FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2009 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO DEFINITIVO

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1 FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2009 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO DEFINITIVO ABRIL DE 2009 SANTIAGO CHILE

2 2 ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES GENERALES Ventas Mensuales de Energía Precios de Dólar Observado Precios de Combustibles Evolución Precios Libres PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS. 9 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Abril Previsión de Demanda Programa de Obras del SIC Nivel de Precios Costos de Combustibles de Centrales Térmicas Estadística Hidrológica Stocks de los Embalses Sistema de Transmisión Costo de Racionamiento Tasa de Actualización Horizonte de Estudio Modelación del SIC en el OSE RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO Precio Básico de la Energía Precios Básicos de la Potencia de Punta Precios de Energía y Potencia Resto del SIC FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO Indexación del Precio de la Potencia de Punta Indexación del Precio de la Energía CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA Indexación Cargos por Energía Reactiva Condiciones de Aplicación HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA DETERMINACIÓN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIOS DE MERCADO Determinación Precio Medio Básico Determinación de Banda de Precios de Mercado Comparación del Precio Medio Teórico con Precio Medio de Mercado Determinación del Valor Máximo de las Ofertas de Licitación para Abastecer Consumos Regulados ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS... 35

3 3 12 DETERMINACIÓN DEL CARGO UNICO TRONCAL (CU) Utilización del Sistema de Transmisión Troncal Año Cargo Unico Traspasable a Usuarios Sometidos a Regulación de Precios ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv Cálculo del Precio Básico de la Potencia ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE Simplificaciones Adoptadas Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA Introducción Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic Tramos de Costo de Falla Medio ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC Introducción Proyectos de Generación Obras de Transmisión Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo Bases del Estudio Metodología Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, ABRIL DE Introducción Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización Bases Generales Del Cálculo De Factores De Penalización Resultados ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE. 85

4 4 INFORME TÉCNICO DEFINITIVO CALCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE ABRIL DE INTRODUCCIÓN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinación de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijación de precios correspondiente al mes de Abril de 2009, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, en adelante DFL Nº4/2006, y el Decreto Supremo Nº 327, en adelante Reglamento Eléctrico 1. 2 ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su cálculo e incorporación a la presente Fijación de Precios. 2.1 Ventas Mensuales de Energía De acuerdo a la información entregada a esta Comisión por la Dirección de Operación y Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, en adelante CDEC-SIC, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolución que se muestra a continuación: 1 Modificado según Decreto Supremo Nº 158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003

5 5 GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 2 AÑOS. GWh Ventas SIC Tasa Acumulada 12 meses ene_07 feb_07 mar_07 abr_07 may_07 jun_07 jul_07 ago_07 sep_07 oct_07 nov_07 dic_07 ene_08 feb_08 mar_08 abr_08 may_08 jun_08 jul_08 ago_08 sep_08 oct_08 nov_08 dic_ % 6.50% 6.00% 5.50% 5.00% 4.50% 4.00% 3.50% 3.00% 2.50% 2.00% 1.50% 1.00% 0.50% 0.00% -0.50% -1.00% -1.50% 2.2 Precios de Dólar Observado La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observado publicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio de marzo de 2009, utilizado en el presente informe definitivo, respecto del dólar observado promedio de septiembre de 2008, utilizado en la última fijación de precios de nudo, es de un 11,8%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado en los últimos 24 meses. GRÁFICO Nº 2: EVOLUCIÓN DÓLAR OBSERVADO ÚLTIMOS 24 MESES, $/US$ Dólar 700 Tipo de Cambio [$/US$] Mar-2006 May-2006 Jul-2006 Sep-2006 Nov-2006 Ene-2007 Mar-2007 May-2007 Jul-2007 Sep-2007 Nov-2007 Ene-2008 Mar-2008 May-2008 Jul-2008 Sep-2008 Nov-2008 Ene-2009 Mar-2009 Dólar

6 6 2.3 Precios de Combustibles Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SIC, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 31 de marzo de La información señalada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC, en respuesta a la carta CNE C09/418 del 19 de marzo de Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se entregan en el punto 5.4 de este informe resumidos en el CUADRO N 6, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

7 Referencia de Precios del Diesel Este insumo ha aumentado su impacto en el precio de nudo básico de la energía, dado que se utiliza como combustible alternativo ante situaciones de falta de suministro de gas desde Argentina. El precio del petróleo WTI a nivel internacional se mantuvo por sobre los 50 US$/bbl, desde junio de 2005 hasta Noviembre Durante el segundo semestre de 2008, dicho valor alcanzó niveles superiores a los 100 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio WTI desde enero de 2002 a marzo de La variación experimentada entre septiembre de 2008 y marzo de 2009 es una disminución de 53,9%. GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO WTI. Perfil Crudo WTI Enero Enero 2009 US$/bbl Ene-02 Abr Evolución Precios Libres Jul-02 Oct-02 Ene-03 Abr-03 Jul-03 Oct-03 Ene-04 Abr-04 Jul-04 Oct-04 Ene-05 Abr-05 Jul-05 Oct-05 Ene-06 Abr-06 Jul-06 Oct-06 Ene-07 Abr-07 Jul-07 Oct-07 Ene-08 Abr-08 Jul-08 Oct-08 Ene-09 En la presente fijación, los precios de nudo quedaron dentro la banda de mercado, calculada en base a la información enviada a la Comisión por las empresas generadoras, de los contratos con sus clientes libres. El precio de mercado, o centro de la banda señalada, experimentó una variación nominal en pesos de 10,8% respecto de su valor de octubre de A continuación se entrega una descripción del promedio mensual de precios libres, el precio de mercado para las últimas tres fijaciones y el costo marginal del SIC, variable que ha incidido en el aumento de la banda de precios libres, debido al traspaso a los clientes libres de los mayores costos de producción en el sistema, que gran parte de las generadoras han efectuado en los últimos meses.

8 8 GRÁFICO Nº 4: EVOLUCIÓN DE PRECIOS LIBRES, PERÍODO OCTUBRE 2006-FEBRERO Oct06 Nov06 Dic06 Ene07 Feb07 Mar07 Abr07 May07 Jun07 Jul07 Ago07 Sep07 Oct07 Nov07 Dic07 Ene08 Feb08 Mar08 Abr08 May08 Jun08 Jul08 Ago08 Sep08 Oct08 Nov08 Dic08 Ene09 Feb09 Precio Libre (US$/MWh) Precio M edio Libre Precio M edio M ercado CM g SIC CMg Promedio Mensual SIC (US$/MWh)

9 9 3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS Las alternativas tecnológicas que a juicio de esta Comisión pueden ser desarrolladas en el período , con las que se elaboró el programa de obras que sirve de base para determinar los Precios de Nudo de la presente fijación, se detallan en el ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC. En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N 282 de , también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período Asimismo se consideraron también los proyectos señalados en los Decretos Supremos N 259, 316 y 357, del 2008, todos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; la Resolución Exenta Nº 54 de fecha 13 de enero de 2009, de esta Comisión y el Dictamen Nº del Panel de Expertos, de fecha 10 de marzo de Adicionalmente, se incluyeron otros proyectos cuyos respectivos decretos aun se encuentran en el proceso de tramitación. 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC Para simular la operación óptima del SIC, se utilizó el modelo de multinodalmultiembalse de operación de sistemas hidrotérmicos OSE2000, que utiliza el método de optimización - simulación conocido como programación dinámica dual. La estrategia para resolver el problema de optimización es la siguiente: - Inicialmente se realiza un análisis secuencial, del futuro al presente (recursión), para definir la estrategia óptima de operación de centrales térmicas e hidráulicas, basado en una estimación de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa. 2 Modificado por el Decreto N 312 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

