CDEC-SING C0024/2015 Clasificación: Emitido como Informe Versión: 1.2 FEBRERO 2015 INFORME MENSUAL A LA CNE

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1 FEBRERO 2015 INFORME MENSUAL A LA CNE Autor Dirección de Operación y Peajes Fecha Creación 13 de marzo del 2015 Correlativo CDEC-SING C0024/2015

2 1. INTRODUCCIÓN 2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES 2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN COSTOS MARGINALES GENERACIÓN BRUTA 2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN MANTENIMIENTOS FALLAS DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL 3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES 4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING 4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING 4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING 5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES. 6. ANEXOS. ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 2 de 30

3 1. INTRODUCCIÓN De acuerdo a lo estipulado en el Artículo 31 del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N 115/2012, el Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Norte Grande, CDEC- SING, debe enviar a la Comisión Nacional de Energía, en adelante CNE, dentro de los primeros 10 días hábiles de cada mes, un informe resumido que contenga, entre otras, las siguientes materias: a) Costos marginales instantáneos de energía, transferencias de energía y de potencia, cobros y pagos entre generadores, correspondientes al mes anterior; b) Síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la operación real de las unidades generadoras y hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema durante el mes anterior, tales como vertimientos en centrales hidroeléctricas y fallas de unidades generadoras; c) Valores de las variables que mayor incidencia han tenido en los costos marginales instantáneos durante el mes anterior; d) Programa de operación para los siguientes 12 meses, incluyendo niveles de operación de los embalses, stock de combustibles disponible para generación y la generación esperada de cada central, y e) Las modificaciones que se hayan efectuado a los modelos matemáticos y programas computacionales destinados a la planificación de la operación y al cálculo de los costos marginales instantáneos de energía. En cumplimiento con lo señalado, se presenta a la CNE el Informe Mensual del CDEC-SING del mes de febrero 2015, el cual incluye las materias definidas en los literales antes descritos, a excepción del literal a), el cual será publicado el día 17 de marzo de 2015, con motivo de la emisión del Informe de Valorización de Transferencias (IVT) del mes de febrero INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 3 de 30

4 2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES 2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN COSTOS MARGINALES El detalle de los costos marginales del mes de febrero se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado por la DP. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión del comportamiento de los costos marginales promedio diarios en las barras Crucero 220 kv y Lagunas 220 kv con la información disponible a la fecha. El costo marginal promedio del mes de febrero de 2015 en la barra Crucero 220 kv fue de 49,6 US$/MWh, lo que representa una disminución de 49,7% con respecto al valor de febrero de 2014 (98,5 US$/MWh). Asimismo, esto constituye también una disminución de 2,0% con respecto al costo marginal promedio del mes de enero de 2015 (50,6 US$/MWh). Por su parte, el costo marginal promedio del mes de febrero de 2015 en la barra Lagunas 220 kv fue de 50,8 US$/MWh, siendo un 2,4% mayor al costo marginal promedio de la barra Crucero 220 kv. En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kv y Lagunas 220 kv, observados durante el mes de febrero de CMg [US$/MWh] Febrero Crucero 220 kv Lagunas 220 kv Figura 1: Costos Marginales Promedio Diarios del mes. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 4 de 30

5 2.1.2 GENERACIÓN BRUTA La generación bruta del mes de febrero alcanzó 1.432,24 GWh, con una desviación del 4,4% con respecto al programa diario emitido por la DO. En el siguiente cuadro, se muestra la generación bruta real y programada por empresa, incluyendo la diferencia resultante entre la generación real y programada del mes. Tabla 1: Generación Bruta Real v/s Programación Diaria del mes. Empresa Real (GWh) Programada (GWh) Desviación (GWh) AES GENER 177, ,14 12,19 ANDINA 104,1 101,70 2,36 ANGAMOS 279,3 290,15-10,89 CAVANCHA 1,3 1,28 0,02 CELTA 93,5 91,29 2,22 E-CL 522,5 516,15 6,38 ENERNUEVAS 1,5 1,30 0,23 ENORCHILE 1,0 0,21 0,82 EQUIPOS DE GENERACION 0,0 0,00 0,00 GASATACAMA 99,3 71,67 27,59 GENERACIÓN SOLAR SpA. 15,9 0,00 15,90 HORNITOS 98,5 97,07 1,47 LOS PUQUIOS 0,4 0,00 0,37 NORACID 10,4 11,02-0,65 ON GROUP 0,0 0,01 0,03 POZO ALMONTE SOLAR 2 1,5 1,48 0,06 POZO ALMONTE SOLAR 3 3,6 4,05-0,40 SPS LA HUAYCA 1,4 0,00 1,36 TECNET 0,1 0,10-0,04 VALLE DE LOS VIENTOS 20,6 19,49 1,15 Total 1.432, ,08 60,17 A continuación, se presenta gráficamente la comparativa de la generación real con la generación programada por empresa Energía [GWh] Real Programada Figura 2: Comparación Generación Real y Programada por empresas. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 5 de 30

