Rio Tinto ha firmado un acuerdo de suministro por cinco años con la empresa australiana de bioenergía SuperChar Limited (SCL) para abastecer biopellets producidos localmente destinados a sus refinerías de alúmina en Gladstone, Australia, con entregas proyectadas desde 2028. Este convenio se enmarca en la evaluación de alternativas para reducir la dependencia de combustibles fósiles en el proceso de refinación de alúmina. Según la compañía, los biopellets forman parte de un conjunto de soluciones que están siendo consideradas para disminuir el uso de carbón en sus operaciones. El acuerdo surge tras pruebas operacionales y un estudio de factibilidad realizados por Rio Tinto. Durante los ensayos se evaluaron distintas mezclas de biopellets y carbón, demostrando que los biopellets podrían reemplazar hasta 30% del carbón utilizado para generar vapor en las calderas de las refinerías. Con este nuevo contrato, Rio Tinto tiene planeado realizar demostraciones operacionales y evaluaciones con mezclas que irán desde 5% hasta 50% de biopellets, como complemento al carbón utilizado en las calderas de sus refinerías en Gladstone. Por su parte, SuperChar Limited tiene previsto establecer una planta de producción de biopellets en la región de Gladstone, utilizando bana grass cultivado localmente como materia prima. Esta gramínea energética perenne se describe como adecuada para Central Queensland, con capacidad para ser plantada y cosechada con equipos convencionales usados en caña de azúcar, manteniéndose productiva por más de 15 años. Inicialmente, la planta tendría una capacidad para producir 35.000 toneladas de biopellets al año. Se estima que, a volúmenes completos según el contrato, el uso de biopellets podría reducir las emisiones reportadas de Alcance 1 en hasta 90.000 toneladas de CO₂ equivalente al año, bajo el marco actual de reporte de emisiones en Australia. Rio Tinto ha señalado que el uso inicial de los biopellets se espera en la refinería Yarwun, expandiéndose posteriormente a Queensland Alumina Limited, sujeto a aprobaciones y preparación operacional en ambos sitios. Reducir la dependencia de combustibles fósiles en las refinerías requerirá una combinación de tecnologías, innovación y alianzas, afirmó el managing director de Rio Tinto Aluminium Pacific Operations, Armando Torres. Torres también destacó que este acuerdo permitirá avanzar en la comprensión práctica y escalabilidad del uso de biopellets en las operaciones de Gladstone, apoyando potencialmente nuevas industrias y cadenas de suministro en Central Queensland. El acuerdo se basa en varios años de colaboración y muestra el potencial de biomasa local cultivada regenerativamente como combustible industrial alternativo, mencionó Michael Palmer, presidente ejecutivo de SuperChar Limited. SCL tiene previsto iniciar progresivamente la plantación del bana grass desde fines del año 2026, mientras que se espera que el procesamiento de biopellets comience en el año 2028. La instalación y uso posterior están sujetos a aprobaciones regulatorias y preparación operacional. COMENTA AQUÍ Fuente: Reporteminero.cl
El Primer Tribunal Ambiental ha rechazado la reclamación presentada por ENGIE Energía Chile S.A. contra la resolución de la Comisión de Evaluación Ambiental de Antofagasta, que dio inicio al procedimiento de revisión de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto Central Térmica Andino, ubicado en el complejo térmico de Mejillones. Según la sentencia, la decisión de abrir el proceso de revisión se ajustó a derecho, al considerar que la autoridad aplicó correctamente el estándar exigible en esta etapa, no una acreditación definitiva de variaciones ambientales, sino antecedentes suficientes para hacer plausible la revisión del permiso ambiental. El fallo no resuelve el fondo de una eventual modificación de la RCA, sino que confirma la legalidad del acto que permitió iniciar el procedimiento de revisión. De acuerdo con el Tribunal, la etapa de admisibilidad requiere analizar si existen antecedentes serios, verificables y técnicamente pertinentes que justifiquen abrir un procedimiento correctivo bajo el artículo 25 quinquies de la Ley N°19.300. La sentencia examinó si los antecedentes presentados en la solicitud de revisión permitían advertir una posible variación de variables ambientales asociadas al proyecto. En ese análisis, el Tribunal estimó que existían elementos suficientes respecto de parámetros fisicoquímicos y biológicos del ecosistema