10 10 - A continuación se realiza una simulación, utilizando los valores del agua calculados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa. - La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge en la determinación de una estrategia óptima para la operación del sistema y el cálculo de los costos marginales de corto plazo para cada condición hidrológica. El modelo realiza las siguientes funciones, en relación con la operación de un sistema eléctrico: - Determina la operación óptima de los embalses del sistema. - Simula la operación del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un número de situaciones hidrológicas definidas por el usuario, tomando en consideración las restricciones de transmisión y las pérdidas en las líneas. El modelo permite la utilización telescópica de bloques y etapas, esto es, en virtud del detalle que se requiera, que las primeras etapas pueden tener más bloques y ser de menor duración que las etapas hacia el final del horizonte, las cuales pueden tener menos bloques y ser de mayor duración. - Calcula los costos marginales de energía esperados en todas las barras del sistema. La operación se realiza para un horizonte definido, lo cual implica definir una proyección de demandas y un programa de obras de generación-transmisión. El modelo incluye la representación de los convenios de riego tanto de la cuenca del Maule, VII Región, como del Laja, en la VIII Región. En relación al sistema de transmisión, el modelo incluye la representación lineal por tramo de las pérdidas en las líneas, considerando hasta un máximo de 5 tramos. Las centrales térmicas se representan por su potencia y costo variable, el cual puede variar mensualmente a lo largo del horizonte. Se toma en cuenta la tasa de indisponibilidad forzada reduciendo la potencia disponible, y se detalla el programa de mantenimiento. Para las centrales hidroeléctricas en general, el modelo utiliza una estadística hidrológica ingresada por el usuario.

11 11 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Abril Previsión de Demanda Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC En el CUADRO N 1 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Definitivo de Abril de CUADRO N 1: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Previsión de Demanda SIC [GWh] Años Libres Regulados Total Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, se encuentran contenidos en el informe ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA del Sistema Interconectado Central, fijación de precios de Nudo Abril 2009, de la Comisión Nacional de Energía, conforme al artículo 272 del Reglamento Eléctrico 3. CUADRO N 2: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total ,7% 2,5% 2,1% ,4% 4,6% 4,1% ,7% 5,1% 5,3% ,0% 5,0% 5,4% ,9% 5,2% 5,9% ,9% 5,2% 5,9% ,8% 5,1% 5,8% ,5% 5,1% 5,7% ,4% 5,0% 5,6% 3 Modificado según Decreto Supremo N 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de 2003.

12 12 Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total ,1% 4,9% 5,4% ,9% 4,9% 5,3% Modelación Temporal de la Demanda La desagregación geográfica de la demanda se efectuó a partir de la información contenida en las respuestas a las cartas CNE Nº 0018 y Nº 0020, ambas de fecha 04 de enero de 2008, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las curvas de duración utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duración contenidas en el informe Cálculo de los Peajes Básicos y Adicionales, Proyección de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Período ), DIRECCIÓN DE PEAJES DEL CDEC-SIC Santiago, 31 de Diciembre de Las bases de tiempo de las curvas de duración se entregan en CUADRO N 3: CUADRO N 3: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA Duración bloque (horas) Mes Bloque 1 Bloque 2 Total Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo

13 Programa de Obras del SIC El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/97 (M), consideró las centrales existentes y en construcción, así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley. Las bases del estudio y las características de las alternativas utilizadas se entregan en el ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC. En la elaboración del Programa de Obras, se consideró en construcción las instalaciones contenidas en el CUADRO N 4, cuyas fechas de puesta en operación para las centrales eléctricas se establecen según información entregada por sus propietarios, y no necesariamente corresponden a una recomendación por parte de la CNE: CUADRO N 4: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN) Fecha de entrada Potencia Obras en Construcción de Generación Mes Año MW Abril 2009 Central Diesel Santa Lidia 132 Abril 2009 Turbina Diesel Tierra Amarilla 142 Abril 2009 Turbina Diesel Newen 15 Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quintero 01 ope Diesel 240 Mayo 2009 Turbina Diesel Teno 50 Mayo 2009 Turbina Diesel TG TermoChile 60 Mayo 2009 Turbina Diesel TG Peñon 37 Mayo 2009 Central Diesel Chuyaca 20 Mayo 2009 Central Termoeléctrica Punta Colorada 01 Fuel 16.3 Mayo 2009 Turbina Diesel Campanario 04 CA 42 Mayo 2009 Central Diesel Termopacífico 96 Julio 2009 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 Julio 2009 Central Eólica Punta Colorada 20 Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda Septiembre 2009 Central Diesel Calle-Calle 20 Octubre 2009 Central Diesel EMELDA 76 Octubre 2009 Central Eólica Canela II 60 Octubre 2009 Central Eólica Monte Redondo 38 Noviembre 2009 Turbina Diesel Campanario IV CC 60 Noviembre 2009 Central Hidroeléctrica Licán 17 Noviembre 2009 Central Eólica Totoral 46 Enero 2010 Nueva capacidad Planta cogeneradora Arauco 22 Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 240 Junio 2010 Central Carbón Guacolda Julio 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 155 Octubre 2010 Central Carbón Santa María 343 Octubre 2010 Central Carbón Bocamina Abril 2011 Chacayes 106 Junio 2011 Central Carbón Campiche 242 Fecha de entrada Potencia Obras de Transmisión en Construcción (*) Mes Año MVA Mayo 2009 Línea Charrúa - Cautín 2x220 kv 500 Octubre 2009 Subestación Seccionadora Nogales Diciembre 2009 Nuevo Tramo de Línea El Rodeo Chena 1 x 220 kv 260 Enero 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kv (Circuito 1) 400 Abril 2010 Línea Nogales - Polpaico 2x220 kv 2x1500 Julio 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kv (Circuito 2) 400 Julio 2010 Línea A. Jahuel - Chena 2x220 kv: segundo circuito 260 Febrero 2011 Subestación Polpaico: Instalación segundo autotransformador 500/220 kv 750 Enero 2012 Línea Ancoa - Polpaico 1x500 kv: seccionamiento Enero 2012 Línea de entrada a A. Jahuel 2x500 kv 2x1800 (*) Incluye también las obras de transmisión troncal cuya construcción ha sido adjudicada.