6 Con respecto a la generación por tipo de combustible, las centrales térmicas que utilizan carbón aportaron el 80,62% de la producción de energía bruta, mientras que el gas natural participó con un 7,61. Por su parte, las unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo contribuyeron con el 7,54%, la cogeneración aportó un 0,72%, la energía hídrica con un 0,46% y la energía eólica y solar con un 3,05%. En la siguiente figura se expone de manera gráfica la generación por tipo de combustible Energía [GWh] Hidro Carbón Gas Natural Diesel+Fuel Oil Cogeneración Solar Eólico Real Programada Figura 3: Comparación Generación Real y Programada por combustibles. En el siguiente cuadro se presenta el total de generación bruta real, consumos propios y retiros de energía a clientes libres y regulados del mes de febrero. Tabla 2: Operación Real del SING. Resumen Mes GWh % Generación Bruta 1.432,2 100,0 109,0 7,6 Generación Neta 1.323,4 92,4 Pérdidas 46,6 3,3 Retiros a Clientes Libres 1.133,0 79,1 Retiros a Clientes Regulados 143,8 10,0 Total Retiros 1.276,8 89,1 A continuación se presenta la evolución de la potencia media horaria bruta del sistema en el mes de febrero. La máxima generación fue de 2.335,9 MW durante la hora 24 del día 22 de febrero, y la mínima fue de 1.930,5 MW durante la hora 19 del día 10 de febrero. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 6 de 30

7 Potencia [MW] Día Figura 4: Potencia Media Horaria Bruta del mes. Tabla 3: Resumen potencia media horaria. Potencia Media Horaria Resumen del Mes MW Promedio 2.131,9 Desviación Estándar 80,8 Mínima 1.930,5 Máxima 2.335,9 Factor de Carga 91,3% Coeficiente Variación 3,8% Asimismo, la siguiente figura presenta la evolución de la energía bruta diaria del mes de febrero de 2015, comparado con igual mes del año Energía [GWh] Febrero Figura 5: Energía Bruta Diaria mensual. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 7 de 30

8 2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN MANTENIMIENTOS Mantenimiento Mayor realizado durante el mes. Durante el mes de febrero se desarrolló mantenimiento mayor de las siguientes unidades de acuerdo con el programa vigente. Tabla 4: Mantenimientos Mayor según Programa. Unidad/ Inicio Fin Empresa Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora GMAR1 E-CL 02-feb 11:06 20-feb 17:08 U16-TG E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 U16-TV E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0: Desconexiones fuera del Programa Mantenimiento Mayor Durante el mes de febrero se realizaron las siguientes desconexiones de unidades generadoras fuera del programa vigente, con duración mayor a 24 horas. Tabla 5: Desconexiones fuera del Programa. Unidad/ Inicio Fin Empresa Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora ANG1 ANGAMOS 11-feb 1:13 12-feb 11:00 CTM3-TG E-CL 10-feb 22:49 11-feb 23:01 CTM3-TV E-CL 10-feb 22:44 11-feb 23:14 ENAEX1 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ENAEX2 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ENAEX3 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ENAEX4 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 GMAR2 E-CL 01-feb 0:00 03-feb 16:16 INACAL1 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INACAL2 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INACAL3 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INACAL4 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MAIQ E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIIQ4 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIMB1 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIMB10 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIMB5 ENORCHILE 03-feb 2:57 12-feb 19:09 MIMB5 ENORCHILE 25-feb 21:56 27-feb 18:01 MIMB7 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MSIQ E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 8 de 30

9 Unidad/ Inicio Fin Empresa Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora NTO1 AES GENER 03-feb 0:02 04-feb 17:05 SUIQ1 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 SUIQ3 E-CL 01-feb 0:00 02-feb 19:26 SUTA1 E-CL 22-feb 19:19 23-feb 19:10 SUTA10 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 SUTA2 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 SUTA3 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 SUTA4 E-CL 11-feb 18:33 12-feb 19:06 SUTA5 E-CL 17-feb 3:18 18-feb 19:01 SUTA5 E-CL 24-feb 20:52 27-feb 22:58 SUTA7 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 SUTA8 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 TG1B GASATACAMA 11-feb 6:40 12-feb 16:38 TGIQ E-CL 01-feb 0:00 04-feb 12:59 TGTAR CELTA 24-feb 1:51 26-feb 16:31 U10 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 U11 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ZOFRI_10 ENORCHILE 02-feb 20:54 18-feb 19:50 ZOFRI_10 ENORCHILE 20-feb 23:59 24-feb 16:14 ZOFRI_13 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ZOFRI_2 ENORCHILE 01-feb 0:00 07-feb 12:23 ZOFRI_3 ENORCHILE 01-feb 0:00 04-feb 18:55 ZOFRI_5 ENORCHILE 01-feb 0:00 21-feb 12:46 ZOFRI_6 ENORCHILE 04-feb 21:51 07-feb 12:23 ZOFRI_6 ENORCHILE 20-feb 22:13 01-mar 0:00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 9 de 30

