Análisis de los Consumos Energéticos para Aplicaciones CSP/CST y PV en la Minería Chilena

Análisis de los Consumos Energéticos para Aplicaciones CSP/CST y PV en la Minería Chilena

Edición: Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH Friedrich-Ebert-Allee 40 53113 Bonn Alemania Dag-Hammarskjöld-Weg 1-5 65760 Eschborn Alemania Nombre del proyecto: Fomento de la Energía Solar en Chile (Enfoque en Tecnologías de Concentración Solar) Marchant Pereira 150 7500654 Providencia Santiago Chile T +56 22 30 68 600 I www.giz.de Responsable: Rainer Schröer / Rodrigo Vásquez En coordinación: Ministerio de Energía de Chile Alameda 1449, Pisos 13 y 14, Edificio Santiago Downtown II Santiago de Chile T +56 22 367 3000 I www.minenergia.cl Título: Análisis de los Consumos Energéticos para Aplicaciones CSP/CST y PV en la Minería Chilena. Autor: GAMMA INGENIEROS S.A. Av. El Bosque 1802 Providencia 22223 2424 - gamma@gamma.cl Aclaración: Esta publicación ha sido preparada por encargo del proyecto Fomento de la Energía Solar (Enfoque en Tecnologías de Concentración Solar) implementado por el Ministerio de Energía y Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH GmbH en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se financia a través de la Iniciativa Internacional para la Protección del Clima (IKI) del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU). Sin perjuicio de ello, las conclusiones y opiniones de los autores no necesariamente reflejan la posición del Gobierno de Chile o de GIZ. Además, cualquier referencia a una empresa, producto, marca, fabricante u otro similar en ningún caso constituye una recomendación por parte del Gobierno de Chile o de GIZ. Santiago de Chile, 5 de Diciembre de 2014

Contenido del informe RESUMEN EJECUTIVO... 9 1 INTRODUCCIÓN Y ALCANCE....11 2 OBJETIVOS...11 2.1 CATASTRO GRAN Y MEDIANA MINERÍA....12 2.2 CLASIFICACIÓN MINERA....12 2.3 ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA MINERA....12 2.4 ANÁLISIS POR PROCESOS MINEROS....12 2.5 PERFIL DE DEMANDA HORARIA/DIARIA POR PROCESO/ENERGÍA....12 2.6 PUNTOS DE CONEXIÓN ELÉCTRICA....13 2.7 EVOLUCIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA AL AÑO 2025....13 2.8 ANÁLISIS DE VARIACIÓN DE CONSUMOS DE ENERGÍA AL AÑO 2025....13 2.9 CONSUMOS ESPECÍFICOS POR PRODUCTO...13 2.10 ESPACIO FÍSICO PARA INSTALACIÓN CSP/ CST Y PV POR MINERA....13 2.11 DESCRIPCIÓN DE SISTEMAS DE ENERGÍA SOLAR FACTIBLES....14 3 METODOLOGÍA....14 3.1 REUNIÓN DE INICIO....14 3.2 CATASTRO Y CLASIFICACIÓN DE LAS EMPRESAS MINERAS....14 3.2.1 Fuentes de Información....14 3.2.2 Descripción General....14 3.2.3 Clasificación....15 3.3 ANÁLISIS DEL CONSUMO DE ENERGÍA....15 3.4 DESCRIPCIÓN DE PROCESOS MINEROS Y PERFIL DE DEMANDA ENERGÉTICA....15 3.4.1 Procesos Mineros....15 3.4.2 Perfil de Demanda....15 3.4.3 Puntos de Conexión....16 3.4.4 Proyección de Consumos....16 3.4.5 Indicador Consumo Específico....16 3.5 ANÁLISIS PARA INSTALACIÓN DE SISTEMAS CSP/CST Y PV....16 3.5.1 Espacio Físico....16 3.5.2 Sistemas CSP/CST y PV....16 4 RESULTADOS....17 4.1 CATASTRO EMPRESAS MINERAS....17 4.2 CLASIFICACIÓN EMPRESAS GRAN MINERÍA....21 4.3 ANÁLISIS CONSUMO DE ENERGÍA....22 4.3.1 Análisis por Grupo de Regiones....24 4.3.2 Análisis por Nivel de Producción de Cobre....38 4.4 DESCRIPCIÓN DE PROCESOS MINEROS Y PERFIL DE DEMANDA ENERGÉTICA....43 4.4.1 Procesos Mineros....43 4.4.2 Perfiles de Demanda y Factores que Influyen en el Consumo Energético....62 4.5 PUNTOS DE CONEXIÓN....78 Página 3

4.6 INDICADOR CONSUMO ESPECÍFICO....79 4.6.1 Consumo Unitario de Combustible....79 4.6.2 Consumo Unitario de Energía Eléctrica....88 4.6.3 Producción Molibdeno....96 4.7 PROYECCIONES DE CONSUMO....96 4.7.1 Resumen de Cartera de Proyectos....96 4.7.2 Incertidumbre de los Proyectos....99 4.7.3 Inversión por Regiones....99 4.7.4 Estimación de la Capacidad Máxima de Producción de Cobre en Chile al año 2025.... 101 4.7.5 Capacidad Máxima de Producción de Cobre Mina por Regiones.... 103 4.7.6 Estimación Global de la Capacidad de Producción de Molibdeno.... 105 4.7.7. Proyección de la Demanda Eléctrica para el Cobre.... 105 4.7.8. Proyección de la Demanda de Combustibles para el Cobre.... 116 4.8 ANÁLISIS INSTALACIÓN SISTEMAS CSP/CST Y PV.... 120 4.8.1 Espacio Físico.... 120 4.8.2 Sistemas CSP/CST y PV.... 120 5 ANEXOS... 125 5.1 LISTADO EMPRESAS GRAN MINERÍA.... 126 5.2 LISTADO EMPRESAS MEDIANA MINERÍA.... 127 5.3 RESUMEN EXPLORADOR SOLAR.... 128 5.4 CONSUMOS DE ENERGÍA.... 146 5.5 PRODUCCIÓN POR PROCESOS.... 160 5.6 ÍNDICES CONSUMO ESPECÍFICO.... 162 5.7 PRODUCCIÓN MOLIBDENO.... 167 5.8 RESUMEN EJECUTIVO CARTERA DE PROYECTOS 2014-2023 COCHILCO.... 168 5.9 ESPACIO FÍSICO.... 169 6 REFERENCIAS.... 198 6.1 ANUARIO 2013 DE LA MINERÍA DE CHILE - COCHILCO.... 198 6.2 INVERSIÓN EN LA MINERÍA CHILENA CARTERA DE PROYECTOS 2014-2023 COCHILCO JUNIO DE 2014.... 198 6.3 ANUARIO SERNAGEOMIN- 2013... 198 Índice de Cuadros: Cuadro N 4-1: Registro de Empresas Mineras...18 Cuadro N 4-2: Clasificación Empresas Gran Minería del Cobre...21 Cuadro N 4-3: Producción Molibdeno...22 Cuadro N 4-4: Consumo de Combustibles...28 Cuadro N 4-5: Porcentaje de Uso por Tipo Combustible (2007-2013)...34 Cuadro N 4-6: Energía Eléctrica Total por Procesos Mineros...35 Cuadro N 4-7: Consumo Energía Eléctrica Planta Desaladora y Sistema de Impulsión (II Región)...38 Cuadro N 4-8: Principales Equipos Eléctricos en Mina a Rajo Abierto...65 Cuadro N 4-9: Principales Equipos Eléctricos en Mina Subterránea...66 Página 4

Cuadro N 4-10: Variación Consumo Explotación Mina...76 Cuadro N 4-11: Variación Consumo Planta Chancado y Concentradora...76 Cuadro N 4-12: Variación Consumo Planta Lixiviación...77 Cuadro N 4-13: Puntos de Conexión....78 Cuadro N 4-14: Consumos Específicos Combustible Mina Rajo Abierto....79 Cuadro N 4-15: Consumos Específicos Combustible Mina Subterránea...81 Cuadro N 4-16: Consumos Específicos Combustible Planta Concentradora...82 Cuadro N 4-17: Consumos Específicos Combustible Planta Lixiviación...83 Cuadro N 4-18: Consumos Específicos Combustible Fundición...85 Cuadro N 4-19: Consumos Específicos Combustible Refinería...86 Cuadro N 4-20: Consumos Específicos Combustible Servicios...87 Cuadro N 4-21: Consumos Específicos Energía Eléctrica Mina Rajo Abierto...88 Cuadro N 4-22: Consumos Específicos Energía Eléctrica Mina Subterránea...89 Cuadro N 4-23: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Concentradora...90 Cuadro N 4-24: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Lixiviación...91 Cuadro N 4-25: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Fundición...93 Cuadro N 4-26: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Refinería....94 Cuadro N 4-27: Consumos Específicos Energía Eléctrica Servicios....95 Cuadro N 4-28: Distribución de la Inversión en la Minería Chilena por Sector y Tipo de Proyectos....97 Cuadro N 4-29: Distribución de la Inversión en la Minería Chilena por Sector y Condición de los Proyectos....98 Cuadro N 4-30: Inversión en la Minería del Cobre por Regiones y Condición de los Proyectos.... 100 Cuadro N 4-31: Inversión en Minería del Oro, Hierro y Minerales Industriales, por Regiones y Condición de los Proyectos.... 101 Cuadro N 4-32: Capacidad Estimada de Producción de Cobre Mina en Chile al año 2025 (Miles de ton. de Cu Fino)... 102 Cuadro N 4-33: Capacidad Estimada de Producción Chilena de Cobre Fino en Concentrados al 2025 (Miles de ton.)... 103 Cuadro N 4-34: Capacidad Estimada de Producción Chilena de Cobre Fino en Cátodos SxEw al 2025 (Miles de ton.)... 103 Cuadro N 4-35: Capacidad Máxima Productiva Regional de Cobre Fino en Concentrados al 2025 (Miles de ton.)... 104 Cuadro N 4-36: Capacidad Máxima Productiva Regional de Cobre Fino en Cátodos SxEw al 2025 (Miles de Ton)... 104 Índice de Figuras: Figura N 4-1: E. Combustible, E. Eléctrica y Producción Cobre...23 Figura N 4-2: Energía Total por Proceso....23 Figura N 4-3: Energía por Tipo de Combustible...24 Figura N 4-4: Consumo Energía Total por Región...25 Figura N 4-5: Producción de Cobre Fino por Región...25 Figura N 4-6: Energía Combustibles por Regiones...26 Figura N 4-7: Energía Eléctrica por Regiones...27 Figura N 4-8: Consumo de Combustibles por Proceso...28 Página 5

Figura N 4-9: Consumo Combustible por Proceso (II Región)...29 Figura N 4-10: Consumo Combustible por Proceso (I Región)...29 Figura N 4-11: Consumo Combustible por Proceso (RM)...29 Figura N 4-12: Consumo Combustible por Proceso (III Región)...30 Figura N 4-13: Consumo Combustible por Proceso (IV Región)...30 Figura N 4-14: Uso del Combustible Rajo Abierto....30 Figura N 4-15: Uso del Combustible Mina Subterránea...31 Figura N 4-16: Combustible Lixiviación...32 Figura N 4-17: Combustible Campamentos...32 Figura N 4-18: Combustible Planta Concentradora...33 Figura N 4-19: Combustible Fundición...33 Figura N 4-20: Combustible Refinería...34 Figura N 4-21: Energía Eléctrica por Proceso %...35 Figura N 4-22: Energía Eléctrico por Proceso (II Región)...36 Figura N 4-23: Consumo Eléctrico por Proceso (I Región)...36 Figura N 4-24: Consumo Eléctrico por Proceso (RM)...36 Figura N 4-25: Consumo Eléctrico por Proceso (III Región)...37 Figura N 4-26: Consumo Eléctrico por Proceso (IV Región)...37 Figura N 4-27: Energía Total por Nivel de Producción...39 Figura N 4-28: Combustibles por Nivel de Producción....39 Figura N 4-29: Energía Eléctrica por Nivel de Producción...40 Figura N 4-30: Consumo Combustibles (más de 250.000 TMF)...41 Figura N 4-31: Consumo Combustible (100.000 TMF)...41 Figura N 4-32: Consumo Combustibles (101.000-250.000)...41 Figura N 4-33: Consumo Eléctrico (Más de 250.000 TMF)...42 Figura N 4-34: Consumo Eléctrico (100.000 TMF)...42 Figura N 4-35: Consumo Eléctrico (101.000-250.000 TMF)...42 Figura N 4-36: Proceso Mina Rajo Abierto....44 Figura N 4-37: Proceso Mina Subterránea...48 Figura N 4-38: Proceso Procesamiento Óxido...50 Figura N 4-39: Proceso Procesamiento Sulfuros...54 Figura N 4-40: Proceso Fundición...58 Figura N 4-41: Procesamiento Oro y Plata....61 Figura N 4-42: Demanda Horaria de Potencia Chuquicamata (línea azul) y de una Planta de Chancado (línea roja)...63 Figura N 4-43: Demanda máxima (MW) de la División Chuquicamata con control de demanda (línea verde) y sin control (línea azul)...64 Figura N 4-44: Demanda Horaria de una Planta Concentradora...67 Figura N 4-45: Perfil Demanda de Potencia Térmica....72 Figura N 4-46: Consumo Específico Mina Rajo Abierto...80 Figura N 4-47: Consumo Específico País (Rajo Abierto)...80 Figura N 4-48: Consumo Específico Mina Subterránea...82 Figura N 4-49: Consumo Específico Planta Concentradora...83 Figura N 4-50: Consumo Específico Planta Lixiviación...84 Figura N 4-51: Consumo Específico Planta Lixiviación...84 Figura N 4-52: Consumo Específico Fundición...85 Figura N 4-53: Consumo Específico Refinería....86 Figura N 4-54. Consumo Específico Servicios...87 Página 6

Figura N 4-55: Consumo Específico País (Rajo Abierto)...88 Figura N 4-56: Consumo Específico Mina Subterránea...89 Figura N 4-57: Consumo Específico Planta Concentradora...90 Figura N 4-58: Consumo Específico País Planta Concentradora...91 Figura N 4-59: Consumo Específico Planta Lixiviación...92 Figura N 4-60: Consumo Específico País Planta Lixiviación...92 Figura N 4-61: Consumo Específico Fundición...93 Figura N 4-62: Consumo Específico Refinería...94 Figura N 4-63: Consumo Específico Servicios...95 Figura N 4-64: Capacidad Estimada de Producción de Concentrados y Cátodos SxEw en Chile al año 2025....98 Figura N 4-65: Inversión Total de la Cartera de Inversiones por Regiones, Minería del Cobre y Otros.... 100 Figura N 4-66: Capacidad Máxima de Producción de Cobre Mina según su Condición.... 102 Figura N 4-67: Proyección de Producción de Cu Fino según Catastro de Proyectos.... 105 Figura N 4-68: Proyección de Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre... 106 Figura N 4-69: Proyección de Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre... 107 Figura N 4-70: Ley Promedio Ponderado País Mineral de Cobre... 107 Figura N 4-71: Proyección de Consumo de Energía Eléctrica por proceso en la Minería del Cobre... 108 Figura N 4-72: Energía Eléctrica por Regiones... 109 Figura N 4-73: Proyección de Producción de Cu Fino País, según Catastro de Proyectos 2014... 110 Figura N 4-74: Proyección de Producción de Cu Fino I Región, según Catastro de Proyectos 2014... 111 Figura N 4-75: Proyección de Consumo Energía Eléctrica I Región.... 111 Figura N 4-76: Proyección de Producción de Cu Fino II Región, según Catastro de Proyectos 2014... 112 Figura N 4-77: Proyección de Consumo Energía Eléctrica II Región... 112 Figura N 4-78: Proyección de Producción de Cu Fino III Región,... 113 Figura N 4-79: Proyección de Consumo Energía Eléctrica III Región... 113 Figura N 4-80: Proyección de Producción de Cu Fino IV Región, según Catastro de Proyectos 2014... 114 Figura N 4-81: Proyección de Consumo Energía Eléctrica IV Región... 114 Figura N 4-82: Proyección de Producción de Cu Fino RM+V+VI Región, según Catastro de Proyectos 2014... 115 Figura N 4-83: Proyección de Consumo Energía Eléctrica RM+V+VI Región... 115 Figura N 4-84: Energía Combustibles por Regiones según Base de datos de Cochilco.... 116 Figura N 4-85: Consumo real y proyectado de Combustibles I Región... 117 Figura N 4-86: Consumo real y proyectado de Combustibles II Región... 117 Figura N 4-87: Consumo real y proyectado de Combustibles III Región... 118 Figura N 4-88: Consumo real y proyectado de Combustibles IV Región... 118 Figura N 4-89: Consumo real y proyectado Combustibles RM+V+VI Región.... 119 Figura N 4-90: Consumo proyectado de Combustibles País... 119 ***** Página 7

Abreviaturas: Cátodos ER : Cátodos Electro-Refinados CDEC : Centros de Despacho Económico de Carga EW G-M : : Electrowinning (Proceso de Electrobtención) Gran Minería kv : kilovolt kwh : kilowatt hora kwhe : kilowatt hora eléctrico kwht : kilowatt hora térmico LXSXEW : Procesos de Lixiviación, Extracción por Solvente y Electrobtención MW : MegaWatt PJ : PetaJoule (10^15 Joule) RM : Para el estudio considera las mineras ubicadas en la V, VI y Región Metropolitana SAG : Semi-Autogenous Grinder (Molino Semiautógeno) SIC : Sistema Interconectado Central SING : Sistema Interconectado del Norte Grande SX : Extracción por solvente SX-EW : Extracción por Solvente y Electrobtención TdR : Términos de Referencia TJ : TeraJoule (10^12 Joule) TM : Toneladas Métricas TMF : Toneladas Métricas Finas ********* Página 8

Resumen Ejecutivo En el marco del desarrollo del proyecto Fomento de la Energía Solar (Enfoque en Tecnologías de Concentración Solar) el Ministerio de Energía (MINENERGIA) y la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (Sociedad Alemana de Cooperación Internacional-GIZ) se están realizando estudios en función de determinar y caracterizar los consumos de energía de los procesos mineros, con el fin de verificar la factibilidad de aplicación de tecnologías de generación eléctrica y térmica con concentración solar o generación fotovoltaica. Sobre la base de un registro o catastro reconocido de mineras grandes y medianas de Chile 1 (minería metálica y no metálica), se enumeraron las plantas con sus respectivas ubicaciones geográficas (latitud y longitud), radiación máxima e irradiación anual en el sitio 2, región, nombre del sistema interconectado al cual pertenecen, tipos de procesos incluidos y disponibilidad de espacio físico para zonas de instalación de paneles solares. Ver cuadros Nº 1, 2, 3 y 13 además de los anexos 5.1, 5.2, 5.3 y 5.9. Según la información recibida desde Cochilco 3 para este estudio correspondiente a los años 2007 a 2013 incluido, se han obtenido los consumos específicos para la energía de combustibles y la energía eléctrica. Entre los años 2007 y 2013 se destaca el hecho que el consumo total de energía ha aumentado aun cuando la producción de cobre se mantuvo en un nivel similar. Por lo tanto, las características estructurales de la minería tales como la dureza y ley del mineral, atribuibles al envejecimiento de los yacimientos, serían factores preponderantes para explicar este comportamiento. Revisando el mismo período, en relación a los procesos mineros, se ha observado que los procesos de Mina (rajo abierto y subterránea), Concentradora y Lixiviación (LxSxEw) son los tres más importantes consumidores de energía en forma repetitiva, terminando al año 2013 con un 43,7%, 29,2% y 17,3% de la energía total respectivamente. Con respecto a la proyección de consumo de energía en la minería, se ha analizado el catastro de proyectos mineros publicado todos los años por Cochilco, y se apreció que la producción de cobre fino a futuro aumenta desde 5,8 hasta 8,5 millones de toneladas entre el año 2013 a la proyección al año 2025, incrementándose la participación de concentrados desde un 66.5% el año 2013 hasta un 87,8% el 2025. Tomando en cuenta la evolución de los proyectos por región en relación a sus característica de procesos, sus consumos actuales, sus consumos específicos y sus características estructurales en cuanto a dureza y ley, en el capítulo 4.7 se proyectó la evolución por región del consumo de los combustibles y la energía eléctrica para las regiones: I, II, III, IV y RM (RM 1 2 3 Documento de referencia, Anuario de la Minería de Chile 2013, Ubicación de principales yacimientos en explotación. Utilizando el explorador de energía solar llevado a cabo por el Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile por encargo del Ministerio de Energía y GIZ, para estimar los datos de radiación e irradiación solar. Comisión Chilena del Cobre. Página 9

incluye además las faenas de la V y VI). Por otro lado en el Anexo N 5.9 se presentan, para todas las faenas mineras consideradas en el estudio, la ubicación espacial de sus principales procesos consumidores de energía eléctrica y de combustibles (energía térmica y otros usos directos del combustible) y los potenciales lugares para el emplazamiento de plantas solares de concentración. En relación al consumo de energía eléctrica, las empresas mineras presentan consumos de energía eléctrica permanente (24 horas del día) y potencias superiores a los 2 MWe, por lo tanto, no son clientes eléctricos controlados y tienen contratos individuales de largo plazo con empresas generadoras. Estos contratos incluyen cláusulas de pago por energía, por factor de potencia en horas normales y horas de punta y factores de carga. Además incluyen cláusulas por cantidades mínimas de energía y potencia a modo de Take or Pay. Por esta razón, se ha recomendado que la generación de energía eléctrica en la zona norte mediante la tecnología CSP / CST o PV sea negociada por las empresas mineras con las empresas generadoras eléctricas. Los lugares más apropiados serían en las cercanías de las subestaciones eléctricas de distribución o la correspondiente a cada operación minera (ver cuadro N 13), las que presentan terrenos planos, de alta radiación solar y bajos niveles de polvo. En relación a la demanda térmica de los procesos de electro obtención, éstos se caracterizan por ser de baja entalpía a temperaturas inferiores a 50 ºC en un 90% de su consumo e inferiores a 90 ºC en el 10 % del consumo restante. Esta energía térmica puede ser suministrada por colectores solares, a cambio del combustible líquido habitualmente usado para este proceso, considerando las limitaciones propias de la captación de energía en el día y las variaciones estacionales que afectan la radiación durante el año. Se ha estimado que el requerimiento de calor específico promedio anual para el proceso de electro obtención fluctúa por lo general en un rango comprendido entre los 350 a 700 kwht por tonelada de cobre producido 4. Por lo anterior se ha recomendado considerar un diseño de la planta solar que tenga un factor de cobertura que cubra a lo menos un 100 % de la demanda de calor del período de verano y una cobertura inferior para el período de invierno; dejando el saldo de la demanda de calor cubierta por el sistema de calentamiento por combustible fósil que además debe quedar como sistema de respaldo. Además, se evidenció que es importante considerar un sistema de almacenamiento de calor para suministrar el calor al proceso durante las horas nocturnas. 4 Fuente : Información del Consultor Página 10

Análisis de los Consumos Energéticos para Aplicaciones CSP/CST y PV en la Minería Chilena. 1 Introducción y Alcance. En el marco del desarrollo del proyecto Fomento de la Energía Solar (Enfoque en Tecnologías de Concentración Solar) el Ministerio de Energía (MINENERGIA) y la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (Sociedad Alemana de Cooperación Internacional-GIZ) se están realizando estudios en función de determinar y caracterizar los consumos de energía de los procesos mineros, con el fin de verificar la factibilidad de aplicación de tecnologías de generación eléctrica y térmica con concentración solar o generación fotovoltaica. Alcance del Estudio Sobre la base de un registro o catastro reconocido de mineras grandes y medianas de Chile 5 (minería metálica y no metálica), se enumeraron las plantas con sus respectivas ubicaciones geográficas (latitud y longitud), radiación máxima e irradiación anual en el sitio 6, región, nombre del sistema interconectado al cual pertenecen, tipos de procesos incluidos y disponibilidad de espacio físico para zonas de instalación de paneles solares. Ver cuadros Nº 1, 2, 3 y 13 además de los anexos 5.1, 5.2, 5.3 y 5.9. Por otra parte, se analizó el consumo de energías por región, según la información recibida desde Cochilco para este estudio correspondiente a los años 2007 a 2013 incluido, obteniéndose los consumos específicos para la energía de combustibles y la energía eléctrica. 2 Objetivos El objetivo principal de la consultoría es determinar los consumos de energía y los perfiles de demanda por proceso de las mineras chilenas, en lo que respecta a la energía eléctrica y térmica, con el fin de verificar la factibilidad de aplicación de tecnologías de generación eléctrica y térmica con concentración solar o generación fotovoltaica. 5 6 Documento de referencia, Anuario de la Minería de Chile 2013, Ubicación de principales yacimientos en explotación. Utilizando el explorador de energía solar llevado a cabo por el Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile por encargo del Ministerio de Energía y GIZ, para estimar los datos de radiación e irradiación solar. Página 11

Objetivos Específicos. 2.1 Catastro Gran y Mediana Minería. Indicar en un registro o catastro reconocido de mineras grandes y medianas de Chile 7 (minería metálica y no metálica), el nombre, propiedad, ubicación geográfica (latitud y longitud), radiación máxima e irradiación anual en el sitio 8, región, nombre del sistema interconectado al cual pertenecen. Los puntos siguientes se deberán desarrollar sólo para gran minería según el listado de 34 operaciones (ver Anexo 5.1) de gran minería en Chile en el punto 5.4 de los Términos de Referencia (TdR). 2.2 Clasificación Minera. Clasificación de mineras por producción y por tipo de mineral. Para los puntos 2.3, 2.4, 2.7, 2.8 y 2.9, GIZ entregará al inicio del contrato la información desagregada de procesos por grupo de mineras. Clasificadas por región y cantidad de producción. Información que preparará Cochilco para el Ministerio de Energía con el propósito de este estudio. 2.3 Energía Eléctrica y Térmica Minera. Realizar un análisis del consumo o demanda de energía eléctrica y térmica por minera en forma totalizada y también por proceso y tipo de producto de acuerdo al detalle recibido (Cobre, Molibdeno, etc.), incluyendo datos de consumo directo de combustibles destinados a transporte y cualquier otro uso que no sea para la generación de calor para los procesos. 2.4 Análisis por Procesos Mineros. Incluir el análisis de los consumos de energía de asociados a la provisión de recursos para los procesos mineros (ej.: sistemas propios de impulsión de agua de mar, etc.). 2.5 Perfil de Demanda Horaria/Diaria por Proceso/Energía. Estimar y describir brevemente cada proceso del punto 5.5 de los TdR y obtener el perfil de demanda de potencia horaria/diaria/semanal por proceso y tipo de 7 8 Documento de referencia, Anuario de la Minería de Chile 2013, Ubicación de principales yacimientos en explotación. Utilizar el explorador de energía solar llevado a cabo por el Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile por encargo del Ministerio de Energía y GIZ, para estimar los datos de radiación e irradiación solar. Página 12

energía 9 de acuerdo a la experiencia del consultor. Se estimarán los factores de utilización y demanda de equipos y/o sistemas. Según listado de procesos indicados en el punto 5.5. de los TdR. 2.6 Puntos de Conexión Eléctrica. Registrar los puntos de conexión de las mineras (punto 5.4 TdR) a la red interconectada, indicando nombre de la subestación y tensión de alimentación a la minera. 2.7 Evolución de Consumos de Energía al Año 2025. Analizar la evolución de los consumos (al año 2025) por tipo de energía y por proceso, de acuerdo a tendencia y variación de las condiciones mineras, tales como ley y dureza del mineral. 2.8 Análisis de Variación de Consumos de Energía al Año 2025. Analizar la variación de los consumos de energía de acuerdo a los nuevos proyectos (al año 2025), considerando los escenarios de inversión de la minería. Considerar proyectos Greenfield y Brownfield 10. 2.9 Consumos Específicos por Producto. Calcular el indicador global del consumo específico, referente al consumo de energía versus producto final o trabajo realizado por proceso y tipo de producto (ej.: kwh por tonelada de cobre producido, o kwh por tonelada de mineral procesado, etc.), en las mineras. Cálculo en base a datos promedios. 2.10 Espacio Físico para Instalación CSP/ CST y PV por Minera. Analizar el espacio físico disponible para instalación de sistemas CSP/ CST y PV 11 en cada minera (punto 5.4 TdR) y la disposición geográfica de sus procesos con consumos de energía térmica y eléctrica. Considerar los espacios de concesión de cada minera 12 y las condiciones de los terrenos, tales como orografía, tipo de terreno, sombras, etc. 9 El perfil será confeccionado de acuerdo a procesos tipo, (p.ej: Extracción por solventes (SX), etc.), en base a datos reales (no estimados). No se requiere el perfil del mismo proceso de cada una de las grandes mineras. 10 Proyectos Greenfield: Se refiere a proyectos nuevos. Proyectos Brownfield: Corresponde a modificaciones de instalaciones existentes 11 CSP: Concentrated Solar Power, CST: Concentrated Solar Thermal, PV: Photovoltaic. 12 Para determinar las áreas aproximadas de concesión, se puede utilizar el catastro en línea de Sernageomin http://catastro.sernageomin.cl. Página 13