14 14 En el CUADRO N 5 se indica el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006 (M). CUADRO N 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIÓN) Fecha de entrada Potencia Obras Recomendadas de Generación Mes Año MW Octubre 2010 Eólica IV Region Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region Diciembre 2010 Eólica IV Region Diciembre 2010 Rucatayo 60 Diciembre 2010 Hidroeléctrica X Región Abril 2011 Hidroeléctrica VII Región Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región Junio 2011 Eólica IV Region Julio 2011 Eólica Concepcion Julio 2011 Central Des.For. VII Region 01 9 Julio 2011 Central Des.For. VII Region 02 8 Septiembre 2011 Hidroeléctrica VIII Región Octubre 2011 Hidroeléctrica X Región Diciembre 2011 Eólica Concepcion Septiembre 2012 Hidroeléctrica XIV Región Marzo 2013 Carbón V Region Abril 2013 Eólica IV Region Abril 2013 Hidroeléctrica VII Región Julio 2013 Eólica IV Region Septiembre 2013 Eólica Concepcion Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 FA 35 Enero 2014 Ciclo Combinado GNL Tal Tal 360 Marzo 2014 Hidroeléctrica VIII Región Abril 2014 Eolica Concepcion Julio 2014 Hidroeléctrica VII Región Abril 2015 Hidroeléctrica VIII Región Octubre 2015 Geotermica Calabozo Octubre 2015 Geotermica Chillan Diciembre 2015 Carbón Maitencllo Abril 2016 Eolica IV Region Abril 2016 Módulo Hidroeléctrico Julio 2016 Cóndores 150 Enero 2017 Hidroeléctrica XIV Región Marzo 2017 Geotermica Calabozo Marzo 2017 Geotermica Chillan Octubre 2017 Eolica IV Region Octubre 2017 Carbón Pan de Azucar Febrero 2018 Módulo Hidroeléctrico Julio 2018 Geotermica Calabozo Julio 2018 Geotermica Chillan Septiembre 2018 Eolica Concepcion Marzo 2019 Módulo Hidroeléctrico Fecha de entrada Potencia Obras Recomendadas de Transmisión Mes Año MVA Febrero 2011 Línea Tinguiririca-Punta de Cortés 154 kv: Cambio de Conductor 2x198 Abril 2011 Tramo de línea Chena - Cerro Navia 2x220 kv: cambio de conductor 2x400 Abril 2012 Subestación Cerro Navia: Instalación equipos de control de flujos 2x350 Enero 2013 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kv: primer circuito 1400 Enero 2014 Línea Charrúa - Ancoa 1x500 kv 1300 Enero 2014 Subestación Charrúa: Instalación tercer autotransformador 500/220 kv 750 Enero 2014 Línea Cardones - Maitencillo 1x220 kv 200 Enero 2014 Línea Maitencillo - Pan de Azucar 1x220 kv 259 Enero 2014 Línea Pan de Azucar - Los Vilos 1x220 kv 224 Enero 2014 Línea Los Vilos - Nogales 1x220 kv 224 Marzo 2014 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa1 Marzo 2014 Línea Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kv: Aumento de Capacidad 1800 Agosto 2014 Transformación kv Sistema Alto Jahuel - Itahue Abril 2016 Refuerzo sistema Alto Jahuel - Itahue 220 kv 500 Enero 2016 Línea Ancoa - Itahue 1x220 kv 400 Marzo 2016 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa2 Abril 2018 Ampliación Puerto Montt-Barro Blanco-Valdivia-Cautin-Temuco 220 kv 330

15 Obras en Transmisión Troncal En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N 282 de , también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período Asimismo, se consideraron también los proyectos señalados en los Decretos Supremos N 259, 316 y 357, del 2008, todos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; la Resolución Exenta Nº 54 de fecha 13 de enero de 2009, de esta Comisión y el Dictamen Nº del Panel de Expertos, de fecha 10 de marzo de Adicionalmente, se incluyeron otros proyectos cuyos respectivos decretos aun se encuentran en el proceso de tramitación. 5.3 Nivel de Precios Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en marzo de 2009, de acuerdo al artículo 162, número siete, del DFL 4/2006. Valor promedio del dólar observado del mes de Marzo de 2009, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO: 592,93 $/US$ 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC según carta mencionada en 2.3, se elaboró el CUADRO N 6: 4 Modificado por el Decreto N 312 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

16 16 CUADRO N 6: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS Potencia Entrada Salida Tasa de salida Costo Unidades Consumo Unidades C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de de costo de Específico de consumo no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh] Fopaco * * 3.3% Biomasa 6.59 [US$/m3 st] [m3 st/mwh] Fopaco * * 3.3% Biomasa 6.59 [US$/m3 st] [m3 st/mwh] Celco * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Celco * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Celco * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] licanten * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] licanten * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Nueva Aldea * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Arauco * MesDic % Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Arauco * MesDic % Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Arauco 01a 20.6 MesEne-2010 * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Arauco 02a 11.4 MesEne-2010 * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] valdivia * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] valdivia * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] valdivia * * 3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] cholguan * * 3.3% Biomasa-Petróleo N [US$/MWh] cholguan * * 3.3% Biomasa-Petróleo N [US$/MWh] Guacolda * * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Guacolda * * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Ventanas * * 6.9% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Ventanas * * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Laguna Verde 52.7 * * 50.0% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Bocamina * * 12.5% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Guacolda MesSep-2009 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Nueva Ventanas MesEne-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Santa Maria MesOct-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Bocamina MesOct-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Guacolda MesJun-2010 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Campiche MesJun-2011 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Carbón Pan de Azucar MesOct-2017 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Carbón V Region MesMar-2013 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Carbón Maitencillo MesDic-2015 * 2.1% Carbón [US$/Ton] [Ton/MWh] Constitucion 7.0 * * 3.3% Desechos Forestales 0.00 [US$/MWh] Laja 7.0 * * 3.3% Desechos Forestales 0.00 [US$/MWh] Central Des.For. VIII Region MesDic-2010 * 3.3% Desechos Forestales [US$/MWh] Central Des.For. VIII Region MesDic-2010 * 3.3% Desechos Forestales [US$/MWh] Central Des.For. VII Region MesJul-2011 * 5.0% Desechos Forestales [US$/MWh] Central Des.For. VII Region MesJul-2011 * 5.0% Desechos Forestales [US$/MWh] Eolica Canela * * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Punta Colorada 20.0 MesJul-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Canela MesOct-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Totoral 46.0 MesNov-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesOct-2010 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Concepcion MesJul-2011 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesDic-2010 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Concepcion MesDic-2011 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesJun-2011 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesAbr-2013 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Monte Redondo 38.0 MesOct-2009 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Concepcion MesSep-2013 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesJul-2013 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesAbr-2016 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica IV Region MesOct-2017 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Concepcion MesAbr-2014 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh] Eolica Concepcion MesSep-2018 * 0.0% Eolica 0.00 [US$/MWh]

17 17 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Costo Unidades Consumo Unidades C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de de costo de Específico de consumo no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh] Geotermica Calabozo MesOct-2015 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Chillan MesOct-2015 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Calabozo MesMar-2017 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Chillan MesMar-2017 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Calabozo MesJul-2018 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Chillan MesJul-2018 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Calabozo MesAbr-2021 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Geotermica Chillan MesAbr-2021 * 4.3% Geotermia 0.00 [US$/MWh] Taltal 01 GNL MesJul-2012 MesSep % GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Taltal 02 GNL MesJul-2012 MesSep % GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Taltal CC GNL MesEne-2014 * 5.0% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Nehuenco 01 GNL MesAbr-2019 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Nehuenco 01 FA GNL 21.4 MesAbr-2019 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Nehuenco 02 GNL MesAbr-2019 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] San Isidro GNL MesAbr-2010 * 2.1% GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] San Isidro FA GNL 20.0 MesAbr-2010 * 2.1% GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] San Isidro 02 GNL MesJul-2009 * 2.1% GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] San Isidro 02 FA GNL 19.0 MesJul-2009 * 2.1% GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] Nueva Renca GNL MesAbr-2014 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Nueva Renca Int GNL 49.8 MesAbr-2014 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Candelaria CA 01 GNL MesAbr-2014 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Candelaria CA 02 GNL MesAbr-2019 * 2.1% GNL [US$/Mbtu] [Mbtu/MWh] Quintero 01 CA GNL MesAbr-2010 MesJul % GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] Quintero 01 CC GNL MesNov-2013 * 2.1% GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] Quintero 01 CC FA GNL 35.0 MesNov-2013 * 2.1% GNL [US$/dam3] [dam3/mwh] Nueva Aldea 03 A 20.0 * * 3.3% Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Nueva Aldea 03 B 5.0 * * 3.3% Licor Negro-Petróleo N [US$/MWh] Taltal 01 Diesel * MesJun % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Taltal 02 Diesel * MesJun % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Diego de Almagro TG 46.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Olivos 96.0 * * 20.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Los Vientos * * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Las Vegas 2.1 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Nehuenco 01 Diesel * MesMar % Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Nehuenco 02 Diesel * MesMar % Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Nehuenco 9B 01 Diesel 92.0 * * 10.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Nehuenco 9B 02 Diesel 16.0 * * 10.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] San Isidro Diesel * MesMar % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] San Isidro 02 CC Diesel * MesJun % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Con Con 2.3 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Colmito 55.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Laguna Verde TG 17.9 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Placilla 3.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Quintay 3.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Totoral 3.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Nueva Renca FA GLP 30.0 * MesMar % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Nueva Renca Diesel * MesMar % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Renca 92.0 * * 11.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] EV * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Esperanza * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Esperanza * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Esperanza * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Candelaria CA 01 Diesel * MesMar % Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Candelaria CA 02 Diesel * MesMar % Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Constitución Elektragen 9.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Nueva Aldea 02 Diesel 10.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh]