10 2.2.2 FALLAS A continuación, se presentan los eventos ocurridos en la operación del mes de febrero, que tuvieron como resultado la elaboración de un Informe Resumen de Falla (IRF) de acuerdo al Artículo 10 del Anexo Técnico N 3: Informes de Falla de Coordinados de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio Fallas Unidades Generadoras Tabla 6: Fallas de Unidades de Generación. Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz] Nº Escalón Pérdida de Generación [MW] Desconexión Consumos [MW] feb 15: feb 21: feb 18: feb 22: feb 1: feb 15: feb 9: feb 13: feb 14:41 Desenganche de la unidad CTA. Desenganche de la unidad U12. Regresión de carga y desenganche de la unidad CTM3. Regresión de carga de la unidad CTM3. Desenganche de la unidad ANG1. Desenganche de la unidad CTM2. Desenganche de la unidad NT02. Desenganche de la unidad NTO2. Desenganche de la unidad U16. Trip VTI N 1 y N 2 por señal errónea de vibraciones descansos. Falla de relé de protección caldera MFT (main fuel trip). Señal errónea de bajo nivel en estanque de aceite de lubricación. Saturación de sistema de filtros de aire del compresor de la Turbina a Gas. Alta presión del Hogar por problemas en quemadores diesel. Pérdida de señal de temperatura de vapor de entrada de la turbina de media presión. Error humano cuando se revisaba el control asociado al estado de los limit switch de los damper de entrada del filtro de manga. Alto nivel del Domo por rotura del calentador de agua alimentación de alta presión N 1. Falla en transmisor de presión de gas de descarga del compresor. 48, ,0 57,69 49,58 No 57,0 0 49, ,0 27,20 48, ,0 42,00 48, ,0 50,70 48, ,0 49,50 49,43 No 134,0 0 49,63 No 82,0 0 48, ,0 95, Fallas Sistema Transmisión Tabla 7: Fallas del Sistema de Transmisión. Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz] Desconexión Consumos [MW] feb 16: feb 9: feb 20: feb 20: feb 12: feb 16: feb 15: feb 20: feb 20: feb 8:58 Interrupción de la línea 66 kv Parinacota - Quiani. Interrupción de la Línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la línea 110 kv Arica - Pozo Almonte. Interrupción de la línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la Línea 220 kv Angamos - Laberinto. Circuito Nº1. Interrupción del Autotransformador S/E Pozo Almonte 110/66/13.8 kv N 1. Interrupción de la línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la Línea 110 kv Muelle - Guayaques. Interrupción de la línea 66 kv Parinacota - Quiani. Poste chocado. 50,00 7,40 Se investiga. 50,10 20,70 Se investiga. 50,00 1,52 Jote Electrocutado. 50,11 21,20 Flashover durante lavado de aisladores de S/E Angamos y Torres de Acometida. 50,00 17,40 Se investiga. 50,00 9,55 Jote Electrocutado. 50,00 11,00 Jote electrocutado en estructura N ,00 20,70 Se investiga. 50,00 18,00 Acto vandálico, alambre sobre la línea. 50,00 6,50 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 10 de 30

11 Fallas Clientes Tabla 8: Fallas en instalaciones de cliente. Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz] Desconexión Consumos [MW] feb 21:35 Rechazo de carga de minera Sierra Gorda feb 15:57 Rechazo de carga de minera Sierra Gorda. Cable suelto de control en regleta de panel incomming principal 4,16 kv provoca falla de comunicación y pérdida de molinos. Trip por vibraciones de su línea de molienda, debido a sismo en la zona. 50,30 60,0 50,50 80, feb 8:49 Rechazo de carga de minera Collahuasi. Cortocircuito en interior de celda de 23 kv. 50,36 90, DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA Durante el mes de febrero no hubo registro de desconexiones manuales de carga. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 11 de 30

12 2.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL En el siguiente cuadro resumen se presenta la generación con gas natural por empresa durante el mes de febrero, junto con un gráfico con la generación diaria con dicho combustible por empresa. Tabla 9: Generación con Gas Natural mes. Empresa GWh Gas Atacama 0 E-CL 101,5 AES Gener 7,5 Total 109,0 Generación con Gas Natural (GNL) Participación Empresas AES Gener 7% Gas Atacama 0% E-CL 93% Generación (GWh) Generación con Gas Natural Febrero Gas Atacama E-CL AES Gener Figura 6: Generación con gas natural. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 12 de 30

13 3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES A continuación se presenta una síntesis de los precios de combustibles de las centrales del SING durante el mes de febrero, incluyéndose el detalle respectivo en el Anexo 1 del presente informe. En los cuadros siguientes, se indican los precios promedio del mes de febrero para los tres principales combustibles utilizados en el SING: carbón, gas natural y diesel. Cabe destacar que CDEC-SING publica los precios del carbón y del gas natural referidos al Procedimiento DO Costos de Combustibles de las Centrales Generadoras del SING (enviado a la CNE para informe favorable), es decir utiliza una base equivalente de kcal/kg para el precio del carbón y de kcal/kg para el precio del gas natural. Tabla 10: Precio promedio mensual Carbón. Carbón US$/Ton TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 80,44 TERMOELÉCTRICA ANGAMOS 85,15 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 81,34 TERMOELÉCTRICA ANDINA 70,50 TERMOELÉCTRICA HORNITOS 75,72 TERMOELÉCTRICA NORGENER 76,56 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 80,24 Diesel Tabla 11: Precio promedio mensual Diesel. US$/m3 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 502,89 ATACAMA 523,91 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 504,39 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 490,04 Tabla 12: Precio promedio mensual Gas Natural. Gas Natural US$/MMBTU TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 5,71 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES (Norgener) 12,06 ATACAMA 13,90 ATACAMA (AES Gener) 12,06 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 5,71 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 13 de 30