marino, particularmente fauna submareal, sedimentos marinos, temperatura, pH, cloro residual y calidad del agua de mar. El fallo también abordó el rol del cambio climático dentro de la revisión. Según la sentencia, este fenómeno no operó como una variable autónoma para justificar por sí solo el procedimiento, sino como un elemento de contexto para interpretar la evolución de variables monitoreadas en el medio marino y terrestre. En materia de emisiones atmosféricas, el Tribunal estableció que los antecedentes referidos a emisiones históricas de la central no bastan, por sí mismos, para inferir una variación del desempeño del proyecto respecto de lo evaluado en la RCA de 2007. El ministro titular en ciencias Marcelo Hernández Rojas, redactor de la sentencia, explicó que en una resolución que da inicio a la revisión de una RCA no corresponde exigir a la autoridad una acreditación fehaciente de la variación sustantiva de las variables ambientales. Lo exigible, sostuvo, es que existan antecedentes serios y técnicamente pertinentes que hagan plausible esa variación, para justificar la apertura del procedimiento. La sentencia contó con el voto en contra de la ministra Sandra Álvarez Torres, quien estuvo por acoger la reclamación de ENGIE. A su juicio, la resolución que inició la revisión presentaba ilegalidades, entre ellas la falta de fundamento sobre la calidad directamente afectada del solicitante, la incorporación de variables no evaluadas en el plan de seguimiento —como cambio climático y transición energética justa— y la ausencia de antecedentes suficientes para sostener una variación sustantiva imputable al proyecto. Por su parte, el ministro presidente Alamiro Alfaro Zepeda formuló un voto concurrente. Si bien compartió el rechazo de la reclamación, sostuvo que la resolución que inicia el procedimiento de revisión sería un acto de mera sustanciación, sin efectos decisorios, por lo que no sería reclamable autónomamente. El procedimiento se refiere a la RCA del proyecto Central Térmica Andino, emplazado en Mejillones, Región Antofagasta. La central consta dos unidades generadoras con capacidad neta cada una 200 MW y un terminal descarga petróleo diésel ubicado área industrial Mejillones. Dentro contexto transición activo central térmica Andino, mismo Tribunal confirmó legalidad aprobación proyecto “Operación Unidades CTA/CTH con 100% Biomasa”, permitirá reconvertir operación Central Térmica Andino reemplazar uso carbón biomasa. Tribunal sostuvo reconversión representa mejora términos calidad aire reducir concentraciones M10, M2.5, N02, y SO2 respecto operación actual. Fuente: Reporteminero.cl
La empresa minera Antofagasta Minerals está en proceso de preparar el ingreso ambiental de nuevas campañas de exploración para sus proyectos a largo plazo, Encierro y Volcanes, ubicados en el norte de Chile. Esta iniciativa surge en un contexto de creciente presión por reponer carteras de crecimiento cuprífero. Según información proporcionada por Reuters, se espera que la compañía presente las solicitudes ambientales para ampliar las actividades exploratorias de ambos proyectos durante el cuarto trimestre de 2026, a través de Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA). Encierro es un proyecto de cobre situado en la Región de Atacama, desarrollado en colaboración con Barrick Mining, que también contiene oro y molibdeno. Por otro lado, Volcanes es un proyecto de cobre ubicado en la Región de Antofagasta, una zona minera clave en Chile. Ambos proyectos representan opciones a largo plazo para el crecimiento de Antofagasta, en un momento en que las grandes empresas mineras buscan fortalecer sus portafolios ante el agotamiento de yacimientos, mayores exigencias ambientales y restricciones hídricas en el país. De acuerdo con el documento mencionado por Reuters, Antofagasta tiene previsto destinar US$95 millones para la exploración de Encierro y US$60 millones para Volcanes. Esta decisión llega en un momento favorable para el cobre, con precios al alza impulsados por expectativas de mayor demanda relacionada con la electrificación, infraestructura energética y transición tecnológica. El avance del proyecto Encierro será crucial, considerando experiencias pasadas. Una solicitud ambiental anterior fue rechazada en 2024 debido a información insuficiente, incluyendo datos sobre avifauna protegida en la zona, señala el informe. Sobre la base de estimaciones de recursos inferidos por Antofagasta, se estima que Encierro