18 18 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Costo Unidades Consumo Unidades C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de de costo de Específico de consumo no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible Combustible * combustible específico [US$/MWh] [US$/MWh] Campanario 01 Diesel 56.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Campanario 02 Diesel 56.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Campanario 03 Diesel 56.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Petropower 54.2 * * 3.3% Petróleo Diesel 0.00 [US$/MWh] Coronel TG Diesel 46.7 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Horcones TG Diesel 24.3 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Antilhue TG * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Antilhue TG * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Degañ 36.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Ancud 3.3 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Maule 6.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Teno 50.0 MesMay-2009 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Espinos 96.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Los Pinos 97.0 MesAbr-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] TG TermoChile 60.0 MesMay-2009 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] TG Peñon 37.0 MesMay-2009 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Quellon * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Cenizas 17.1 MesMar-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Santa Lidia MesAbr-2009 * 2.1% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Chuyaca 20.0 MesMay-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Tierra Amarilla MesAbr-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Calle-Calle 20.0 MesSep-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/MWh] Trapen 81.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Newen 15.0 MesAbr-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Campanario 04 CA Diesel 42.0 MesMay-2009 MesJul % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Campanario 04 CC Diesel 60.0 MesNov-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Termopacífico 96.0 MesMay-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/MWh] Emelda 76.0 MesOct-2009 * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Quintero 01 CA Diesel MesAbr-2009 MesMar % Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Chiloé 9.0 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/Ton] [Ton/MWh] Linares 0.4 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] San Gregorio 0.4 * * 5.0% Petróleo Diesel [US$/m3] [m3/mwh] Huasco TG 58.0 * * 36.0% Petróleo IFO [US$/Ton] [Ton/MWh] Punta Colorada 01 Fuel 16.3 MesMay-2009 * 5.0% Petróleo IFO [US$/Ton] [Ton/MWh]

19 19 En relación al cuadro anterior, se señala lo siguiente: La columna C. VAR [US$/MWh] corresponde al costo marginal de cada Central Térmica, utilizado en la modelación del sistema para efectos de determinar la prioridad de despacho de las centrales, en cada etapa y condición hidrólogica. Para cada una de las centrales, su valor se obtiene a partir de la siguiente expresión: CV = Consumo Específico Costo Combustible + Costo Variable no combustible 5.5 Estadística Hidrológica Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 47 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde Abril de 1960 hasta marzo de El año inicial de la muestra se fijó en base a un estudio contratado por la Comisión al DICTUC y su Departamento de Hidráulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernández. Este estudio concluyó que a partir del año 1960 la estadística disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadística contiene gran cantidad de información de relleno generada a falta de la información real. Asimismo, este estudio concluyó la necesidad de ir agregando años reales a partir del año 1960, en vez de utilizar una ventana móvil de 40 años. De esta forma, en la siguiente fijación la Comisión incorporará el último año hidrológico para el cual se tenga registro. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico 5, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios: a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año ), por el guarismo 0,8. b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año ), por el guarismo 0,9. c) una hidrología húmeda, que permite que se mantenga el promedio de la muestra ampliada y que la dispersión de la misma sea mínima. De esta forma, el total de años hidrológicos utilizados por la Comisión para la presente fijación es de 50. Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. 5 Ver ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.

20 20 En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 47 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda. 5.6 Stocks de los Embalses Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes: CUADRO N 7: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES 6 Cotas iniciales al 1º de Abril de 2009 Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1330,4 Laguna del Maule 2167,6 Embalse Rapel 102,1 Laguna Invernada 1293,9 Lago Chapo 222,8 Embalse Colbún 422,4 Embalse Melado 641,7 Embalse Ralco 699,7 Embalse Pangue 509,1 Poza Polcura 734,9 Embalse Machicura 256,3 5.7 Sistema de Transmisión Se representó en forma simplificada el sistema de transmisión del SIC, cuyo diagrama unilineal referencial, se entrega en el ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 kv hasta el nivel de 500 kv. Los parámetros y capacidades máximas de los diferentes tramos utilizados serán remitidos al CDEC-SIC en una base de datos para que de esta forma estén disponibles para los participantes de este proceso de fijación tarifaria, la misma base de datos estará a disposición de cualquier interesado en la página web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el decreto de precios de nudo correspondiente a la presente fijación. Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisión se han determinado en base al Informe de Peajes de la Dirección de Peajes del CDEC- SIC y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones. 6 Fuente: CDEC-SIC, abril de 2009.

21 Costo de Racionamiento Los diferentes valores utilizados según los niveles de déficit de suministro y el valor único representativo del costo de racionamiento estipulado en el artículo Nº 276 del Reglamento Eléctrico 327/99, son los siguientes: CUADRO N 8: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 540, % 555, % 588,09 Sobre 20% 632,94 Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 548,66 [US$/MWh] Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo. Este valor único representa el costo por kilowatthora en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía. 5.9 Tasa de Actualización Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº4/ Horizonte de Estudio El horizonte de estudio utilizado fue de 10 años hidrológicos (abril 2009 a marzo 2019) Modelación del SIC en el OSE2000 La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación consideró los siguientes elementos.

22 Centrales Hidroeléctricas La modelación de centrales Hidroeléctricas contempla tres tipos de centrales: a) Embalses y Centrales de Embalse: Considerando la capacidad de regulación de otros embalses importantes adicionales a Lago Laja. - El Toro / Lago Laja - Rapel /Lago Rapel - Canutillar / Lago Chapo - Cipreses / Laguna La Invernada - Colbun / Embalse Colbún - Ralco / Embalse Ralco. - Laguna del Maule. La modelación de los embalses considera una modelación de sus polinomios cota volumen y volumen-cota, además de las filtraciones y los convenios de riego de las cuencas del Laja y del Maule. b) Centrales Serie Hidraúlica: - Abanico, Antuco, Rucue, Quilleco. - Isla, Curillinque, Loma Alta, Pehuenche, Machicura, San Ignacio, - Palmucho, Pangue c) Centrales de Pasada: - Sauzal, Volcan, Florida, Sauce Andes - Los Morros, Los Molles - Pullinque, Pilmaiquen, Capullo, Puntilla, Neltume - Los Quilos, Maitenes, Alfalfal, Aconcagua - Peuchen, Mampil, Chacabuquito - Hornitos, La Higuera, Confluencia. - Lircay. - Eyzaguirre Centrales Termoeléctricas Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el CUADRO N 6. Estas se representan con sus costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de su disponibilidad media de energía Sistema de Transmisión La modelación de los sistemas de transmisión considera: - Reducción de tramos en paralelo. - Representación lineal de las pérdidas por tramo (5 tramos para sistema troncal, 3 tramos para el resto del sistema).