14 4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING 4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 32 del Procedimiento DO Interconexión, Modificación y Retiro de instalaciones del SING aprobado mediante Res. Exenta N 627 de la Comisión nacional de Energía de fecha 22 de agosto de 2012, se presentan las instalaciones de generación, transmisión y clientes del SING que declararon el inicio de su operación desde marzo de 2014 hasta febrero de Tabla 13: Nuevas instalaciones de generación en operación en el SING. Potencia Nº Nombre Propietario Fecha Inicio Operación Bruta [MW] 1 Central Eólica Valle de los Vientos Parque Eólico Valle de los Vientos S.A. 90,0 21 marzo Pozo Almonte Solar 2 Pozo Almonte Solar 2 S.A. 7,5 29 marzo Pozo Almonte Solar 3 Pozo Almonte Solar 3 S.A. 16,0 7 junio PMG La Portada TECNET S.A. 3,0 9 agosto María Elena FV Generación Solar SpA 68,0 21 enero 2015 Tabla 14: Nuevas instalaciones de transmisión en operación en el SING. N Nº Nombre Propietario Tensión [kv] Longitud [km] Circuitos Línea 110 kv Valle de los Vientos Calama Línea 220 kv Encuentro Sierra Gorda, Circuito N 2 Línea 110 kv Tap Off Enlace Antucoya - Antucoya Línea 220 kv Angamos - S/E Bombeo Sierra Gorda N 1 Línea 110 kv S/E Bombeo Sierra Gorda N 1 - S/E Bombeo Sierra Gorda N 2. Línea 220 kv Encuentro Sierra Gorda, Circuito N 1 Línea 220 kv Tap Off Enlace - Antucoya Parque Eólico Valle de los Vientos S.A. Transmisora Mejillones Minera Antucoya Transmisora Baquedano Transmisora Baquedano Transmisora Mejillones Minera Antucoya Fecha Inicio Operación , marzo , abril , mayo , agosto , agosto , octubre febrero 2015 Tabla 15: Nuevas instalaciones de clientes en operación en el SING. Demanda Nº Nombre Propietario Fecha Inicio Operación Máx [MW] 1 S/E Sierra Gorda 1 Sierra Gorda SCM 137,2 29 abril Minera Antucoya Fase I Minera Antucoya 7,0 23 mayo S/E Bombeo Sierra Gorda N 1 y N 2 Transmisora Baquedano 49,0 01 agosto S/E Sierra Gorda Sierra Gorda SCM 137,2 06 octubre Operación comercial de forma parcial. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 14 de 30

15 Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Inicio Operación 5 Antucoya Fase II Minera Antucoya 82,0 03 febrero INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 25, literal f), del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N 115/2012, se informa la interconexión, retiro o reincorporación de centrales o unidades de generación y de instalaciones de transmisión en el SING. En particular, se incluyen las interconexiones de proyectos que aún no declaran el inicio de su operación. Tabla 16: Instalaciones de generación interconectadas al SING. Potencia Nº Nombre Propietario Bruta [MW] Fecha Interconexión 1 Parque Solar El Águila I E-CL 2, PMGD Los Puquios Los Puquios 3, Ampliación Planta FV La Huayca SPS La Huayca 9, PMGD Minihidro Santa Rosa Enernuevas 1, Tabla 17: Instalaciones de transmisión interconectadas al SING. N Nº Nombre Propietario Tensión [kv] Longitud [km] Circuitos Fecha Interconexión 1 Tap Off Quiani EMELARI Ampliación S/E Sulfuros y Línea Sulfuros-OLAP 3 Línea Domeyko-OGP1 Minera Escondida Minera Escondida 69 5, , Tabla 18: Instalaciones de clientes interconectadas al SING. Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Interconexión 1 Mina Pampa Camarones E-CL 2, S/E OLAP Minera Escondida 21, S/E OGP1 Minera Escondida 15, Tap-Off Muelle Michilla-Guayaques Minera Centinela 8, INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 15 de 30

16 5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES. En anexo 3 se presenta el programa de operación para los próximos 12 meses. El escenario comienza a partir del 1 de marzo de 2015 y considera la siguiente información: 1. Unidad U16 y CTM3, disponibles para operar con gas según lo informado por E-CL en cartas E-CL N 150/2013 y E-CL N 131/2014. Adicionalmente, se considera disponibilidad de la unidad CTM3 para operar con gas de acuerdo a las condiciones de arriendo por parte de E-CL hacia AES Gener descritas en carta VPC/043/ Unidades de Central Atacama sin disponibilidad de gas, según lo informado por GasAtacama en las cartas CDEC-SING-A N 0075/2013 y CDEC-SING G/E N 0010/ Programa de Mantenimiento Mayor 2015 versión 2. Con las siguientes modificaciones: Retraso de TG1A y TG1B según carta CDEC-SING N 12/2015 ANG1 según FAX CDEC-SING N 05/2015 U14 según carta E-CL N 026/ Previsión de demanda CDEC-SING, en base a la previsión elaborada por el Departamento de Planificación a la cual se ha aplicado un factor de ajuste equivalente a un -4%, de acuerdo a la desviación promedio absoluta de los últimos 12 meses observada en la previsión de demanda informada por los Coordinados para la elaboración de la Programación de Corto Plazo. 5. Se considera Salta indisponible, de acuerdo a previsiones de MP y LP que realiza CDEC- SING, las que a su vez se basan en las consideraciones de la CNE para el precio de nudo. 6. Se consideran las siguientes fechas para la puesta en servicio de las siguientes centrales generadoras: Tabla 19: Proyectos de generación consideradas en el programa de 12 meses. Central Potencia [MW] Fecha Entrada Andes Solar Arica Solar Uribe Solar Jama Solar Paruma Solar Pular Solar Lascar Solar Salín Pampa Camarones FV Respecto a los precios de combustibles, se utiliza la Tabla de Costo Variable (TCV) del día 10 de marzo de En el siguiente cuadro se presenta el Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015 del SING, el cual corresponde a la versión 2, en vigencia desde el 01/02/2015. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 16 de 30