2.11 Descripción de Sistemas de Energía Solar Factibles. De acuerdo a los consumos de energía térmica y eléctrica, espacio y factibilidad de instalación y radiación disponible, analizar y describir el sistema (o sistemas) de energía solar de concentración más acorde por cada operación minera (punto 5.4 TdR) con los criterios mencionados. Indicar fundamentos, supuestos, ventajas y aspectos a considerar para su factibilidad técnica y económica. 3 Metodología. 3.1 Reunión de Inicio. Se realizó una reunión de inicio con la contraparte técnica de la GIZ para revisar los términos de referencia actualizados y el enfoque que se espera del consultor para el análisis de la información comprometida por Cochilco sobre procesos mineros clasificados por región y producción. Es así como, consistente con el tipo de información recibida, las estimaciones y conclusiones serán en base a la revisión general de los procesos de cada instalación minera. Evitando, en esta etapa, relacionar o inferir datos de consumo de energía a alguna operación minera en particular. 3.2 Catastro y Clasificación de las Empresas Mineras. 3.2.1 Fuentes de Información. Para efectuar el registro de las empresas pertenecientes a la gran y mediana minería se utilizó como referencia la información actualizada disponible en el Sernageomin 13, a través de su anuario de la minería de Chile 2013. Asimismo, se complementó en algunos casos con aportes de publicaciones de organismos como Cochilco, Sonami 14, Consejo Minero u otros. Para la caracterización de la radiación solar disponible en cada ubicación de las empresas mineras se utilizó el explorador de energía solar disponible en el departamento de geofísica de la Universidad de Chile. 3.2.2 Descripción General. El catastro de las empresas mineras metálicas y no metálicas se incluyó la siguiente información: 13 14 Sernageomin: Servicio Nacional de Geología y Minería. Sonami: Sociedad Nacional de Minería. Página 14

- Clasificación general (grande o mediana) - RUT - Nombre - Propiedad - Región y Comuna - Ubicación Geográfica (Latitud y Longitud) - Cota - Estado - Radiación Máxima - Irradiación Anual - Sistema Interconectado 3.2.3 Clasificación. Las empresas de la gran minería se clasificaron por el tipo de mineral que procesan y por el nivel de producción. 3.3 Análisis del Consumo de Energía. La información recibida desde Cochilco se utilizó para calcular los consumos de energía eléctrica y de combustibles, de los procesos mineros y tipo de productos de acuerdo a lo disponible en la base de datos entregada. En particular, para el caso del cobre se consideraron los productos tales como: concentrado, blíster, ánodos y cátodos. Además se incluye el consumo de combustible de uso directo en transporte u otras actividades que no impliquen generación de calor para procesos. Asimismo, se indicarán los consumos asociados al suministro de recursos necesarios para los procesos mineros (ej.: sistemas de impulsión de agua de mar). 3.4 Descripción de Procesos Mineros y Perfil de Demanda Energética. 3.4.1 Procesos Mineros. Para los procesos mineros mencionados en los objetivos se realizó una descripción y caracterización de los aspectos esenciales de cada uno que permitan formarse una clara idea del tipo de proceso o transformación involucrada, así como sus principales fuentes y usos de la energía. 3.4.2 Perfil de Demanda. A partir de la información recibida y la experiencia del consultor, se estimaron los perfiles de demanda de energía eléctrica y térmica de estos procesos. Además, se estimaron los factores de uso de las energías e indicaron los principales variables que influyen en el consumo. Página 15

3.4.3 Puntos de Conexión. Con la información pública de los sistemas eléctricos que suministran energía en la zona de estudio del país (SING y SIC), se indicaron las subestaciones y las tensiones de alimentación para las empresas de la gran minería consideradas en el estudio. 3.4.4 Proyección de Consumos. En base a las tendencias históricas y variaciones esperadas para la ley y dureza del mineral, se realizó la proyección hasta el año 2025 de los consumos de energía eléctrica y térmica esperada para los distintos procesos. Por otra parte, se analizaron las variaciones de consumo de energía asociadas a la implementación de nuevos proyectos mineros o ampliaciones de instalaciones existentes. Para esto se utilizó la reciente información publicada por Cochilco sobre el plan de inversiones denominado Inversión en le Minería Chilena Cartera de Proyectos 2014 2023. 3.4.5 Indicador Consumo Específico. Se calcularon los indicadores de consumo específico de energía por tipo de proceso y producto considerados en base a la información recibida y usando valores promedios. 3.5 Análisis para Instalación de Sistemas CSP/CST y PV. 3.5.1 Espacio Físico. Con las herramientas de software actuales se ubicaron espacialmente los procesos que consumen energía eléctrica y térmica dentro de cada instalación minera. Esto permitirá analizar el espacio físico teórico que dispone cada empresa para albergar potenciales plantas de concentración solar. Además, se tuvo en consideración las concesiones disponibles y las características intrínsecas de cada terreno. 3.5.2 Sistemas CSP/CST y PV. Mediante el análisis de la caracterización de la demanda energética de los procesos mineros más los directamente relacionados con la fuente solar y espacio físico, se plantean los sistemas de energía solar de concentración que presentan las mejores potenciales para cada operación minera Página 16

4 Resultados. 4.1 Catastro Empresas Mineras. En el anexo N 5.1 se listan las empresas mineras de la gran minería y en el anexo N 5.2 de la mediana minería consideradas en el estudio. Según la información recibida desde Sonami, este resumen abarca el 95% del total de la producción de cobre del país. En el cuadro N 4-1 se presenta el catastro de las empresas mineras con la información requerida. Para la radiación solar se utilizó el explorador de energía solar del departamento de Geofísica de la Universidad de Chile. En el Anexo N 5.3 se muestran los resúmenes entregados por el programa para cada faena minera. Página 17

Cuadro N 4-1: Registro de Empresas Mineras ID Clasificación 1 G-M 94.621.000-5 2 G-M 89.468.900-5 3 G-M 96.567.040-8 RUT Nombre Propiedad Región Comuna Cia. Minera Cerro BHP Billiton Colorado Ltda. 44%Anglo Cia. Minera American Doña Inés de 44% Glencore Collahuasi 12% S.C.M. Mitsui&Co Ltda Cia. Minera Teck Quebrada Blanca S. A. 4 G-M 96.701.340-4 SCM El Abra 5 G-M 61.704.000-K 6 G-M 61.704.000-K 7 G-M 91.840.000-1 8 G-M 86.542.100-1 9 G-M 78.896.610-5 10 G-M 76.727.040-2 11 G-M 61.704.000-K 12 G-M 77.418.580-1 CODELCO CHILE División Radomiro Tomic CODELCO CHILE División Chuquicamata Minera Michilla S.A. Minera Spence S.A. Minera El Tesoro Minera Esperanza CODELCO CHILE División Gabriela Mistral Anglo American Norte S.A. Mantos Blancos 76,5% Teck 13,5% Inversiones Mineras S.A. 10% Enami 51 % Freeport- McMoRan 49% Enami Estado de Chile Estado de Chile 74,2% Antofagasta Minerals 15,3% Inversiones Costa Verde 10,5% Otros BHP Billiton 70% Antofagasta Minerals 30% Marubeni Corp. 70% Antofagasta Minerals 30% Marubeni Corp. Estado de Chile 100%Anglo American I Pozo Almonte Latitud (S) Longitud (O) Cota msnm Estado Radiación Máxima (kwh/m2 día) Irradiación Anual (kwh/m2 día) Sistema 20,05 69,26 2.600 Activa 8,83 7,02 SING I Pica 20,98 68,63 4.300 Activa 9,28 7,32 SING I Pica 21,00 68,79 4.260 Activa 9,41 7,34 SING II Calama 21,98 68,70 3.900 Activa 9,29 7,35 SING II Calama 22,20 68,86 2.931 Activa 9,3 7,35 SING II Calama 22,31 68,89 2.800 Activa 9,3 7,35 SING II Mejillones 22,68 70,19 830 Activa 8,81 6,82 SING II II II II Sierra Gorda Sierra Gorda Sierra Gorda Sierra Gorda 22,80 69,28 1.654 Activa 9,04 7,06 SING 22,95 69,07 2.350 Activa 9,26 7,22 SING 22,97 69,07 2.340 Activa 9,26 7,22 SING 23,41 68,83 2.600 Activa 9,38 7,28 SING II Antofagasta 23,44 70,06 915 Activa 8,93 6,88 SING Página 18

Continuación Registro Empresas Mineras Item Clasifica ción 13 G-M 78.512.520-7 14 G-M 85.758.600-K 15 G-M 79.587.210-8 16 G-M 88.325.800-2 17 G-M 96.508.670-6 RUT Nombre Propiedad Región Comuna Compañia Minera Xstrata Lomas Bayas Compañía Minera Zaldívar Ltda. Minera Escondida Ltda. Xstrata Copper Chile S.A. Alto Norte Minera Meridian Ltda. El Peñon 18 G-M CODELCO 61.704.000-K VCP Ministro Hales Anglo 19 G-M 77.418.580-1 American Norte S.A. Manto-verde CODELCO 20 G-M 61.704.000-K CHILE División Salvador Compañía Minera 21 G-M 79.868.720-4 Mantos de Oro (La Coipa) Compañía 22 G-M 78.095.890-1 Minera Maricunga 23 G-M 85.272.800-0 24 G-M 96.635.170-5 Compañía Contractual Minera Candelaria Compañía Contractual Minera Ojos del Salado 100% Xstrata Copper 100% Barrick 57,5% BHP Billiton 30% Rio Tinto 10% Jeco Corp. 2,5% Jeco 2 Ltd. 100% Xstrata Copper 100% Yamana Gold Estado de Chile 100% Anglo American Estado de Chile 100% Kinross 100% Kinross 80 % Freeport- McMoRan 20% Sumitomo Corp 81 % Freeport- McMoRan 20% Sumitomo Corp Latitud (S) Longitud (O) Cota msnm Estado Radiación Máxima (kwh/m2 día) Irradiación Anual (kwh/m2 día) Sistema II Sierra Gorda 23,44 69,49 1.517 Activa 9,11 7,04 SING II Antofagasta 24,17 69,06 3.083 Activa 9,66 7,4 SING II Antofagasta 24,27 69,06 2.954 Activa 9,68 7,42 SING II Antofagasta 23,82 70,32 506 Activa 8,82 6,75 SING II Antofagasta 24,41 69,50 1.829 Activa 9,31 7,1 SING II Calama 22,36 68,93 2.400 Activa 9,22 7,28 SING III Chañaral 26,56 70,33 0 Activa 9,08 6,71 SIC III Diego de Almagro 26,28 69,60 2.363 Activa 9,67 7,16 SIC III Copiapó 26,84 69,28 0 Activa 10,09 7,33 SIC III III III Tierra Amarilla Tierra Amarilla Tierra Amarilla 27,56 69,28 0 Activa 10,31 7,35 SIC 27,53 70,30 0 Activa 8,97 6,53 SIC 27,50 70,26 511 Activa 8,86 6,44 SIC Página 19

Continuación Registro Empresas Mineras Item Clasifica ción 25 G-M 99.531.960-8 26 G-M 78.126.110-6 27 Mediana 76.099.463-4 28 G-M 96.790.240-3 29 G-M 61.704.000-K 30 G-M 77.762.940-9 31 G-M 77.762.940-9 32 G-M 61.704.000-K 33 G-M 77.762.940-9 34 G-M 76.591.160-5 35 G-M 61.704.000-K Fuente : Sernageomin RUT Nombre Propiedad Región Comuna Minera 77,4 % Pan Lumina Pacific Copper Copper Chile 22,6% Ltda. Mitsui&Co Caserones Ltda CIA MRA. TECK CARMEN DE ANDACOLLO Minera Altos de Punitaqui Ltda. Minera Los Pelambres CODELCO CHILE División Ventanas Anglo American Sur S.A. El Soldado Anglo American Sur S.A. Fundición Chagres CODELCO CHILE División Andina Anglo American Sur S.A. Los Bronces Minera Florida Ltda. CODELCO CHILE División El Teniente 90% Teck 10% Enami 100% Glencore 60%Antofaga sta Minerals 25% Nippon LP 15% MM LP Estado de Chile 50,1%Anglo American 29,5% JV Codelco- Mitsui 20,4% Mitsubishi Corp 50,1%Anglo American 29,5% JV Codelco- Mitsui 20,4% Mitsubishi Corp Estado de Chile 50,1%Anglo American 29,5% JV Codelco- Mitsui 20,4% Mitsubishi Corp 100% Yamana Gold Estado de Chile III Tierra Amarilla Latitud (S) Longitud (O) Cota msnm Estado Radiación Máxima (kwh/m2 día) Irradiación Anual (kwh/m2 día) Sistema 28,17 69,52 4.115 Activa 10,17 6,9 SIC IV Andacollo 30,26 71,09 1.060 Activa 9,34 6,52 SIC IV Punitaqui 30,86 71,23 258 Irregular 8,76 5,93 SIC IV Salamanca 31,81 70,58 1.622 Activa 9,45 6,21 SIC V Puchuncavi 32,76 71,48 12 Activa 7,66 4,99 SIC V Nogales 32,64 71,11 1.168 Activa 9,03 5,83 SIC V Catemu 32,78 70,96 390 Activa 8,87 5,76 SIC V Los Andes 33,09 70,25 2.990 Activa 8,61 5,48 SIC RM Lo Barnechea 33,15 70,28 3.580 Irregular 8,93 5,77 SIC RM Alhue 34,04 71,03 301 Activa 8,76 5,45 SIC VI Rancagua 34,09 70,46 1.832 Activa 9,06 5,81 SIC Página 20

4.2 Clasificación Empresas Gran Minería. En el cuadro N 4-2 se muestra la clasificación de las empresas de la gran minería del cobre consideradas en el estudio con su producción anual del 2013. Cuadro N 4-2: Clasificación Empresas Gran Minería del Cobre ID Región Nombre Tipo de Mineral Productos Producción, miles TM/año 1 I Cia. Minera Cerro Colorado Ltda. Cobre Cátodos de Cobre 73,6 2 I Cia. Minera Doña Inés de Collahuasi S.C.M. Cobre Concentrado de Cobre 3 I Cia. Minera Teck Quebrada Blanca S. A. Cobre Cátodos de Cobre 56,2 4 II SCM El Abra Cobre Cátodos de Cobre 155,6 5 II CODELCO CHILE División Radomiro Tomic Cobre Cátodos electroobtenidos 379,6 6 II CODELCO CHILE División Chuquicamata Cobre Cátodos electrorrefinados y electrobtenidos/concentrado de Cobre 7 II Minera Michilla S.A. Cobre Cátodos de Cobre 38,3 8 II Minera Spence S.A. Cobre Cátodos de Cobre 151,6 9 II Minera El Tesoro Cobre Cátodos de Cobre 102,6 10 II Minera Esperanza Cobre Concentrado de Cobre 177,1 11 II CODELCO CHILE División Gabriela Mistral Cobre Cátodos electrorrefinados 128,2 12 II Anglo American Norte S.A. Mantos Blancos Cobre Concentrado y Cátodos de Cobre 54,6 13 II Compañia Minera Xstrata Lomas Bayas Cobre Cátodos de Cobre 74,2 14 II Compañía Minera Zaldívar Ltda. Cobre Cátodos de Cobre 126,5 15 II Minera Escondida Ltda. Cobre Concentrado y cátodos de cobre 1193,7 16 II Xstrata Copper Chile S.A. Alto Norte Cobre Anodos de Cobre 320 18 II CODELCO VCP Ministro Hales Cobre Concentrado de Cobre 33,5 19 III Anglo American Norte S.A. Mantoverde Cobre Cátodos de Cobre 56,8 20 III CODELCO CHILE División Salvador Cobre Cátodos electrorrefinados y electroobtenidos 54,3 23 III Compañía Contractual Minera Candelaria Cobre Concentrado de Cobre 168 24 III Compañía Contractual Minera Ojos del Salado Cobre Concentrado de Cobre 26,3* 25 III Minera Lumina Copper Chile Ltda. Caserones Cobre Concentrado y cátodos de cobre 15 26 IV CIA MRA. TECK CARMEN DE ANDACOLLO Cobre Concentrado de Cobre 75,8* 26 Cobre Cátodos de Cobre 4* 27 IV Minera Altos de Punitaqui Ltda. Cobre Concentrado de Cobre 12 28 IV Minera Los Pelambres Cobre Concentrado de Cobre 419,2 29 V CODELCO CHILE División Ventanas Cobre Cátodos de Cobre 170 30 V Anglo American Sur S.A. El Soldado Cobre Concentrado y cátodos de Cobre 51,5 31 V Anglo American Sur S.A. Fundición Chagres Cobre Anodos de Cobre 145,2 32 V CODELCO CHILE División Andina Cobre Concentrado de Cobre 236,7 33 RM Anglo American Sur S.A. Los Bronces Cobre Concentrado de Cobre 416,3 35 VI CODELCO CHILE División El Teniente Cobre Anodos de Cobre 450,4 (*) Producción año 2012 Fuente : Cochilco y Consejo Minero 444,5 339,0 Página 21

En el cuadro N 4-3 se muestra la producción total de Molibdeno durante el año 2013. Cuadro N 4-3: Producción Molibdeno ID Región Nombre Tipo de Mineral Producción, TM/año 2 I Cia. Minera Doña Inés de Collahuasi S.C.M. Molibdeno 2.992 5 II CODELCO CHILE División Radomiro Tomic Molibdeno 8.065 20 III CODELCO CHILE División Salvador Molibdeno 898 28 IV Minera Los Pelambres Molibdeno 8.968 32 V CODELCO CHILE División Andina Molibdeno 7.217 33 RM Anglo American Sur S.A. Los Bronces Molibdeno 3.343 35 VI CODELCO CHILE División El Teniente Molibdeno 6.864 VI Minera Valle Central Molibdeno 367 Fuente : Cochilco 4.3 Análisis Consumo de Energía. Los análisis que a continuación se presentan se basan en la información recibida desde Cochilco la que consiste en la evolución histórica de los consumos de combustibles y de energía eléctrica resumidos por grupo de regiones y por nivel de producción de cobre. Los años entregados son del 2007 al 2013. Según el Balance Nacional de Energía 2012 del Ministerio de Energía, el consumo total de energía de la industria del cobre fue del 7,6%. La energía total consumida por la minería del cobre entre los años 2007 y 2013 aumentó un 27%, mientras que en el último año la variación respecto del 2012 fue del 1,07%. Respecto del tipo de energía, la asociada a los combustibles aumentó un 30,6% y la energía eléctrica aumentó un 23,9%. Por otra parte, la producción de cobre mina entre los años 2007 y 2013 aumentó en un 10,7%. En la Figura Nº 4-1 se muestra la evolución de los consumos de los dos tipos de energía entre los años 2007 y 2013 así como la producción de cobre en el mismo período. Los niveles de energía eléctrica y la energía asociada al consumo de combustible se han mantenido en un rango similar con una leve diferencia a favor de la energía eléctrica marcada por el tipo predominante de operaciones consumidoras como se verá más adelante. Es relevante destacar el hecho que el consumo total de energía ha aumentado aun cuando la producción de cobre se mantuvo en un nivel similar. Por lo tanto, las características estructurales de la minería tales como la dureza y ley del mineral, atribuibles al envejecimiento de los yacimientos, serían factores preponderantes para explicar este comportamiento. Página 22

Energía Combustible, Eléctrica y Producción Cobre 80 70 60 50 40 30 20 10 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 Energía Combustible, PJ Energía Eléctrica, PJ Producción Cobre Fino miles TMF 0 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-1: E. Combustible, E. Eléctrica y Producción Cobre En la Figura Nº 4-2 se presenta la evolución del consumo de energía total de los procesos mineros entre el año 2007 y 2013. En ella se observa que los procesos de Mina, Concentradora y Lixiviación son los 3 más importantes en forma repetitiva. 160 Energía Total por Proceso, PJ 140 120 100 80 60 40 20 7.37 1.31 6.90 22.69 28.10 38.82 6.93 0.40 5.69 23.12 39.13 58.38 Servicios Refinería Fundición Lixiviación Concentradora Mina 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-2: Energía Total por Proceso. Página 23

Durante el año 2013 los principales consumidores de energía fueron la producción mina (rajo abierto y subterránea), planta concentradora y procesos de lixiviación (LXSXEW) con un 43,7%, 29,2 % y 17,3% de la energía total respectivamente. Se observa la importancia histórica de los mismos tres procesos mencionados como principales demandantes de energía. En la Figura Nº 4-3 se muestra la evolución del consumo de los tipos de combustibles entre el 2007 y 2013. El petróleo diésel es el más utilizado y ha aumentado en un 42,6% su consumo entre los años considerados. En los siguientes capítulos se indicarán cuáles son los principales procesos mineros que lo utilizan. 70 Energía por Tipo de Combustible, PJ 60 50 40 30 20 10 0 2007 2009 2011 2013 Figura N 4-3: Energía por Tipo de Combustible Carbón Gasolina Diesel Enap 6 Kerosene Gas Licuado Gas Natural Leña/Pellets/Astillas Es relevante considerar el consumo de combustibles en la minería, en particular los que se utilizan en generación de energía térmica y que puedan ser potencialmente sustituibles por energía solar. 4.3.1 Análisis por Grupo de Regiones. Corresponde a la revisión de los consumos de energía, de las faenas mineras, acumulados en la correspondiente región donde se ubican geográficamente. De esta forma, se entregan los consumos asociados de las siguientes regiones: I, II, III, IV y RM (incluye faenas de la V y VI). En la Figura Nº 4-4 se muestra la evolución del consumo de energía total de las diferentes instalaciones mineras agrupadas en su respectiva región en el período 2007-2013. En ésta se observa que los principales consumidores se encuentran en la segunda región, donde a la influencia de Codelco se suman varias de las más grandes faenas del país. Asimismo, la empresa estatal Página 24

alcanza el segundo mayor consumo con su operación en la sexta región incluida para efectos de este estudio en la RM. 80 70 Consumo Energía Total por Región, PJ 60 50 40 30 20 10 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-4: Consumo Energía Total por Región I Región II Región III Región IV Región RM Producción Cobre Mina. En la Figura Nº 4-5 se presenta la producción de cobre mina totalizada para cada región entre los años 2007 y 2013 con el objetivo de visualizar su evolución con respecto al consumo de energía y comprender de mejor forma sus variaciones y posibles implicancias en los consumos específicos, con la ayuda adicional de la información histórica pública disponible de las producciones de las principales faenas de cada región. 3,500 3,000 Producción de Cobre Fino por Región, miles TMF 2,500 2,000 1,500 1,000 I Región II Región III Región IV Región RM 500 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-5: Producción de Cobre Fino por Región Página 25

Consumo de Combustible. La información de los consumos de combustibles recibidos corresponde a la suma de los utilizados en consumo directo y en generación de energía térmica para procesos. Sin embargo, no está disponible la separación por tipo de uso salvo en la operaciones de explotación mina que incluye el uso específico de combustibles en transporte. Por lo tanto, en base a la experiencia del consultor y cuando las suposiciones por proceso lo permitan, se estimarán distribuciones de uso. En la Figura Nº 4-6 se presentan los consumos de combustibles para cada región entre los años 2007 y 2013. Igualmente, las faenas de la segunda región son las principales consumidoras y a continuación se ubican las de la primera región. Sin embargo, los consumos asociados a la segunda región son bastante superiores, lo que se explica por el tipo de operaciones mineras asociadas como se verá más adelante cuando se revisen los principales procesos consumidores de combustibles en la minería. Las faenas de la I, II y RM registran aumentos del 31,7%, 27,0% y 62,8% respectivamente en el período analizado. Energía Combustibles por Regiones, PJ 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-6: Energía Combustibles por Regiones I Región II Región III Región IV Región RM Consumo de Energía Eléctrica. Para el estudio se reciben los consumos de energía eléctrica utilizados en cada proceso minero pero también la energía de las principales etapas de cada uno de ellos, lo que permite una mejor visualización de la distribución de demanda de energía eléctrica. En la Figura Nº 4-7 se muestra la evolución de los consumos eléctricos para cada una de las regiones entre los años 2007 y 2013. Las faenas de la segunda Página 26

región son las principales demandantes de energía eléctrica seguidas por las faenas agrupadas en la RM. Esto se explica por las operaciones mineras y procesos característicos de cada una de ellas. Las faenas de la II región registran un aumento del 19% y las faenas de la RM un incremento del 34%. Las operaciones de la I región son las únicas que presentan una disminución en el consumo cercano al 4%. Esto se debe a que, como se verá más adelante, las principales faenas de esta región son consumidoras intensivas en los procesos de concentración y lixiviación. Aun cuando el consumo de las plantas concentradoras aumentó, la disminución del 27% de las plantas de lixiviación fue preponderante en la tendencia final. Esto coincide con la baja del 28% promedio de la producción de cátodos de cobre de las principales faenas de la I región. 40 35 Energía Eléctrica por Regiones, PJ 30 25 20 15 10 I Región II Región III Región IV Región RM 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-7: Energía Eléctrica por Regiones 4.3.1.1 Análisis por Procesos Mineros Consumo de Combustibles En el cuadro Nº 4-4 se resumen los consumos de combustibles entre los años 2007 y 2013 para cada uno de los procesos mineros considerados en el estudio. Se puede apreciar que el gran consumidor es la explotación mina aumentando un 54% entre los años considerados. La explotación mina incluye las operaciones a rajo abierto y subterránea. Página 27

Cuadro N 4-4: Consumo de Combustibles Energía Total de Combustibles por Proceso Año Mina, PJ Concentradora, PJ Lixiviación, PJ Fundición, PJ Refinería, PJ Servicios, PJ Total, PJ 2007 34,25 0,45 4,47 3,57 0,72 5,22 48,68 2008 40,66 0,45 4,61 3,59 0,49 5,24 55,03 2009 39,85 0,44 5,85 3,52 0,49 4,96 55,12 2010 41,91 0,41 6,00 3,78 0,33 5,26 57,68 2011 43,39 0,55 5,35 3,54 0,42 6,54 59,79 2012 48,84 0,50 5,30 3,39 0,01 6,84 64,87 2013 52,88 0,66 4,01 2,66 0,01 3,39 63,60 Además, en la Figura Nº 4-8 se grafica la distribución porcentual del consumo de los diferentes procesos. Se observa la importancia histórica del combustible en la operación mina con un 70% de participación en el año 2007 y alcanzando un 83% en el 2013. Seguida muy de lejos por la planta de lixiviación que ha mostrado una tendencia a la baja en los últimos años participando con un 6,3% del consumo el año 2013. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 10.72 1.48 7.34 9.18 0.93 70.35 Consumo de Combustible por proceso, % 5.33 0.01 4.19 6.30 1.03 83.14 Servicios Refinería Fundición Lixiviación Concentra dora Mina 0% 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-8: Consumo de Combustibles por Proceso Desde la Figura Nº 4-9 hasta la Figura Nº 4-13 se presentan los consumos de combustible de los procesos para cada una de las faenas mineras agrupadas en sus respectivas regiones. Se puede apreciar como en todas las regiones la explotación mina es la principal consumidora de combustible. En la Figura Nº 4-9 se observa que entre el 2007 y 2013, las faenas de la segunda región consumen en promedio cerca del 60% del total del combustible. Página 28

Consumo Combustible por Proceso (II Regíon), PJ 35 30 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Concentradora Lixiviacíón Fundición Refinería Servicios Figura N 4-9: Consumo Combustible por Proceso (II Región) Figura N 4-10: Consumo Combustible por Proceso (I Región) 7 6 5 4 3 2 1 0 Consumo Combustible por Proceso (RM), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Fundición Concentradora/Lixiviación/Servicios Figura N 4-11: Consumo Combustible por Proceso (RM) En la Figura N 4-13 se aprecia una baja en el consumo en el año 2012, lo que coincide con la disminución importante en la producción de cátodos de cobre de la segunda faena más importante de la IV región. Sin embargo, el nivel de producción se mantiene en nivel similar mientras el consumo aumenta al año siguiente. Por lo tanto, este comportamiento se debe a que en la información recibida para el análisis los consumos de combustibles asignados a transporte y total son iguales, lo que estaría errado y justificando esa tendencia anómala. Página 29

5 4 3 Consumo Combustible por Proceso (III Regíon), PJ 3 2 Consumo Combustible por Proceso (IV Regíon), PJ 2 1 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Concentradora/Lixiviación/Servicios 1 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Concentradora/Lixiviación/Servicios Figura N 4-12: Consumo Combustible por Proceso (III Región) Figura N 4-13: Consumo Combustible por Proceso (IV Región) Estimación Energía Térmica. En base a la información general recibida del consumo de combustibles, sólo es posible realizar suposiciones en algunos procesos mineros para distribuir un porcentaje de uso potencial en generación de energía térmica. Sólo los datos de las faenas de rajo abierto y subterránea incluían el consumo específico en transporte, los que se encuentran tabulados en el anexo 5.4 y se representan a continuación. Mina Rajo Abierto % Promedio (2007-2013) por Región (Rajo Abierto) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 17.4 18.7 10.2 17.6 36.3 82.6 81.3 89.8 82.4 63.7 I Región II Región III Región IV Región RM Transporte Otros Figura N 4-14: Uso del Combustible Rajo Abierto. Página 30