23 23 - Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema. - Niveles de tensión desde 66 kv hasta 500 kv, en forma simplificada Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 A continuación se entrega un detalle del nivel de modelación del SIC en el OSE2000: CUADRO N 9: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOS Nº de Barras: 183 Nº de Barras de Consumo: 117 Nº de Barras de Consumo Vegetativo: 17 Nº de Barras de Consumo Industrial: 18 Nº de Barras de Consumo Vegetativo e Industrial: 82 Nº de Tramos de Sistema de Transmisión: 225 Nº Centrales Térmicas (*): 130 Nº Centrales de Pasada: 54 Nº de Embalses: 7 Nº Centrales de Embalse: 7 Nº de Embalses Menores: 4 Nº Centrales de Embalse Menor: 4 Nº Centrales en Serie Hidráulica: 9 Nº Centrales Eolicas: 3 (*) Considera operaciones duales y tramos. En la modelación señalada, se ha considerado la Laguna del Maule como embalse, sin ninguna central de generación especifica asociada a sus extracciones Otras consideraciones en la modelación del SIC - La operación óptima obtenida con el modelo OSE2000 considera la central Rucúe en serie hidráulica con las otras centrales del complejo Laja y una operación con una cota mínima de 1.308,48 m.s.n.m. para el Lago Laja. - Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural y que no están asociados a la construcción de las plantas de regasificación, se consideró un valor adicional de 2 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por la utilización del terminal regasificador del SIC y de 1,67 US$/MBtu para el terminal del SING. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm3/día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm3/día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

24 24 - La disponibilidad completa de GNL dentro del horizonte de análisis del presente informe es el siguiente: o San Isidro 2 : Julio 2009 o Quintero I : Abril 2010 o San Isidro : Abril 2010 o Tal Tal : Julio 2012 o Nueva Renca : Abril 2014 o Candelaria I : Abril Para las centrales existentes y en construcción, informadas por Arauco Generación S.A., la CNE ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario.

25 25 6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO 6.1 Precio Básico de la Energía El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Quillota 220 kv a partir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a está. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SIC, contados a partir del 1º de abril de 2009, el precio básico se determina como: Precio Básico Energía Nudo Referencia = 48 i= 1 CMg 48 i= 1 Nref, i E (1 + r) E Nref, i i (1 + r) Nref, i i Donde: N ref CMg Nref,i E Nref,i i r : Nudo Troncal definido como Subestación Básica de Energía para el Precio de Nudo Básico de la Energía, Quillota 220 kv. : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestación Básica de Energía. : Energía Mensual en el mes i asociada a la Subestación Básica de Energía. : mes i-ésimo. : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual. En el ANEXO Nº 6 se entrega la información necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. El Precio Básico de la Energía es de 46,593 $/kwh para el Nudo Básico de referencia. En este cálculo se ha considerado una operación que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulación de frecuencia y tensión, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO Nº 3.

26 Precios Básicos de la Potencia de Punta El Precio Básico de la Potencia de Punta se derivó del costo de ampliar la capacidad instalada en turbinas a gas diesel. Conforme a lo establecido en el artículo 162º, Nº 3 DFL Nº4/2006, se identifica un precio básico de potencia en el nudo Básico de Potencia Polpaico 220 kv el que resulta igual a 5.234,98 $/kw/mes. Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA. 6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC Precios de Energía en el Resto del SIC Los precios de energía en los restantes nudos troncales del sistema de transmisión se determinan aplicando la expresión señalada en el punto 6.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en el ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los precios determinados en resto de las subestaciones principales del SIC respecto del nudo de referencia Quillota 220 kv. La determinación de los precios mencionados entre otros factores considera las pérdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisión así como también los costos de operación del sistema Precios de Potencia en el Resto del SIC Los precios de potencia en los restantes nudos o barras del SIC se determinaron aplicando Factores de Penalización a los Precios Básicos de la Potencia señalados en el punto 6.2. Estos Factores se obtienen de referir a los nudos de referencia de cada subsistema, los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 6.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalización incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3. En el CUADRO N 10 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes.

27 27 CUADRO N 10: FACTORES DE PENALIZACIÓN Y PRECIOS DE NUDO NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO kv POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA [$/kw/mes] [$/kwh] D. DE ALMAGRO 220 1,0879 1, ,13 52,576 CARRERA PINTO 220 1,0569 1, ,85 51,154 CARDONES 220 1,0192 1, ,49 49,300 MAITENCILLO 220 0,9656 1, ,90 46,779 PAN DE AZUCAR 220 1,0129 1, ,51 48,895 LOS VILOS 220 0,9936 1, ,48 47,064 QUILLOTA 220 0,9738 1, ,82 46,593 POLPAICO 220 1,0000 1, ,98 47,693 LAMPA 220 1,1224 1, ,74 54,025 CERRO NAVIA 220 1,1086 1, ,50 50,894 CHENA 220 1,0956 1, ,44 50,628 ALTO JAHUEL 220 1,0656 1, ,39 49,048 PAINE 154 1,0754 1, ,70 49,626 RANCAGUA 154 1,0772 1, ,12 49,589 PUNTA CORTES 154 1,0682 1, ,01 49,538 TILCOCO 154 1,0533 1, ,00 48,424 SAN FERNANDO 154 1,0485 1, ,88 47,981 TENO 154 1,0211 0, ,44 46,486 ITAHUE 154 0,9979 0, ,99 45,698 ANCOA 220 0,9933 0, ,91 44,739 CHARRUA 220 0,9325 0, ,62 44,086 TEMUCO 220 0,9510 0, ,47 45,503 LOS CIRUELOS 220 0,9538 0, ,12 45,298 VALDIVIA 220 0,9522 0, ,75 45,782 BARRO BLANCO 220 0,9493 0, ,57 46,039 PUERTO MONTT 220 0,9572 0, ,92 46,495

28 28 7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO 7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta 7 Los parámetros de la fórmula de indexación de la potencia representan el peso relativo de cada una de las componentes utilizadas en la determinación del precio básico de la potencia, y se obtienen y justifican a partir del valor de las derivadas parciales de dicho precio respecto a cada una de las variables utilizadas. Ppot [ US$ kw mes] = Pbpot DOL DOL o 1 + d 1 + d o coef1 PPIturb PPIturb o + coef 2 PPI PPI o + coef 3 IPM IPM o + coef 4 IPC IPC o Potencia Potencia PPIturb PPI IPM IPC Central [MW] Central [MW] COEF 1 COEF 2 COEF 3 COEF 4 Polpacio 70 0,4618 0, , ,27189 En que: DOL : d : IPC e IPM : Valor promedio del tipo de cambio observado del dólar EEUU del mes anterior al que aplique la indexación publicado por el Banco Central. Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Iquique. Índices de precios al consumidor y de precios al por mayor publicados por el INE para el segundo mes anterior al cual se aplique la indexación. PPIturb : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics ( pcu ) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. 7 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo 277.