17 Tabla 20: Programa de Mantenimiento Mayor del año CDEC-SING C0024/2015 Empresa Unidad desde hasta duración (días) antecedentes AES GENER NTO CDEC-SING N 09/2015 AES GENER NTO CDEC-SING N 09/2015 ANDINA CTA CTA/2015/002 ANGAMOS ANG CDEC-SING N 17/2014 ANGAMOS ANG CDEC-SING N 02/2015 CELTA CTTAR CDEC-SING N 067/2014 CELTA TGTAR CDEC-SING N 067/2014 E-CL CTM E-CL N 055/2014 E-CL CTM E-CL N 097/2013 E-CL CTM3-TG E-CL N 013/2015 E-CL CTM3-TV E-CL N 013/2015 E-CL TG E-CL N 071/2014 E-CL U E-CL N 007/2015 E-CL U E-CL N 007/2015 E-CL U E-CL N 071/2014 E-CL U E-CL N 071/2014 E-CL U16-TG E-CL N 071/2014 E-CL U16-TV E-CL N 071/2014 GASATACAMA TG1A CDEC-SING-A N 0053/2014 GASATACAMA TG1B CDEC-SING-A N 0053/2014 HORNITOS CTH CTH/2015/002 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 17 de 30

18 6. ANEXOS. ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES El siguiente cuadro presenta los precios de combustibles por central generadora para el mes de febrero de Tabla A.1: Precios de combustibles del mes. Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor , ,26 ATACAMA (2) Gas Natural [$/m3] , , , , ,08 AES GENER Diesel [$/m3] , , ,06 SALTA , , ,39 Gas Natural [$/m3] , , , , ,26 TERMOELÉCTRICA (3) MEJILLONES Gas Natural [$/m3] , , , , ,17 AES GENER ,21 Carbón , ,88 TERMOELÉCTRICA NORGENER , , ,17 Carbón + Petcoke , ,57 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 18 de 30

19 Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor ,88 AES GENER TERMOELÉCTRICA NORGENER Carbón + Petcoke , ,77 Fuel Oil Nro , , ,38 Carbón , ,42 ANDINA TERMOELÉCTRICA ANDINA , , ,14 Carbón + Petcoke , , , , ,80 ANGAMOS TERMOELÉCTRICA ANGAMOS Carbón , , , , , ,11 Carbón , , , , ,00 CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ Diesel [$/m3] , , , , ,00 Fuel Oil Nro , , ,00 E-CL DIESEL ARICA Diesel [$/m3] , ,00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 19 de 30

20 Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor ,00 DIESEL ARICA Diesel [$/m3] , , ,00 DIESEL ENAEX Diesel [$/m3] , , , , ,00 Diesel [$/m3] , , , , ,47 DIESEL IQUIQUE Diesel + Fuel Oil , , , ,42 E-CL ,04 Diesel + Fuel Oil(1) , , , ,00 Diesel [$/m3] , , ,00 DIESEL TAMAYA , , ,00 Fuel Oil Nro , , , , ,05 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES Carbón , , ,77 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 20 de 30

21 Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor , ,05 Carbón + Petcoke , , , , ,00 Diesel [$/m3] , , ,00 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES , ,00 Fuel Oil Nro , , , , ,40 E-CL Gas Natural [$/m3] , , , , , ,76 Carbón , , , , ,76 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA Carbón + Petcoke , , , , ,00 Diesel [$/m3] , , ,00 Fuel Oil Nro ,00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 21 de 30

22 Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor ,00 Fuel Oil Nro , , ,00 E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA , ,40 Gas Natural [$/m3] , , , , , ,00 DIESEL ZOFRI Diesel [$/m3] , ,00 ENORCHILE , , ,00 ESTANDARTES Diesel [$/m3] , , ,00 EQUIPOS DE GENERACION DIESEL INACAL Fuel Oil Nro , , ,00 Diesel [$/m3] , ,00 GASATACAMA ATACAMA , , ,63 Gas Natural [$/m3] , , , , ,38 HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS Carbón , , ,58 Carbón + Petcoke ,12 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 22 de 30

23 Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor ,22 HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS Carbón + Petcoke , ,85 2 Según contrato de Servicio de Maquila informado en carta 3 Según contrato de arriendo informado en cartas FAX CDEC-SING N 80/2014. VPC/043/2014 de E-CL y Fax CDEC-SING N 08/ ,48 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 23 de 30

24 ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO CDEC-SING C0024/2015 El tipo de cambio utilizado para convertir los costos de combustibles en [US$/ton], [US$/m 3 ] o [US$/MMBTU] y los costos marginales reales en [US$/MWh], corresponde al dólar observado al día miércoles de cada semana, el cual se encuentra publicado en el sitio web del CDEC-SING. El siguiente cuadro presenta el tipo de cambio utilizado durante del mes de febrero Tabla A. 2: Tipo de Cambio mes. Día CL$/US$ , , , , ,88 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 24 de 30