En la Figura Nº 4-14 se puede observar que en promedio alrededor de un 20% del combustible se utiliza en actividades distintas al transporte. Sin embargo, en base a la información y experiencia, gran parte de este combustible se utiliza en equipos auxiliares de la explotación mina tales como los generadores eléctricos donde el suministro eléctrico directo no es posible y en algunos equipos propios de la mina que funcionan con combustibles. Mina Subterránea % Promedio (2007-2013) por Región (Subterránea) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 8.4 4.8 91.6 95.2 28.4 71.6 0 II Región III Región RM Otros Transporte Figura N 4-15: Uso del Combustible Mina Subterránea En la mina subterránea sucede algo similar en términos del uso del combustible no usado en transporte. En el caso de la región RM, el consumo en transporte es menor pero se debe a las características propias de la operación subterránea. Planta Lixiviación En la Figura Nº 4-16 se muestra el consumo de combustible promedio de los últimos tres años (2011-2013) asociados al proceso de lixiviación, el cual podría considerarse como el máximo potencial de uso en generación de energía térmica y sustituible por energía solar. Esta energía se utiliza para el calentamiento del electrolito en el proceso de electro-obtención. Sin embargo, como es habitual en las operaciones mineras, algún porcentaje debiera destinarse a otros usos como son los generadores eléctricos. Página 31

Uso de Combustible por Región (Lixiviación), TJ 3,728.5 121.5 21.1 97.4 917.5 I región II región III región IV región V región Figura N 4-16: Combustible Lixiviación Campamentos. En base a los datos recibidos en la Figura Nº 4-17 es posible representar el porcentaje de consumo de combustibles destinado directo a las instalaciones de campamentos mineros respecto del total del combustible utilizado en las operaciones de cada región. Esta energía también podría considerarse como un máximo sustituible por solar en lo que respecta a la generación de agua caliente sanitaria. 3.0 % Promedio (2007-2013) por Región (Campamentos) 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 1.97 1.50 1.61 0.98 0.63 I Región II Región III Región IV Región RM Figura N 4-17: Combustible Campamentos Página 32

Planta Concentradora. En la Figura Nº 4-18 se muestra el consumo de combustible promedio de los últimos tres años (2011-2013) en la planta concentradora. Las faenas de la I y II región concentran el mayor consumo. % Promedio (2011-2013) Combustible Planta Concentradora, PJ 0.21 0.08 I región II región III región 0.20 IV región 0.06 0.03 RM Figura N 4-18: Combustible Planta Concentradora Planta Fundición. En la Figura Nº 4-19 se muestra el consumo de combustible promedio de los últimos tres años (2011-2013) asociados al proceso de fundición. % Promedio (2011-2013) Combustible Fundición, PJ 1.56 1.64 II región RM Figura N 4-19: Combustible Fundición Página 33

Planta Refinería. En la Figura Nº 4-20 se muestra el consumo de combustible promedio de los últimos tres años (2011-2013) asociados a la planta de refinería. % Promedio (2011-2013) Combustible Refinería, PJ 0.16 0.14 0.12 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 0.00 Figura N 4-20: Combustible Refinería 0.14 II región En general, los consumos de combustibles de la planta concentradora, fundición y refinería de acuerdo a la información recibida no son significativos (ver cuadro N 4-4) respecto de los otros procesos mineros y no se dispone de una segregación de uso en operaciones específicas de generación de energía térmica. En el cuadro Nº 4-5 se presentan los porcentajes de distribución de uso de los principales combustibles usados en otras actividades diferentes al transporte mencionadas anteriormente. Se visualiza la total preponderancia del diésel. Cuadro N 4-5: Porcentaje de Uso por Tipo Combustible (2007-2013) Rajo Abierto, Subterránea, Campamentos, Lixiviación, % % % % Gasolina 0,33 0,79 1,68 4,43 Diésel 99,65 98,84 88,76 86,88 Enap 6 - - 3,45 - Kerosene - - 0,33 0,08 Gas Licuado 0,02 0,34 0,01 8,51 Gas Natural - 0,03 5,76 0,01 Página 34

Consumo de Energía Eléctrica. En el cuadro Nº 4-6 se resumen los consumos de energía eléctrica entre los años 2007 y 2013 para cada uno de los procesos mineros. El principal consumidor es la planta concentradora aumentando un 39% entre los años considerados. Se destaca el aumento de los servicios en un 64%. Cuadro N 4-6: Energía Eléctrica Total por Procesos Mineros Año Mina, PJ Concentradora, PJ Energía Total Eléctrico por Proceso Lixiviación, Fundición, PJ PJ Refinería, PJ Servicios, PJ Total, PJ 2007 4,57 27,65 18,23 3,33 0,59 2,16 56,52 2008 4,87 27,09 19,22 3,26 0,59 2,60 57,64 2009 4,87 27,12 20,67 2,96 0,68 2,87 59,16 2010 4,67 29,04 20,47 3,18 0,70 2,98 61,04 2011 4,60 31,66 21,19 3,21 0,60 2,83 64,09 2012 5,19 35,29 20,44 3,02 0,46 2,97 67,37 2013 5,50 38,47 19,11 3,03 0,39 3,54 70,05 En la Figura Nº 4-21 se muestra la distribución porcentual del consumo de los diferentes procesos. Se observa la relevancia en la concentradora con un 49% de participación en el año 2007 y alcanzando un 55% en el 2013. En segundo lugar se encuentra la planta de lixiviación que también ha mantenido un nivel de importancia similar en el período participando con un 27% del consumo el año 2013. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 3.82 5.06 1.04 0.56 5.89 4.33 32.25 48.92 Energía Electrica por proceso, % 27.28 54.92 10% 8.08 7.85 0% 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Servicios Refinería Fundición Lixiviación Concentradora Mina Figura N 4-21: Energía Eléctrica por Proceso % Página 35

Desde la Figura Nº 4-22 hasta la Figura Nº 4-26 se presentan los consumos de energía eléctrica de los procesos para cada una de las faenas mineras agrupadas en sus respectivas regiones. En la Figura Nº 4-22 se observa que las faenas de la segunda región son consumidoras intensivas en procesos de lixiviación, mientras que en el resto del país el principal proceso consumidor de energía eléctrica es la planta concentradora. Estos se explican por el tipo de proceso de mayor importancia en cada región. Entre los años 2007 y 2013, las faenas de la segunda región consumen en promedio 52% del total de la energía eléctrica de cada año. Consumo Eléctrico por Proceso (II Regíon), PJ 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-22: Energía Eléctrico por Proceso (II Región) Mina Concentradora Lixiviacíón Fundición Refinería Servicios 5 4 3 2 1 0 Consumo Eléctrico por Proceso (I Regíon), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Concentradora Lixiviacíón Mina/Lixiviación Figura N 4-23: Consumo Eléctrico por Proceso (I Región) 14 12 10 8 6 4 2 0 Consumo Eléctrico por Proceso (RM), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Concentradora Fundición/Mina Lixiviacíón/Servicios Figura N 4-24: Consumo Eléctrico por Proceso (RM) Página 36

En la Figura Nº 4-24 se observa el consumo creciente que ha tenido la energía eléctrica en la planta concentradora en los últimos años en las faenas mineras de la RM superando a las de la segunda región. 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 Consumo Eléctrico por Proceso (III Regíon), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Concentradora Mina/Servicios Lixiviacíón 7 6 5 4 3 2 1 0 Consumo Eléctrico por Proceso (IV Regíon), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Concentradora Mina/Lixiviación/Servicios Figura N 4-25: Consumo Eléctrico por Proceso (III Región) Figura N 4-26: Consumo Eléctrico por Proceso (IV Región) Plantas Desaladoras e Impulsión de Agua. Debido a la importancia creciente del recurso agua en los procesos mineros es relevante considerar la implicancia energética requerida por las operaciones actuales y los proyectos futuros tanto para la desalación de agua de mar como para la impulsión de agua hacia las faenas mineras. Por lo tanto, deberá a futuro incluirse como un proceso consumidor más que como un servicio adicional. En el cuadro Nº 4-7 se presentan los consumos de energía eléctrica asociados a estos procesos de las faenas mineras de la segunda región, donde se ubican las únicas que tienen este tipo de operaciones. Página 37

Cuadro N 4-7: Consumo Energía Eléctrica Planta Desaladora y Sistema de Impulsión (II Región) Consumo Eléctrico Desalin. + Sist. Impulsión (II Región) Año Plantas Desalinizadoras, TJ Sistemas de Impulsión, TJ % del Cons. Eléct.Total (II Región) 2007 - - - 2008 - - - 2009 22,13-0,07 2010 22,72-0,07 2011 288,02 385,45 2,04 2012 288,11 1.028,24 3,65 2013 287,89 1.063,79 3,83 4.3.2 Análisis por Nivel de Producción de Cobre. La información utilizada para este análisis considera la revisión de los consumos de energía de las faenas mineras agrupadas en tres rangos de producción de cobre al año. El primero corresponde a las faenas que producen hasta 100.000 TMF (tonelada métrica de cobre fino), el segundo entre 100.001 y 250.000 TMF y el tercer grupo asocia los consumos de las operaciones que tienen una producción mayor a las 250.000 TMF al año. En la Figura N 4-27 se muestra la evolución del consumo de energía total de las diferentes mineras agrupadas según su nivel de producción en el período 2007-2013. Como se esperaba, las faenas mineras agrupadas en el rango de producción mayor son las principales consumidoras. Estas operaciones mineras consumen en promedio un 59% del total de la energía de cada año. Esta cifra se relaciona con el 56% en promedio que consumen del total anual las faenas agrupadas en la segunda región. Página 38

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Energía Total por Nivel de Producción, PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 100.000 TMF 101.000-250.000 TMF Más de 250.000 Figura N 4-27: Energía Total por Nivel de Producción Consumo de Combustible. En la Figura N 4-28 se presentan los consumos de combustibles para los tres niveles de producción entre los años 2007-2013. Las faenas más consumidoras son las del rango de producción más alto, las cuales aumentaron su consumo en un 25%. 40 35 30 Combustibles por Nivel de Producción, PJ 25 20 15 10 100000 TMF 101000-250000 TMF Más de 250000 TMF 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-28: Combustibles por Nivel de Producción. Página 39

Consumo de Energía Eléctrica. En la Figura N 4-29 se muestra la evolución de los consumos de energía eléctrica para los tres rangos de producción entre los años 2007 y 2013. Las faenas de mayor producción de cobre son las principales demandantes de energía eléctrica las cuales aumentaron su consumo en un 35%. Energía Eléctrica por Nivel de Producción, PJ 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-29: Energía Eléctrica por Nivel de Producción 100000 TMF 101000-250000 TMF Más de 250000 TMF 4.3.2.1 Análisis por Procesos Mineros. Consumo de Combustibles. Desde la Figura Nº 4-30 hasta la Figura Nº 4-32 se presentan los consumos de combustibles de los procesos para cada una de las faenas mineras agrupadas según su nivel de producción. Se puede apreciar como en todas las regiones la explotación mina es la principal consumidora de combustible. En la Figura Nº 4-30 se observa que entre el 2007 y 2013, las operaciones del rango de producción mayor consumen en promedio cerca del 54% del total del combustible. Página 40

Consumo Combustible (Más de 250.000 TMF), PJ 35 30 25 20 15 10 5 Mina Concentradora Lixiviación Fundición Refinería Servicios 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-30: Consumo Combustibles (más de 250.000 TMF) 12 10 8 6 4 2 0 Consumo Combustible (100.000 TMF), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Lixiviación Concentradora Servicios Figura N 4-31: Consumo Combustible (100.000 TMF) 20 15 10 5 0 Consumo Combustible (101.000-250.000 TMF), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Concentradora Lixiviación Servicios Figura N 4-32: Consumo Combustibles (101.000-250.000) Consumo de Energía Eléctrica Desde la Figura Nº 4-33 hasta la Figura Nº 4-35 se presentan los consumos de energía eléctrica de los procesos para cada una de las faenas mineras agrupadas según su nivel de producción. En la Figura Nº 4-33 se observa que las faenas de mayor producción son consumidoras intensivas en plantas de concentración lo que coincide con las operaciones de la región RM anteriormente descritas, mientras que en el resto del país el principal proceso consumidor de energía eléctrica es la planta de lixiviación. Página 41

Consumo Eléctrico (Más de 250.000 TMF), PJ 30 25 20 15 10 5 Mina Concentradora Lixiviación Fundición Refinería Servicios 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-33: Consumo Eléctrico (Más de 250.000 TMF) 6 5 4 3 2 1 0 Consumo Eléctrico (100.000 TMF), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Concentradora Lixiviación Servicios Figura N 4-34: Consumo Eléctrico (100.000 TMF) 10 8 6 4 2 0 Consumo Eléctrico (101.000-250.000 TMF), PJ 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mina Lixiviación Concentradora Servicios Figura N 4-35: Consumo Eléctrico (101.000-250.000 TMF) En el Anexo N 5.4. se detallan todos los consumos de energía descritos anteriormente. Página 42

4.4 Descripción de Procesos Mineros y Perfil de Demanda Energética. Para alcanzar una adecuada interpretación de las cifras entregadas por Cochilco de la Demanda Energética de la Minería (según TdR), se resumen a continuación las principales características de los tipos de plantas y los respectivos procesos mineros que estas incluyen. 4.4.1 Procesos Mineros. 4.4.1.1 Mina a Rajo Abierto. La extracción a rajo abierto se desarrolla cuando los yacimientos presentan una forma regular y están en la superficie o cerca de ésta, proceso por el cual actualmente se extrae la gran mayoría del mineral de cobre del país. Es ampliamente conocido por las grandes dimensiones de sus faenas y equipos, los cuales son utilizados principalmente en actividades de perforación, carguío y transporte de mineral, incorporando en muchos casos dentro del mismo rajo la actividad de chancado primario. En la Figura N 4-36 se pueden identificar los distintos procesos involucrados en ella. Perforación. Es la operación que se realiza con la finalidad de abrir huecos en el macizo rocoso (habitualmente cilíndricos y de una cierta profundidad), con una distribución y geometría adecuada, en donde se alojarán cargas explosivas. La fuente de energía requerida depende del método de perforación utilizado, y que habitualmente es un equipo perforador operado con diésel y supervisado con camionetas de apoyo que también usan diésel. El consumo de energía está ligado a los equipos de perforación y de apoyo y dependerá de factores distancia a los puntos de perforación, número de perforaciones por tonelada de material removido, resistencia de las rocas, tipo de fragmentación necesaria para el proceso siguiente (si es para despejar un área, para sacar lastre o sacar mineral). Estos factores dependen fundamentalmente de la configuración del macizo minero (volumen a tratar) de su ubicación respecto de la superficie y de su composición mineralógica. Tronadura. Es la operación que tiene por finalidad el arranque del mineral desde el macizo rocoso, aprovechando de la mejor manera posible la energía liberada por el explosivo colocado en los tiros realizados en la etapa de perforación. El mejor aprovechamiento se obtiene al aplicar la energía justa y necesaria para generar una buena fragmentación del mineral. Esta etapa consume en ocasiones energía eléctrica como elemento detonador de las líneas de tronadura, sin embargo es marginal respecto de la energía consumida por los equipos de perforación. Página 43

Fuente: Consejo de Competencias Mineras Marco de Cualificaciones para la Minería. Figura N 4-36: Proceso Mina Rajo Abierto. Página 44

Carguío. Consiste en cargar los camiones de transporte con el material fragmentado del yacimiento, producido por la Tronadura, para conducirlo a los posibles destinos como pueden ser: el mineral al proceso de chancado o stock de mineral y el lastre a los botaderos. En esta operación normalmente se utilizan equipos tales como palas eléctricas, palas hidráulicas y cargadores frontales. Las primeras consumen electricidad mientras que las hidráulicas y los cargadores consumen diésel. Transporte. El mineral extraído y ya cargado sobre camiones de gran envergadura y capacidad es llevado a los patios de acopio o directamente a los chancadores primarios ubicados en la cercanía del rajo o incluso dentro del mismo rajo. El lastre sin embargo, es llevado hacia las tortas de botaderos ubicados lejos del rajo generando un mayor consumo de combustible por la distancia recorrida y por la relación lastre/mineral. El combustible usado en este caso también es el diésel. En esta etapa también se ocupan varios equipos de apoyo a los caminos como motoniveladoras, cargadores frontales pequeños, camiones aljibes para humedecer los caminos (evitar polvo), compactadores y camionetas de los supervisores. Todos ellos consumen diésel. El mayor o menor consumo de energía en esta etapa dependerá de la distancia promedio (dato incluido en la información recibida por Cochilco) que deban recorrer los equipos involucrados, sin embargo la mayor cantidad de energía naturalmente la consumen los camiones de trasporte de mineral y lastre. Chancado. El mineral o roca mineralizada y fragmentada, es depositada directamente por los camiones en los chutes de carga de los Chancadores primarios. En algunos casos el mineral es depositado por los camiones en patios de acopio, de manera de permitir un flujo más continuo hacia el chancado primario disminuyendo los tiempos muertos por distancia entre camiones o por detenciones de la mina. El proceso en sí consiste en disminuir el tamaño de las rocas mineralizadas y ya fragmentadas, triturándolas mediante la acción mecánica de compresión entre dos superficies de metal usando máquinas chancadoras del tipo giratorio (el más usado en nuestro país) o de mandíbula. El tamaño inicial de las rocas es de hasta 1 metro y el recomendado final para este proceso depende de cada faena minera y habitualmente es de 5 a 8 pulgadas. Página 45

El consumo de energía en esta etapa es principalmente eléctrico y de gran potencia. Los equipos de chancado aumentan su consumo durante la acción de chancado producto no sólo del movimiento de las partes móviles sino por la acción de chancar la roca. Los equipos de apoyo como harneros, alimentadores metálicos y cintas transportadoras consumen energía eléctrica en forma más estable. En el caso de disponer de un patio de acopio antes del chancado primario, el consumo de energía se torna más parejo dado que el flujo de mineral hacia el chancado se transforma a continuo y no depende de la frecuencia de camiones que lleguen al chancado primario. 4.4.1.2 Mina Subterránea. La extracción subterránea se desarrolla bajo tierra y combina distintas técnicas que permiten que el proceso ocurra a grandes niveles de profundidad. Las principales labores dentro del proceso de extracción subterránea tienen relación con tronar y avanzar en zonas de producción, fortificando y habilitando zonas de trabajo que, bajo altos estándares de seguridad, permitan extraer el mineral desde el yacimiento. En la Figura N 4-37 se muestran las principales actividades involucradas, las cuales para el presente estudio, se nombrarán de la misma forma como lo indica el listado de procesos propuesto en los TdR, e igual al listado de las actividades de la extracción a rajo abierto, estos son: Perforación, Tronadura, Carguío, Transporte y Chancado. En las siguientes descripciones sólo se mencionan las principales diferencias con las que se realizan en la extracción a rajo abierto, descritas anteriormente. Perforación. Es la operación que se realiza con la finalidad de abrir huecos en el macizo rocoso (habitualmente cilíndricos y de una cierta profundidad), con una distribución y geometría adecuada, en donde se alojarán cargas explosivas. La principal diferencia con el proceso a rajo abierto es la distribución y geometría en donde se alojarán cargas explosivas, puesto que en el primer caso el objeto es avanzar en una terraza de explotación con perforaciones verticales y en este caso es avanzar en un túnel de explotación con perforaciones horizontales. La fuente de energía al igual que en el caso de rajo abierto es el diésel usado por los equipos perforadores para su desplazamiento, mientras que la mayor parte del tiempo utiliza energía eléctrica para su cometido. Éstos se diferencian de los primeros en su forma para poder operar dentro de un túnel. La resistencia de las rocas depende fundamentalmente de su composición mineralógica. Página 46

Tronadura. La diferencia con la tronadura del rajo abierto, es que en este caso las detonaciones son menores, más controladas y de menor costo/tonelada de producto dado que se está siguiendo la veta del mineral y no detonando estéril y mineral a la vez. Esta etapa también consume en ocasiones energía eléctrica como elemento detonador de las líneas de tronadura, sin embargo es marginal respecto de la energía consumida por los equipos de perforación. Carguío. En material fragmentado esta vez es cargado por equipos LHD (Low Height Dozer) cargadores de baja altura para operar dentro de los túneles, según se ve en la Figura N 4-37. Estos cargadores consumen diésel. Transporte. El material extraído y cargado por los equipos LHD es llevado por los mismos cargadores hasta los puntos de descarga que llevan el producto directamente a los chancadores primarios ubicados habitualmente en el interior de la mina subterránea. El combustible usado en este caso también es el diésel. Chancado. Esta etapa del proceso sigue los mismos principios que el Chancado en una mina de rajo abierto mencionada anteriormente. La diferencia puede estar en los equipos de transporte pero del mineral ya chancado, en donde en el caso de la Figura N 4-38 se muestra un ferrocarril como medio de transporte hacia afuera de la mina, en donde se encuentra a veces la planta Concentradora como en el caso de Codelco Teniente. Otras veces el medio de transporte puede ser por gravedad y/o cintas transportadoras, como es el caso de Codelco Andina. Página 47

Fuente: Consejo de Competencias Mineras Marco de Cualificaciones para la Minería Figura N 4-37: Proceso Mina Subterránea Página 48

4.4.1.3 Procesamiento Óxidos Planta de Lixiviación. Hasta esta etapa el procesamiento de los minerales de Cobre, principal producto chileno, es conceptualmente similar despejando el mineral del lastre perforando tronando, cargando, llevando y chancándolo para reducir su tamaño, sea esto en forma de rajo abierto o en forma subterránea. Cuando los minerales están cerca de la superficie terrestre, estos han tenido alguna influencia del aire con su oxígeno por lo que habitualmente se encuentran como Óxidos de Mineral, sin embargo más en las profundidades, en donde la influencia del oxígeno ha sido baja los minerales se encuentran como Sulfuros de Mineral. Estos dos estados del cobre (caso Chileno) generan desde aquí en adelante dos líneas de procesamiento completamente distintas: Óxidos vía Hidro-metalurgia. Sulfuros vía Concentración y Piro-metalurgia. En el caso de los minerales oxidados, el proceso hidro-metalúrgico consiste en pasar el componente sólido del Cobre a uno líquido haciendo reaccionar la roca oxidada con una solución ácida (Ácido Sulfúrico diluido) y por medio de distintas reacciones físicas y químicas se extrae el cobre del resto del mineral chancado, disolviéndolo en la solución, lo que corresponde a la etapa de lixiviación. Página 49

Fuente: Consejo de Competencias Mineras Marco de Cualificaciones para la Minería Figura N 4-38: Proceso Procesamiento Óxido Página 50

Chancado para Lixiviación. Para preparar la roca chancada para la Lixiviación, es necesario que el chancado entregue un tamaño de partícula más pequeña que lo que entrega en forma habitual el chancador primario que proviene de la mina, por lo que normalmente habrá un proceso de chancado secundario y a veces terciario para llegar al tamaño deseado. Por esta razón aparece una etapa de chancado en la Figura N 4-38, cuyo mayor consumo energético es el eléctrico encargado de alimentar los motores de los chancadores, harneros y cintas transportadoras. Aglomeración. Cuando la proporción de finos es muy alta, después del último chancado es necesario aglomerar esa fracción de mineral antes de depositarlo en las pilas de lixiviación, permitiendo que no se disgregue en forma física en la solución ácida sino que permanezca en la pila permitiendo que exista una interacción química en ella. El consumo de energía en esta etapa es principalmente eléctrico usado por el motor del tambor acumulador. Lixiviación. Es llamado así al proceso de esparcir en forma homogénea la solución ácida sobre las pilas de lixiviación para que este escurra por el mineral apilado, se produzca la reacción química que permite traspasar el ion de cobre oxidado de las partículas sólidas de mineral a la solución ácida líquida que está pasando por ella arrastrando así el producto deseado a la solución. Dependiendo del tipo de planta, dentro de este proceso pueden estar incluidos los equipos de movimiento del mineral desde el aglomerado hasta las pilas de lixiviación y desde las pilas hacia los botaderos, movimiento que puede hacerse con equipos a diésel o cintas transportadoras consumidoras de electricidad. Los consumos energéticos en esta etapa serán los eléctricos para el impulso y traslado de las soluciones a través de bombas, y si dentro del proceso está incluido el movimiento del mineral hacia y desde la pila de lixiviación la energía podría incluir algo de combustible líquido como diésel para las máquinas. Página 51

Extracción por Solvente. El líquido obtenido de la lixiviación es llevado a la planta de Extracción por Solventes en donde por la acción física y química el líquido o solución ácida es limpiada y enriquecida en el ion que nos interesa, en este caso el ion Cobre. El consumo de energía en esta etapa es principalmente eléctrico usado para el movimiento de los líquidos a través de bombas. Electro-Obtención. La solución limpia y enriquecida es pasada a la etapa de Electro-obtención en donde mediante electrólisis 15 es extraído el ion cobre y depositado en una placa, produciéndose los cátodos de cobre de alta pureza. En la Figura N 4-38 se presentan los diferentes procesos que considera este tratamiento del mineral. Esta última etapa consume energía eléctrica en el proceso. Precalentamiento del Electrolito. En este proceso existe un importante consumo de energía térmica para precalentar el electrolito y los distintos productos químicos de manera de aumentar la captación del ion Cobre en la solución y estabilizar las reacciones químicas. La temperatura de las soluciones se sitúa entre 45 y 55 C y la forma de calentar las soluciones es habitualmente indirecta a través intercambiadores de calor (de placas) que reciben agua caliente proveniente de una o varias calderas que utilizan diésel o gas licuado. 4.4.1.4 Procesamiento Sulfuros Planta Concentradora. En el caso de los minerales sulfurados, el proceso que se lleva a cabo consiste en aumentar la concentración de cobre en estado sólido en base a un proceso de reducción de tamaño del mineral a través de etapas sucesivas de Chancado y Molienda, que reduce la granulometría del producto para luego mediante la Flotación, separar las partículas sólidas sulfuradas de cobre de otros elementos comerciales como el molibdeno así como también de la ganga o material descartable. Finalmente, el proceso de espesamiento y filtrado permite reducir el porcentaje de humedad del concentrado de cobre. En la Figura N 4-39 se presenta esquema con los procesos del procesamiento de sulfuros hasta su etapa de concentrado, producto comercializable y exportado por Chile en importantes cantidades para ser finalmente procesado por fundiciones en otros países. 15 Depositación de un elemento desde una solución mediante la aplicación de una corriente eléctrica de baja intensidad. Página 52

Esta etapa del procesamiento de minerales es extremadamente consumidora de energía eléctrica que se suministra a los Molinos, Cintas Transportadoras, Harneros, Bombas, Celdas de Flotación, Espesadores, Filtros y otros. Chancado para Concentración. Para preparar la roca chancada para la Planta Concentradora, es necesario que el chancado entregue un tamaño de partícula más pequeña que lo que entrega en forma habitual el chancador primario que proviene de la mina, por lo que normalmente habrá un proceso de chancado secundario y a veces terciario para llegar al tamaño deseado requerido por los Molinos tradicionales, o como el caso mostrado en la Figura N 4-39 en donde el mineral pasa al Molino SAG. Página 53

Fuente: Consejo de Competencias Mineras Marco de Cualificaciones para la Minería Figura N 4-39: Proceso Procesamiento Sulfuros Página 54

Del molino SAG el producto aceptado pasa a los molinos de bolas o molinos verticales y la parte rechazada del molino SAG pasa primero a un chancador de pebbles y después a los molinos de bolas o verticales. Estos procesos de chancado son similares a los otros ya descritos y su demanda de energía es principalmente eléctrica para alimentar los motores de los chancadores, harneros y cintas transportadoras. Molienda SAG y de Bolas. El Molino SAG (Semi-Autogenous Grinder, introducido hace 15 a 20 años en las nuevas plantas) es un molino cilíndrico de gran diámetro y poca longitud que tiene dentro bolas de gran diámetro (entre 5 y 6 ) las cuales permiten mediante los golpes de las bolas con el mineral reducir su tamaño hasta un tamaño apropiado para ingresar a los molinos tradicionales de bolas. Una menor parte del mineral no reducido totalmente por el SAG es enviado a una chancadora de pebbles logrando reducir el tamaño de esa fracción hasta el requerido por la molienda tradicional. Los Molinos de Bolas tradicionales es un cilindro giratorio al igual que el SAG, con la diferencia que estos son de menor diámetro que el anterior y de mayor longitud. También dentro del molino se introducen bolas que ayudan a través de su acción de golpe y atrición, disminuir el tamaño de la partícula de mineral hasta micrones. La principal diferencia de este proceso con el anterior es que en esta etapa por primera vez se trata el mineral con agua para generar una pulpa mineralizada con partículas de micrones. Esta etapa del proceso es habitualmente el de mayor consumo energético por tonelada de mineral y la energía es la eléctrica que mueve los motores de molinos, de las cintas transportadoras, de los harneros y las bombas que impulsan las pulpas que salen de los molinos hacia los ciclones y posteriormente hacia las celdas de flotación. Flotación. La pulpa de mineral con agua y otros componentes químicos como espumantes, floculantes y controladores del ph pasan a las Celdas de Flotación, en donde por primera vez desde la extracción del mineral desde la mina, es separada la partícula mineralizada más pequeña del resto de las partículas produciéndose así lo que se denomina concentración del mineral en estado sólido. La Flotación es el proceso mediante el cual la pulpa de mineral con los elementos antes mencionados, es depositada en Celdas en donde se les agita e inyecta aire para producir un burbujeo constante. Por la acción físico-química de la tensión superficial que generan las burbujas de aire dentro de las celdas y los elementos químicos agregados, las partículas mineralizadas se adosan a las burbujas que termina flotando en la superficie generando una espuma superior Página 55

que contiene en forma selectiva mayor cantidad de mineral que al inicio. Este proceso es repetido varias veces en cadena de celdas de flotación en donde en forma reiterativa la concentración del mineral va subiendo generándose así una solución bastante más rica en el mineral seleccionado concentrar. Nuevamente en esta etapa del proceso la mayor energía aplicada es la eléctrica que alimenta los motores de los aireadores y los motores de los ejes de rotación de las celdas. En esta etapa también existen bombas, accionadas eléctricamente para trasladar algunos de los fluidos o pulpas. Planta de Tratamiento de Relaves. El remanente de lo concentrado es el lastre o sobrante sin interés económico que tiene una gran cantidad de agua razón por la cual habitualmente se trata de recuperar el máximo de agua (recurso muy escaso en la minería) de estas soluciones, antes de enviar los residuos a los llamados tranques de relave. La forma habitual de eliminación del agua es a través de grandes espesadores circulares en donde decanta el particulado en suspensión disminuyendo la cantidad de agua y aprovechando el agua más limpia para que sea parte del proceso nuevamente. El desecho finalmente es depositado en los tranques de relave, en los cuales se deposita cada vez con menos agua el producto de descarte. La energía aplicada en esta etapa es principalmente eléctrica para el movimiento de los motores de los espesadores y para las bombas cuando es necesario. Operación de los Servicios de Agua y Recirculación. Como se mencionó antes, el agua es un recurso cada vez más escaso en la minería y el proceso de concentración de minerales requiere de una gran cantidad de ella. Por esta razón cada día se trata de aprovechar mejor este recurso, usando al máximo la opción de recirculación del agua. Como por otra parte la mayoría de los procesos mineros están en nuestro país en las montañas, se trata de usar el máximo también la gravedad para todos movimientos de materiales dentro del proceso, produciendo cascadas de procesos en desniveles permitiendo que los procesos sean alimentados por otros a un nivel superior y entregando el producto en un nivel inferior. Sea esto en estado sólido o con mayor razón cuando se trata de soluciones, como el caso de los concentrados o relaves. Por esta razón el agua que va a ser recirculada, deberá entonces subir de nivel hacia los procesos iniciales por lo que habrá que bombearla con el consiguiente consumo de energía eléctrica para alimentar los motores de las bombas. Página 56