contiene aproximadamente 3,4 millones de toneladas métricas de cobre, mientras que Volcanes alcanza alrededor de 9,5 millones de toneladas. Cabe destacar que estas cifras corresponden al cobre estimado en el subsuelo y no deben interpretarse como producción recuperable, ya que aún están sujetas a estudios técnicos, económicos, ambientales y permisos futuros. Mientras tanto, Antofagasta continúa con una intensa agenda operativa e inversiones en Chile. La empresa está llevando a cabo importantes trabajos en Centinela, incluyendo infraestructura para suministro de agua marina, y también está gestionando el desarrollo de su principal operación,Los Pelambres,. A su vez, la compañía se enfrenta a desafíos regulatorios enZaldívar, donde planea realizar inversiones superiores a los US$900 millones, con el objetivo de extender la vida útil del proyecto y reemplazar el uso de agua continental por aguas residuales tratadas a partir del año 2028. Fuente: Reporteminero.cl
Nova Andino Litio SpA ha presentado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto “Continuidad Operacional y Desarrollo Minero Futuro en el Salar de Atacama”. Este proyecto, que implica una inversión aproximada de US$3.000 millones, tiene como objetivo extender la operación minera de litio hasta el año 2060. La iniciativa consiste en una modificación de la operación minera en el Salar de Atacama, la cual ya había sido evaluada ambientalmente a través de la RCA N°226/2006 y sus modificaciones posteriores. Actualmente, las instalaciones cuentan con autorización ambiental vigente hasta el año 2030, mientras que el nuevo proyecto busca prolongar su operatividad entre los años 2031 y 2060. El enfoque principal del proyecto es continuar con la explotación de litio mediante la optimización de procesos, la incorporación de nuevas tecnologías y una reconfiguración del sistema productivo hacia la obtención de compuestos de litio como producto principal. Una parte fundamental del proyecto es la transición hacia un sistema integrado de tecnologías avanzadas, gestión adaptativa y mayor eficiencia operacional. Según el resumen ejecutivo, se contempla la eliminación progresiva de la extracción de agua continental, su sustitución por agua recuperada del proceso, el uso preferente de energía eléctrica renovable y la implementación de tecnologías como evaporación forzada, separación por membranas y extracción directa de litio (DLE). Durante la operación, se reducirá gradualmente la extracción de agua continental hasta detener por completo el bombeo al quinto año de operación, junto con programas de monitoreo ambiental, control hidrogeológico y seguimiento de sistemas sensibles. El proyecto prevé una producción máxima anual de hasta 470.000 toneladas de LCE, además de sales potásicas y otros derivados. Sin embargo, el resumen ejecutivo del EIA indica que las mejoras permitirían alcanzar niveles cercanos a las 330.000 toneladas anuales de LCE en forma de salmuera concentrada en litio, dentro de un sistema productivo integrado. La estructura del proyecto se divide en cinco sectores: Núcleo, Oeste, Este, Camino y Tubería Interplanta, e En el Sector Núcleo se realizarán actividades relacionadas con la extracción, reinyección y manejo de salmuera, así como ajustes en pozas de evaporación, ampliación de acopios y optimización de plantas existentes. Por otro lado, en el Sector Oeste, conocido como Salar Futuro, se instalará nueva infraestructura productiva que incluirá plantas para nanofiltración, evaporación, extracción directa de litio y ósmosis inversa. El Sector Este estará dedicado a infraestructura para monitoreo hidrogeológico asociado al Plan de Seguimiento Ambiental Hidrogeológico (PSAH), mientras que el sector Camino y Tubería facilitará la conexión entre las distintas áreas productivas mediante sistemas adecuados para transporte. La ubicación principal del proyecto será en la comuna de San Pedro de Atacama, Región Antofagasta; sin embargo, parte de su infraestructura eléctrica también se situará en Sierra Gorda y Antofagasta. La parte dedicada a infraestructura eléctrica incluirá dos líneas principales: Gaby–Salar Futuro y Andes–Salar Futuro, junto con subestaciones asociadas para abastecer las nuevas instalaciones del proyecto. La fase constructiva está programada desde el segundo semestre del año 2029 hasta el segundo semestre del año 2036. Durante este periodo se llevará a cabo la construcción del Sector Oeste, campamento principal, infraestructura