29 29 PPI : Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor Statistics ( WPU ) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. DOL 0 : Dólar observado EEUU promedio del mes de marzo de 2009 publicado por el Banco Central (592,93[$/US$]). D 10 : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Iquique (6%). IPCo e IPMo : Valores de IPC y de IPM correspondientes a febrero de 2009 (98,88 y 306,41 respectivamente). PPIturb o : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de octubre de 2008 (204,20). PPI o : Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de octubre de 2008 (186,40). 7.2 Indexación del Precio de la Energía Los parámetros de la fórmula de indexación de la energía se obtienen y justifican mediante: El precio de nudo de la energía será indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado, de acuerdo a la siguiente expresión: Donde: PMM i Precio Energía = Precio base PMM O PMM i : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación de este precio. PMM 0 : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión,

30 30 correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de noviembre de 2008 a febrero de 2009 (57,844 [$/kwh]). El primer día hábil de cada mes, la Comisión publicará en su sitio de dominio electrónico, el valor del PMMi respectivo, para efectos de la aplicación de la fórmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante el Índice de Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicación de la fórmula de indexación de la energía. 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA 8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva Los cargos por energía reactiva de la fijación de abril de 2009 varían en un 4,96 % respecto de la fijación de octubre de 2008, cifra que corresponde a un 2,36 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre septiembre 2008 y marzo de 2009 y a un 2,54 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (julio enero 2009). 8.2 Condiciones de Aplicación Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el CUADRO N 11, y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, horariamente, conforme al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y la energía activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en el CUADRO N 11, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs. 4. Se exceptúa la aplicación de los siguientes cargos sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos. El mecanismo de aplicación de los cargos señalados en el CUADRO N 11, será detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

31 31 En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, se deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el CUADRO N 11. Los términos y condiciones de dichos balances deberán ser determinados a través de un informe de la Dirección de Peajes. CUADRO N 11: CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA INDUCTIVA SEGÚN NIVEL DE TENSIÓN DE PUNTO DE COMPRA Cargo para tensión Cargo para tensión Cargo para tensión Cuociente superior a 100 kv entre 100 kv y 30 kv inferior a 30 kv (%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 0,0 0,0 0,0 Sobre 10 y hasta 20 0,0 0,0 0,0 Sobre 20 y hasta 30 4,687 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 8,439 8,439 0,0 Sobre 40 y hasta 50 8,439 8,439 8,439 Sobre 50 y hasta 80 11,246 11,246 11,246 Sobre 80 14,052 14,052 14,052 9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA Se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas durante los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre, exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dichos meses.

32 32 10 DETERMINACIÓN DE LA BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y COMPARACIÓN DEL PRECIO MEDIO TEÓRICO CON PRECIOS DE MERCADO Determinación Precio Medio Básico Conforme a lo establecido en el inciso primero del artículo 168º del DFL Nº4/2006, el Precio Medio Básico del SIC resulta ser: CUADRO N 12: DETERMINACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO. 8 Precio Medio Básico SIC Precio Básico Energía [$/kwh] 46,593 Precio Básico Potencia [$/kw/mes] 5.097,82 Precio Medio Básico [$/kwh] 55, Determinación de Banda de Precios de Mercado Según lo establecido en los números 2, 3 y 4, del artículo 168º del DFL Nº4/2006, para la determinación de la Banda de Precios de Mercado (BPM) se debe determinar la diferencia porcentual (ΔPMB/PMM%) entre el Precio Medio Básico, calculado en el punto anterior, y el Precio Medio de Mercado (PMM) determinado en conformidad a lo establecido en artículo 167º del DFL Nº4/2006. Esta comparación se muestra en CUADRO N 13. CUADRO N 13: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO BÁSICO - PRECIO MEDIO DE MERCADO. Precio Medio Básico/Mercado SIC Precio Medio Básico [$/kwh] 55,592 Precio Medio de Mercado [$/kwh] 57,844 PMB / PMM (%) -3,9% El procedimiento de determinación de la BPM se describe a continuación: 5% ; si ΔPMB / PMM % < 30% 2 BPM = ΔPMB / PMM % 2% ; si 30 ΔPMB / PMM % < 80% 5 30% ; si 80% ΔPMB / PMM % De la aplicación del procedimiento descrito anteriormente, el límite superior de la BPM para la presente fijación resulta igual a 5.0%. 8 Precio Básicos en nudo Quillota 220 kv., Factor de carga Sistema utilizado:

33 Comparación del Precio Medio Teórico con Precio Medio de Mercado. En conformidad al procedimiento estipulado en el artículo 167º del DFL Nº4/2006, la diferencia porcentual entre el Precio Medio de Mercado y el Precio Medio Teórico resulta ser igual a: CUADRO N 14: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO TEÓRICO PRECIO MEDIO DE MERCADO. Precio Medio Teórico/Mercado SIC Precio Medio Teórico [$/kwh] 58,314 Precio Medio de Mercado [$/kwh] 57,844 Diferencia (%) 0,81% Dicha diferencia porcentual es inferior al límite superior de la BPM calculado en el punto anterior. Por lo tanto, según lo señalado en el artículo 167º del DFL Nº4/2006, los precios de nudo determinados previamente son aceptados. CUADRO N 15: COMPARACIÓN PRECIO MEDIO TEÓRICO AJUSTADO PRECIO MEDIO MERCADO. Precio Medio Teórico Ajustado/Mercado SIC Precio Medio Teórico Ajustado [$/kwh] 58,314 Precio Medio de Mercado [$/kwh] 57,844 Diferencia (%) 0,81%

34 34 CUADRO N 16: PRECIOS DE NUDO, AJUSTADO A BANDA DE PRECIOS DE MERCADO Y FACTORES DE PENALIZACIÓN. NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO kv POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA [$/kw/mes] [$/kwh] D. DE ALMAGRO 220 1,0879 1, ,13 52,576 CARRERA PINTO 220 1,0569 1, ,85 51,154 CARDONES 220 1,0192 1, ,49 49,300 MAITENCILLO 220 0,9656 1, ,90 46,779 PAN DE AZUCAR 220 1,0129 1, ,51 48,895 LOS VILOS 220 0,9936 1, ,48 47,064 QUILLOTA 220 0,9738 1, ,82 46,593 POLPAICO 220 1,0000 1, ,98 47,693 LAMPA 220 1,1224 1, ,74 54,025 CERRO NAVIA 220 1,1086 1, ,50 50,894 CHENA 220 1,0956 1, ,44 50,628 ALTO JAHUEL 220 1,0656 1, ,39 49,048 PAINE 154 1,0754 1, ,70 49,626 RANCAGUA 154 1,0772 1, ,12 49,589 PUNTA CORTES 154 1,0682 1, ,01 49,538 TILCOCO 154 1,0533 1, ,00 48,424 SAN FERNANDO 154 1,0485 1, ,88 47,981 TENO 154 1,0211 0, ,44 46,486 ITAHUE 154 0,9979 0, ,99 45,698 ANCOA 220 0,9933 0, ,91 44,739 CHARRUA 220 0,9325 0, ,62 44,086 TEMUCO 220 0,9510 0, ,47 45,503 LOS CIRUELOS 220 0,9538 0, ,12 45,298 VALDIVIA 220 0,9522 0, ,75 45,782 BARRO BLANCO 220 0,9493 0, ,57 46,039 PUERTO MONTT 220 0,9572 0, ,92 46,495