Filtros. Así como el producto de desecho tiene una gran cantidad de agua incorporada, también el concentrado que sale de la recolección de las espumas de las celdas de flotación contiene agua que debe ser extraída para obtener un concentrado apto para ser transportado hacia las fundiciones o bien exportado como concentrado. Ambos casos se dan en Chile, en donde se exporta una gran cantidad de concentrado y se funde una fracción menor de ella. Para filtrar es necesario hacer pasar la pulpa concentrada por filtros de distinta naturaleza, pero todos con una presión determinada para que se produzca el filtrado necesario y se genere el concentrado con cada vez menor cantidad de agua incorporada. Nuevamente la energía aquí es la eléctrica que sirve para impulsar los motores de las bombas que enviarán el fluido a los distintos filtros. 4.4.1.5 Proceso de Fundición. El proceso de fundición consiste en llevar el concentrado de cobre desde su estado mineral de sulfuro con un 30 a 40% de Cobre contenido, a un estado metálico de Cobre de alta pureza de sobre 99.5% en los ánodos. Esto se realiza mediante distintas reacciones piros-metalúrgicas, que parten por la fusión del concentrado de cobre, que permite que, por medio de altas temperaturas, el mineral se licúe y el mayor contenido de cobre se concentre, en lo que se conoce como metal blanco. Posteriormente, a través de conversión (insuflado de oxígeno en convertidores), se eleva la pureza del cobre líquido que finalmente termina su proceso en la etapa de refinación. En la Figura N 4-40 se esquematizan las etapas de la fundición. Secado. El concentrado de cobre llega a la fundición con un remanente de humedad propia del proceso de flotación y filtrado anterior que es del orden de 6 a 8% y mediante el secado se reduce su humedad a valores de 0,2 a 0,3%. El consumo energético externo es la energía eléctrica suministrada a los tambores giratorios secadores, mientras que la energía térmica es suministrada en forma interna (serpentín de transferencia de calor dentro del tambor) por vapor a 180 C proveniente de la recuperación de calor de los gases generados en el proceso de fusión y conversión. Otro consumo de electricidad es el correspondiente a los equipos colectores de polvo generados en el proceso de secado. Página 57

Fuente: Consejo de Competencias Mineras Marco de Cualificaciones para la Minería Figura N 4-40: Proceso Fundición Página 58

Fusión. El objetivo es someter al concentrado a altas temperaturas (1200 C) para lograr el cambio del estado sólido al líquido. La fase líquida componen los minerales presentes en el concentrado que se separan por su peso, quedando los más livianos en la parte superior conformando la escoria. Actualmente este proceso se lleva a cabo a través de dos sistemas alternativos: El Convertidor tipo Teniente y el Horno Flash, siendo esta último el de tecnología más moderna y más usado en las nuevas instalaciones. Los tres productos de este proceso de fusión son: El Metal Blanco o Eje de alta ley (Cu 2 S, FeS) corresponde a la parte líquida más pesada en donde se encuentra el cobre en una proporción de 65 a 75%; La Escoria que flota y que contiene principalmente FeO, Fe 3 O 4, SiO 2, Al 2 O 3, CaO, MgO, Cu 2 O, otros. Los Humos y Gases que salen del horno cuyos contenidos son principalmente particulado fino que es arrastrado por las corrientes convectivas más O 2, SO 2, N 2, CO, CO 2, H 2, H 2 O y otros, el cual es transformado en ácido sulfúrico como subproducto de la fusión. Limpieza de Escoria. La escoria que flota es evacuada por un orificio llamado sangría ubicado al lado opuesto a la salida del metal y por la parte superior del horno, para ser depositada en cucharas o carros de desplazamiento hacia botaderos. Conversión. El líquido producido en la etapa anterior contiene una gran cantidad sulfuros de Cobre y que requieren ser transformados en cobre eliminando el azufre. Para esto se insufla aire enriquecido con oxígeno de manera de oxidar el azufre generando SO2 y liberando el cobre en este caso blíster el cual contiene además metales nobles como Oro, Plata, Platino y otros. Piro-Refinación Refino y Moldeo La última etapa de piro-metalurgia es la Piro-Refinación en procesos batch el metal que contiene aún algunas impurezas es nuevamente oxidado, escoriado y reducido inyectándole Gas Natural con Vapor de Aire, para finalmente ser vaciado en los moldes generando los Ánodos de Cobre Blíster de una pureza de 99,6%. Página 59

Planta de Oxígeno. Esta planta genera el oxígeno necesario para ser insuflado en el baño líquido para el proceso de conversión. Planta de Aire-Vapor. Planta que genera el aire-vapor necesario para ser insuflado tanto en el proceso de conversión como del proceso de refino. Planta de Acido. Los gases metalúrgicos ricos en SO 2, salen del Horno Flash por una torre refrigerada y pasan a una caldera donde se enfrían hasta unos 350 C, transfiriendo el calor para producir vapor saturado que se usa para varios procesos de la fundición. Los gases ricos en SO2 siguen su proceso hasta ser condensados y transformados en ácido sulfúrico, en la planta de ácido. 4.4.1.6 Procesamiento de Oro y Plata. El Procesamiento de oro y plata guarda grandes similitudes con los procesos de hidrometalurgia y procesamiento concentrado de cobre. Sin embargo, su objetivo es extraer desde la roca el oro y plata, por lo anterior, se incorporan agentes lixiviantes como el cianuro de sodio, y algunos nuevos procesos como la des-aireación de la solución e incorporación de zinc a la misma. Una vez extraídos el oro y la plata de la roca, el concentrado resultante es llevado al proceso de fusión/refinación, donde mediante el uso de hornos de retorta y hornos reverberos, se obtiene el dore (lingotes). En la Figura N 4-41 se muestra los procesos asociados. Página 60

Fuente: Consejo de Competencias Mineras Marco de Cualificaciones para la Minería Figura N 4-41: Procesamiento Oro y Plata. Página 61

4.4.1.7 Servicios. En términos generales, el mantenimiento mecánico en minería tiene dos grandes ámbitos de especialización: mantenimiento mina y mantenimiento planta. El primero aborda la mantención de los equipos de extracción, principalmente en lo referido a equipos móviles (ya sea con oruga o ruedas) que llevan a cabo labores de perforación, carguío, transporte y habilitación de zonas de trabajo. El segundo, aborda todos los equipos implicados en el procesamiento de minerales (que habitualmente están fijos en una instalación), implicando una gran variedad de dispositivos, equipos, revestimientos, instalaciones y otros. El mantenimiento eléctrico se diferencia del instrumentista, en que la función del primero apunta a las conexiones y transmisiones eléctricas para dar energía a los equipos y asegurar su funcionamiento, mientras el segundo se refiere a los sistemas electrónicos que regulan el funcionamiento y permiten las distintas acciones que los sistemas y componentes de los procesos deben cumplir. 4.4.2 Perfiles de Demanda y Factores que Influyen en el Consumo Energético. En general es muy difícil estimar o conocer los perfiles diarios de la demanda eléctrica de un proceso cualquiera y menos aún un proceso minero, toda vez que habitualmente esta información es administrada por la compañía eléctrica poseedora del contrato con el cliente. Ahora para obtener este perfil horario es necesario que la empresa minera lo solicite por escrito a la generadora o distribuidora que le suministra la energía eléctrica, o bien que la compañía minera genere sus propios perfiles de demanda con equipos propios. Sin embargo, se ha recolectado información que sirve para el objetivo de este estudio, a través de la búsqueda de información pública: La empresa Energética presentó el siguiente estudio Experiencia de Energética S.A. en la Implementación de Eficiencia Energética en Codelco Norte (http://www02.abb.com/global/clabb/clabb151.nsf/0/799c12e0d2bd9296c12574a 20058968d/$file/Maria+Isabel+Gonzalez.pdf), en donde publica algunos gráficos que explican el modus operandi de una faena minera cualquiera. Tal como se indicará más adelante en cada proceso minero, la demanda eléctrica está directamente relacionada con la producción y todos los procesos mineros son operados en forma continua, sin interrupciones salvo accidentes o mantenciones programadas. Esto hace prever que todas las curvas o perfiles de demanda tanto eléctrico como de combustible sean relativamente planos y constantes, con variaciones menores propias de cada proceso. Página 62

Los siguientes gráficos del estudio mencionado confirman lo anteriormente señalado respecto de los análisis de la demanda de Codelco Chuquicamata. La figura 4-42 muestra los perfiles horario de demanda de potencia de la planta de chancado (línea roja y kw de potencia al lado derecho) y la demanda total de potencia comprada por la división en Chuquicamata (línea azul y valores en kw al lado izquierdo), en donde se ve que aun cuando haya variaciones en una planta de chancado del 100% (desde 7.000 a 14.000 kw), estos 7.000 kw adicionales sólo afectan al total de la demanda en un 2,6%, si consideramos una media de 270.000 kw. Figura N 4-42: Demanda Horaria de Potencia Chuquicamata (línea azul) y de una Planta de Chancado (línea roja) La figura 4-43 muestra la demanda máxima en un día completo de la división Chuquicamata, donde en el período fuera del horario de punta las variaciones pueden llegar a un 20% (245.000 vs 295.000), mientras que en horario de punta las variaciones sin el sistema de control son del 8% (240.000 vs 265.000) y con control de demanda estas bajan al 4% (245.000 vs 255.000). De las dos figuras mencionadas, podemos indicar que las variaciones de la potencia demandada por los equipos eléctricos es arbitraria y dependerá de la disponibilidad de los equipos y/o plantas; por ejemplo la variación del 100% en la planta de chancado, a pesar que la fuente no lo menciona, se debe seguramente al ingreso de un equipo o una de 2 líneas de chancado que pudieran estar disponibles lo cual hace pasar de 7MW a 14 MW. Podemos concluir entonces que las curvas de combustibles tanto de la mina como del chancado y como de la planta concentradora son similares a las curvas de demanda eléctrica, las cuales están directamente ligadas a la Página 63

disponibilidad de los equipos y a la operación de ellos de acuerdo a la producción de cada planta. Figura N 4-43: Demanda máxima (MW) de la División Chuquicamata con control de demanda (línea verde) y sin control (línea azul) Mina a Rajo Abierto. La demanda de potencia eléctrica en una mina a rajo abierto es permanente; con mucha variación debido a que todos los equipos que consumen energía eléctrica no operan en forma simultánea ni con sus ciclos en forma sincronizada. Además cada uno de ellos presenta una alta variación de consumo dependiendo de su ciclo operacional. (Carga, penetración, giro, traslado, transporte de carga, operación en vacío, etc.). Otra característica es que los equipos tienen motores de gran potencia para absorber trabajos pesados puntuales como la excavación sumada al carguío en ocasiones en Palas, o cuando una chancadora primaria es llenada con rocas de gran tamaño. En ambos casos la potencia usada en los equipos es la máxima. Los equipos que consumen electricidad dentro de una mina de rajo abierto presentan disponibilidades, utilizaciones y eficiencia de activos muy diferentes. Esta variación depende de los requerimientos de mantenimiento, capacidades y sus correspondientes ciclos operacionales específicos para cada operación. Página 64

También se debe considerar que en todas las minas a rajo abierto existen otros equipos principales y equipos de apoyo, que cumplen la misma función pero operan en forma autónoma con motores diésel. Es así que pueden existir perfectamente equipos de perforación, palas, cargadores frontales, etc., que operan junto con los equipos eléctricos. El cuadro N 4-8 muestra una tabla con los rangos generales de disponibilidades, utilización y eficiencia de activos de los principales equipos eléctricos. Cuadro N 4-8: Principales Equipos Eléctricos en Mina a Rajo Abierto Equipo Eléctrico Disponibilidad % Utilización % Eficiencia de Activo % Perforadoras 75-80 70-75 53 60 Palas de carguío 85-90 90-95 77 86 Correas transportadoras 90-95 90-95 81 90 Chancado Primario 90-95 95-98 86 93 Fuente: Información del Consultor. Los factores que afectan el consumo eléctrico de las operaciones antes indicadas son: dureza del mineral, densidad del mineral, grado de conminación, densidad aparente, tasa de tratamiento, distancia de transporte y nivel de utilización del equipo. En la medida que cada factor individual anteriormente indicado corresponde a una componente que aumentará el consumo eléctrico del proceso que corresponda. También existen otros consumos eléctricos menores, correspondientes a equipos de apoyo y servicios y que no tienen mayor incidencia; tales como bombeo de agua de fondo mina, iluminación, talleres, etc. Mina Subterránea La demanda de potencia eléctrica de una mina subterránea es bastante similar a la mina a rajo abierto; es permanente y con mucha variación. Solamente cambian los equipos, ya que su forma y configuración se deben ajustar a una operación en galerías cerradas en vez de bancos a cielo abierto. Los equipos que consumen electricidad dentro de una subterránea presentan disponibilidades, utilizaciones y eficiencia de activos muy diferentes. Esta variación depende de los requerimientos de mantenimiento, capacidades y sus correspondientes ciclos operacionales específicos para cada operación. Página 65

También se debe considerar que en todas las minas subterráneas existen otros equipos principales y equipos de apoyo, que cumplen la misma función pero que operan en forma autónoma con motores diésel. Es así que pueden existir perfectamente equipos de perforación jumbo, cargadores frontales, equipos de transporte y extracción tipo LHD, equipos de perforación del tipo rozadores y cadenas, vehículos menores, camiones, etc., que operan en forma simultánea junto con los equipos eléctricos. El cuadro N 4-9 se muestra una tabla con los rangos generales de disponibilidades, utilización y eficiencia de activos de los principales equipos eléctricos. Cuadro N 4-9: Principales Equipos Eléctricos en Mina Subterránea Equipo Eléctrico Disponibilidad % Utilización % Eficiencia de Activo % Perforadoras (1) 65-80 60-75 (No disponible) Roto-cargadores 75-85 90-95 68-81 Correas transportadoras 90-95 90-95 81-90 Ferrocarril 90-95 60 54-58 Chancado Primario 90-95 95-98 86-93 Equipos auxiliares (2) 75-85 80-90 60-77 Bombeo 98 95 76 Ventilación 98 100 98 Iluminación 98 100 98 (1) barras, rozado y cadena (2) martillo, proyector. Fuente: Información del Consultor. Los factores que afectan que varían el consumo eléctrico de las operaciones antes indicadas son: dureza del mineral, densidad del mineral, grado de conminación, densidad aparente, tasa de tratamiento, distancia de transporte y nivel de utilización del equipo. En la medida que cada factor individual anteriormente indicado corresponde a una componente que aumentará el consumo eléctrico del proceso que corresponda. También existen otros consumos eléctricos, correspondientes a equipos de apoyo y servicios; tales como ventilación (con un gran consumo de energía eléctrica), iluminación, bombeo de agua, compresores, talleres, etc. Planta Concentradora Al igual que lo mencionado en el inicio de este capítulo 4.4, el perfil de demanda de la concentradora estará ligado a la producción de la concentradora y su perfil de demanda eléctrica por el tipo de proceso debiera ser lo más parecido a una constante, considerando sólo las variaciones de carga de los equipos. Página 66

También en este caso, para un estudio especial realizado en Southern Perú Controlador digital predictivo de demanda máxima de potencia eléctrica (http://fresno.ulima.edu.pe/sf/sf_bdfde.nsf/otrosweb/ing28controladordigital/$fil e/07-ingenieria28-ojeda.pdf), lo cual se confirma según la figura 4-44 publicada por el estudio. En esta figura se presenta el perfil horario de la demanda de potencia de una planta concentradora, donde se aprecia que las variaciones están entre un mínimo de 30 MW y un máximo (no deseado) de 34 MW, es decir, un 13%. Figura N 4-44: Demanda Horaria de una Planta Concentradora La planta concentradora opera con muchos equipos eléctricos en forma simultánea, durante todo el año, por lo que tanto su demanda de potencia eléctrica como su consumo eléctrico son permanentes. Dado el alto consumo porcentual de energía eléctrica y la naturaleza de su operación, ésta es manejada para mantener una condición de operación lo más pareja posible entre horas normales y horas de punta. Por lo general, cada equipo individual presenta una demanda eléctrica más constante durante su ciclo, en la medida que se mantengan en régimen sus factores operacionales. La planta concentradora normalmente opera en su primera etapa con una planta de chancado secundario, terciario y harneros, generando un stock de mineral chancado permanente para poder mantener la alimentación de mineral a la planta de molienda y concentración. Este stock de mineral permite amortiguar los ciclos operacionales variables de la mina con respecto a la operación permanente de la planta concentradora. Página 67

La planta concentradora en su segunda etapa, está compuesta por una línea de molinos, varias líneas de celdas de flotación, espesadores, filtros, hidro-ciclones, tratamiento de relaves y bombas de suministro de agua fresca y recirculación de líquidos de proceso. La planta de chancado secundario, terciario, harneros y sus correspondientes correas tienen por lo general una disponibilidad cercana al 95 % y un rango de utilización entre un 70 % a un 85 %; esto debido principalmente a los ciclos de producción de la mina. Lo anterior da un rango de eficiencia de activo entre 67 a 81 %. La planta concentradora en su conjunto presenta por lo general una disponibilidad y utilización entre el 90 a un 95 %. Los factores que afectan el consumo eléctrico de la operación de la planta de chancado son: dureza del mineral, densidad del mineral, grado de conminación, densidad aparente, tasa de tratamiento, carga circulante, distancia de transporte a la concentradora y nivel de utilización del equipo. Los factores que afectan el consumo eléctrico de la segunda etapa de la planta concentradora son la dureza del mineral, densidad del mineral, relación de carga mineral con respecto a la carga de atrición dentro de los molinos, grado de conminución, densidad de pulpa, flujos y distancia de bombeo de agua fresca, bombeo de líquidos de recirculación, torque de equipos de espesamiento, nivel de filtrado y secado de concentrados y caudal, distancia de bombeo y ciclonamiento de relaves. Planta de Lixiviación, SX-EW La planta de lixiviación opera con muchos equipos eléctricos, en forma simultánea, durante todo el año, por lo que su demanda de potencia eléctrica es permanente, sin embargo, dada la naturaleza (sensibilidad de los procesos) de su operación, esta demanda es más pareja y coordinada para un mejor manejo de las demandas de potencias en horas normales y horas de punta. Por lo general, cada equipo individual presenta una demanda eléctrica más constante durante su ciclo, en la medida que se mantengan en régimen sus factores operacionales. La planta de lixiviación normalmente opera en su primera etapa con una planta de chancado secundario, terciario y harneros, generando un stock de mineral chancado permanente para poder mantener la alimentación de mineral a la planta de aglomeración y lixiviación. Este stock de mineral permite amortiguar los ciclos operacionales variables de la mina con respecto a la operación de aglomeración y operación permanente de la planta de lixiviación, SX-EW. Página 68

La segunda etapa de la planta de lixiviación corresponde a la etapa de aglomeración, que consiste en la mezcla del mineral chancado con agua fresca y/u otros líquidos de proceso, más ácido sulfúrico concentrado, logrando un material granulado más grueso, con más cobre solubilizado y de alta permeabilidad. Este material normalmente es trasladado y cargado a la pila de lixiviación mediante correas transportadoras y carguío de pilas mediante un spreader, ocupando para estos efectos energía eléctrica. En plantas más pequeñas, por lo general se utilizan equipos de transporte mediante camiones y el carguío con cargadores frontales. Si el proceso de lixiviación es de pila dinámica, el material lixiviado (ripios) debe ser descargado de la pila y trasladado a un botadero de ripios. La operación de descarga, traslado y botado y distribuido en el botadero de ripios se hace mediante el uso de roto-pala, correas transportadoras y spreader de ripios, ocupando para estos efectos energía eléctrica. En plantas más pequeñas, por lo general se utilizan cargadores frontales para la descarga de ripios y equipos de transporte mediante camiones. Muchas veces, producto de la baja disponibilidad de la roto-pala, la descarga del ripio de hace simultáneamente junto con cargadores frontales y camiones. Si el proceso de lixiviación es de pila estática, (a veces en multicapa), el material aglomerado es trasladado mediante correas transportadoras fijas, correas transportadoras móviles (grasshoppers) y spreader de carga, ocupando para estos efectos energía eléctrica. A veces, producto de la presencia de minerales de baja ley en la mina, este mineral es tronado y cargado en camiones mineros de alto tonelaje y dejados en un botadero impermeabilizado de lixiviación (Dump Leach). Este mineral queda listo para ser lixiviado en forma directa. La tercera etapa de la planta de lixiviación corresponde al riego de las pilas (dinámicas, estáticas o botadero) con soluciones de lixiviación procedentes mediante bombeo desde la planta de extracción por solvente (SX). Las soluciones que se recuperan de la base de la pila son bombeadas de retorno a la planta de extracción por solvente. La planta de extracción por solvente genera un electrolito rico de alta pureza que es enviado a la planta de electro obtención (EW) mediante el uso de bombas. La planta de electro obtención produce cátodos de cobre mediante un proceso electrolítico que ocupa corriente continua producida por de rectificadores de corriente alterna. El electrolito descobrizado mediante este proceso, es retornado devuelta a la planta de extracción por solvente mediante bombas. Todo el proceso de la tercera etapa de lixiviación; riego, extracción por solvente y electro obtención ocupa energía eléctrica en forma permanente y con muy poca variación de su demanda. Página 69

La primera etapa de la planta de lixiviación, correspondiente a los procesos de chancado secundario, terciario, harneros y sus correspondientes correas tienen por lo general una disponibilidad cercana al 95% y un rango de utilización entre un 70% a un 95%; esto debido principalmente a los ciclos de producción de la mina. Lo anterior da un rango de eficiencia de activo entre 67 a 90%. La segunda etapa de la planta de lixiviación corresponde al proceso de aglomeración y a las etapas de carguío de mineral aglomerado tienen por lo general una disponibilidad cercana al 90% y un rango de utilización entre un 70% a un 95%; esto debido a los ciclos de lixiviación, disponibilidad de área de carguío o atrasos en la operación de descarga, si corresponde a una lixiviación dinámica. La tercera etapa de la planta de lixiviación corresponde a los procesos de riego de la pila de lixiviación, extracción por solvente y electro obtención. Dada la naturaleza de estos procesos, su diseño normalmente considera equipos standby para asegurar la continuidad de la operación, por lo que se puede considerar para estos casos una eficiencia del activo con un rango entre el 97 100%. Los factores que afectan el consumo eléctrico de la operación de los procesos de chancado secundario, terciario y clasificación mediante harneros son: dureza del mineral, densidad del mineral, grado de conminución, densidad aparente, tasa de tratamiento, carga circulante, distancia de transporte al stock pile y nivel de utilización de los equipos. Los factores que afectan el consumo eléctrico en los procesos de aglomeración, operaciones de transporte, carguío y descarga cuando corresponda son: tonelaje tratado, distancia de transporte, pendiente de transporte, altura de carga. Si el proceso además considera la operación de descarga mediante rotopala, transporte de ripios y descarga en botadero, los factores que afectan el consumo eléctrico de esta operación adicional son: tonelaje tratado, torque de la roto-pala, pendiente descarga, distancia de transporte, pendiente de transporte, altura del botadero de ripios. Los factores que afectan el consumo eléctrico en los procesos de lixiviación, extracción por solvente y electro obtención son: caudales y sus presiones hidrodinámicas de bombeo debido a las distancias de bombeo y resistencias hidráulicas de los sistemas de riego. El principal factor operacional que afecta el consumo eléctrico del proceso de electro obtención es la energía eléctrica necesaria aplicar a las celdas electrolíticas operativas (no todas están operando a la vez) para producir la migración del ion cobre desde la solución hacia los cátodos de las celdas generándose así los cátodos de cobre electrolítico. Página 70

Por otra parte, otros factores operacionales que afectan el consumo específico son las variaciones de temperatura del electrolito, que no siempre es posible mantener dentro del rango deseado, el intercambio del electrolito dentro de las celdas, de manera de mantener la misma concentración durante el proceso de la electrolisis, la agitación del electrolito el cual permite un mayor intercambio de iones. También defectos operacionales afectarán al consumo específico como la sulfatación de contactos, niveles de cortocircuito, limpieza de la lluvia ácida dentro de las naves (lavado permanente de celdas), mala distribución eléctrica dentro de un banco de celdas producto de contactos deficientes de algunos cátodos en beneficio de otros con mejor contacto con las barras de distribución de la corriente. Demanda Térmica en Planta de Lixiviación, SX-EW. Debemos destacar que en el proceso de electro obtención, normalmente se opera con un electrolito a una temperatura comprendida entre los 45 55 ºC, además se requiere hacer lavados de contactos, preparación de reactivos y otros enjuagues con agua tibia y lavado de cátodos con agua caliente. Dependiendo de las condiciones atmosféricas en que se ubique este proceso (alta montaña, pampa o costa), se presentarán diferentes demandas térmicas de calor, las que varían entre los 100 a 400 kwht por tonelada métrica de cobre fino producido. Normalmente el suministro térmico se realiza mediante el uso de calentadores diésel, gas licuado o pellet de biomasa. La División Gabriela Mistral de Codelco (Gaby), Minera Centinela en su operación de El Tesoro y Minera Constanza, (30 km de Antofagasta) todas ubicadas en la II Región de Antofagasta ocupan hoy día energía solar térmica para sustituir en gran parte la demanda térmica del proceso. La Figura 4-45 muestra el perfil de demanda térmica de combustible en una planta de electro-obtención en donde se calienta el electrolito para mantener una temperatura constante durante el día y la noche y durante todo el año. Como existen diferentes temperaturas durante las estaciones del año, es natural que la demanda de combustible para calentar el electrolito sea menor en período de verano (menor diferencia de temperatura para llegar a los 45 a 55ºC) y mayor en período de invierno en donde la diferencia de temperatura es mayor. Página 71

(kcal/hr) Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH Perfil Demanda de Potencia Térmica EO Día Noche Fuente: Estudios Específicos del Consultor Figura N 4-45: Perfil Demanda de Potencia Térmica. Por otro lado, hoy día existen operaciones que están efectuando procesos de bio-lixiviación que requieren de apoyo térmico para mejorar la cinética y recuperación del proceso. (Collahuasi, Compañía Minera Quebrada Blanca S.A., Minera Escondida y la operación de sulfuros de baja ley de Codelco Norte). Hoy día sólo Quebrada Blanca está inyectando calor producto de la operación de su planta de generación eléctrica. Por lo anterior, existe un potencial de usar una planta solar CSP o CST para la cogeneración de electricidad y calor para los procesos de electro obtención y bio-lixiviación en los casos que corresponda. Planta Molibdenita La planta de molibdenita normalmente corresponde a un subproducto de la flotación de cobre, cuando el mineral contiene sulfuros de molibdeno. Cuando esto acurre, se aplican reactivos específicos para flotar en forma selectiva el sulfuro de molibdeno en parte de las líneas de flotación. De esta manera, el concentrado de cobre, que generalmente viene junto con plata, oro, selenio y otros metales queda separado del molibdeno. El concentrado de molibdeno que se obtiene en los circuitos de flotación selectiva son espesados, filtrados y secados en forma separada. La planta de concentración de molibdenita en su conjunto presenta por lo general una disponibilidad y utilización entre el 90 a un 95%. Página 72