eléctrica, caminos, montaje de plantas y sistemas para transporte. La fase operativa abarcará desde el año 2031 hasta 2060; mientras que el cierre comenzará en 2061 extendiéndose hasta 2066 e incluirá desmantelamiento e instalaciones técnicas. En términos laborales, se estima un promedio aproximado de 890 trabajadores durante la construcción con un pico máximo previsto para 2.600 personas. Para la etapa operativa se considera una dotación establecida en 1.000 trabajadores; mientras que para el cierre se proyecta un máximo estimado en 1.281 trabajadores. El resumen ejecutivo identifica un total de 126 impactos ambientales vinculados al proyecto; siendo clasificados como no significativos excepto uno relacionado con comunidades indígenas locales. El impacto significativo declarado se relaciona con la susceptibilidad a afectar el valor ambiental del territorio ocupado ancestralmente por comunidades indígenas locales. Para abordar ese impacto significativo declarado se consideran medidas específicas como un Calendario Anual Tradicional del Borde Este y Protocolo No Interferencia; Plan Control Tráfico Vehicular; señaléticas territoriales pertinentes; Programa Fomento Agropecuario; puesta valor prácticas culturales comunidades atacameñas Borde Este. Fuente: Reporteminero.cl
KGHM y South32 han anunciado una nueva inversión en Sierra Gorda, ubicada en la Región de Antofagasta, Chile. Esta inversión consistirá en la construcción de una cuarta línea de procesamiento, lo que permitirá aumentar la capacidad de la planta de cerca de 48 millones a aproximadamente 60 millones de toneladas de mineral al año. El objetivo principal de este proyecto es incrementar la producción de cobre y fortalecer el papel de Sierra Gorda como uno de los principales activos internacionales de KGHM fuera de Polonia. Esta inversión se alinea con el plan estratégico a largo plazo conocido como Life of Operation Plan (LoOP), el cual busca capturar mayor valor y extender el potencial productivo del yacimiento. La ampliación contempla la construcción de una cuarta línea de molienda, así como el aumento de capacidad en áreas como trituración, flotación e infraestructura asociada al proceso. Se espera que la finalización de esta ampliación esté programada para fines de 2029, alcanzando su plena capacidad productiva durante el segundo semestre de 2030. Una vez completado, se estima que la producción media anual de cobre facturable podría aumentar hasta un 20%, considerando el 100% de participación en la faena. Además, se proyecta un incremento proporcional en metales secundarios y una reducción en el costo unitario C1. Las inversiones asociadas a este proyecto se estiman en aproximadamente US$725 millones 1 de julio de 2026 hasta la puesta en marcha de la instalación. Estos fondos serán financiados mediante flujos operativos y herramientas financieras disponibles en Sierra Gorda, aprovechando la infraestructura hídrica y energética existente. Esta decisión también está relacionada con los avances exploratorios en Catabela Northeast, una zona cercana a las operaciones actuales de Sierra Gorda que se considera prioritaria para evaluar una posible extensión de vida útil del yacimiento. Los estudios preliminares apuntan a un potencial significativo en Catabela Northeast, aunque aún se requiere intensificar las perforaciones para estimar con precisión recursos, extensión y calidad de la mineralización, señaló un representante. Catabela Northeast, junto con otras áreas cercanas al yacimiento operativo, son prioridades dentro del programa exploratorio iniciado a fines del año pasado. Estas zonas se destacan por su proximidad a la infraestructura existente y su potencial contribución al plan minero futuro. KGHM ve esta combinación entre expansión de capacidad y exploración cercana como una oportunidad para un crecimiento sostenible a largo plazo. Sierra Gorda, ubicada en el desierto de Atacama, es una operación minera que produce cobre y molibdeno. La faena es una sociedad entre KGHM (55%) y South32 (45%), consolidándose como uno de los activos internacionales más relevantes del grupo polaco. Sierra Gorda destaca por utilizar agua marina proveniente de Mejillones y contar con un suministro eléctrico proveniente al 100% de fuentes renovables. Estos factores son clave en una industria donde las restricciones hídricas, los costos energéticos y las exigencias ambientales son cada vez más relevantes. COMENTA AQUÍ Fuente: Reporteminero.cl