35 Determinación del Valor Máximo de las Ofertas de Licitación para Abastecer Consumos Regulados. De acuerdo lo establece el artículo 135º el DFL Nº4/2006, en cada licitación, el valor máximo de las ofertas será el equivalente al limite superior de la BPM aumentado en un 20%. El valor así determinado, esto es el precio medio máximo de las ofertas de licitación para consumos regulados, resulta ser igual a 122,921 [US$/MWh], que considera un precio de potencia de 8,8290 [US$/kW/mes] y un precio máximo de energía para efecto de las licitaciones mencionadas, en el SIC, igual a 107,335 9 [US$/MWh]. 11 ABONO O CARGO POR DIFERENCIA DE PRECIO DE NUDO CON COSTOS MARGINALES, DE LOS SUMINISTROS SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS NO CUBIERTOS POR CONTRATOS. Conforme a lo dispuesto en el artículo 27º transitorio del DFL Nº4/2006, la DP del CDEC-SIC hizo llegar a la Comisión el Informe Definitivo Determinación de Abono o Cargo a Suministros Sometidos a Regulación de Precios, Septiembre 2008 a Febrero 2009, mediante carta DP Nº 242/2009 de fecha 31 de marzo de 2009, conforme a la metodología establecida en la Resolución Exenta CNE Nº 885 del 24 de diciembre de Dicho informe establece que, de la aplicación de la metodología señalada, se determinó un cargo cuyo valor asciende a 34,546 $/kwh. No obstante lo anterior, de acuerdo a lo dispuesto en el artículo transitorio señalado, el traspaso que resulte de las diferencias, positivas o negativas, que se produzcan entre el costo marginal y el precio de nudo vigente, no podrá ser ni superior ni inferior en el 20% del precio de nudo. En virtud de lo anterior, y de acuerdo a los precios de nudo resultantes de la presente fijación, mostrados en el cuadro Nº 16 del cuerpo del presente informe, se determinó un cargo de 8,817 $/kwh, el cual deberá ser traspasado al total de los consumos regulados del SIC, conforme lo establezca el Decreto de Precios de Nudo respectivo. 9 Factor de Carga Sistema: 0.776

36 36 12 DETERMINACIÓN DEL CARGO UNICO TRONCAL (CU) 12.1 Utilización del Sistema de Transmisión Troncal Año 2008 A partir de los antecedentes disponibles a la fecha, el cargo único troncal aplicable a los usuarios con una potencia conectada inferior a kw (CU2), para remunerar el uso del sistema de transmisión troncal durante el año 2008, se establece en 0, $/kwh. El saldo a remunerar por parte de los usuarios de ese segmento por la utilización del sistema de transmisión troncal del año 2008 asciende a MM$ Lo anterior se resume en la siguiente tabla. UTILIZACIÓN STT AÑO 2008, CU2 Saldo Utilización STT 2008 MM$ Demanda Proyectada Mayo Febrero 2010 GWh CU $/kwh 0,226 El saldo a remunerar por la utilización del sistema de transmisión troncal en el año 2008 por parte del segmento de usuarios que se señala en la LGSE, en su artículo 102, letra a), párrafo segundo asciende a MM$ El cargo único para este segmento de usuarios se establece en 0,116 $/kwh. Lo anterior se resume en la siguiente tabla. UTILIZACIÓN STT AÑO 2008, CU Saldo uso STT año 2008 MM$ 861 Demanda Proyectada Mayo Febrero 2010 GWh CU $/kwh 0,116 La demanda considerada para determinar los cargos únicos de cada segmento, se basa en la proyección de demanda utilizada en la presente fijación. El cálculo contempla una ventana de 10 meses, de esta forma se minimizan las desviaciones de la recaudación real respecto de la recaudación objetivo calculadas con ocasión de las fijaciones de precios de nudo de los meses de abril de los años siguientes. Las recaudaciones obtenidas por la aplicación de estos cargos, en los meses de marzo y abril anteriores a cada una de esas fijaciones, constituirán un abono a los montos a saldar en el siguiente período. 10 Los montos a saldar, fueron obtenidos del informe Revisión del Cálculo de Peajes por el Sistema de Transmisión Troncal Año 2008, de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, de fecha 31 de marzo de Actualizado con el IPC de Marzo 2009.

37 Cargo Único Traspasable a Usuarios Sometidos a Regulación de Precios El cargo único troncal determinado en la fijación de precios de nudo de octubre 2008, correspondiente a la remuneración del periodo , que será actualizado con ocasión de la fijación de precios de nudo de octubre 2009, se le adiciona el cargo destinado a remunerar el saldo por la utilización del sistema de transmisión troncal durante el año En la tabla siguiente se muestran ambos cargos. CUADRO Nº 17 Cargo Único Troncal Período Mayo Octubre 2009 Período de CU2 Utilización STT $/kwh , ,226 CU 0,625 De acuerdo a lo contenido en el CUADRO Nº 17, el Cargo Único Troncal aplicable en el período Mayo Octubre 2009 corresponde a 0,625 $/kwh.

38 38 ANEXOS 13 ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Los precios contenidos en el CUADRO N 6, se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones de los cuadros N 18, 19 y 20. Para el carbón, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del carbón térmico. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI. La modulación de precios del GNL se realizó a través del coeficiente de modulación en base a precio proyectado de GNL en Chile. CUADRO N 18: PROYECCIÓN PRECIO DE CARBÓN 12 Carbón Térmico Año Precio [US$/Ton] Factor de Modulación ,2 1, ,8 1, ,0 1, ,8 1, ,3 1, ,8 1, ,4 1, ,0 1, ,0 1, ,3 1, ,9 1,346 CUADRO N 19: PROYECCIÓN PRECIO DE CRUDO WTI 13. Crudo WTI Año Precio Factor de [US$/bbl] Modulación ,5 1, ,97 1, ,51 1, ,92 1, ,55 1, Estimación CNE en base a precios futuros Nymex. Período 2011 en adelante modulación en base a proyección Purvin&Getz. 13 Estimación CNE en base a proyección Purvin and Gertz al 1 de febrero de 2009.

39 39 Año Crudo WTI Precio [US$/bbl] Factor de Modulación ,76 1, ,26 2, ,01 2, ,08 2, ,49 2, ,18 2,319 CUADRO N 20: PROYECCIÓN GNL EN CHILE 14. GNL EN CHILE Año Proyección SIC US$/MMBtu Modulación SIC Proyección SING US$/MMBtu Feb-09 10,56 1,000 2º sem ,24 0, ,89 0,747 9, ,85 0,838 10, en adelante 9,45 0,895 10,82 Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras, cuyo combustible principal es líquido, se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulación correspondiente. 14 Estimación CNE sobre la base de contratos privados y precios futuros (cierre al 25 de febrero de 2009) para Henry Hub (NYMEX) y Brent (ICE).