Los factores que afectan el consumo eléctrico de este proceso son: densidad de pulpa, flujos y distancia de bombeo de agua fresca, bombeo de líquidos de recirculación, torque de equipos de espesamiento, nivel de filtrado y secado de concentrados y caudal, distancia de bombeo y ciclonamiento de sus relaves. Fundición El proceso de fundición es un proceso piro-metalúrgico de alta temperatura, compuesto por varios procesos que se llevan a cabo en una línea de diferentes tipos de hornos y reactores de conversión, oxidación, escorificación, refinación a fuego por reducción y moldeo de ánodos y/o barras de tipo lingote (ingot). El proceso parte generalmente con la mezcla y alimentación de diferentes concentrados con objeto de obtener una mezcla con un punto eutéctico de bajo punto de fusión con objeto de optimizar el consumo de combustible. La mezcla es transportada mediante correas transportadoras a la alimentación del horno. El proceso de combustión, transporte de productos fundidos dentro de los distintos productos de los diferentes procesos de fundición (eje, cobre blíster, cobre refinado) se hace mediante ollas movidas por puentes grúas eléctricos. El aire enriquecido con oxígeno para el proceso de fusión por reverberación, oxidación en los reactores de conversión y otros hornos son inyectados mediante el uso de sopladores e inyectores eléctricos. Todos los hornos de tipo basculante son girados y movidos mediante el uso de motores eléctricos. En general se puede decir que todo el proceso de fundición y refinación a fuego, junto con sus procesos auxiliares de licuación de oxígeno, remoción de azufre en forma de ácido sulfúrico, compresión de aire y planta de vapor se mueve mediante equipos que ocupa energía eléctrica como energía primaria. El transporte de las escorias a los escoriales es en ollas sobre carros de ferrocarril, tirados por locomotoras diésel. En algunas de las principales fundiciones tales como Ventanas, Paipote y Chuquicamata, todo el calor excedente del proceso de fundición se utilizan para generar vapor de alta entalpía para mover turbinas para la generación de energía eléctrica. El vapor de menor entalpía se ocupa para el calentamiento del electrolito del proceso refinación electrolítica y otros procesos para el tratamiento de metales nobles y lixiviación de los barros anódicos. Dada la naturaleza crítica del proceso de fundición, estas operaciones cuentan además con unidades auxiliares para la generación de energía eléctrica de emergencia en caso de black out de la red. Por lo general el proceso de fundición es un proceso continuo y la configuración de los equipos permite su operación con una alta eficiencia del activo, cercano al 97% en un plazo de casi 5 a 10 años. Los hornos requieren de una mantención de sus ladrillos refractarios interiores en períodos de 5 a 10 años, dependiendo Página 73

de la calidad de la operación en cuanto a la continuidad de los niveles de temperatura y corrosividad de los baños fundidos. El consumo eléctrico es estable y el principal factor que incide en su consumo es la tasa de fusión que se lleva a cabo, la que sube en la medida que aumente la producción de cobre o fusión de concentrados. Electro refinación. El proceso de electro refinación de cobre es prácticamente idéntico al proceso de electro obtención de cobre; sólo cambia la fuente de origen de cobre a electro depositar. El proceso de electro refinación ocupa ánodos de cobre proveniente de la refinación a fuego. El proceso de electro obtención de cobre ocupa ánodos insoluble de plomo y el cobre proviene del electrolito rico desde el proceso de extracción por solvente. El factor principal operacional que afecta el consumo eléctrico del proceso de electro refinación es la energía eléctrica necesaria aplicar a las celdas electrolíticas operativas para producir la migración del ion cobre desde los ánodos de cobre blíster provenientes de la fundición hacia los ánodos de las celdas generándose así los ánodos de cobre electrolítico. Los otros factores operacionales que afectan el consumo específico son los mismos mencionados en el proceso de electro obtención, con la excepción de la agitación del electrolito que en el caso de la electro refinación no es tan importante porque los iones se encuentran a la misma distancia, la cual está dada por la separación entre los ánodos y los cátodos. La distancia de los ánodos y los cátodos también afecta al rendimiento eléctrico específico, sin embargo una vez definida esta distancia en una planta esta permanecerá igual en el tiempo. Como dato ilustrativo, el índice de consumo eléctrico del proceso de electro refinación es aproximadamente 450 a 550 kwhe por tonelada de cobre fino producida. El índice de consumo eléctrico del proceso de electro obtención es aproximadamente 1.800 a 2.200 kwhe por tonelada de cobre fino producida. 16 Campamento y talleres. Los consumos eléctricos del campamento y talleres son permanentes y cíclicos. Dependen principalmente por la dotación de personal presente de acuerdo con los diferentes regímenes de turno y regímenes de mantenimiento. 16 Fuente : Información del consultor Página 74

El consumo eléctrico de los campamentos son generalmente iluminación, calefacción, aire acondicionado y agua caliente sanitaria; los que son función de la dotación de personal presente. Planta de desalinización e impulsión. El proceso de desalinización o purificación de aguas generalmente se realiza mediante el proceso de osmosis reversa o compresión mecánica de vapor. Ambos procesos son operados mediante bombas y compresores eléctricos. Estas plantas tienen por lo general una eficiencia de activo superiores al rango de 85 a 90%, dependiendo de la necesidad de cambios de membranas (para osmosis reversa) o limpieza de las cámaras de evaporación y condensación (para compresión mecánica de vapor), acorde con las calidades de las aguas que se traten. El factor que incide en el consumo eléctrico de una planta de osmosis reversa o compresión mecánica de vapor es el caudal de tratamiento de agua. Los factores que inciden en el consumo eléctrico de la impulsión de agua son: caudal, distancia de bombeo y diferencia de cota. Factores que afectan el consumo Energético en los procesos Los factores que inciden en el consumo energético de los principales procesos se indican en los siguientes cuadros: Página 75

Cuadro N 4-10: Variación Consumo Explotación Mina Factor de Consumo Variación Variación de consumo eléctrico Variación de consumo Combustible Ley de Mineral Disminuye Aumenta Aumenta Dureza del mineral Aumenta Aumenta Aumenta Densidad del mineral Aumenta Aumenta Aumenta Densidad aparente Aumenta Aumenta Aumenta Grado de conminución Aumenta Aumenta Aumenta Tasa de extracción Aumenta Aumenta Aumenta Distancia de transporte Aumenta Aumenta Aumenta Utilización de los equipos Aumenta Aumenta Aumenta Cuadro N 4-11: Variación Consumo Planta Chancado y Concentradora Factor de Consumo Variación Variación de consumo eléctrico Variación de consumo Combustible Ley de Mineral Disminuye Aumenta Aumenta Dureza del mineral Aumenta Aumenta Aumenta Densidad del mineral Aumenta Aumenta Aumenta Densidad aparente Aumenta Aumenta Aumenta Grado de conminución Aumenta Aumenta Aumenta Tasa de tratamiento Aumenta Aumenta Aumenta Carga circulante Aumenta Aumenta Aumenta Densidad de pulpa Aumenta Aumenta Aumenta Flujo y distancia bombeo Aumenta Aumenta Aumenta Torque espesadores Aumenta Aumenta Aumenta Tasa de filtrado y secado Aumenta Aumenta Aumenta Flujo y distancia de relaves Aumenta Aumenta Aumenta Utilización de los equipos Aumenta Aumenta Aumenta Página 76

Cuadro N 4-12: Variación Consumo Planta Lixiviación Factor de Consumo Variación Variación de consumo eléctrico Variación de consumo Combustible Tasa de tratamiento Aumenta Aumenta Aumenta Distancia de transporte Aumenta Aumenta Aumenta Pendiente de transporte Aumenta Aumenta Aumenta Altura de carga Aumenta Aumenta Aumenta Torque de rotopala Aumenta Aumenta Aumenta Tasa de descarga Aumenta Aumenta Aumenta Altura botadero de ripios Aumenta Aumenta Aumenta Caudales de bombeo Aumenta Aumenta Aumenta Producción de cobre Aumenta Aumenta Aumenta Utilización de los equipos Aumenta Aumenta Aumenta Página 77

4.5 Puntos de Conexión. Cuadro N 4-13: Puntos de Conexión. ID Nombre Subestación Tensión kv Sistema Interconectado 1 Cia. Minera Cerro Colorado Ltda. Pozo Almonte 110 SING 2 Cia. Minera Doña Inés de Collahuasi S.C.M. Collahausi 220 SING 3 Cia. Minera Teck Quebrada Blanca S. A. Encuentro 220 SING 4 SCM El Abra El Abra 220 SING 5 CODELCO CHILE División Radomiro Tomic Radomiro Tomic 220 SING 6 CODELCO CHILE División Chuquicamata Chuquicamata 220 SING 7 Minera Michilla S.A. Mejillones 110 SING 8 Minera Spence S.A. Encuentro 220 SING 9 Minera El Tesoro Encuentro 220 SING 10 Minera Esperanza Encuentro 220 SING 11 CODELCO CHILE División Gabriela Mistral Gaby 220 SING 12 Anglo American Norte S.A. Mantos Blancos Mantos Blancos 220 SING 13 Compañia Minera Xstrata Lomas Bayas Lomas Bayas 220 SING 14 Compañía Minera Zaldívar Ltda. Zaldivar 220 SING 15 Minera Escondida Ltda. Nueva Zaldívar 220 SING 16 Xstrata Copper Chile S.A. Alto Norte Alto Norte 110 SING 17 Minera Meridian Ltda. El Peñon Mejillones 220 SING 18 CODELCO VCP Ministro Hales Ministro Hales 220 SING 19 Anglo American Norte S.A. Mantoverde Manto Verde 110 SIC 20 CODELCO CHILE División Salvador Salvador 110 SIC 21 Compañía Minera Mantos de Oro (La Coipa) La Coipa 220 SIC 22 Compañía Minera Maricunga Refugio 110 SIC 23 Compañía Contractual Minera Candelaria La Candelaria 220 SIC 24 Compañía Contractual Minera Ojos del SaladCardones 220 SIC 25 Minera Lumina Copper Chile Ltda. CaseroneCaserones 220 SIC 26 Cia Mra. Teck Carmen de Andacollo Carmen de Andacollo 110 SIC 27 Minera Altos de Punitaqui Ltda. Punitaqui 13 SIC 28 Minera Los Pelambres Los Piuquenes 220 SIC 29 CODELCO CHILE División Ventanas Codelco Ventanas 110 SIC 30 Anglo American Sur S.A. El Soldado La Calera 110 SIC 31 Anglo American Sur S.A. Fundición Chagres Chagres 110 SIC 32 CODELCO CHILE División Andina Cordillera 220 SIC 33 Anglo American Sur S.A. Los Bronces Los Bronces 220 SIC 34 Minera Florida Ltda. Alhué 66 SIC 35 CODELCO CHILE División El Teniente Candelaria 220 SIC Fuente : CDEC- SING y CDEC- SIC Página 78

4.6 Indicador Consumo Específico. Con la información de los consumos de energía asociados a cada proceso minero se estimaron los índices de consumo específico, es decir, la energía necesaria para producir una unidad de producto final (TMF) o tratar una unidad de mineral según el tipo de proceso. Se calcularon los consumos unitarios asociados al uso de energía eléctrica y de combustibles por separado. 4.6.1 Consumo Unitario de Combustible. Producción Mina Rajo Abierto. En el cuadro N 4-14 se indican los consumos específicos calculados en base a la información recibida de Cochilco sobre consumo de energía y producción. Cuadro N 4-14: Consumos Específicos Combustible Mina Rajo Abierto. Año Consumo Unitario, kwh/tm mineral extraído I II III IV RM 2007 11,9 11,7 22,2 10,5 9,7 2008 13,4 11,7 23,2 12,1 11,5 2009 12,2 9,9 18,9 14,7 19,0 2010 10,6 9,2 21,5 11,5 13,7 2011 13,7 13,7 24,3 10,3 16,0 2012 18,2 13,0 25,7 8,8 12,8 2013 16,1 16,8 22,4 8,1 15,8 En la Figura N 4-46 se presenta la evolución de los consumos unitarios de combustible por tonelada de mineral extraído en la operación de rajo abierto de las diferentes faenas mineras agrupadas en la región correspondiente. Se observa que en general el consumo específico ha tenido un alza. Página 79

Mina Rajo Abierto Consumo Unitario kwh/tm mineral extraído 30 25 20 15 10 5 I Región II Región III Región IV Región RM 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-46: Consumo Específico Mina Rajo Abierto En la Figura N 4-47 se muestra el consumo específico promedio país con el alza global de un 34% en el período, que coincide con la tendencia de las faenas de la segunda región, las cuales son las de mayor incidencia como se vio antes. 18 16 14 12 10 8 6 4 2 Mina Rajo Abierto Consumo Unitario País kwh/tm mineral extraído 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-47: Consumo Específico País (Rajo Abierto) Considerando que gran parte de este combustible es para uso en transporte, este aumento está relacionado con la necesidad de recorrer mayores distancias y transportar mayor cantidad de material que contenga un nivel similar de producto final. Página 80

Producción Mina Subterránea. Para la estimación de los consumos específicos de combustibles de la mina subterránea se prescindió de la información asociada a las otras dos regiones que tenían este tipo de faenas ya que en conjunto representaban un 10% de la producción de las operaciones agrupadas en la RM y no presentaban el total de la información ocasionando distorsiones. Por lo tanto, considerando que la faena minera subterránea más relevante se encuentra asociada a la RM, los valores son lo suficientemente representativos. En el cuadro N 4-15 se listan los consumos específicos obtenidos para las operaciones mineras incluidas en la RM. Cuadro N 4-15: Consumos Específicos Combustible Mina Subterránea Consumo Unitario, kwh/tm mineral extraído Año RM 2007 2,2 2008 2,3 2009 2,4 2010 2,0 2011 1,7 2012 1,9 2013 2,2 En la Figura Nº 4-48 se muestra la evolución del índice de consumo de combustible por unidad de mineral procesado para la mina subterránea. Como se puede apreciar, los valores unitarios son muy inferiores a los correspondientes de la mina a rajo abierto (casi un 10%) lo que se explica en los mayores volúmenes de lastre y distancias de los botaderos en la mina abierta. Los índices en el período examinado se han mantenido en un rango bastante ajustado lo que además se corresponde con los niveles de producción de cobre de los mismos años a excepción del año 2011 donde una disminución del consumo de combustible relevante redujo el indicador de ese año. Página 81

Mina Subterránea Consumo Unitario kwh/tm mineral extraído 2.5 2 1.5 1 RM 0.5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-48: Consumo Específico Mina Subterránea Planta Concentradora Los consumos específicos de la planta concentradora se calculan como el combustible consumido por tonelada de cobre producido (TMF). Para el análisis de los índices se considera el promedio ponderado país que representa de mejor forma las dispersiones que entregan los índices de todas las regiones. En el cuadro N 4-16 se muestran los consumos específicos resultantes. Cuadro N 4-16: Consumos Específicos Combustible Planta Concentradora Consumo Unitario País, kwh/tmf Año País 2007 35,4 2008 38,1 2009 39,2 2010 35,4 2011 51,8 2012 41,6 2013 47,3 En la Figura Nº 4-49 se presenta la evolución del promedio país de los índices de consumo. Se observa una tendencia alza, la que debiera mantenerse debido al aumento de estos tipos de procesos en los proyectos futuros. En el año 2011 se aprecia un aumento específico del índice el cual podría tener explicación en la baja considerable en la producción de una importante faena minera de la segunda región durante ese año. Página 82

Planta Concentradora Consumo Unitario País kwh/ TMF 60 50 40 30 20 10 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-49: Consumo Específico Planta Concentradora Planta Lixiviación Los consumos específicos de la planta de lixiviación se calculan como el combustible consumido por tonelada de cátodos de cobre producido (TMF). En el cuadro N 4-17 se muestran los consumos específicos para las faenas agrupadas en sus respectivas regiones. Cuadro N 4-17: Consumos Específicos Combustible Planta Lixiviación Año Consumo Unitario, kwh/tmf Cátodos SX-EW I II III IV RM 2007 1.074,05 876,21 365,06 389,62 653,43 2008 1.071,43 795,57 516,23 432,52 736,24 2009 2.661,88 674,38 610,69 779,67 737,55 2010 1.776,22 657,95 458,07 995,99 765,38 2011 1.745,34 594,64 560,18 1.105,55 1.098,95 2012 1.041,44 777,89 560,11 1.216,11 430,26 2013 1.565,32 550,50 405,57 1.334,11 122,81 En la Figura Nº 4-50 se presentan los índices de consumo específicos para las diferentes regiones. La tendencia general que se observa es a la disminución. En particular el año 2013 las faenas de la segunda región reportaron un 30% de reducción de combustibles aun cuando la producción sólo disminuyó en casi un 6% lo que se traduce en una importante baja del índice. Sin embargo, la confidencialidad de la información desagrada por faenas no permite establecer las posibles causas de este comportamiento. Página 83

Planta Lixiviación Consumo Unitario kwh/ Cátodos TMF 3000 2500 2000 1500 1000 500 I Región II Región III Región IV Regíon RM 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-50: Consumo Específico Planta Lixiviación En la Figura N 4-51 se muestra los índices promedio ponderado país y se observa su semejanza con la tendencia de las faenas asociadas a la segunda región debido a su importancia relativa respecto de las otras regiones (producción del 80%). En el año 2012 se aprecia un alza puntual en el consumo unitario la que podría encontrar explicación con un aumento excepcional en el consumo de combustibles versus un nivel de producción con tendencia a la baja. 1000.0 900.0 800.0 700.0 600.0 500.0 400.0 300.0 200.0 100.0 Planta Lixiviación Consumo Unitario País kwh/cátodos TMF 0.0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-51: Consumo Específico Planta Lixiviación Página 84

Fundición. La información recibida considera únicamente las operaciones que tengan asociada la extracción de mineral de un activo minero propio. Por lo tanto, no incluye datos de fundiciones como Alto Norte, Paipotes o Chagres. Los consumos específicos de los procesos de fundición se calculan como el combustible consumido por tonelada de cobre producido (TMF). En el cuadro N 4-18 se presentan los índices de consumos para la fundición. Cuadro N 4-18: Consumos Específicos Combustible Fundición Consumo Unitario País, kwh/ TMF Año País 2007 1.190,2 2008 1.222,3 2009 1.018,9 2010 1.145,8 2011 1.185,7 2012 1.303,0 2013 1.177,8 En la Figura Nº 4-52 se presentan los índices de consumo específicos del promedio país. Se observa un comportamiento estable. Sin embargo, la base de datos entregada no disponía de la información de algunas fundiciones relevantes por lo que la tendencia podría mostrar alguna diferencia al incorporarlas. 1400 Fundición Consumo Unitario País kwh/tmf 1200 1000 800 600 400 200 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-52: Consumo Específico Fundición Página 85

Refinería. La información entregada presentaba inconsistencias respecto de la información pública disponible de la misma fuente, por lo que se decidió eliminar el índice resultante para el año 2013 y se corrigió el del año 2012 según antecedentes históricos de Cochilco y así poder mostrar una tendencia más fidedigna. En el cuadro N 4-19 se muestran los consumos específicos con las correcciones mencionadas. Cuadro N 4-19: Consumos Específicos Combustible Refinería Consumo Unitario, kwh/ Ton Cátodos ER Año II 2007 404,0 2008 279,0 2009 257,1 2010 174,0 2011 244,9 2012 409,0 La Figura Nº 4-53 muestra estos supuestos y permite visualizar una tendencia al alza. Refinería Consumo Unitario kwh/ Cátodos ER Ton 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 II Región Figura N 4-53: Consumo Específico Refinería. Página 86

Servicios. Los consumos específicos del área servicios se calculan como el combustible consumido por tonelada de cobre mina total producido (TMF). En el cuadro Nº 4-20 se muestran los índices de consumo unitario de las faenas de la segunda región por representar de mejor forma la tendencia debido a la importancia relativa de su producción y respecto de información histórica de fuentes similares. Cuadro N 4-20: Consumos Específicos Combustible Servicios Año Consumo Unitario, kwh/tmf II 2007 107,20 2008 93,40 2009 98,63 2010 105,84 2011 117,82 2012 264,54 2013 62,67 En la Figura N 4-54 se grafica el comportamiento al alza. Sin embargo, en el año 2013 el índice muestra una brusca disminución que no se condice con la información histórica disponible por lo que deduce que hay error en la base recibida de ese año. 300.00 250.00 200.00 Servicios Consumo Unitario kwh/tmf 150.00 100.00 II Región 50.00 0.00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-54: Consumo Específico Servicios Página 87

4.6.2 Consumo Unitario de Energía Eléctrica. Producción Mina Rajo Abierto. En el cuadro N 4-21 se presenta la evolución de los consumos unitarios de energía eléctrica promedio ponderado país de energía eléctrica por tonelada de mineral extraído en la operación de rajo abierto. Cuadro N 4-21: Consumos Específicos Energía Eléctrica Mina Rajo Abierto Año Consumo Unitario, kwh/tm mineral extraído País 2007 1,2 2008 1,1 2009 1,0 2010 0,9 2011 1,1 2012 1,1 2013 1,3 En la Figura Nº 4-55 se observa una tendencia al aumento del consumo específico salvo en el año 2010 que debido a un aumento importante de la producción de casi todas las faenas con un nivel de consumo estable redujo el consumo unitario. 1.4 1.2 1 0.8 0.6 0.4 0.2 Mina Rajo Abierto Consumo Unitario País kwh/tm mineral extraído 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-55: Consumo Específico País (Rajo Abierto) Producción Mina Subterránea. Página 88

Al igual que para los combustibles en la estimación de los consumos específicos de energía eléctrica de la mina subterránea se prescindió de la información asociada a las otras dos regiones que tenían este tipo de faenas ya que en conjunto representaban un 10% de la producción de las operaciones incorporadas en la RM. En el cuadro N 4-22 se listan los índices calculados. Cuadro N 4-22: Consumos Específicos Energía Eléctrica Mina Subterránea Consumo Unitario, kwh/tm mineral extraído Año RM 2007 4,9 2008 5,3 2009 5,1 2010 5,2 2011 5,2 2012 4,5 2013 5,6 En la Figura Nº 4-56 se muestra la evolución del índice de consumo de energía eléctrica por unidad de mineral procesado para la mina subterránea. Como se puede apreciar, los valores unitarios son alrededor de cuatro veces superiores a los correspondientes de la mina a rajo abierto, lo que se explica porque la faena subterránea requiere uso intensivo de aire comprimido y ventilación. Los consumos muestran tendencia al alza con el tiempo. 6 5 4 Mina Subterránea Consumo Unitario kwh/tm mineral extraído 3 2 RM 1 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-56: Consumo Específico Mina Subterránea Página 89

Planta Concentradora. En el cuadro N 4-23 se presentan los consumos de energía eléctrica específicos para las faenas de las diferentes regiones. Cuadro N 4-23: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Concentradora Año Consumo Unitario kwh/tmf I II III IV RM 2007 2.408,0 1.590,2 2.998,5 2.778,6 2.735,6 2008 2.220,5 1.867,4 3.083,5 2.457,9 2.838,9 2009 2.055,7 1.957,0 3.397,2 2.760,5 2.900,5 2010 2.254,9 1.946,8 3.102,4 3.164,0 3.029,3 2011 2.489,3 2.612,2 3.588,8 3.288,2 3.250,2 2012 3.915,0 2.209,1 4.481,0 3.046,7 3.524,0 2013 2.549,4 2.161,2 3.300,4 3.447,7 3.338,6 En la Figura Nº 4-57 se observa tendencia a la baja en los últimos años, pasando las regiones I y III por alzas puntuales muy marcadas en el año 2012, las que podrían explicarse por bajas importantes en la producción de algunas de sus relevantes operaciones en ese año. Asimismo, el año 2011 el índice sufre alza en la segunda región que coincide con una baja en la producción de una muy importante operación de esa región. Planta Concentradora Consumo Unitario kwh/tmf 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2007 2009 2011 2013 I Región II Región III Región IV Región RM Figura N 4-57: Consumo Específico Planta Concentradora Página 90

En la Figura Nº 4-58 se puede apreciar la tendencia del promedio país hacia una leve disminución del consumo específico. Los altos valores de los índices muestran que la planta concentradora es un proceso intensivo en consumo eléctrico en las operaciones de chancado y molienda del mineral. 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 Planta Concentradora Consumo Unitario País, kwh/tmf 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-58: Consumo Específico País Planta Concentradora Planta Lixiviación. En el cuadro N 4-24 se presentan los consumos unitarios para todas las regiones. Cuadro N 4-24: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Lixiviación Año Consumo Unitario, kwh/tmf Cátodos SX-EW I II III IV V 2007 4.331,3 3.363,9 3.162,7 3.834,8 4.240,2 2008 4.325,0 3.205,7 3.148,4 3.380,8 4.348,3 2009 4.610,2 2.681,0 2.952,3 3.716,4 3.986,8 2010 2.871,5 2.519,7 2.809,8 4.833,3 4.125,4 2011 2.955,9 2.761,4 3.222,2 2.011,1 4.308,5 2012 3.030,5 2.985,9 3.221,9 4.949,0 4.583,5 2013 3.148,0 2.886,0 3.784,2 6.174,7 4.221,8 Página 91

En la Figura Nº 4-59 se aprecia una leve tendencia al alza. En el año 2011 la disminución brusca del índice podría explicarse con un aumento en la producción de las faenas de la cuarta región registrada ese año. La tendencia se ratifica al observar la Figura Nº 4-60 que muestra el promedio país. 7000 6000 Planta Lixiviación Consumo Unitario kwh/cátodos TMF 5000 4000 3000 2000 1000 I Región II Región III Región IV Regíon RM 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-59: Consumo Específico Planta Lixiviación 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 Planta Lixiviación Consumo Unitario País, kwh/cátodos TMF 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-60: Consumo Específico País Planta Lixiviación Página 92

Fundición. En el cuadro N 4-25 se presentan los índices de consumo promedio ponderado país para el proceso de fundición Cuadro N 4-25: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Fundición Consumo Unitario País, kwh/ TMF Año País 2007 1.109,7 2008 1.108,7 2009 856,1 2010 964,6 2011 1.074,8 2012 1.163,2 2013 1.339,9 La Figura Nº 4-61 muestra la clara evolución al alza en los consumos unitarios, lo que podría explicarse por el uso de tecnologías intensivas en uso de energía eléctrica así como de sistemas de mejoramiento ambiental. 1600 Fundición Consumo Unitario País, kwh/tmf 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-61: Consumo Específico Fundición Página 93

Refinación. En el cuadro N 4-26 se presentan los consumos específicos para el proceso de fundición de acuerdo a la información recibida. Cuadro N 4-26: Consumos Específicos Energía Eléctrica Planta Refinería. Consumo Unitario, kwh/ Ton Cátodos ER Año II 2007 330,8 2008 335,4 2009 352,0 2010 374,8 2011 349,3 2012 366,9 2013 353,7 La Figura Nº 4-62 muestra que la tendencia no es muy evidente debido a que la información de origen es incompleta o no es lo suficientemente congruente. Refinería Consumo Unitario kwh/ Cátodos ER Ton 380 375 370 365 360 355 350 345 340 335 330 325 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-62: Consumo Específico Refinería Página 94

Servicios. En el cuadro N 4-27 se presentan los índices del área servicios para las faenas de la segunda región en base al consumo eléctrico y la producción de cobre mina. Cuadro N 4-27: Consumos Específicos Energía Eléctrica Servicios. Consumo Unitario, kwh/tmf Año II 2007 65,2 2008 172,4 2009 173,4 2010 137,2 2011 148,4 2012 222,2 2013 220,4 En la Figura Nº 4-63 se observa una leve tendencia al aumento. Se consideró esta región por representar de mejor manera la tendencia al alza que la información histórica disponible nos indicaba 250 Servicios Consumo Unitario kwh/tmf 200 150 100 II Región 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Figura N 4-63: Consumo Específico Servicios Página 95

En el Anexo N 5.5. se detallan los valores de producción de mineral extraído y producto final utilizados en los cálculos de los índices de consumos específicos de energía descritos anteriormente. 4.6.3 Producción Molibdeno. En el Anexo N 5.7 se presenta el resumen de la producción de Molibdeno de las principales faenas productoras agrupadas en las regiones II, IV y RM, las que representan más del 80% de la producción total anual. La información recibida, para el estudio, de las operaciones ubicadas en las regiones I y III estaba incompleta y, por lo tanto, se decidió omitirlas y entregar los resultados suficientemente representativos de las regiones con la mayor producción. En los cuadros del anexo se resumen la producción, los consumos de energía eléctrica así como los índices de consumo específicos asociados a cada región productora. 4.7 Proyecciones de Consumo. Este capítulo está basado en las siguientes publicaciones de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco): Inversión en la Minería Chilena Cartera de proyectos 2014 2023. Inversión en la Minería Chilena Cartera de proyectos 2013 2021. Proyección del consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre en Chile al 2025. Actualización de la formación sobre el consumo de Energía asociado a la Minería del Cobre al año 2012. Consumo de Energía en la Minería del Cobre 1990 1998. En la base de datos 2007 2013 entregada por Cochilco para esta trabajo y en la Experiencia del Consultor. 4.7.1 Resumen de Cartera de Proyectos. La cartera de proyectos actualizada a Julio de 2014 está compuesta por 53 proyectos mayores de 90 millones de dólares de inversión, ver Anexo N 5.8 que suman un requerimiento de inversión de 104,8 mil millones de dólares, de los cuales se estima que el 16% ya ha sido gastado en los proyectos antes del presente año 2014, que el 47% se desembolsaría entre 2014 y 2018, con un promedio anual cercano a los 10 mil millones de dólares. El restante 37% lo sería del 2019 en adelante. Página 96