Rio Tinto ha firmado un acuerdo de suministro por cinco años con la empresa australiana de bioenergía SuperChar Limited (SCL) para abastecer biopellets producidos localmente destinados a sus refinerías de alúmina en Gladstone, Australia, con entregas proyectadas desde 2028. Este convenio se enmarca en la evaluación de alternativas para reducir la dependencia de combustibles fósiles en el proceso de refinación de alúmina. Según la compañía, los biopellets forman parte de un conjunto de soluciones que están siendo consideradas para disminuir el uso de carbón en sus operaciones. El acuerdo surge tras pruebas operacionales y un estudio de factibilidad realizados por Rio Tinto. Durante los ensayos se evaluaron distintas mezclas de biopellets y carbón, demostrando que los biopellets podrían reemplazar hasta 30% del carbón utilizado para generar vapor en las calderas de las refinerías. Con este nuevo contrato, Rio Tinto tiene planeado realizar demostraciones operacionales y evaluaciones con mezclas que irán desde 5% hasta 50% de biopellets, como complemento al carbón utilizado en las calderas de sus refinerías en Gladstone. Por su parte, SuperChar Limited tiene previsto establecer una planta de producción de biopellets en la región de Gladstone, utilizando bana grass cultivado localmente como materia prima. Esta gramínea energética perenne se describe como adecuada para Central Queensland, con capacidad para ser plantada y cosechada con equipos convencionales usados en caña de azúcar, manteniéndose productiva por más de 15 años. Inicialmente, la planta tendría una capacidad para producir 35.000 toneladas de biopellets al año. Se estima que, a volúmenes completos según el contrato, el uso de biopellets podría reducir las emisiones reportadas de Alcance 1 en hasta 90.000 toneladas de CO₂ equivalente al año, bajo el marco actual de reporte de emisiones en Australia. Rio Tinto ha señalado que el uso inicial de los biopellets se espera en la refinería Yarwun, expandiéndose posteriormente a Queensland Alumina Limited, sujeto a aprobaciones y preparación operacional en ambos sitios. Reducir la dependencia de combustibles fósiles en las refinerías requerirá una combinación de tecnologías, innovación y alianzas, afirmó el managing director de Rio Tinto Aluminium Pacific Operations, Armando Torres. Torres también destacó que este acuerdo permitirá avanzar en la comprensión práctica y escalabilidad del uso de biopellets en las operaciones de Gladstone, apoyando potencialmente nuevas industrias y cadenas de suministro en Central Queensland. El acuerdo se basa en varios años de colaboración y muestra el potencial de biomasa local cultivada regenerativamente como combustible industrial alternativo, mencionó Michael Palmer, presidente ejecutivo de SuperChar Limited. SCL tiene previsto iniciar progresivamente la plantación del bana grass desde fines del año 2026, mientras que se espera que el procesamiento de biopellets comience en el año 2028. La instalación y uso posterior están sujetos a aprobaciones regulatorias y preparación operacional. COMENTA AQUÍ Fuente: Reporteminero.cl
El Primer Tribunal Ambiental ha rechazado la reclamación presentada por ENGIE Energía Chile S.A. contra la resolución de la Comisión de Evaluación Ambiental de Antofagasta, que dio inicio al procedimiento de revisión de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA) del proyecto Central Térmica Andino, ubicado en el complejo térmico de Mejillones. Según la sentencia, la decisión de abrir el proceso de revisión se ajustó a derecho, al considerar que la autoridad aplicó correctamente el estándar exigible en esta etapa, no una acreditación definitiva de variaciones ambientales, sino antecedentes suficientes para hacer plausible la revisión del permiso ambiental. El fallo no resuelve el fondo de una eventual modificación de la RCA, sino que confirma la legalidad del acto que permitió iniciar el procedimiento de revisión. De acuerdo con el Tribunal, la etapa de admisibilidad requiere analizar si existen antecedentes serios, verificables y técnicamente pertinentes que justifiquen abrir un procedimiento correctivo bajo el artículo 25 quinquies de la Ley N°19.300. La sentencia examinó si los antecedentes presentados en la solicitud de revisión permitían advertir una posible variación de variables ambientales asociadas al proyecto. En ese análisis, el Tribunal estimó que existían elementos suficientes respecto de parámetros fisicoquímicos y biológicos del ecosistema