25 ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES Tabla A.3: Operación real a febrero 2015 y Programa marzo 2015 febrero CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : 2015 (GWh) Prog. (1) ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic CT ANGAMOS C.T. Angamos 324,5 279,3 391,3 377,9 380,1 276,9 258,4 309,3 370,1 391,3 359,0 380, ,0 Total Gen. Bruta 324,5 279,3 391,3 377,9 380,1 276,9 258,4 309,3 370,1 391,3 359,0 380, ,0 33,5 34,9 21,1 20,3 20,5 9,4 14,9 21,1 19,5 21,1 18,4 20,0 254,7 Total Gen. Neta 291,1 244,3 370,3 357,5 359,6 267,5 243,4 288,2 350,5 370,3 340,6 360, ,3 CT ANDINA SA C.T. Andina 115,8 104,1 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 116,8 113,0 116,8 113,0 116, ,9 Total Gen. Bruta 115,8 104,1 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 116,8 113,0 116,8 113,0 116, ,9 11,4 10,3 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 140,6 Total Gen. Neta 104,4 93,8 104,8 101,4 104,8 101,4 104,8 104,8 101,4 104,8 101,4 104, ,2 INVERSIONES HORNITOS C.T. Hornitos 105,2 98,5 117,6 113,8 117,6 113,8 117,6 117,6 113,8 30,3 106,2 117, ,3 Total Gen. Bruta 105,2 98,5 117,6 113,8 117,6 113,8 117,6 117,6 113,8 30,3 106,2 117, ,3 11,7 10,8 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 12,1 11,7 3,1 10,9 12,1 131,7 Total Gen. Neta 93,5 87,8 105,5 102,1 105,5 102,1 105,5 105,5 102,1 27,2 95,3 105, ,6 E-CL C.H. Chapiquiña 4,0 3,7 3,8 3,7 4,3 4,1 4,3 4,3 4,1 4,3 3,7 3,8 48,0 C.D. Arica 0,9 0,6 1,5 C.D. y T.G. Iquique 0,8 0,6 1,4 C.T. Mejillones 3 (CC) 30,2 99,0 86,8 216,0 C.T. Mejillones 1 103,4 96,8 110,6 107,3 110,6 107,3 39,3 110,6 107,0 110,9 107,3 110, ,1 C.T. Mejillones 2 30,4 99,0 114,6 110,9 114,6 110,6 114,6 114,6 110,6 114,6 110,9 114, ,9 D Enaex C Enaex Unidad ,1 56,6 87,2 111,0 33,2 78,4 106,2 96,5 40,9 79,4 39,4 37,8 836,6 Unidad ,9 157,4 177,1 171,4 177,1 171,4 159,5 86,3 147,8 118,6 146,3 177, ,7 Unidad 16 (CC) 115,3 2,5 112,6 215,3 244,1 224,7 232,6 254,1 239,2 252,7 239,9 244, ,7 T.Gas 1 0,2 0,1 0,3 T.Gas 2 0,2 0,1 0,3 T.Gas 3 0,4 0,6 1,1 SUTA 5,0 5,1 10,0 Parque Solar el Águila 0,4 0,3 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 6,5 Pampa Camarones FV 1,7 1,9 1,8 1,6 1,9 1,7 1,9 12,3 Total Gen. Bruta 530,1 522,5 693,2 720,1 684,5 698,8 658,9 668,7 651,9 682,9 649,7 691, ,5 32,6 28,3 39,2 40,9 37,4 39,1 35,5 36,2 35,8 37,1 35,5 38,2 435,9 Total Gen. Neta 497,5 494,2 654,0 679,2 647,0 659,7 623,4 632,5 616,1 645,7 614,2 652, ,6 CELTA C.T. Tarapacá 102,4 93,1 104,2 100,8 104,2 100,8 104,2 104,2 100,8 103,7 100,4 104, ,7 TGTAR 0,2 0,4 0,6 Total Gen. Bruta 102,6 93,5 104,2 100,8 104,2 100,8 104,2 104,2 100,8 103,7 100,4 104, ,3 8,3 7,4 7,1 6,8 7,1 6,8 7,1 7,1 6,8 7,0 6,8 7,1 85,2 Total Gen. Neta 94,3 86,2 97,1 94,0 97,1 94,0 97,1 97,1 94,0 96,7 93,6 97, ,2 ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio 0,3 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9,1 Mini Hidro El Toro 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9,4 Mini Hidro Santa Rosa 0,3 0,2 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 9,3 Total Gen. Bruta 1,2 1,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 27,7 Total Gen. Neta 1,2 1,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 27,7 GASATACAMA CHILE Atacama TG1A 19,0 12,7 0,8 1,1 0,2 8,0 11,9 0,2 53,8 Atacama TG1B 35,5 22,7 1,3 0,8 0,0 8,1 12,4 0,2 80,9 Atacama TV1C 28,5 17,8 2,3 2,1 0,2 17,8 26,9 0,4 95,9 Atacama TG2A 0,8 15,7 0,8 0,0 0,2 7,5 13,7 23,3 0,1 12,0 0,1 0,1 74,3 Atacama TG2B 11,7 14,3 26,0 Atacama TV2C 6,5 16,1 0,9 0,0 0,2 8,1 14,8 25,2 0,1 13,0 0,1 0,1 85,1 Total Gen. Bruta 101,9 99,3 6,1 4,1 0,7 49,3 79,6 49,2 0,2 25,0 0,3 0,2 415,9 3,7 4,0 0,1 0,1 0,0 1,0 1,6 1,1 0,0 0,5 0,0 0,0 12,0 Total Gen. Neta 98,2 95,2 6,0 4,1 0,7 48,4 78,1 48,2 0,2 24,4 0,3 0,2 403,9 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 25 de 30