Los proyectos son del tipo de reposición de su capacidad productiva, de expansión de la capacidad para mantener su competitividad en el largo plazo o el desarrollo de un nuevo yacimiento, en función del propósito de las compañías para emprenderlos. La siguiente tabla muestra la distribución de la inversión por sector minero y tipo de proyecto. Cuadro N 4-28: Distribución de la Inversión en la Minería Chilena por Sector y Tipo de Proyectos. Total Sector Reposición Expansción Nuevo Sector Minero Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Codelco 8 28.137 4 12.086 2 9.622 2 6.429 Gran Minería 18 48.722 6 3.524 4 17.968 8 27.230 Mediana Minería 6 3.273 0 0 1 152 5 3.121 Plantas Metalúrgicas 2 490 0 0 0 0 2 490 Sub Total Cobre 34 80.622 10 15.610 7 27.742 17 37.270 Oro y Plata 10 17.382 2 623 0 0 8 16.759 Hierro 5 4.519 1 198 1 1.200 3 3.121 Minerales Industriales 4 2.328 0 0 2 915 2 1.413 Sub Total Otros Minerales 19 24.229 3 821 3 2.115 13 21.293 TOTAL 53 104.851 13 16.431 10 29.857 30 58.563 Fuente: Elaborado en COCHILCO, sobre la base de los antecedentes de cada proyecto de fuentes públicas. Considerando que la información disponible de los proyectos tiene una condición de mayor o menor certeza dependiendo de su grado de avance y otros factores, los datos de inversión y de producción se han segmentados por condición base, probable, posible y potencial correspondiente al grado creciente de incertidumbre. En consecuencia, las sumas globales entregadas son sólo de referencia y en el evento que todos los proyectos se realicen de acuerdo al cronograma previsto. El siguiente cuadro permite apreciar la distribución de la inversión por sector minero y condición de los proyectos. Página 97

Cuadro N 4-29: Distribución de la Inversión en la Minería Chilena por Sector y Condición de los Proyectos. Total Sector Base Probable Posible Potencial Sector Minero Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Cantidad Proyectos Inversión (MMUS$) Codelco 8 28.137 3 7.971 0 0 4 17.130 1 3.036 Gran Minería 18 48.722 5 11.329 4 1.613 2 2.890 7 32.890 Mediana Minería 6 3.273 1 152 0 0 2 1.221 3 1.900 Plantas Metalúrgicas 2 490 2 490 0 0 0 0 0 0 Sub Total Cobre 34 80.622 11 19.942 4 1.613 8 21.241 11 37.826 Oro y Plata 10 17.382 0 0 2 4.673 4 1.209 4 11.500 Hierro 5 4.519 3 1.541 0 0 2 2.978 0 0 Minerales Industriales 4 2.328 3 1.948 0 0 1 380 0 0 Sub Total Otros Minerales 19 24.229 6 3.489 2 4.673 7 4.567 4 11.500 TOTAL 53 104.851 17 23.431 6 6.286 15 25.808 15 49.326 Fuente: Elaborado en COCHILCO, sobre la base de los antecedentes de cada proyecto de fuentes públicas. La distribución proyectada de producción de cobre mina en concentrados y cátodos SxEw se grafica a continuación: Figura N 4-64: Capacidad Estimada de Producción de Concentrados y Cátodos SxEw en Chile al año 2025. Página 98

4.7.2 Incertidumbre de los Proyectos. La cantidad de proyectos que compiten por desarrollarse en un período corto, la diversidad de ellos, sus complejidades técnicas y sociales, las restricciones de oferta en algunos insumos esenciales, las condiciones del mercado internacional, entre otros, son factores, que inciden en la cronología de su desarrollo. Por otra parte cada proyecto es una iniciativa particular situada en un preciso punto geográfico, queda condicionado por su entorno natural, social y político. En Chile, el entorno general es evaluado internacionalmente como muy propicio para la minería según lo acreditan diversas publicaciones internacionales. Como las proyecciones de este estudio se basan en un estudio que Cochilco se preocupa de actualizar en forma frecuente, no analizaremos mayormente las proyecciones sino que usaremos las cifras proyectadas por el último informe emitido el año 2014. 4.7.3 Inversión por Regiones. Una tercera mirada a la cartera de proyectos mineros, es la distribución regional de la inversión tanto en la minería del cobre como del conjunto oro, hierro y minerales industriales, lo que se grafica en la Figura N 4-65. Página 99

Figura N 4-65: Inversión Total de la Cartera de Inversiones por Regiones, Minería del Cobre y Otros. En el cuadro N 4-30 muestra la distribución regional de la inversión en la minería del cobre. Cuadro N 4-30: Inversión en la Minería del Cobre por Regiones y Condición de los Proyectos. COBRE Total Región Base Probable REGIÓN Cantidad Inversión % de la Cantidad Inversión Cantidad Inversión Cantidad Inversión Cantidad Inversión Proyectos (MMUS$) Inv.Total Proyectos (MMUS$) Proyectos (MMUS$) Proyectos (MMUS$) Proyectos (MMUS$) Tarapaca 3 12.557 12,0% 0 0 1 467 0 0 2 12.090 Antofagasta 15 31.746 30,3% 7 11.819 2 686 2 9.341 4 9.900 Atacama 7 11.593 11,1% 0 0 1 460 2 2.297 4 8.836 Coquimbo 3 8.814 8,4% 0 0 0 0 2 1.814 1 7.000 Valparaíso 2 8.003 7,6% 1 1.417 0 0 1 6.586 0 0 O'Higgins 2 3.583 3,4% 2 3.583 0 0 0 0 0 0 Varias 2 4.325 4,1% 1 3.123 0 0 1 1.203 0 0 TOTAL 34 80.621 76,9% 11 19.942 4 1.613 8 21.241 11 37.826 Fuente: Elaborado en COCHILCO, sobre la base de los antecedentes de cada proyecto de fuentes públicas. Posible Potencial Página 100

En el cuadro N 4-31 se muestra la distribución regional de la inversión global en la minería del oro, del hierro y de los minerales industriales. Cuadro N 4-31: Inversión en Minería del Oro, Hierro y Minerales Industriales, por Regiones y Condición de los Proyectos. Otros Tipos de Minería Total Región Base Probable Posible Potencial REGIÓN Cantidad Inversión % de la Cantidad Inversión Cantidad Inversión Cantidad Inversión Cantidad Inversión Proyectos (MMUS$) Inv.Total Proyectos (MMUS$) Proyectos (MMUS$) Proyectos (MMUS$) Proyectos (MMUS$) Tarapaca 1 1.033 1,0% 1 1.033 0 0 0 0 0 0 Antofagasta 2 915 0,9% 2 915 0 0 0 0 0 0 Atacama 14 19.195 18,3% 2 1.343 2 4.673 6 1.679 4 11.500 Coquimbo 2 3.086 2,9% 1 198 0 0 1 2.888 0 0 TOTAL 19 24.229 23,1% 6 3.489 2 4.673 7 4.567 4 11.500 Fuente: Elaborado en COCHILCO, sobre la base de los antecedentes de cada proyecto de fuentes públicas. 4.7.4 Estimación de la Capacidad Máxima de Producción de Cobre en Chile al año 2025. En este capítulo se estima la capacidad máxima de producción chilena de cobre 17 que podría alcanzarse al año 2025, considerando los perfiles de producción de las operaciones actuales y el aporte que se irá agregando a medida que los proyectos cupríferos se vayan poniendo en marcha. El potencial máximo productivo de cobre mina en Chile se resume en el Cuadro Nº 4-32, donde se indica la información anualizada del 2014 al 2025, desglosada en operaciones y proyectos según su condicionalidad, como indicador del grado de certeza de esta información. Se incluye la producción real en el año 2013, a modo de referencia y comparación. Adicionalmente se indica el porcentaje de variación anual de la capacidad máxima de producción total. Cabe señalar que la presente estimación incluye la capacidad de coproducción de cobre proveniente de los proyectos de oro y de hierro. Considerando un horizonte hasta el año 2025, Chile tiene un potencial de alcanzar una capacidad de producción cuprífera de 8,5 millones de toneladas de cobre, un 47,8% sobre a la producción registrada el año 2013, si todos los proyectos previstos se materializan según sus cronogramas. Esta proyección considera la declinación natural de la producción de las operaciones vigente en 2,1 millones de toneladas, por lo que el mayor aporte corresponde al impacto de la inversión en los proyectos. Sin embargo ellos se encuentran en diversos grados de avance, pues sus perfiles productivos están en diferentes condiciones, desde aquellos que están ya en ejecución (base) a los que sólo tienen estudios iniciales y su aporte potencial es aún incierto. 17 La capacidad de producción de cobre mina corresponde a la producción de cobre en concentrados y en cátodos SxEw. El criterio metodológico empleado para la estimación está señalado en el punto 2.6. Página 101

Cuadro N 4-32: Capacidad Estimada de Producción de Cobre Mina en Chile al año 2025 (Miles de ton. de Cu Fino) CONDICIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Base/Operaciones 5.776 5.892 5.752 5.506 5.302 4.894 4.711 4.411 4.117 3.923 3.749 3.661 3.670 Base/Proyectos 0 56 468 685 866 902 944 1.000 1.018 1.091 1.164 1.218 1.274 Probable/Proyectos 0 0 9 53 109 193 205 205 193 184 148 146 104 Posible/Proyecto Cu 0 0 0 0 38 327 470 498 590 750 943 1.284 1.345 Posible/Proy.Coprod. 0 0 0 0 0 9 17 126 181 227 230 232 222 Potencial/Proyectos Cu 0 0 0 0 0 102 345 557 959 1.453 1.762 1.791 1.770 Potencial/Proy.Coprod. 0 0 0 0 0 0 0 0 83 124 166 152 152 TOTAL 5.776 5.948 6.229 6.244 6.315 6.427 6.692 6.797 7.141 7.752 8.162 8.484 8.537 Variación anual 3,0% 4,7% 0,2% 1,1% 1,8% 4,1% 1,6% 5,1% 8,6% 5,3% 3,9% 0,6% Fuente: Elaborado por Cochilco El siguiente gráfico, muestra como evolucionaría la producción de cobre y la creciente importancia del aporte de los proyectos, para incrementar la capacidad productiva nacional. Figura N 4-66: Capacidad Máxima de Producción de Cobre Mina según su Condición. El total estimado para la capacidad de producción de cobre mina se distribuye a su vez en las respectivas capacidades productivas de cobre en concentrados y en cátodos SxEw, lo que se muestra en los siguientes cuadros Nº 4-33 y 4-34. Página 102

Cuadro N 4-33: Capacidad Estimada de Producción Chilena de Cobre Fino en Concentrados al 2025 (Miles de ton.) CONDICIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Base/Operaciones 3.843 4.034 3.998 3.809 3.414 3.414 3.395 3.304 3.058 2.890 2.758 2.717 2.755 Base/Proyectos 0 53 424 621 832 832 865 921 940 1.013 1.087 1.141 1.198 Probable/Proyectos 0 0 9 21 79 79 95 95 95 96 92 90 86 Posible/Proyecto Cu 0 0 0 0 318 318 458 486 579 739 932 1.275 1.336 Posible/Proy.Coprod. 0 0 0 0 9 9 17 126 181 227 230 232 222 Potencial/Proyectos Cu 0 0 0 0 78 78 325 537 939 1.434 1.743 1.772 1.751 Potencial/Proy.Coprod. 0 0 0 0 0 0 0 0 83 124 166 152 152 TOTAL 3.843 4.087 4.431 4.451 4.730 4.730 5.155 5.469 5.875 6.523 7.008 7.379 7.500 Variación anual 6,3% 8,4% 0,5% 2,9% 3,3% 9,0% 6,1% 7,4% 11,0% 7,4% 5,3% 1,6% Fuente: Elaborado por Cochilco Cuadro N 4-34: Capacidad Estimada de Producción Chilena de Cobre Fino en Cátodos SxEw al 2025 (Miles de ton.) CONDICIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Base/Operaciones 1.933 1.858 1.754 1.697 1.614 1.480 1.316 1.106 1.059 1.033 991 944 915 Base/Proyectos 0 4 44 64 71 71 79 79 78 78 78 77 77 Probable/Proyectos 0 31 47 114 110 110 98 88 56 56 18 Posible/Proyecto Cu 0 3 9 12 12 11 11 11 9 9 Potencial/Proyectos Cu 0 24 20 20 20 19 19 19 19 TOTAL 1.933 1.862 1.798 1.792 1.735 1.698 1.537 1.327 1.266 1.229 1.155 1.105 1.038 Variación anual -3,7% -3,4% -0,3% -3,2% -2,1% -9,5% -13,6% -4,6% -2,9% -6,1% -4,2% -6,1% Fuente: Elaborado por Cochilco De la observación de ambos cuadros se desprende una tendencia contrapuesta. Mientras la capacidad de producción en concentrados se incrementaría en 3,66 millones de toneladas, 95,1% respecto al 2013, la de cátodos SxEw disminuiría en 0,89 millones de toneladas, registrando una baja del 46,3% respecto al mismo año. Entonces, el efecto neto sería de 2,76 millones de toneladas adicionales a lo producido el 2013 (+47,8%). 4.7.5 Capacidad Máxima de Producción de Cobre Mina por Regiones. Los cuadros siguientes muestran las estimaciones de capacidad máxima de producción de cobre mina correspondiente a cada región productora 18. 18 Las cifras regionales no consideran la distribución por condicionalidad, aunque puede extenderse lo señalado a nivel nacional como representativo de las regiones considerando el tipo de minería que allí predomina. Página 103

Cuadro N 4-35: Capacidad Máxima Productiva Regional de Cobre Fino en Concentrados al 2025 (Miles de ton.) REGIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 XV. Arica y Parinacota 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Operaciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 I. Tarapacá 416 422 411 411 401 401 505 561 608 742 796 847 838 Operaciones 416 422 411 411 401 401 391 391 381 381 372 372 362 Proyectos 0 0 0 0 0 0 114 170 227 361 424 475 476 II. Antofagasta 1444 1612 1972 1905 2013 2143 2294 2424 2565 2762 2899 2879 2898 Operaciones 1.444 1.559 1.548 1.289 1.243 1.214 1.223 1.157 989 881 847 803 835 Proyectos 0 53 424 616 770 929 1.071 1.267 1.576 1.881 2.052 2.076 2.063 III. Atacama 429 514 517 573 615 613 734 850 1089 1285 1427 1354 1332 Operaciones 429 514 517 573 566 375 378 378 361 353 343 335 325 Proyectos 0 0 0 0 49 238 356 472 728 932 1.084 1.019 1.007 IV. Coquimbo 419 409 405 412 427 465 488 500 494 593 639 702 684 Operaciones 419 409 405 412 408 408 404 404 399 399 395 395 391 Proyectos 0 0 0 0 19 57 84 96 95 194 244 307 293 V. Valparaíso 287 283 278 284 273 256 258 268 255 261 358 658 750 Operaciones 287 283 278 284 273 256 258 268 255 261 270 283 319 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 88 375 431 XIII. Metropolitana 378 419 414 414 409 409 404 404 399 399 394 394 390 Operaciones 378 419 414 414 409 409 404 404 399 399 394 394 390 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 VI. O'Higgins 469 428 434 452 442 441 473 463 465 482 497 546 606 Operaciones 469 428 425 426 388 350 338 303 273 216 138 135 132 Proyectos 0 0 9 26 54 91 135 160 192 266 359 411 474 TOTAL 3.842 4.087 4.431 4.451 4.580 4.728 5.156 5.470 5.875 6.524 7.010 7.380 7.498 Operaciones 3.842 4.034 3.998 3.809 3.688 3.413 3.396 3.305 3.057 2.890 2.759 2.717 2.754 Proyectos 0 53 433 642 892 1.315 1.760 2.165 2.818 3.634 4.251 4.663 4.744 Fuente: Elaborado en COCHILCO Cuadro N 4-36: Capacidad Máxima Productiva Regional de Cobre Fino en Cátodos SxEw al 2025 (Miles de Ton) REGIÓN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 XV. Arica y Parinacota 0 4 6 8 8 8 16 16 16 16 15 15 14 Operaciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyectos 0 4 6 8 8 8 16 16 16 16 15 15 14 I. Tarapacá 99 78 54 56 56 47 29 13 13 13 13 13 13 Operaciones 99 78 54 56 56 47 29 13 13 13 13 13 13 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 II. Antofagasta 1.663 1.628 1.589 1.574 1.497 1.483 1.337 1.148 1.093 1.054 990 958 893 Operaciones 1.663 1.628 1.551 1.487 1.388 1.282 1.144 955 913 884 852 820 793 Proyectos 0 0 38 87 109 201 193 193 180 170 138 138 100 III. Atacama 127 105 102 108 125 110 104 101 95 98 88 74 72 Operaciones 127 105 102 108 125 106 99 96 91 94 84 70 68 Proyectos 0 0 0 0 0 4 5 5 4 4 4 4 4 IV. Coquimbo 4 5 5 5 8 9 11 11 10 10 10 9 9 Operaciones 4 5 5 5 5 4 4 4 4 4 4 4 4 Proyectos 0 0 0 0 3 5 7 7 6 6 6 5 5 V. Valparaíso 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Operaciones 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 XIII. Metropolitana 38 40 40 40 39 38 37 36 36 36 36 35 35 Operaciones 38 40 40 40 39 38 37 36 36 36 36 35 35 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 VI. O'Higgins 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Operaciones 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 Proyectos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL 1.933 1.862 1.798 1.793 1.735 1.697 1.536 1.327 1.265 1.229 1.154 1.106 1.038 Operaciones 1.933 1.858 1.754 1.698 1.615 1.479 1.315 1.106 1.059 1.033 991 944 915 Proyectos 0 4 44 95 120 218 221 221 206 196 163 162 123 Fuente: Elaborado en COCHILCO Página 104

4.7.6 Estimación Global de la Capacidad de Producción de Molibdeno. La producción de molibdeno del país es subproducto de la minería del cobre. En los últimos 10 años se recuperó entre 33 mil a 48 mil ton/año de Mo contenido en la molibdenita (MoS2) y en el pasado año 2013 alcanzó a las 38.715 toneladas. Durante el presente año se puso en marcha el proyecto Caserones con una capacidad de recuperación máxima de 3 mil ton/año de Mo contenido. Algunos proyectos de cobre de la cartera de inversiones también contemplan la recuperación de molibdeno, lo cual significará que hacia el año 2025 la capacidad máxima de recuperación de molibdeno alcanzaría a 106 mil ton/año, incrementándose en un 174% sobre el 2013. 4.7.7. Proyección de la Demanda Eléctrica para el Cobre. Si observamos el informe La Inversión en la Minería Chilena Catastro de Proyectos 2013 (Julio 2013) y lo comparamos con el informe La inversión en la Minería Chilena Catastro de Proyectos 2014 (Julio 2014), ambos publicados por Cochilco, vemos que el total de producción minera proyectado sufrió una variación en el tiempo de ejecución de los proyectos por lo que las cifras de producción de Cu fino se alcanzan posteriormente. Esto se puede ver en la superposición de proyecciones que se muestra en la Figura N 4-67, en donde en promedio se desfasan en 2 años las proyecciones de producción. Fuente: Catastros de Proyectos Mineros 2013 y 2014. Cochilco Figura N 4-67: Proyección de Producción de Cu Fino según Catastro de Proyectos. Página 105

Energía (TWh) Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH En base a estos cambios en la ejecución de los proyectos, las proyecciones de consumo esperado de energía eléctrica país cambiaron según se muestra en la Figura Nº 4-68 posponiéndose la demanda eléctrica esperada en también 2 años. 60 50 Consumo Eléctrico proyectado para Minería del Cobre según catastro de Proyectos Cochilco 2013 y 2014 40 30 20 10 Proyección Cochilco 2013 Proyeccion Cochilco 2014 0 Fuentes: Cochilco - Proyección del Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre en Chile al año 2025 Revisión 2013 y 2014 Figura N 4-68: Proyección de Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre La Figura Nº 4-69 muestra la máxima, la mínima y la demanda esperada considerada por Cochilco en Noviembre de 2014. Página 106

% Energía (TWh) Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Consumo energía eléctrica máxima, mínima y esperada de la minería del Cobre 2014-2025 Consumo máximo Consumo esperado Mínimo esperado (Proyectos Base) Fuentes: Cochilco - Proyección del Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre en Chile al año 2025 Revisión Nov-2014 Figura N 4-69: Proyección de Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre Otros puntos importantes a considerar en la proyección esperada de energía eléctrica son: Los aspectos estructurales de la minería que implican un creciente mayor consumo como lo son la disminución de la Ley del mineral (ver Figura N 4-70) y el incremento de la dureza de los mismos. Ley Promedio País Mineral de Cobre 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 Fuente: Anuario Cochilco 2013 Figura N 4-70: Ley Promedio Ponderado País Mineral de Cobre Página 107

La mayor parte de los proyectos que entrarán en operación a futuro corresponden a proyectos que procesarán sulfuros de cobre lo cual implica que serán procesados en plantas concentradoras altamente intensivas en el uso de energía eléctrica pasando de un 48,6% del consumo de energías el año 2013 a un 64,2% del consumo esperado para el 2025. (Ver Figura N 4-71). La declinación prevista para la producción de cátodos electro obtenidos también debe ser considerada toda vez que el proceso hidrometalúrgico (LxSxEw) irá perdiendo participación en el consumo de electricidad al pasar de 6.2 TWh en año 2013 a 3,5 TWh el 2025. Esto se traduce en un 29,7% y 8,5% de participación en los años 2013 y 2025 respectivamente. (Ver Figura N 4-68). La Figura N 4-71 siguiente muestra la proyección por proceso en donde se aprecia lo anteriormente mencionado respecto de la importancia relativa del proceso de concentración versus los otros procesos. Fuente: Catastros de Proyectos Mineros 2014 y Proyección de Consumo Energía Eléctrica de la Minería del Cobre Figura N 4-71: Proyección de Consumo de Energía Eléctrica por proceso en la Minería del Cobre En esta misma proyección se destaca el peso que irá teniendo en el tiempo la energía consumida por planta desalinizadores de agua de mar y sistemas de impulsión de la misma hacia las faenas mineras, llegando para el año 2025 a 6,2 TWh lo cual corresponde al 15% del total de la energía eléctrica requerida por la minería del cobre para ese año. Página 108

4.7.7.1. Proyección por Regiones. Tomando los índices de consumo específico eléctrico de cada región de acuerdo a la base de datos entregada por Cochilco e indicados en el Capítulo 4.6.2, y considerando la cartera de proyectos 2014 y la Proyección del Consumo de Energía Eléctrica del Cobre al 2025 (base 2013), estimamos la proyección de la demanda eléctrica para el año 2025 por región como sigue. El gráfico de la Figura N 4-72 siguiente es el mismo que el de la Figura N 4-7 mencionado en el Capítulo 4.3.1. 40 35 Energía Eléctrica por Regiones, PJ 30 25 20 15 10 5 I Región II Región III Región IV Región RM 0 Figura N 4-72: Energía Eléctrica por Regiones Tomando en cuenta la evolución de los proyectos según el catastro 2014 y agrupándolos proyectos según procesos de Concentrados o Lixiviación, se obtiene el gráfico de la Figura N 4-73 siguiente en donde se puede apreciar que la producción cobre fino de concentrado crece desde un 67% el año 2013 a un 88% al año 2025, disminuyendo consecuentemente la producción de cobre fino de cátodos no sólo en proporción sino además en volumen pasando de 1,9 millones el 2013 a 0,9 millones el año 2025. Página 109

Mt de cobre fino Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Proyección Base 2014 a 2023 Proyectos con producción de cátodos SxEw Operaciones con producción de cátodos SxEw Proyectos con producción de concentrados Operaciones con producción de concentrados Figura N 4-73: Proyección de Producción de Cu Fino País, según Catastro Proyectos 2014 Haciendo la misma proyección según los proyectos del catastro por región, podemos ver en los gráficos N 4-74, 4-76, 4-78, 4-80 y 4-82 la proyección de producción de cobre fino por concentrado y por cátodo, lo que nos permite proyectar los consumos eléctricos también por región según los gráficos N 4-75, 4-77, 4-79, 4-81 y 4-83. Página 110

Mt de cobre fino Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Capacidad estimada de producción de concentrados y cátodos SxEw en Chile al año 2025 (I Región) Operaciones con producción de cátodos SxEw Proyectos con producción de concentrados Operaciones con producción de concentrados Figura N 4-74: Proyección de Producción de Cu Fino I Región, según Catastro de Proyectos 2014 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Eléctrica I Región, PJ Figura N 4-75: Proyección de Consumo Energía Eléctrica I Región. Página 111

Mt de cobre fino Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 Capacidad estimada de producción de concentrados y cátodos SxEw en Chile al año 2025 (II Región) Proyectos con producción de cátodos SxEw Operaciones con producción de cátodos SxEw Proyectos con producción de concentrados Operaciones con producción de concentrados Figura N 4-76: Proyección de Producción de Cu Fino II Región, según Catastro de Proyectos 2014 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Eléctrica II Región, PJ Figura N 4-77: Proyección de Consumo Energía Eléctrica II Región Página 112

Mt de cobre fino Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 Capacidad estimada de producción de concentrados y cátodos SxEw en Chile al año 2025 (III Región) Proyectos con producción de cátodos SxEw Operaciones con producción de cátodos SxEw Proyectos con producción de concentrados Operaciones con producción de concentrados Figura N 4-78: Proyección de Producción de Cu Fino III Región, según Catastro de Proyectos 2014 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Eléctrica III Región, PJ Figura N 4-79: Proyección de Consumo Energía Eléctrica III Región Página 113

Mt de cobre fino Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Capacidad estimada de producción de concentrados y cátodos SxEw en Chile al año 2025 (IV Región) Proyectos con producción de cátodos SxEw Operaciones con producción de cátodos SxEw Proyectos con producción de concentrados Operaciones con producción de concentrados Figura N 4-80: Proyección de Producción de Cu Fino IV Región, según Catastro de Proyectos 2014 45 Energía Eléctrica IV Región, PJ 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Figura N 4-81: Proyección de Consumo Energía Eléctrica IV Región Página 114

Mt de cobre fino Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 Capacidad estimada de producción de concentrados y cátodos SxEw en Chile al año 2025 (RM+V+VI) Operaciones con producción de cátodos SxEw Proyectos con producción de concentrados Operaciones con producción de concentrados Figura N 4-82: Proyección de Producción de Cu Fino RM+V+VI Región, según Catastro de Proyectos 2014 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Eléctrica RM+V+VI, PJ Figura N 4-83: Proyección de Consumo Energía Eléctrica RM+V+VI Región Página 115

4.7.8. Proyección de la Demanda de Combustibles para el Cobre. Tomando ahora los índices de consumo específico de Combustibles de cada región de acuerdo a la base de datos entregada por Cochilco e indicados en el Capítulo 4.6.1, y considerando la cartera de proyectos 2014 y la Proyección del Consumo de Combustible del Cobre al 2025 (base año 2013), estimamos la proyección de la demanda de Combustible para el año 2025 por región como sigue. Energía Combustibles por Regiones, PJ 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 II Región I Región RM III Región IV Región Figura N 4-84: Energía Combustibles por Regiones según Base de datos de Cochilco. El gráfico de la Figura N 4-84 siguiente es el mismo que el de la Figura N 4-6 mencionado en el Capítulo 4.3.1. Sobre la base de las producciones proyectadas por región según los gráficos N 4-74, 4-76, 4-78, 4-80 y 4-82 y considerando su consumo específico del año 2013, hemos estimado el consumo de Combustible para cada región, los cuales se ven reflejados en los siguientes gráficos N 4-85, 4-86, 4-87, 4-88 y 4-89 para cada región. Página 116

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Combustibles I Región, PJ Figura N 4-85: Consumo real y proyectado de Combustibles I Región 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Combustibles II Región, PJ Figura N 4-86: Consumo real y proyectado de Combustibles II Región Página 117

Energía Combustibles III Región, PJ 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Figura N 4-87: Consumo real y proyectado de Combustibles III Región 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Combustibles IV Región, PJ Figura N 4-88: Consumo real y proyectado de Combustibles IV Región Página 118

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Energía Combustibles RM, PJ Figura N 4-89: Consumo real y proyectado Combustibles RM+V+VI Región. La línea central del gráfico de la Figura N 4-90 siguiente es la suma de las proyecciones de combustible de cada región, y como habrá variaciones respecto a la realidad presentada para cada año, hemos tomado el mismo concepto de desviación estándar que tomó Cochilco para su análisis de proyección de energía en su Proyección de Consumo de Energía Eléctrica de la Minería del Cobre 2013, en donde variabiliza los consumos de acuerdo la probabilidad de ejecución de los proyectos analizados. La desviación se muestra en la zona sombreada a ambos lados de la línea. Combustibles proyectados para el Cobre País, PJ 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 65.3 68.3 68.0 68.6 69.7 72.9 74.0 77.6 84.7 88.8 91.5 91.5 Figura N 4-90: Consumo proyectado de Combustibles País Página 119