marino, particularmente fauna submareal, sedimentos marinos, temperatura, pH, cloro residual y calidad del agua de mar. El fallo también abordó el rol del cambio climático dentro de la revisión. Según la sentencia, este fenómeno no operó como una variable autónoma para justificar por sí solo el procedimiento, sino como un elemento de contexto para interpretar la evolución de variables monitoreadas en el medio marino y terrestre. En materia de emisiones atmosféricas, el Tribunal estableció que los antecedentes referidos a emisiones históricas de la central no bastan, por sí mismos, para inferir una variación del desempeño del proyecto respecto de lo evaluado en la RCA de 2007. El ministro titular en ciencias Marcelo Hernández Rojas, redactor de la sentencia, explicó que en una resolución que da inicio a la revisión de una RCA no corresponde exigir a la autoridad una acreditación fehaciente de la variación sustantiva de las variables ambientales. Lo exigible, sostuvo, es que existan antecedentes serios y técnicamente pertinentes que hagan plausible esa variación, para justificar la apertura del procedimiento. La sentencia contó con el voto en contra de la ministra Sandra Álvarez Torres, quien estuvo por acoger la reclamación de ENGIE. A su juicio, la resolución que inició la revisión presentaba ilegalidades, entre ellas la falta de fundamento sobre la calidad directamente afectada del solicitante, la incorporación de variables no evaluadas en el plan de seguimiento —como cambio climático y transición energética justa— y la ausencia de antecedentes suficientes para sostener una variación sustantiva imputable al proyecto. Por su parte, el ministro presidente Alamiro Alfaro Zepeda formuló un voto concurrente. Si bien compartió el rechazo de la reclamación, sostuvo que la resolución que inicia el procedimiento de revisión sería un acto de mera sustanciación, sin efectos decisorios, por lo que no sería reclamable autónomamente. El procedimiento se refiere a la RCA del proyecto Central Térmica Andino, emplazado en Mejillones, Región Antofagasta. La central consta dos unidades generadoras con capacidad neta cada una 200 MW y un terminal descarga petróleo diésel ubicado área industrial Mejillones. Dentro contexto transición activo central térmica Andino, mismo Tribunal confirmó legalidad aprobación proyecto “Operación Unidades CTA/CTH con 100% Biomasa”, permitirá reconvertir operación Central Térmica Andino reemplazar uso carbón biomasa. Tribunal sostuvo reconversión representa mejora términos calidad aire reducir concentraciones M10, M2.5, N02, y SO2 respecto operación actual. Fuente: Reporteminero.cl
La empresa minera Antofagasta Minerals está en proceso de preparar el ingreso ambiental de nuevas campañas de exploración para sus proyectos a largo plazo, Encierro y Volcanes, ubicados en el norte de Chile. Esta iniciativa surge en un contexto de creciente presión por reponer carteras de crecimiento cuprífero. Según información proporcionada por Reuters, se espera que la compañía presente las solicitudes ambientales para ampliar las actividades exploratorias de ambos proyectos durante el cuarto trimestre de 2026, a través de Declaraciones de Impacto Ambiental (DIA). Encierro es un proyecto de cobre situado en la Región de Atacama, desarrollado en colaboración con Barrick Mining, que también contiene oro y molibdeno. Por otro lado, Volcanes es un proyecto de cobre ubicado en la Región de Antofagasta, una zona minera clave en Chile. Ambos proyectos representan opciones a largo plazo para el crecimiento de Antofagasta, en un momento en que las grandes empresas mineras buscan fortalecer sus portafolios ante el agotamiento de yacimientos, mayores exigencias ambientales y restricciones hídricas en el país. De acuerdo con el documento mencionado por Reuters, Antofagasta tiene previsto destinar US$95 millones para la exploración de Encierro y US$60 millones para Volcanes. Esta decisión llega en un momento favorable para el cobre, con precios al alza impulsados por expectativas de mayor demanda relacionada con la electrificación, infraestructura energética y transición tecnológica. El avance del proyecto Encierro será crucial, considerando experiencias pasadas. Una solicitud ambiental anterior fue rechazada en 2024 debido a información insuficiente, incluyendo datos sobre avifauna protegida en la zona, señala el informe. Sobre la base de estimaciones de recursos inferidos por Antofagasta, se estima que Encierro contiene aproximadamente 