

Un factor que influyó en la menor producción de la cuarta faena privada más grande del país fue el cierre temporal de su división El Soldado, que a pesar de ser menos relevante que Los Bronces, se mantuvo paralizada durante la mitad del primer trimestre. Esto, luego de que Sernageomin no aceptó el plan de modernización que busca extender la vida útil de la faena, decisión que fue revertida a mediados de abril.

En la empresa no emitieron declaraciones respecto a los resultados.

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