4.8 Análisis Instalación Sistemas CSP/CST y PV. 4.8.1 Espacio Físico. En el Anexo N 5.9 se presentan, para todas las faenas mineras consideradas en el estudio, la ubicación espacial de sus principales procesos consumidores de energía eléctrica y de combustibles (energía térmica y otros usos directos del combustible). En algunos procesos que consumen energía térmica se agregó una letra P, que indica un potencial uso de energía solar en reemplazo de parte del actual combustible. Además, se muestran potenciales espacios disponibles para el emplazamiento de plantas solares de concentración. Por otra parte, se revisaron las concesiones mineras de todas las empresas mineras sin encontrar evidencias de falta de espacio físico potencial para soluciones solares. 4.8.2 Sistemas CSP/CST y PV. Energía Eléctrica. Todas las empresas mineras consideradas en este estudio presentan consumos de energía eléctrica permanente durante las 24 horas del día y los 365 días del año. Durante la ocurrencia de este consumo, la potencia eléctrica es variable dependiendo de los niveles de demanda de cada uno de sus procesos productivos. Estas empresas tienen demandas de potencias superiores a los 2 MWe, subsecuentemente, no son clientes eléctricos controlados y tienen contratos individuales de largo plazo para su suministro de energía eléctrica con empresas generadoras y además incluyen pagos directos o indirectos de peaje de energía a través del sistema de transmisión. Estos contratos incluyen por lo general cláusulas de pago por energía consumida, pagos por factor de potencia en horas normales y horas de punta y factores de carga. Los precios de cada uno de estos factores están definidos en los contratos respectivos como también los parámetros de indexación de estos precios a lo largo de cada contrato respectivo. Estos contratos además incluyen cláusulas que estipulan cantidades mínimas de energía y potencia a modo de Take or Pay; es decir si no se consume lo establecido en el contrato de suministro, la energía y la potencia eléctrica se debe pagar igualmente, se haya o no se haya consumido o usado. Por otro lado, para la renovación o licitación de contratos de suministro eléctrico, por lo general se establecen precios muy convenientes cuando la demanda de energía es alta y los contratos son de largo plazo. Por lo anterior, no recomendamos establecer plantas solares de producción de energía eléctrica dentro de cada operación minera ya que estas tienen contratos Página 120

vigentes de suministro eléctrico, con demandas mínimas de energía y potencias establecidas en las cláusulas de Take or Pay (ToP). Sin embargo, de acuerdo con la Ley 20.257 vigente desde el 1 de Agosto del 2008, que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos con respecto a la generación de energía eléctrica con fuentes de energía renovables no convencionales (ERNC), se establece la obligatoriedad para cada empresa generadora eléctrica superior a los 200 MWe, generar o comercializar con distribuidoras o clientes finales, acreditando ante Dirección de Peajes del CDEC, un mínimo de un 10 % al año 2024, de sus retiros de cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medio de la generación de energía renovable no convencionales ya sean propios o contratados. Por otro lado, cada CDEC (SING o SIC), tiene la obligación de privilegiar la inyección al sistema, de forma prioritaria, la energía limpia generada por medios no convencionales. Lo mismo ocurrirá una vez conectados ambos CDEC a partir del año 2018 según estimaciones vigentes. La Ley 20.257 establece que para los años 2010 al 2014, una obligación mínima de un 5 % de generación eléctrica propia o contratada mediante energía renovable no convencional, la que debe incrementarse en un 0.5 % cada año, llegando al año 2024 a un 10 %. Por otro lado, existe un consenso en las autoridades de gobierno y legislativas, de aumentar a un 20 % de la generación eléctrica mediante ERNC al año 2020 (denominada la ley 20/20). Por lo anteriormente expuesto, recomendamos la generación de energía eléctrica en la zona norte mediante la tecnología CSP / CST o PV, negociando los cupos obligados que exige la actual ley 20.257, ante las empresas generadoras eléctricas de la zona norte, el CDEC del Sistema Interconectado Norte Grande (SING) y el Ministerio de Energía. Los lugares más apropiados serían en las cercanías las respectivas subestaciones eléctricas de distribución o la correspondiente a cada operación minera (ver cuadro N 10), las que presentan terrenos planos, de alta radiación solar y bajos niveles de polvo. Para el caso de la zona central, de acuerdo con la Ley 20.257, se puede convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica. Por lo anterior sugerimos esta vía en vez de generarla en la zona central. Sin embargo, de querer generar energía eléctrica dentro del Sistema Interconectado Central (SIC), recomendamos la instalación de las plantas CSP / CST o PV, en las zonas comprendidas entre Diego de Almagro a Copiapó, debiendo quedar claro que las líneas de transmisión eléctricas entre las subestaciones de Diego de Almagro, Carrera Pinto y Cardones están hoy día en su límite máximo de transmisión, sin saber cuándo se harán las inversiones para aumentar esta capacidad. Cualquier planta más al sur, deberá evaluar su producción de energía, considerando que latitudes más al sur de estas localidades cuenta con menos energía solar. Página 121

Energía Térmica. Las demandas térmicas de los procesos de electro-obtención se caracterizan por ser da baja entalpía a temperaturas inferiores a 50 ºC en un 90% de su consumo e inferiores a 90 ºC en el 10 % del consumo restante. En ese contexto, las plantas solares CSP o CST podrían generar la energía térmica en un nivel más alto que el requerido por lo que habría que diseñar los flujos de manera de aprovechar en algún otro proceso el exceso de calor disponible. Desde un punto de vista técnico, es más ventajoso generar este calor mediante colectores solares planos. Sin perjuicio de lo anterior, la tecnología CSP o CST no está impedida para el suministro de calor a los procesos metalúrgicos que la requieren; en efecto, hoy día Minera Cerro Centinela (ex Minera Tesoro), posee una planta CSP para el reemplazo parcial del calor requerido para su proceso de electroobtención. Sin embargo recomendamos tener presente para estos proyectos los factores climáticos de viento, nieve, polvo propio de la operación minera y nivel de riesgo de movimientos sísmicos altos propios de las zonas en que se encuentran estas operaciones mineras. (Zonas 2 y 3 de acuerdo con la Norma Chilena NCh-433- OF-96). Demanda Térmica. El proceso de electro obtención requiere que el electrolito de trabajo mantenga una temperatura comprendida entre los 45 ºC a 50 ºC. Para cumplir este objetivo se debe reponer el calor que se pierde por evaporación del electrolito, pérdidas al medio ambiente por conducción y convección del sistema, descarte de fluidos calientes, calentamiento de los fluidos fríos de reposición y las pérdidas que se producen por la conexión de este proceso con el proceso de extracción por solvente a través del electrolito rico y electrolito pobre. Además se requiere ocupar agua caliente entre los 70 a 90 ºC para el lavado de cátodos, agua caliente entre los 40 a 60 ºC para lavado de contactos, remoción de neblina ácida y otros servicios. El requerimiento de calor específico promedio anual para el proceso de electro obtención fluctúa por lo general en un rango comprendido entre los 350 a 700 kwht por tonelada de cobre producido. El consumo de calor para mantener el electrolito a un rango de 45 a 50 ºC normalmente es de un 85 90 % del requerimiento de calor total. Para la operación de lavado de cátodos, otros lavados y otros corresponde al saldo de un 10 15%. Página 122

El requerimiento específico de calor depende de los siguientes factores principales: Clima del lugar de emplazamiento. Diseño de la planta en cuanto a aislación térmica de sus instalaciones. Diseño y capacidad de los intercambiadores de calor. Diseño y eficiencia del sistema de calentamiento. Operación eficiente del sistema de calentamiento. El requerimiento de calor varía a lo largo de las estaciones del año, siendo más altas durante el invierno y más bajas en el verano. Lo mismo acurre dentro de las horas del día; un consumo mayor durante la noche y un consumo menos durante el día. Por lo general, la relación de consumo de calor entre el invierno y verano para operaciones de alta cordillera con climas muy fríos son de 2:1. Para operaciones con climas más templados esta relación baja hasta 1.3:1 Sin embargo a lo anterior, se recomienda revisar y/o levantar un balance térmico histórico de la operación para diseñar el sistema de suministro de calor solar con objeto de conocer la verdadera demanda de calor de la operación. Factor de cobertura y almacenamiento de calor. De acuerdo con lo indicado anteriormente, el requerimiento de calor es muy variable entre las distintas operaciones. Por otro lado, las demandas de calor entre invierno y verano y entre la noche y el día son también variables entre las operaciones. Por lo anterior se recomienda considerar un diseño de la planta solar que tenga un factor de cobertura que cubra a lo menos un 100 % de la demanda de calor del período de verano y una cobertura inferior para el período de invierno; dejando el saldo de la demanda de calor cubierta por el sistema de calentamiento por combustible fósil que además debe quedar como sistema de respaldo. También es importante considerar un sistema de almacenamiento de calor para el suministro de calor al proceso durante las horas nocturnas. Un sistema de almacenamiento de calor puede ser un estanque aislado que almacene el fluido térmico caliente durante el período de captura solar para ser ocupado durante la noche. También existe la posibilidad de tener este mismo estanque de almacenamiento de calor pero con un relleno de pellets de fierro, de modo de almacenar el calor en la masa de pellets a través del fluido térmico. Los fluidos térmicos pueden ser aceites térmicos o sales fundidas. Página 123

Concentración y Dilución de Calor. Las plantas solares del tipo CSP o CST producen calor a altas temperaturas (generalmente sobre los 200 a 300 ºC). Los procesos de electro obtención requieren que el calor sea suministrado de modo de mantener un electrolito de trabajo en un rango de temperatura entre los 45 a 50 ºC y el agua de lavado de cátodos a una temperatura de 90 ºC como máximo. En ningún caso se trabaja por sobre el punto de ebullición del agua del lugar. Lo anterior implica que el calor concentrado a altas temperaturas obtenidas por las plantas CSP o CST deban ser diluidas a temperaturas inferiores mediante el uso de intercambiadores de calor diseñados para este efecto. En este sentido, parece ser más recomendable una planta del tipo CSP que produzca calor solar mediante aceite térmico caliente que fluidos de sales fundidas, vapor de a altas temperaturas o agua muy caliente a altas presiones. Factores Principales a Considerar en la Evaluación Económica. Los factores a considerar para la evaluación económica del sistema solar para que pueda competir con el sistema de calentamiento mediante el uso de combustibles fósiles son: Determinación real de la demanda de calor del sistema, mediante un balance térmico que cubra todo el año y el uso exclusivo de combustible para estos efectos. Determinación del factor de cobertura de calor solar anual económico versus la demanda de calor total del sistema, de modo de suplir la máxima de cantidad de calor rentable y no tener que botar excesos de calor (heat dumping) durante el verano por una alta capacidad de producción o tener que cubrir o paralizar las unidades de captura de calor en este período. Determinar en forma real los costos de capital y operación de la planta solar acorde con las exigencias y reglamentación interna de cada operación minera. Este es un factor muy importante a considerar ya que a veces los estándares de criterios de diseño generales exigidos por las empresas mineras exceden los requerimientos reales, (zonas sísmicas, vientos, clima, etc.). También por razones de seguridad, salud ocupacional, ambientales y políticas laborales, se exigen procedimientos operacionales y dotaciones de personal que son más costosas que lo normal. Lo anterior puede perfectamente subir los costos de capitales y operacionales hasta un 60 % más alto de lo normal. Página 124

5 Anexos Página 125

Sistemas de impulsión Plantas desalinizadoras Talleres Campamento Electrorefinación Planta de ácido sulfúrico Planta aire-vapor Planta de oxígeno Pirorefinación (refino y moldeo) Conversión Limpieza de escoria Fusión (hornos) Secado Producción Concentrado Molibdeno Calentamiento agua lavado Precalentamiento electrolito Electro obtención Extracción por solventes Lixiviación Aglomeración Filtros Operación servicios aguas y recirculación Planta tratamiento de relaves Flotación Molienda Planta de Chancado Chancado Transporte Carguío Tronadura Perforación Chancado Transporte Carguío Tronadura Perforación Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH 5.1 Listado Empresas Gran Minería. PROCESOS Planta Agua Mina rajo abierto Mina Subterranea Planta Concentradora Planta de Lixiviación Fundición Refinería Servicios Molibdenita desalinizada EMPRESAS GRAN MINERIA REGION MINERA 1 Cerro Colorado x x x x x x x x x x x x x 2 Tarapacá Doña Inés de Collahuasi x x x x x x x x x x x x x x x x x 3 Quebrada Blanca x x x x x x x x x x x 4 El Abra x x x x x x x x x x x x x x x x x 5 Radomiro Tomic x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x 6 Chuquicamata x x x x x x x x x x x x x x x x x 7 Michilla x x x x x x x x x x x x x x x x x 8 Spence 9 El Tesoro x x x x x x x x x x x x x x x x x 10 Esperanza x x x x x x x x x x x x x x x x x 11 Antofagasta Gaby x x x x x x x x x x x x x x x x x 12 Mantos Blancos x x x x x x x x x x x x x x x x x 13 Lomas Bayas x x x x x x x x x x x 14 Zaldivar x x x x x x x x x x x x x x x x x 15 Escondida x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x 16 Alto Norte x x x x x x x x 17 El Peñón 18 Ministro Hales x x x x x 19 Mantoverde x x x x x x x x x x x x x 20 Salvador x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x 21 La Coipa x x x x x x x x x x x x x x x x 22 Atacama Maricunga x x x x x x x x x x x 23 Candelaria x x x x x x x x x x x 24 Ojos del Salado x x x x x x x x x x x 25 Caserones x x x x x x x x x x x x 26 Carmen de Andacollo x x x x x x x x x x x 27 Coquimbo Altos de Punitaqui x x x x x x x x x x x 28 Los Pelambres x x x x x x x x x x x x x x 29 Ventanas x x x x x x x x x x x 30 El Soldado x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x Valparaíso 31 Chagres x x x x x x x x x x x 32 Andina x x x x x x x x x x x x x x x x x x x 33 Los Bronces x x x x x x x x x x x x x x Metropolitana 34 Florida x x x x x x x x x x x 35 O'Higgins Teniente x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

5.2 Listado Empresas Mediana Minería. EMPRESAS MEDIANA MINERIA REGION MINERA 1 Metropolitana Coeur South America 2 Valparaíso Compañía Minera Cerro Negro 3 Metropolitana Compañía Minera El Bronce 4 Valparaíso Compañía Minera La Patagua 5 Coquimbo Cía. Minera y Com.Sali Hochschild 6 Atacama Cía. Explotadora Minas Sn Andrés Ltda. 7 Antofagasta Compañía Minera de Tocopilla S.A. 8 O'Higgins Compañía Minera El Inglés 9 Coquimbo Compañía Minera Linderos 10 Coquimbo Compañía Minera Talcuna 11 Coquimbo Empresa Gunther Rochefort 12 Tarapaca Haldeman Mining Company S.A. 13 Valparaíso Minera Las Cenizas S.A. 14 O'Higgins Minera Valle Central S.A. 15 Antofagasta Sierra Gorda Sociedad Contractual Minera 16 Metropolitana Minera Florida Limitada (Faena Alhué) 17 Atacama Minera Santa Fe 18 Antofagasta Sierra Miranda Sociedad Contractual Minera 19 Atacama Sociedad Contractual Minera Carola 20 Aysén Sociedad Contractual Minera El Toqui 21 Valparaíso Sociedad Minera Don Alberto 22 Atacama Sociedad Contractual Minera Atacama Kozán 23 Atacama Minera Cruz Limitada 24 Coquimbo Compañía Minera San Gerónimo 25 Metropolitana Sociedad Minera Agua Fría 26 Atacama Sociedad Punta del Cobre S.A. 27 Coquimbo Sociedad Contractual Minera Tres Valles 28 Antofagasta Minera Rayrock Limitada 29 Coquimbo Minera Altos de Punitaqui Ltda. 30 Arica Pampa Camarones S.A. 31 Antofagasta Rockwood Litios Ltda. 32 Atacama Inversiones Can Can S.A.

5.3 Resumen Explorador Solar. 1- Cerro Colorado (tabla 1) 1. Cerro Colorado (tabla 2) 2- Collahuasi (tabla 1) 2- Collahuasi (tabla 2)

3- Quebrada Blanca (tabla 1) 3- Quebrada Blanca (tabla 2) 4- El Abra (tabla 1) 4- El Abra (tabla 2) Página 129

5- Radomiro Tomic (tabla 1) 5- Radomiro Tomic (tabla 2) 6- Chuquicamata (tabla 1) 6- Chuquicamata (tabla 2) Página 130

7- Michilla (tabla 1) 7- Michilla (tabla 2) 8- Spence (tabla 1) 8- Spence (tabla 2) Página 131

9- Tesoro (tabla 1) 9- Tesoro (tabla 2) 10- Esperanza (tabla 1) 10- Esperanza (tabla 2) Página 132

11- CODELCO Gabriela Mistral (tabla 1) 11- CODELCO Gabriela Mistral (tabla 2) 12- Mantos Blancos (tabla 1) 12- Mantos Blancos (tabla 2) Página 133

13- Lomas Bayas (tabla 1) 13. Lomas Bayas (tabla 2) 14- Zaldívar (tabla 1) 14- Zaldívar (tabla 2) Página 134

15- Escondida (tabla 1) 15- Escondida (tabla 2) 16- Alto Norte (tabla 1) 16- Alto Norte (tabla 2) Página 135

17- El Peñón (tabla 1) 17- El Peñón (tabla 2) 18- CODELCO Ministro Hales (tabla 1) 18- CODELCO Ministro Hales (tabla 2) Página 136

19- Mantoverde (tabla 1) 19- Mantoverde (tabla 2) 20- CODELCO Salvador (tabla 1) 20- CODELCO Salvador (tabla 2) Página 137

21- Mantos de Oro (tabla 1) 21- Mantos de Oro (tabla 2) 22- Maricunga (tabla 1) 22- Maricunga (tabla 2) Página 138

23- Candelaria (tabla 1) 23- Candelaria (tabla 2) 24- Ojos del Salado (tabla 1) 24- Ojos del Salado (tabla 2) Página 139

25- Caserones (tabla 1) 25- Caserones (tabla 2) 26- Carmen de Andacollo (tabla 1) 26- Carmen de Andacollo (tabla 2) Página 140

27- Altos de Punitaqui (tabla 1) 27- Altos de Punitaqui (tabla 2) 28- Los Pelambres (tabla 1) 28- Los Pelambres (tabla 2) Página 141

29- CODELCO Ventanas (tabla 1) 29- CODELCO Ventanas (tabla 2) 30- El Soldado (tabla 1) 30- El Soldado (tabla 2) Página 142

31- Chagres (tabla 1) 31- Chagres (tabla 2) 32- CODELCO Andina (tabla 1) 32- CODELCO Andina (tabla 2) Página 143

33- Los Bronces (tabla 1) 33- Los Bronces (tabla 2) 34- Florida (tabla 1) 34- Florida (tabla 2) Página 144

35- CODELCO El Teniente (tabla 1) 35- CODELCO El Teniente (tabla 2) Página 145

5.4 Consumos de Energía. Consumo Combustible por Región Consumo de Combustible Mina Rajo Abierto por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 1.175.115.798 5.987.535.800 783.141.196 619.834.219 701.508.294 9.267.135.307 33,36 2008 1.436.893.357 7.321.605.392 821.595.860 687.337.737 784.994.570 11.052.426.917 39,79 2009 1.651.548.453 6.737.062.492 671.529.524 742.924.496 1.018.177.771 10.821.242.737 38,96 2010 1.856.537.130 6.933.386.255 772.634.815 809.342.392 1.049.782.260 11.421.682.852 41,12 2011 1.933.550.032 7.093.557.570 835.820.359 679.356.320 1.239.304.658 11.781.588.938 42,41 2012 2.214.676.413 8.440.604.880 881.414.495 585.924.571 1.286.869.092 13.409.489.451 48,27 2013 2.262.112.234 8.864.945.903 1.095.938.364 733.500.538 1.606.401.473 14.562.898.512 52,43 Consumo de Combustible en Transporte Mina Rajo Abierto Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh 2007 1.036.394.024 4.573.667.604 759.959.121 506.382.135 419.279.922 2008 1.253.140.779 5.932.748.313 758.859.679 582.246.613 360.550.818 2009 423.077.070 5.781.380.857 593.453.063 604.118.962 676.532.836 2010 1.421.832.433 5.472.725.363 692.717.819 645.655.451 707.671.976 2011 1.574.226.442 5.665.857.536 769.970.663 515.986.691 813.880.950 2012 1.784.132.628 7.057.778.646 783.313.888 585.924.571 870.772.740 2013 1.846.272.669 7.400.791.214 881.883.768 537.682.081 1.171.588.033 Porcentaje de Combustible en Transporte Mina Rajo Abierto Año I región, % II región, % III región, % IV región, % RM, % 2007 88,2 76,4 97,0 81,7 59,8 2008 87,2 81,0 92,4 84,7 45,9 2009 25,6 85,8 88,4 81,3 66,4 2010 76,6 78,9 89,7 79,8 67,4 2011 81,4 79,9 92,1 76,0 65,7 2012 80,6 83,6 88,9 100,0 67,7 2013 81,6 83,5 80,5 73,3 72,9

Consumo de Combustible Mina Subterránea por Región Año II región,kwh III región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 12.735.399 94.849.179 139.085.803 246.670.381 0,89 2008 13.852.853 88.969.846 138.934.538 241.757.237 0,87 2009 54.483.963 44.636.865 149.576.351 248.697.179 0,90 2010 51.800.836 44.193.919 122.840.162 218.834.917 0,79 2011 58.973.518 104.334.380 106.720.824 270.028.722 0,97 2012 0 41.962.480 114.002.454 155.964.934 0,56 2013 3.876.844 0 121.803.127 125.679.971 0,45 Consumo de Combustible en Transporte Mina Subterránea Año II región,kwh III región,kwh RM,kWh 2007 11.645.846 89.142.610 78.423.391 2008 13.036.665 81.144.804 79.732.075 2009 50.105.096 44.636.865 66.462.790 2010 46.607.058 44.193.919 95.293.852 2011 53.231.867 89.680.736 99.930.300 2012 0 41.962.480 100.367.409 2013 0 0 101.984.516 Porcentaje de Combustible en Transporte Mina Subterránea Año II región, % III región, % RM, % 2007 91,4 94,0 56,4 2008 94,1 91,2 57,4 2009 92,0 100,0 44,4 2010 90,0 100,0 77,6 2011 90,3 86,0 93,6 2012 100,0 88,0 2013 83,7 Página 147

Consumo de Combustible Mina Total (Rajo Abierto- Subterránea) por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 1.175.115.798 6.000.271.199 877.990.376 619.834.219 840.594.096 9.513.805.688 34,25 2008 1.436.893.357 7.335.458.245 910.565.706 687.337.737 923.929.108 11.294.184.154 40,66 2009 1.651.548.453 6.791.546.455 716.166.389 742.924.496 1.167.754.122 11.069.939.915 39,85 2010 1.856.537.130 6.985.187.091 816.828.735 809.342.392 1.172.622.421 11.640.517.769 41,91 2011 1.933.550.032 7.152.531.088 940.154.739 679.356.320 1.346.025.482 12.051.617.661 43,39 2012 2.214.676.413 8.440.604.880 923.376.975 585.924.571 1.400.871.546 13.565.454.385 48,84 2013 2.262.112.234 8.868.822.747 1.095.938.364 733.500.538 1.728.204.600 14.688.578.483 52,88 Consumo Combustible Planta Concentradora por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 15.832.338 18.805.002 7.967.896 15.652.053 67.823.037 126.080.326,04 0,45 2008 17.385.064 22.544.764 1.809.022 14.064.374 67.823.037 123.626.261,31 0,45 2009 21.594.229 21.012.683 1.064.131 13.295.551 66.564.286 123.530.879,22 0,44 2010 20.065.188 16.731.748 2.343.626 16.191.022 58.797.331 114.128.914,13 0,41 2011 24.565.534 35.591.787 11.540.486 16.450.263 65.699.593 153.847.662,67 0,55 2012 14.491.585 42.550.660 4.909.314 19.485.121 56.758.761 138.195.441,68 0,50 2013 23.961.908 89.556.943 4.909.314 13.055.202 50.587.456 182.070.822,59 0,66 Consumo Combustible Materiales Lixiviables por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh V,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 168.460.885 1.003.371.848 25.374.951 7.244.192 36.978.948 1.241.430.823,77 4,47 2008 164.519.742 1.029.980.409 36.665.029 9.109.703 39.006.771 1.279.281.654,26 4,61 2009 365.526.474 1.165.225.355 40.840.078 13.968.545 39.087.891 1.624.648.343,85 5,85 2010 380.041.084 1.206.811.798 30.932.604 10.272.668 39.196.152 1.667.254.307,56 6,00 2011 337.964.147 1.048.695.003 36.229.151 6.910.805 57.084.853 1.486.883.959,57 5,35 2012 179.594.339 1.232.709.368 34.860.907 4.864.428 18.975.163 1.471.004.205,49 5,30 2013 247.021.328 825.654.600 30.140.377 5.838.087 5.112.866 1.113.767.258,06 4,01 Página 148

Consumo Combustibles Fundición por Región Año II región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 579.673.618 412.775.995 992.449.613,44 3,57 2008 584.689.084 412.968.662 997.657.745,70 3,59 2009 536.025.797 441.055.736 977.081.533,08 3,52 2010 577.271.735 471.659.830 1.048.931.564,97 3,78 2011 497.127.849 485.958.843 983.086.692,48 3,54 2012 534.962.520 406.260.525 941.223.045,51 3,39 2013 331.207.836 408.682.648 739.890.484,33 2,66 Consumo Combustible Refinería por Región Año II región,kwh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 199.840.430 199.840.429,54 0,72 2008 136.863.060 136.863.060,21 0,49 2009 137.141.867 137.141.866,80 0,49 2010 90.855.739 90.855.739,10 0,33 2011 116.347.918 116.347.918,11 0,42 2012 2.129.138 2.129.138,18 0,01 2013 1.840.733 1.840.733,23 0,01 Consumo Combustible Servicios por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 995.409.079 310.440.194 52.156.708 9.240.410 81.998.856 1.449.245.246,66 5,22 2008 1.095.886.142 250.485.184 30.737.974 21.315.405 56.285.408 1.454.710.112,87 5,24 2009 908.673.502 298.976.829 75.674.046 30.219.256 65.117.806 1.378.661.438,34 4,96 2010 1.019.534.833 332.202.681 11.837.767 16.279.206 81.554.669 1.461.409.156,25 5,26 2011 1.319.411.146 324.800.314 87.030.083 10.795.144 74.584.365 1.816.621.052,46 6,54 2012 890.855.030 777.383.768 34.980.377 42.734.757 155.433.862 1.901.387.794,40 6,84 2013 567.685.386 188.861.574 30.140.377 1.957.480 152.448.393 941.093.210,38 3,39 Página 149

Consumo Combustible Campamentos por Región Año I región,kwh II III IV región,kwh región,kwh región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 19.825.789 135.122.989 380.273 6.498.488 32.410.829 194.238.368 0,70 2008 2.132.568 60.227.789 0 15.873.652 12.568.151 90.802.160 0,33 2009 10.470.155 44.819.575 59.734.656 28.423.539 14.741.340 158.189.265 0,57 2010 8.323.499 41.996.065 0 14.433.695 29.081.599 93.834.858 0,34 2011 54.466.656 58.272.306 74.973.645 9.291.342 12.482.970 209.486.919 0,75 2012 34.169.377 275.697.669 0 894.975 101.195.576 411.957.596 1,48 2013 4.744.162 29.731.125 0 1.957.480 6.030.112 42.462.879 0,15 Consumo Combustible por Región Año I región,pj II región,pj III región,pj IV región,pj RM,PJ TOTAL, PJ 2007 8,5 29,2 3,5 2,3 5,2 48,68 2008 9,8 33,7 3,5 2,6 5,4 55,03 2009 10,6 32,2 3,0 2,9 6,4 55,12 2010 11,8 33,2 3,1 3,1 6,6 57,68 2011 13,0 33,0 3,9 2,6 7,3 59,79 2012 11,9 39,7 3,6 2,4 7,3 64,87 2013 11,2 37,1 4,2 2,7 8,4 63,60 Consumo de Energía Eléctrica por Región Consumo Eléctrico Mina Rajo Abierto por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 85.699.485 674.505.340 49.962.984 46.776.110 38.962.993 895.906.913 3,23 2008 97.129.464 725.324.887 46.372.255 56.346.680 42.671.300 967.844.585 3,48 2009 96.893.656 733.858.783 36.795.084 73.019.945 47.419.829 987.987.297 3,56 2010 110.695.666 675.195.238 39.486.082 71.176.993 55.657.184 952.211.163 3,43 2011 117.970.189 595.378.245 47.836.157 65.621.517 59365392,28 886.171.501 3,19 2012 142.509.774 761.686.615 62.328.632 61.993.611 76469525 1.104.988.156 3,98 2013 201.252.661 768.616.469 68.008.341 60.993.896 59084704,89 1.157.956.072 4,17 Página 150