3,4 millones de toneladas métricas de cobre, mientras que Volcanes alcanza alrededor de 9,5 millones de toneladas. Cabe destacar que estas cifras corresponden al cobre estimado en el subsuelo y no deben interpretarse como producción recuperable, ya que aún están sujetas a estudios técnicos, económicos, ambientales y permisos futuros. Mientras tanto, Antofagasta continúa con una intensa agenda operativa e inversiones en Chile. La empresa está llevando a cabo importantes trabajos en Centinela, incluyendo infraestructura para suministro de agua marina, y también está gestionando el desarrollo de su principal operación,Los Pelambres,. A su vez, la compañía se enfrenta a desafíos regulatorios enZaldívar, donde planea realizar inversiones superiores a los US$900 millones, con el objetivo de extender la vida útil del proyecto y reemplazar el uso de agua continental por aguas residuales tratadas a partir del año 2028. Fuente: Reporteminero.cl
Nova Andino Litio SpA ha presentado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) el Estudio de Impacto Ambiental del proyecto “Continuidad Operacional y Desarrollo Minero Futuro en el Salar de Atacama”. Este proyecto, que implica una inversión aproximada de US$3.000 millones, tiene como objetivo extender la operación minera de litio hasta el año 2060. La iniciativa consiste en una modificación de la operación minera en el Salar de Atacama, la cual ya había sido evaluada ambientalmente a través de la RCA N°226/2006 y sus modificaciones posteriores. Actualmente, las instalaciones cuentan con autorización ambiental vigente hasta el año 2030, mientras que el nuevo proyecto busca prolongar su operatividad entre los años 2031 y 2060. El enfoque principal del proyecto es continuar con la explotación de litio mediante la optimización de procesos, la incorporación de nuevas tecnologías y una reconfiguración del sistema productivo hacia la obtención de compuestos de litio como producto principal. Una parte fundamental del proyecto es la transición hacia un sistema integrado de tecnologías avanzadas, gestión adaptativa y mayor eficiencia operacional. Según el resumen ejecutivo, se contempla la eliminación progresiva de la extracción de agua continental, su sustitución por agua recuperada del proceso, el uso preferente de energía eléctrica renovable y la implementación de tecnologías como evaporación forzada, separación por membranas y extracción directa de litio (DLE). Durante la operación, se reducirá gradualmente la extracción de agua continental hasta detener por completo el bombeo al quinto año de operación, junto con programas de monitoreo ambiental, control hidrogeológico y seguimiento de sistemas sensibles. El proyecto prevé una producción máxima anual de hasta 470.000 toneladas de LCE, además de sales potásicas y otros derivados. Sin embargo, el resumen ejecutivo del EIA indica que las mejoras permitirían alcanzar niveles cercanos a las 330.000 toneladas anuales de LCE en forma de salmuera concentrada en litio, dentro de un sistema productivo integrado. La estructura del proyecto se divide en cinco sectores: Núcleo, Oeste, Este, Camino y Tubería Interplanta, e En el Sector Núcleo se realizarán actividades relacionadas con la extracción, reinyección y manejo de salmuera, así como ajustes en pozas de evaporación, ampliación de acopios y optimización de plantas existentes. Por otro lado, en el Sector Oeste, conocido como Salar Futuro, se instalará nueva infraestructura productiva que incluirá plantas para nanofiltración, evaporación, extracción directa de litio y ósmosis inversa. El Sector Este estará dedicado a infraestructura para monitoreo hidrogeológico asociado al Plan de Seguimiento Ambiental Hidrogeológico (PSAH), mientras que el sector Camino y Tubería facilitará la conexión entre las distintas áreas productivas mediante sistemas adecuados para transporte. La ubicación principal del proyecto será en la comuna de San Pedro de Atacama, Región Antofagasta; sin embargo, parte de su infraestructura eléctrica también se situará en Sierra Gorda y Antofagasta. La parte dedicada a infraestructura eléctrica incluirá dos líneas principales: Gaby–Salar Futuro y Andes–Salar Futuro, junto con subestaciones asociadas para abastecer las nuevas instalaciones del proyecto. La fase constructiva está programada desde el segundo semestre del año 2029 hasta el segundo semestre del año 2036. Durante este periodo se llevará a cabo la construcción del Sector Oeste, campamento