26 AES GENER CDEC-SING C0024/2015 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Central Salta Nueva Tocopilla 1 98,6 83,4 100,4 97,2 100,4 97,2 100,4 100,4 97,0 100,4 97,2 100, ,2 Nueva Tocopilla 2 92,6 86,5 71,3 64,2 97,2 100,4 100,4 97,2 100,4 97,2 100, ,9 Andes Solar 5,7 7,1 5,9 5,9 6,3 6,0 6,8 43,6 CTM3 (AES Gener) 26,9 26,9 Atacama TG1B (AES Gener) 18,3 4,7 23,0 Atacama TV1C (AES Gener) 10,7 2,8 13,5 Total Gen. Bruta 247,1 177,3 171,7 97,2 164,6 200,1 208,0 206,7 200,1 207,2 200,4 207, ,0 16,0 12,9 11,4 6,4 10,9 13,0 13,4 13,4 13,0 13,4 13,0 13,4 150,2 Total Gen. Neta 231,1 164,4 160,3 90,8 153,6 187,1 194,5 193,3 187,1 193,8 187,4 194, ,8 CAVANCHA C.H. Cavancha 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,2 Total Gen. Bruta 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 Total Gen. Neta 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,1 EQUIPOS DE GENERACIÓN CD Inacal Total Gen. Bruta Total Gen. Neta ENORCHILE Estandartes 0,3 0,4 0,7 C.D. M.Blancos 0,7 0,6 20,8 20,1 20,7 20,1 20,8 20,8 20,1 20,7 20,1 20,7 206,1 Total Gen. Bruta 1,0 1,0 20,8 20,1 20,7 20,1 20,8 20,8 20,1 20,7 20,1 20,7 206,8 0,1 0,0 5,3 5,2 5,3 5,2 5,3 5,3 5,2 5,3 5,2 5,3 52,8 Total Gen. Neta 0,9 1,0 15,4 14,9 15,4 14,9 15,4 15,4 14,9 15,4 14,9 15,4 154,0 NORACID PAM 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1 Total Gen. Bruta 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1 0,1 0,1 4,3 4,2 4,3 4,2 4,3 4,3 4,2 4,3 4,2 4,3 42,8 Total Gen. Neta 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1 SPS LA HUAYCA Huayca1 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9 Total Gen. Bruta 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9 ON GROUP AGB 0,1 0,0 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,0 0,1 Total Gen. Neta 0,1 0,0 0,1 VALLE DE LOS VIENTOS Valle de los vientos 22,6 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,8 Total Gen. Bruta 22,6 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,8 0,1 0,1 0,2 Total Gen. Neta 22,5 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,6 LOS PUQUIOS Los Puquios 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7 Total Gen. Bruta 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7 POZO ALMONTE SOLAR 2 Pozo Almonte Solar 2 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2 Total Gen. Bruta 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 26 de 30

27 POZO ALMONTE SOLAR 3 CDEC-SING C0024/2015 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Pozo Almonte Solar 3 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,8 Total Gen. Bruta 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,8 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,7 TECNET Tecnet_1_6 0,1 0,1 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,1 0,1 Total Gen. Neta 0,1 0,1 0,1 GENERACIÓN SOLAR María Elena FV 17,6 15,9 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,8 Total Gen. Bruta 17,6 15,9 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,8 0,1 0,1 0,2 Total Gen. Neta 17,5 15,8 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,7 RIJN CAPITAL Solar Jama 8,7 9,0 8,5 9,0 9,7 8,3 9,0 8,3 9,6 80,0 Solar Paruma 5,4 4,6 4,9 4,8 5,2 5,3 5,0 4,8 4,8 5,0 49,8 Solar Pular 6,8 7,3 6,6 7,4 7,1 7,0 7,0 6,5 7,6 63,5 Solar Lascar 8,9 8,7 8,9 26,5 Solar Salin 8,9 9,2 8,3 26,4 Total Gen. Bruta 5,4 20,1 21,2 19,9 21,6 22,1 20,2 38,7 37,6 39,3 246,2 Total Gen. Neta 5,4 20,1 21,2 19,9 21,6 22,1 20,2 38,7 37,6 39,3 246,2 SKY SOLAR Arica Solar 1 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4 Total Gen. Bruta 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4 Total Gen. Neta 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4 FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5 Uribe Solar 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3 Total Gen. Bruta 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3 Total Gen. Neta 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3 TOTAL SING Generación Bruta 1.590, , , , , , , , , , , , ,2 117,5 109,0 112,6 107,2 109,7 101,9 106,2 112,5 107,8 104,0 105,6 112, ,5 Generación Neta 1.473, , , , , , , , , , , , ,6 Pérdidas 44,0 46,6 46,3 43,7 42,6 44,2 43,8 42,9 42,0 42,1 42,2 45,6 525,9 RETIROS SING 1.429, , , , , , , , , , , , ,7 ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh) 51,1 49,6 78,1 88,4 51,5 89,9 83,1 83,6 48,1 73,7 48,5 48,1 66,1 Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 27 de 30