Consumo Eléctrico Mina Subterránea por Región Año II III región,kwh región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 28.963.003 25.414.368 318.857.588 373.234.959 1,34 2008 34.778.968 32.308.808 317.477.084 384.564.860 1,38 2009 27.760.314 15.122.940 322.761.314 365.644.569 1,32 2010 31.141.362 0 314.999.476 346.140.838 1,25 2011 36.781.711 37.018.032 317.984.499 391.784.242 1,41 2012 31.884.358 35.673.149 268.423.742 335.981.249 1,21 2013 18.946.091 38.798.480 312.429.104 370.173.675 1,33 Consumo Eléctrico Mina Total (Rajo Abierto- Subterránea) por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 85.699.485 703.468.344 75.377.352 46.776.110 357.820.581 1.269.141.872 4,57 2008 97.129.464 760.103.855 78.681.063 56.346.680 360.148.384 1.352.409.445 4,87 2009 96.893.656 761.619.097 51.918.024 73.019.945 370.181.144 1.353.631.866 4,87 2010 110.695.666 706.336.600 39.486.082 71.176.993 370.656.660 1.298.352.000 4,67 2011 117.970.189 632.159.956 84.854.189 65.621.517 377.349.891 1.277.955.743 4,60 2012 142.509.774 793.570.973 98.001.780 61.993.611 344.893.267 1.440.969.405 5,19 2013 201.252.661 787.562.560 106.806.821 60.993.896 371.513.809 1.528.129.747 5,50 Consumo Eléctrico Planta Concentradora por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 948.445.629 2.783.977.912 704.862.613 835.487.002 2.406.969.310 7.679.742.466 27,65 2008 921.434.736 2.590.385.002 757.670.309 863.027.883 2.393.196.846 7.525.714.776 27,09 2009 1.012.907.007 2.550.878.772 626.745.525 890.868.434 2.451.677.364 7.533.077.102 27,12 2010 1.048.984.577 2.539.375.336 629.244.143 1.372.853.627 2.475.526.500 8.065.984.184 29,04 2011 1.038.759.680 2.590.908.555 738.578.260 1.617.847.846 2.807.052.795 8.793.147.136 31,66 2012 960.313.253 3.255.719.558 659.370.546 1.275.456.922 3.652.500.197 9.803.360.475 35,29 2013 1.060.820.402 3.471.679.223 743.182.250 1.713.440.613 3.697.073.537 10.686.196.026 38,47 Página 151

Consumo Eléctrico Materiales Lixiviables por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 679.352.651 3.852.054.744 219.840.929 71.300.815 239.965.781 5.062.514.920 18,23 2008 664.105.800 4.150.303.933 223.616.134 71.205.397 230.378.371 5.339.609.635 19,22 2009 633.070.118 4.632.302.058 197.436.708 66.582.240 211.287.667 5.740.678.790 20,67 2010 614.394.117 4.621.756.799 189.743.242 49.850.187 211.266.615 5.687.010.960 20,47 2011 572.384.664 4.869.974.877 208.392.231 12.571.616 223.807.388 5.887.130.776 21,19 2012 522.608.014 4.731.761.644 200.525.539 19.796.009 202.139.976 5.676.831.181 20,44 2013 496.781.921 4.328.503.883 281.226.734 27.020.402 175.771.589 5.309.304.529 19,11 Consumo Eléctrico Fundición por Región Año II región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 539.659.046 385.613.641 925.272.687 3,33 2008 519.804.832 385.065.238 904.870.070 3,26 2009 430.972.575 389.965.004 820.937.579 2,96 2010 497.549.269 385.535.779 883.085.048 3,18 2011 507.399.605 383.783.093 891.182.698 3,21 2012 469.650.801 370.591.364 840.242.165 3,02 2013 446.112.388 395.591.600 841.703.988 3,03 Consumo Eléctrico Refinería por Región Año II región,kwh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 163.631.504 163.631.504 0,59 2008 164.516.675 164.516.675 0,59 2009 187.761.200 187.761.200 0,68 2010 195.688.553 195.688.553 0,70 2011 165.967.750 165.967.750 0,60 2012 127.476.712 127.476.712 0,46 2013 109.535.167 109.535.167 0,39 Página 152

Consumo Eléctrico Servicios por Región Año I región,kwh II región,kwh III región,kwh IV región,kwh RM,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 122.964.358 188.884.199 53.676.359 54.779.771 178.875.356 599.180.043 2,16 2008 126.146.834 462.414.257 22.357.068 26.027.096 86.399.180 723.344.435 2,60 2009 123.388.885 525.653.714 57.090.910 24.129.499 67.563.597 797.826.605 2,87 2010 140.652.057 430.554.099 50.309.237 95.910.049 109.263.069 826.688.511 2,98 2011 127.533.425 409.079.643 54.458.600 65.860.762 130.074.127 787.006.557 2,83 2012 17.213.930 652.981.395 18.355.054 17.527.260 117.741.581 823.819.220 2,97 2013 16.555.299 664.233.504 72.761.027 74.214.901 156.444.286 984.209.018 3,54 Consumo Eléctrico por Región Año I región,pj II región,pj III región,pj IV región,pj RM,PJ TOTAL, PJ 2007 6,6 29,6 3,8 3,6 12,8 56,52 2008 6,5 31,1 3,9 3,7 12,4 57,64 2009 6,7 32,7 3,4 3,8 12,6 59,16 2010 6,9 32,4 3,3 5,7 12,8 61,04 2011 6,7 33,0 3,9 6,3 14,1 64,09 2012 5,9 36,1 3,5 4,9 16,9 67,37 2013 6,4 35,3 4,3 6,8 17,3 70,05 Consumo Combustible por Nivel de Producción Consumo Combustible Mina Rajo Abierto por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF,kWh Nivel Consumo 101000-250000 TMF,kWh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 1.778.923.174 2.004.628.498 5.483.583.635 9.267.135.307 33,36 2008 2.480.582.050 3.627.776.826 4.944.068.040 11.052.426.917 39,79 2009 2.102.031.204 2.272.533.629 6.446.677.903 10.821.242.737 38,96 2010 2.241.265.396 2.036.091.193 7.144.326.263 11.421.682.852 41,12 2011 2.531.764.390 2.693.939.991 6.555.884.557 11.781.588.938 42,41 2012 2.010.082.077 3.717.179.554 7.682.227.820 13.409.489.451 48,27 2013 2.510.095.662 4.010.191.187 8.042.611.663 14.562.898.512 52,43 Página 153

Consumo Combustible Mina Subterránea por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF,kWh Nivel Consumo 101000-250000 TMF,kWh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 154.932.859 34.966.195 56.771.327 246.670.381 0,89 2008 142.637.165 42.115.567 57.004.506 241.757.237 0,87 2009 147.240.445 34.615.465 66.841.269 248.697.179 0,90 2010 120.602.695 28.358.046 69.874.176 218.834.917 0,79 2011 163.307.898 36.999.823 69.721.001 270.028.722 0,97 2012 42.990.594 39.301.006 73.673.335 155.964.934 0,56 2013 3.876.844 50.354.663 71.448.464 125.679.971 0,45 Consumo Combustible Mina Total por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF,kWh Nivel Consumo 101000-250000 TMF,kWh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 1.933.856.034 2.039.594.693 5.540.354.961 9.513.805.688 34,25 2008 2.623.219.215 3.669.892.393 5.001.072.546 11.294.184.154 40,66 2009 2.249.271.649 2.307.149.094 6.513.519.172 11.069.939.915 39,85 2010 2.361.868.091 2.064.449.240 7.214.200.439 11.640.517.769 41,91 2011 2.695.072.288 2.730.939.814 6.625.605.558 12.051.617.661 43,39 2012 2.053.072.671 3.756.480.560 7.755.901.154 13.565.454.385 48,84 2013 2.513.972.506 4.060.545.850 8.114.060.127 14.688.578.483 52,88 Consumo Combustible Planta Concentradora por Nivel Producción Año Nivel Consumo Nivel Consumo Nivel Consumo 101000-250000 mayor 250000 100000 TMF,kWh TMF,kWh TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 485.590 52.972.386 72.622.350 126.080.326 0,45 2008 10.927.125 35.773.100 76.926.036 123.626.261 0,45 2009 6.265.905 36.848.606 80.416.368 123.530.879 0,44 2010 2.768.873 31.025.076 80.334.965 114.128.914 0,41 2011 12.985.348 33.894.414 106.967.901 153.847.663 0,55 2012 2.256.188 50.064.472 85.874.782 138.195.442 0,50 2013 2.523.063 90.862.215 88.685.544 182.070.823 0,66 Página 154

Consumo Combustible Lixiviación por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF,kWh Nivel Consumo 101000-250000 TMF,kWh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 267.644.800 415.567.670 558.218.353 1.241.430.824 4,47 2008 251.773.998 648.566.744 378.940.912 1.279.281.654 4,61 2009 562.755.114 438.924.283 622.968.947 1.624.648.344 5,85 2010 607.882.339 414.971.502 644.400.467 1.667.254.308 6,00 2011 550.806.544 377.789.382 558.288.034 1.486.883.960 5,35 2012 349.799.280 475.160.924 646.044.001 1.471.004.205 5,30 2013 326.315.283 332.805.639 454.646.336 1.113.767.258 4,01 Consumo Combustible Fundición por Nivel Producción Nivel Consumo Año mayor 250000 TOTAL, kwh TOTAL, PJ TMF,kWh 2007 992.449.613 992.449.613 3,57 2008 997.657.746 997.657.746 3,59 2009 977.081.533 977.081.533 3,52 2010 1.048.931.565 1.048.931.565 3,78 2011 983.086.692 983.086.692 3,54 2012 941.223.046 941.223.046 3,39 2013 739.890.484 739.890.484 2,66 Consumo Combustible Refinería por Nivel Producción Nivel Consumo Año mayor 250000 TOTAL, kwh TOTAL, PJ TMF,kWh 2007 199.840.430 199.840.430 0,72 2008 136.863.060 136.863.060 0,49 2009 137.141.867 137.141.867 0,49 2010 90.855.739 90.855.739 0,33 2011 116.347.918 116.347.918 0,42 2012 2.129.138 2.129.138 0,01 2013 1.840.733 1.840.733 0,01 Página 155

Consumo Combustible Servicios por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF,kWh Nivel Consumo 101000-250000 TMF,kWh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 1.060.760.257 68.875.749 319.609.241 1.449.245.247 5,22 2008 1.082.084.986 92.685.029 279.940.098 1.454.710.113 5,24 2009 973.432.606 58.595.649 346.633.183 1.378.661.438 4,96 2010 910.307.592 51.077.774 500.023.790 1.461.409.156 5,26 2011 1.410.955.438 86.162.354 319.503.261 1.816.621.052 6,54 2012 1.204.868.983 86.672.944 609.845.867 1.901.387.794 6,84 2013 621.232.753 48.798.405 271.062.052 941.093.210 3,39 Consumo Combustible por Nivel de Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF, Nivel Consumo 101000-250000 Nivel Consumo mayor 250000 Total, PJ kwh TMF,kWh TMF,kWh 2007 11,75 9,28 27,66 48,68 2008 14,28 16,01 24,74 55,03 2009 13,65 10,23 31,24 55,12 2010 13,98 9,22 34,48 57,68 2011 16,81 11,62 31,36 59,79 2012 13,00 15,73 36,15 64,87 2013 12,47 16,32 34,81 63,60 Consumos Energía Eléctrica por Nivel de Producción Consumo Eléctrico Mina Rajo Abierto por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF, kwh Nivel Consumo 101000-250000 TMF, kwh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 69.305.843 200.111.359 626.489.711 895.906.913 3,23 2008 71.929.272 255.832.965 640.082.348 967.844.585 3,48 2009 79.005.171 233.689.768 675.292.359 987.987.297 3,56 2010 79.897.599 187.639.982 684.673.582 952.211.163 3,43 2011 77.431.862 214.702.312 594.037.327 886.171.501 3,19 2012 110.150.526 334.275.620 660.562.010 1.104.988.156 3,98 2013 85.143.503 288.371.594 784.440.976 1.157.956.072 4,17 Página 156

Consumo Eléctrico Mina Subterránea por Nivel Producción Nivel Consumo Nivel Consumo Nivel Consumo Año 100000 TMF, 101000-250000 mayor 250000 TOTAL, kwh TOTAL, PJ kwh TMF,kWh TMF,kWh 2007 71.403.078 95.503.000 206.328.881 373.234.959 1,34 2008 81.642.776 92.465.064 210.457.020 384.564.860 1,38 2009 56.464.952 96.017.252 213.162.364 365.644.569 1,32 2010 42.540.371 86.704.516 216.895.950 346.140.838 1,25 2011 73.799.743 103.894.456 214.090.043 391.784.242 1,41 2012 67.557.507 78.960.000 189.463.742 335.981.249 1,21 2013 57.744.571 77.350.179 235.078.925 370.173.675 1,33 Consumo Eléctrico Mina Total por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF,kWh Nivel Consumo Nivel Consumo 101000-250000 mayor 250000 TMF,kWh TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 140.708.922 295.614.359 832.818.592 1.269.141.872 4,57 2008 153.572.048 348.298.029 850.539.368 1.352.409.445 4,87 2009 135.470.123 329.707.020 888.454.723 1.353.631.866 4,87 2010 122.437.970 274.344.498 901.569.532 1.298.352.000 4,67 2011 151.231.605 318.596.768 808.127.370 1.277.955.743 4,60 2012 177.708.033 413.235.620 850.025.752 1.440.969.405 5,19 2013 142.888.074 365.721.773 1.019.519.901 1.528.129.747 5,50 Consumo Eléctrico Planta Concentradora por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF, kwh Nivel Consumo 101000-250000 TMF,kWh Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 450.649.758 1.558.211.268 5.670.881.440 7.679.742.466 27,65 2008 458.395.895 1.647.300.368 5.420.018.513 7.525.714.776 27,09 2009 367.098.906 1.616.291.029 5.549.687.167 7.533.077.102 27,12 2010 654.639.227 1.083.410.830 6.327.934.127 8.065.984.184 29,04 2011 921.427.891 1.975.453.597 5.896.265.648 8.793.147.136 31,66 2012 406.588.777 1.935.701.523 7.461.070.175 9.803.360.475 35,29 2013 941.840.936 1.995.819.449 7.748.535.640 10.686.196.026 38,47 Página 157

Consumo Eléctrico Lixiviación por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF, kwh Nivel Consumo Nivel Consumo 101000-250000 mayor 250000 TMF,kWh TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 1.510.566.353 1.460.334.304 2.091.614.262 5.062.514.920 18,23 2008 1.398.986.009 2.514.206.636 1.426.416.990 5.339.609.635 19,22 2009 1.470.144.162 1.885.297.930 2.385.236.698 5.740.678.790 20,67 2010 1.463.158.418 1.725.973.898 2.497.878.644 5.687.010.960 20,47 2011 1.433.420.508 2.022.145.406 2.431.564.862 5.887.130.776 21,19 2012 1.061.665.785 2.091.451.204 2.523.714.193 5.676.831.181 20,44 2013 1.198.215.117 1.777.877.275 2.333.212.137 5.309.304.529 19,11 Consumo Eléctrico Fundición por Nivel Producción Año Nivel Consumo mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 925.272.687 925.272.687 3,33 2008 904.870.070 904.870.070 3,26 2009 820.937.579 820.937.579 2,96 2010 883.085.048 883.085.048 3,18 2011 891.182.698 891.182.698 3,21 2012 840.242.165 840.242.165 3,02 2013 841.703.988 841.703.988 3,03 Consumo Eléctrico Refinería por Nivel Producción Nivel Consumo Año mayor 250000 TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 163.631.504 163.631.504 0,59 2008 164.516.675 164.516.675 0,59 2009 187.761.200 187.761.200 0,68 2010 195.688.553 195.688.553 0,70 2011 165.967.750 165.967.750 0,60 2012 127.476.712 127.476.712 0,46 2013 109.535.167 109.535.167 0,39 Página 158

Consumo Eléctrico Servicios por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF, kwh Nivel Consumo Nivel Consumo 101000-250000 mayor 250000 TMF,kWh TMF,kWh TOTAL, kwh TOTAL, PJ 2007 86.156.983 222.412.538 290.610.522 599.180.043 2,16 2008 84.834.357 123.192.906 515.317.172 723.344.435 2,60 2009 92.598.979 135.742.419 569.485.207 797.826.605 2,87 2010 130.115.327 163.251.263 533.321.920 826.688.511 2,98 2011 105.154.569 159.286.513 522.565.475 787.006.557 2,83 2012 51.598.614 360.253.851 411.966.755 823.819.220 2,97 2013 122.921.533 382.870.991 478.416.494 984.209.018 3,54 Consumo Eléctrico por Nivel Producción Año Nivel Consumo 100000 TMF, kwh Nivel Consumo Nivel Consumo 101000-250000 mayor 250000 TMF,kWh TMF,kWh Total, PJ 2007 7,9 12,7 35,9 56,5 2008 7,5 16,7 33,4 57,6 2009 7,4 14,3 37,4 59,2 2010 8,5 11,7 40,8 61,0 2011 9,4 16,1 38,6 64,1 2012 6,1 17,3 44,0 67,4 2013 8,7 16,3 45,1 70,1 Página 159

5.5 Producción por Procesos. Mina Rajo Abierto Año Mineral Extraido, miles de TM mineral I II III IV RM 2007 99.118 511.029 35.274 58.950 72.182 2008 107.228 628.392 35.474 56.591 68.427 2009 135.382 679.874 35.612 50.524 53.621 2010 175.735 757.565 35.881 70.079 76.704 2011 141.101 517.692 34.461 66.145 77.399 2012 121.490 650.312 34.248 66.428 100.254 2013 140.597 528.634 48.861 91.066 101.917 Mina Subterránea Año Mineral Extraido, miles TM II III RM 2007 1.459 5.344 64.460 2008 2.077 5.235 59.350 2009 1.926 6.309 63.258 2010 2.090 2.894 60.163 2011 1.814 6.895 61.225 2012 1.838 4.692 60.267 2013 1.852 11.786 55.564 Planta Concentradora Año Cobre Fino Producido,TMF I II III IV RM 2007 393.877 1.750.756 235.075 300.690 879.870 2008 414.965 1.387.132 245.715 351.130 842.987 2009 492.727 1.303.459 184.487 322.718 845.259 2010 465.207 1.304.412 202.822 433.898 817.199 2011 417.282 991.834 205.798 492.022 863.660 2012 245.288 1.473.779 147.147 418.631 1.036.467 2013 416.111 1.606.371 225.179 496.975 1.107.380 Página 160

Lixiviación Año Producción Cátodos SX-EW, TMF I II III IV RM 2007 156.847 1.145.122 69.510 18.593 56.592 2008 153.552 1.294.645 71.025 21.062 52.981 2009 137.319 1.727.837 66.875 17.916 52.997 2010 213.960 1.834.213 67.529 10.314 51.211 2011 193.638 1.763.583 64.674 6.251 51.945 2012 172.449 1.584.685 62.239 4.000 44.102 2013 157.809 1.499.829 74.316 4.376 41.634 Fundición Producción Total Cu Año Fundición,TMF II RM 2007 458.212 375.621 2008 432.098 384.087 2009 575.681 383.253 2010 560.346 355.112 2011 489.792 339.337 2012 374.526 347.846 2013 287.628 340.548 Refinería Producción Total Año Cátodos ER, Ton II 2007 494.630 2008 490.572 2009 533.375 2010 522.075 2011 475.135 2012 347.471 2013 309.665 Página 161

Producción Total Año Producción Cobre Mina, TMF I II III IV RM 2007 550.724 2.895.877 304.585 319.283 936.462 2008 568.517 2.681.777 316.740 372.192 895.968 2009 630.046 3.031.296 251.363 340.634 898.241 2010 679.167 3.138.625 270.351 444.212 868.410 2011 610.921 2.756.822 270.473 498.273 915.605 2012 417.737 2.938.634 214.705 418.631 1.080.569 2013 573.920 3.013.409 306.460 501.348 1.149.002 5.6 Índices Consumo Específico. Índices Consumo Específico Combustible Consumos específicos Mina Rajo Abierto Año Cons. Unitario Total, kwh/tm mineral I II III IV RM 2007 11,86 11,72 22,20 10,51 9,72 2008 13,40 11,65 23,16 12,15 11,47 2009 12,20 9,91 18,86 14,70 18,99 2010 10,56 9,15 21,53 11,55 13,69 2011 13,70 13,70 24,25 10,27 16,01 2012 18,23 12,98 25,74 8,82 12,84 2013 16,09 16,77 22,43 8,05 15,76 Consumos específicos Mina Subterránea Año Cons. Unitario Total, kwh/tm mineral II III RM 2007 8,7 17,7 2,16 2008 6,7 17,0 2,34 2009 28,3 7,1 2,36 2010 24,8 15,3 2,04 2011 32,5 15,1 1,74 2012 0,0 8,9 1,89 2013 2,1 0,0 2,19 Página 162

Consumos Específicos Planta Concentradora Año Cons. Unitario kwh/tmf I II III IV RM 2007 40,20 10,74 33,90 52,05 77,08 2008 41,90 16,25 7,36 40,05 80,46 2009 43,83 16,12 5,77 41,20 78,75 2010 43,13 12,83 11,56 37,32 71,95 2011 58,87 35,88 56,08 33,43 76,07 2012 59,08 28,87 33,36 46,54 54,76 2013 57,59 55,75 21,80 26,27 45,68 Consumos Específicos Tratamiento Materiales Lixiviables Año Cons. Unitario kwh/tmf I II III IV RM 2007 1.074,05 876,21 365,06 389,62 653,43 2008 1.071,43 795,57 516,23 432,52 736,24 2009 2.661,88 674,38 610,69 779,67 737,55 2010 1.776,22 657,95 458,07 995,99 765,38 2011 1.745,34 594,64 560,18 1.105,55 1.098,95 2012 1.041,44 777,89 560,11 1.216,11 430,26 2013 1.565,32 550,50 405,57 1.334,11 122,81 Consumos Específcos Fundición Cons. Unitario kwh/ Ton Año procesado II RM 2007 1.265,08 1.098,92 2008 1.353,14 1.075,20 2009 931,12 1.150,82 2010 1.030,21 1.328,20 2011 1.014,98 1.432,08 2012 1.428,37 1.167,93 2013 1.151,51 1.200,07 Página 163

Consumos Específcos Refinería Año Cons. Unitario kwh/ Cátodos ER Ton II 2007 404,02 2008 278,99 2009 257,12 2010 174,03 2011 244,87 2012 6,13 2013 5,94 Consumos Específcos Servicios Año Cons. Unitario kwh/tmf I II III IV RM 2007 1.807,46 107,20 171,24 28,94 87,56 2008 1.927,62 93,40 97,04 57,27 62,82 2009 1.442,23 98,63 301,06 88,71 72,49 2010 1.501,16 105,84 43,79 36,65 93,91 2011 2.159,71 117,82 321,77 21,67 81,46 2012 2.132,57 264,54 162,92 102,08 143,84 2013 989,14 62,67 98,35 3,90 132,68 Índices Consumos Específicos Eléctrico Consumos específicos Mina Rajo Abierto Año Cons. Unitario Total, kwh/tm mineral I II III IV RM 2007 0,86 1,32 1,42 0,79 0,54 2008 0,91 1,15 1,31 1,00 0,62 2009 0,72 1,08 1,03 1,45 0,88 2010 0,63 0,89 1,10 1,02 0,73 2011 0,84 1,15 1,39 0,99 0,77 2012 1,17 1,17 1,82 0,93 0,76 2013 1,43 1,45 1,39 0,67 0,58 Página 164

Consumos específicos Mina Subterránea Año Cons. Unitario Total, kwh/tm mineral II III RM 2007 19,9 4,8 4,9 2008 16,7 6,2 5,3 2009 14,4 2,4 5,1 2010 14,9 0,0 5,2 2011 20,3 5,4 5,2 2012 17,3 7,6 4,5 2013 10,2 3,3 5,6 Consumos Específicos Planta Concentradora Año Cons. Unitario kwh/tmf I II III IV RM 2007 2.408,0 1.590,2 2.998,5 2.778,6 2.735,6 2008 2.220,5 1.867,4 3.083,5 2.457,9 2.838,9 2009 2.055,7 1.957,0 3.397,2 2.760,5 2.900,5 2010 2.254,9 1.946,8 3.102,4 3.164,0 3.029,3 2011 2.489,3 2.612,2 3.588,8 3.288,2 3.250,2 2012 3.915,0 2.209,1 4.481,0 3.046,7 3.524,0 2013 2.549,4 2.161,2 3.300,4 3.447,7 3.338,6 Consumos Específicos Tratamiento Materiales Lixiviables Año Cons. Unitario kwh/tmf I II III IV V 2007 4.331,3 3.363,9 3.162,7 3.834,8 4.240,2 2008 4.325,0 3.205,7 3.148,4 3.380,8 4.348,3 2009 4.610,2 2.681,0 2.952,3 3.716,4 3.986,8 2010 2.871,5 2.519,7 2.809,8 4.833,3 4.125,4 2011 2.955,9 2.761,4 3.222,2 2.011,1 4.308,5 2012 3.030,5 2.985,9 3.221,9 4.949,0 4.583,5 2013 3.148,0 2.886,0 3.784,2 6.174,7 4.221,8 Página 165

Consumos Específcos Fundición Cons. Unitario kwh/ Ton Año procesado II RM 2007 1.177,7 1.026,6 2008 1.203,0 1.002,5 2009 748,6 1.017,5 2010 887,9 1.085,7 2011 1.035,9 1.131,0 2012 1.254,0 1.065,4 2013 1.551,0 1.161,6 Consumos Específcos Refinería Año Cons. Unitario kwh/ Cátodos ER Ton II 2007 330,8 2008 335,4 2009 352,0 2010 374,8 2011 349,3 2012 366,9 2013 353,7 Consumos Específcos Servicios Año Cons. Unitario kwh/tmf I II III IV RM 2007 223,3 65,2 176,2 171,6 191,0 2008 221,9 172,4 70,6 69,9 96,4 2009 195,8 173,4 227,1 70,8 75,2 2010 207,1 137,2 186,1 215,9 125,8 2011 208,8 148,4 201,3 132,2 142,1 2012 41,2 222,2 85,5 41,9 109,0 2013 28,8 220,4 237,4 148,0 136,2 Página 166

Año 5.7 Producción Molibdeno. II región, TMF IV región, TMF Producción Molibdeno RM,TMF Subtotal, TMF Total País, TMF Porcentaje, % 2007 19.065 10.156 10.160 39.382 44.912 88 2008 12.938 7.759* 9.291* 29.989 33.686 89 2009 13.466 7.792 10.110 31.367 34.924 90 2010 12.115 8.759* 10.444* 31.318 37.185 84 2011 11.315 9.879 10.123 31.317 40.889 77 2012 7.778* 12.216 11.510* 31.504 35.090 90 2013 7.668 8.969 17.423 34.060 38.715 88 * Valores Corregidos según reporte actualizado por Cochilco Consumo Energía Eléctrica Molibdeno Año II región, kwh IV región, Subtotal, RM, kwh kwh kwh 2007 13.928.423 10.324.773 13.618.282 37.871.478 2008 15.329.817 10.970.583 16.618.828 42.919.228 2009 17.779.249 11.770.013 26.786.820 56.336.082 2010 15.515.681 15.589.560 29.670.176 60.775.417 2011 17.820.754 17.982.545 20.327.331 56.130.630 2012 17.072.538 15.568.537 24.690.673 57.331.748 2013 17.072.538** 13.178.905 23.011.092 53.262.535 ** Valor no disponible en base de datos. Se iguala al consumo del año 2012 Año Índices Consumo Específico Molibdeno II región, kwh/tmf IV región, kwh/tmf RM, kwh/tmf 2007 731 1.017 1.340 2008 1.185 1.414 1.789 2009 1.320 1.511 2.650 2010 1.281 1.780 2.841 2011 1.575 1.820 2.008 2012 2.195 1.274 2.145 2013 2.226 1.469 1.321 Página 167

5.8 Resumen Ejecutivo Cartera de Proyectos 2014-2023 Cochilco. Página 168

5.9 Espacio Físico. 1- Cerro Colorado 2- Collahuasi (parte 1) Página 169

2- Collahuasi (parte 2) 3- Quebrada Blanca (parte 1) Página 170

3- Quebrada Blanca (parte 2) 4- El Abra (parte 1) Página 171

4- El Abra (parte 2) 4- El Abra (parte 3) Página 172

5- Radomiro Tomic 6- Chuquicamata (parte 1) Página 173

6- Chuquicamata (parte 2) 7- Michilla (parte 1) Página 174

7- Michilla (parte 2) 8- Spence (parte 1) Página 175

8- Spence (parte 2) 9- Tesoro (parte 1) Página 176

9- Tesoro (parte 2) 10- Esperanza Página 177

11- CODELCO Gabriela Mistral 12- Mantos Blancos (parte 1) Página 178

12- Mantos Blancos (parte 2) 13- Lomas Bayas (parte 1) Página 179

13- Lomas Bayas (parte 2) 14- Zaldívar (parte 1) Página 180

14- Zaldívar (parte 2) 15- Escondida (parte 1) Página 181

15- Escondida (parte 2) 15- Escondida (parte 3) Página 182

15- Escondida (parte 4) 16- Alto Norte Página 183

17- El Peñón 18- CODELCO Ministro Hales (parte 1) Página 184

18- CODELCO Ministro Hales (parte 2) 18- CODELCO Ministro Hales (parte 3) Página 185

19- Mantoverde (parte 1) 19- Mantoverde (parte 2) Página 186

19- Manto Verde (parte 3) 20- CODELCO Salvador Página 187

21- Mantos de Oro 22- Maricunga Página 188

23- Candelaria 24- Ojos del Salado Página 189

25- Caserones 26- Carmen de Andacollo Página 190

27- Altos de Punitaqui 28- Los Pelambres (parte 1) Página 191

28- Los Pelambres (parte 2) 29- CODELCO Ventanas Página 192

30- El Soldado 31- Chagres Página 193

32- CODELCO Andina 33- Los Bronces (parte 1) Página 194

33- Los Bronces (parte 2) 33- Los Bronces (parte 3) Página 195

34- Florida 35- CODELCO El Teniente (parte 1) Página 196

35- CODELCO El Teniente (parte 2) Página 197