principal, infraestructura eléctrica, caminos, montaje de plantas y sistemas para transporte. La fase operativa abarcará desde el año 2031 hasta 2060; mientras que el cierre comenzará en 2061 extendiéndose hasta 2066 e incluirá desmantelamiento e instalaciones técnicas. En términos laborales, se estima un promedio aproximado de 890 trabajadores durante la construcción con un pico máximo previsto para 2.600 personas. Para la etapa operativa se considera una dotación establecida en 1.000 trabajadores; mientras que para el cierre se proyecta un máximo estimado en 1.281 trabajadores. El resumen ejecutivo identifica un total de 126 impactos ambientales vinculados al proyecto; siendo clasificados como no significativos excepto uno relacionado con comunidades indígenas locales. El impacto significativo declarado se relaciona con la susceptibilidad a afectar el valor ambiental del territorio ocupado ancestralmente por comunidades indígenas locales. Para abordar ese impacto significativo declarado se consideran medidas específicas como un Calendario Anual Tradicional del Borde Este y Protocolo No Interferencia; Plan Control Tráfico Vehicular; señaléticas territoriales pertinentes; Programa Fomento Agropecuario; puesta valor prácticas culturales comunidades atacameñas Borde Este. Fuente: Reporteminero.cl
KGHM y South32 han anunciado una nueva inversión en Sierra Gorda, ubicada en la Región de Antofagasta, Chile. Esta inversión consistirá en la construcción de una cuarta línea de procesamiento, lo que permitirá aumentar la capacidad de la planta de cerca de 48 millones a aproximadamente 60 millones de toneladas de mineral al año. El objetivo principal de este proyecto es incrementar la producción de cobre y fortalecer el papel de Sierra Gorda como uno de los principales activos internacionales de KGHM fuera de Polonia. Esta inversión se alinea con el plan estratégico a largo plazo conocido como Life of Operation Plan (LoOP), el cual busca capturar mayor valor y extender el potencial productivo del yacimiento. La ampliación contempla la construcción de una cuarta línea de molienda, así como el aumento de capacidad en áreas como trituración, flotación e infraestructura asociada al proceso. Se espera que la finalización de esta ampliación esté programada para fines de 2029, alcanzando su plena capacidad productiva durante el segundo semestre de 2030. Una vez completado, se estima que la producción media anual de cobre facturable podría aumentar hasta un 20%, considerando el 100% de participación en la faena. Además, se proyecta un incremento proporcional en metales secundarios y una reducción en el costo unitario C1. Las inversiones asociadas a este proyecto se estiman en aproximadamente US$725 millones 1 de julio de 2026 hasta la puesta en marcha de la instalación. Estos fondos serán financiados mediante flujos operativos y herramientas financieras disponibles en Sierra Gorda, aprovechando la infraestructura hídrica y energética existente. Esta decisión también está relacionada con los avances exploratorios en Catabela Northeast, una zona cercana a las operaciones actuales de Sierra Gorda que se considera prioritaria para evaluar una posible extensión de vida útil del yacimiento. Los estudios preliminares apuntan a un potencial significativo en Catabela Northeast, aunque aún se requiere intensificar las perforaciones para estimar con precisión recursos, extensión y calidad de la mineralización, señaló un representante. Catabela Northeast, junto con otras áreas cercanas al yacimiento operativo, son prioridades dentro del programa exploratorio iniciado a fines del año pasado. Estas zonas se destacan por su proximidad a la infraestructura existente y su potencial contribución al plan minero futuro. KGHM ve esta combinación entre expansión de capacidad y exploración cercana como una oportunidad para un crecimiento sostenible a largo plazo. Sierra Gorda, ubicada en el desierto de Atacama, es una operación minera que produce cobre y molibdeno. La faena es una sociedad entre KGHM (55%) y South32 (45%), consolidándose como uno de los activos internacionales más relevantes del grupo polaco. Sierra Gorda destaca por utilizar agua marina proveniente de Mejillones y contar con un suministro eléctrico proveniente al 100% de fuentes renovables. Estos factores son clave en una industria donde las restricciones hídricas, los costos energéticos y las exigencias ambientales son cada vez más relevantes. COMENTA AQUÍ Fuente: Reporteminero.cl