28 CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : 2016 (GWh) Prog. (1) ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic CT ANGAMOS C.T. Angamos 379,1 322,1 701,2 Total Gen. Bruta 379,1 322,1 701,2 19,7 15,0 34,7 Total Gen. Neta 359,4 307,1 666,5 CT ANDINA SA C.T. Andina 116,8 109,3 226,1 Total Gen. Bruta 116,8 109,3 226,1 12,1 11,3 23,3 Total Gen. Neta 104,8 98,0 202,8 INVERSIONES HORNITOS C.T. Hornitos 117,6 110,0 227,5 Total Gen. Bruta 117,6 110,0 227,5 12,1 11,3 23,3 Total Gen. Neta 105,5 98,7 204,2 E-CL C.H. Chapiquiña 3,8 3,5 7,3 C.D. Arica C.D. y T.G. Iquique C.T. Mejillones 3 (CC) C.T. Mejillones 1 110,9 103,7 214,6 C.T. Mejillones 2 114,3 107,2 221,5 D Enaex C Enaex Unidad ,9 35,7 74,6 Unidad ,1 165,6 342,7 Unidad 16 (CC) 243,7 228,1 471,8 T.Gas 1 T.Gas 2 T.Gas 3 SUTA Parque Solar el Águila 0,6 0,6 1,2 Pampa Camarones FV 1,8 1,6 3,4 Total Gen. Bruta 691,0 646, ,1 38,3 35,8 74,0 Total Gen. Neta 652,8 610, ,1 CELTA C.T. Tarapacá 104,0 97,3 201,4 TGTAR Total Gen. Bruta 104,0 97,3 201,4 7,0 6,6 13,6 Total Gen. Neta 97,0 90,7 187,7 ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio 0,8 0,8 1,6 Mini Hidro El Toro 0,8 0,8 1,6 Mini Hidro Santa Rosa 0,9 0,8 1,7 Total Gen. Bruta 2,5 2,4 4,9 Total Gen. Neta 2,5 2,4 4,9 GASATACAMA CHILE Atacama TG1A Atacama TG1B Atacama TV1C Atacama TG2A 0,0 0,1 0,1 Atacama TG2B Atacama TV2C 0,0 0,1 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,1 0,2 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 0,1 0,1 0,2 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 28 de 30

29 AES GENER CDEC-SING C0024/2015 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Central Salta Nueva Tocopilla 1 100,4 94,0 194,4 Nueva Tocopilla 2 100,4 94,0 194,4 Andes Solar 6,0 5,6 11,7 CTM3 (AES Gener) Atacama TG1B (AES Gener) Atacama TV1C (AES Gener) Total Gen. Bruta 206,9 193,6 400,5 13,4 12,5 26,0 Total Gen. Neta 193,5 181,0 374,5 CAVANCHA C.H. Cavancha 1,5 1,4 2,9 Total Gen. Bruta 1,5 1,4 2,9 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 1,5 1,4 2,9 EQUIPOS DE GENERACIÓN CD Inacal Total Gen. Bruta Total Gen. Neta ENORCHILE Estandartes C.D. M.Blancos 20,8 19,4 40,2 Total Gen. Bruta 20,8 19,4 40,2 5,3 5,0 10,3 Total Gen. Neta 15,4 14,4 29,8 NORACID PAM 12,7 11,9 24,6 Total Gen. Bruta 12,7 11,9 24,6 4,3 4,0 8,4 Total Gen. Neta 12,7 11,9 24,6 SPS LA HUAYCA Huayca1 7,5 7,1 14,6 Total Gen. Bruta 7,5 7,1 14,6 Total Gen. Neta 7,5 7,1 14,6 ON GROUP AGB Total Gen. Bruta Total Gen. Neta VALLE DE LOS VIENTOS Valle de los vientos 20,9 20,8 41,7 Total Gen. Bruta 20,9 20,8 41,7 Total Gen. Neta 20,9 20,8 41,7 LOS PUQUIOS Los Puquios 0,1 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,1 Total Gen. Neta 0,1 0,1 POZO ALMONTE SOLAR 2 Pozo Almonte Solar 2 1,4 1,2 2,5 Total Gen. Bruta 1,4 1,2 2,5 Total Gen. Neta 1,4 1,2 2,5 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 29 de 30

30 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic POZO ALMONTE SOLAR 3 Pozo Almonte Solar 3 2,7 1,9 4,6 Total Gen. Bruta 2,7 1,9 4,6 Total Gen. Neta 2,7 1,9 4,6 Tecnet_1_6 Total Gen. Bruta Total Gen. Neta TECNET GENERACIÓN SOLAR María Elena FV 21,3 18,0 39,2 Total Gen. Bruta 21,3 18,0 39,2 Total Gen. Neta RIJN CAPITAL Solar Jama 9,1 8,1 17,3 Solar Paruma 5,1 4,8 9,9 Solar Pular 7,1 6,4 13,6 Solar Lascar 8,9 8,0 16,9 Solar Salin 9,1 8,4 17,5 Total Gen. Bruta 39,4 35,8 75,2 Total Gen. Neta 39,4 35,8 75,2 SKY SOLAR Arica Solar 1 12,1 11,0 23,2 Total Gen. Bruta 12,1 11,0 23,2 Total Gen. Neta 12,1 11,0 23,2 FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5 Uribe Solar 14,9 13,9 28,8 Total Gen. Bruta 14,9 13,9 28,8 Total Gen. Neta 14,9 13,9 28,8 TOTAL SING Generación Bruta 1.773, , ,4 112,2 101,5 213,7 Generación Neta 1.644, , ,8 Pérdidas 46,6 41,4 88,1 RETIROS SING 1.597, , ,7 ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh) 48,3 48,0 48,1 Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 30 de 30