40 40 14 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA 14.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv CUADRO N 21: COSTOS MARGINALES ESPERADOS Y ENERGÍA EN BARRA DE REFERENCIA QUILLOTA 220. Costos Marginales y Demanda en Quillota 220 MES CMg Demanda MES CMg Demanda [US$/MWh] [GWh] [US$/MWh] [GWh] Abril , ,9 Abril , ,7 Mayo , ,4 Mayo , ,9 Junio , ,0 Junio , ,3 Julio , ,2 Julio , ,9 Agosto , ,9 Agosto , ,8 Septiembre , ,4 Septiembre , ,1 Octubre , ,4 Octubre , ,1 Noviembre , ,6 Noviembre , ,5 Diciembre , ,4 Diciembre , ,4 Enero , ,4 Enero , ,0 Febrero , ,7 Febrero , ,2 Marzo , ,0 Marzo , ,7 Abril , ,8 Abril , ,9 Mayo , ,5 Mayo , ,1 Junio , ,6 Junio , ,4 Julio , ,0 Julio , ,8 Agosto , ,6 Agosto , ,7 Septiembre , ,3 Septiembre , ,4 Octubre , ,3 Octubre , ,6 Noviembre , ,3 Noviembre , ,5 Diciembre , ,9 Diciembre , ,7 Enero , ,1 Enero , ,0 Febrero , ,1 Febrero , ,8 Marzo , ,0 Marzo , ,8 Promedio ponderado: 78,581 [US$/MWh] Precio de la energía en nudo Quillota 220 kv: Precio Básico Energía = 78,581 [US$/MWh] 592,93 [$/US$]= 46,593 ($/kwh) El precio básico de la energía se ha calculado de acuerdo a la expresión del punto 6.1. Asimismo, el precio básico de la energía se ha determinado considerando el stock de agua de los embalses al 1º de abril de 2009, tal como exige el DFL Nº4/2006 en su artículo 162º, numeral dos.

41 Cálculo del Precio Básico de la Potencia 15 En el Sistema Interconectado Central se establece Polpaico 220 kv como la subestación básica de la potencia de punta. Se considera la Unidad de punta como una turbina a gas diesel de 70 MW con un MRT igual a 11,76% El detalle de la determinación del precio, se efectúa conforme se señala a continuación: Cálculo del Precio Básico de la Potencia de Punta en el Sistema Interconectado Central El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula: Ppot US$ kw mes = C FRC + C FRC + C FRC CF + C 1 + MRT { } ( ) FP [ ] ( ) TG TG Precio Básico de la Potencia, Polpaico 70 [MW] C TG [US$/kW] 688,143 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. SE FRC TG [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 67,179 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto. FRC SE [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30 años. C LT [US$/kW] 17,433 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Polpaico FRC LT [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1, Costo financiero. C OP [US$/kW] 0,748 Costo fijo de operación y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico. FP [-] 1, Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 8,829 Precio Básico de la potencia. SE LT LT op Precio Básico Potencia = 8, ,93 = 5.234,98 ($/kw/mes) 15 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo 277.

42 42 15 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE Simplificaciones Adoptadas Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones: a) Modelación uninodal del sistema eléctrico para la determinación de indisponibilidad de generación. b) Modelación multinodal para la determinación de indisponibilidad de transmisión. c) Factores de penalización determinados por la CNE producto de una actualización que incorpora las nuevas condiciones del SIC, tanto en generación como en transmisión determinadas con el Modelo Multinodal-Multiembalse OSE Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parámetros Indisponibilidad de Generación, Indisponibilidad de Transmisión, Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión Indisponibilidad de Generación Se determinó la indisponibilidad de generación implícita asociada al plan de obras utilizado en la presente fijación de precios. La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de un modelo estático, anual, que considera la curva de duración de la demanda del sistema, las indisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema y las condiciones de corto plazo que presenta la oferta de generación hidráulica para el caso de un sistema hidro-térmico. La modelación utilizada, reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con disponibilidad igual a 100%, obteniéndose la curva de duración de la demanda equivalente a partir del proceso de convolución entre la curva de duración de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema.

43 43 Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de oferta de potencia reconocida al sistema, se obtiene la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) como indicador que representa el número de horas esperado en que el sistema de generación no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta. La indisponibilidad de generación obtenida en el SIC expresada en horas al año: Indisponibilidad de Generación = 1,90 horas/año Indisponibilidad de Transmisión La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización, considerando que la modelación del sistema de transmisión que les dio origen no incorporó factores de indisponibilidad. Para ello, y como simplificación del problema, se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando una versión del modelo multinodal PCP 16. Considerando una tasa de indisponibilidad de horas/km al año, se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Se consideró la salida sucesiva de 21 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida. A cada escenario de insuficiencia de demanda, y a su distribución de costos marginales por barra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea. Como costo de falla se usó el costo correspondiente al primer tramo de falla. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes: Indisponibilidad de Transmisión = 1,63 horas/año Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1, p.u 16 El Modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional de Energía con motivo de la divergencia surgida en Sesión Nº72.1/98.

44 44 Se afectó los factores de penalización de potencia por dicho factor de sobrecosto. Los factores de penalización de potencia presentados en el cuerpo de este Informe, incluyen este coeficiente de sobre costo Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión La metodología empleada por la Comisión para calcular estos factores se basa en sensibilidades efectuadas respecto del punto de operación obtenido en la determinación del precio teórico de energía. En este sentido, es posible establecer los sobrecostos de operación con las restricciones impuestas al modelo para efectuar tanto la regulación de frecuencia como de tensión, durante los primeros 48 meses. Posteriormente, se calculan los factores mencionados para incrementar el precio teórico de energía, de forma tal de cubrir los sobrecostos calculados. En este mismo sentido, las variaciones que puedan experimentar estos factores de sobrecostos guardan relación los cambios que experimente el punto o condición de operación del sistema respecto a fijaciones anteriores, condición que tiene directa relación con la forma de utilización de los recursos disponibles en el sistema Regulación de Frecuencia Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente, requiere de una operación coordinada de las unidades de generación destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este efecto se realizó una simulación de la operación en el Modelo OSE2000 utilizando las bases económicas de la presente fijación. En este escenario, se consideró que el sistema debe soportar la salida de una unidad de 390 MW, repartiendo la reserva necesaria para tal contingencia entre las centrales Colbún, Pehuenche y El Toro, a prorrata de su potencia instalada. Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de frecuencia del orden de los 30,9 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frf, aplicado al precio teórico de energía permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo:

45 45 Frf = 1, Regulación de Tensión Análogamente al caso anterior, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación. Complementariamente, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una o más unidades de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales en el sistema. Para este efecto se simuló en el modelo OSE2000 una operación del sistema, utilizando las bases económicas de la presente fijación, considerando: La central San Isidro I con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 260 MW. La central San Isidro II con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 260 MW. Dichas condiciones de operación se mantuvieron durante todo el horizonte de análisis. Durante los mantenimientos programados de las centrales utilizadas para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por las centrales Nueva Renca y Nehuenco II, respectivamente, como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado. Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de tensión del orden de los 159,4 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frv, aplicado junto al factor Frf al precio teórico de energía, permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frv = Cabe señalar lo siguiente: Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de suministro deben entenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios.

46 46 Los parámetros definidos no deben entenderse como una condicionante del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) del Artículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos.

47 47 16 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA 16.1 Introducción En base al Estudio de Costo de Falla de Larga duración remitido al CDEC SIC con carta CNE N 1410 de 20 de Septiembre de 2007 para su distribución entre las empresas integrantes, se presenta a continuación la estructura aplicable a la determinación del costo de falla. Conforme a lo anterior, el costo de falla medio del SIC está determinado para restricciones de 5, 10, 20 y 30%, y períodos de 1, 2 y 10 meses respectivamente. Se consideró el efecto en el costo de falla para el SIC debido al efecto en cinco sectores: sector residencial, sector comercial, sector minero, sector transporte y sector industrial. Para cada una de las cinco componentes señaladas, se presenta a continuación la respectiva fórmula de indexación, para finalmente determinar el costo de falla para el SIC, luego de ponderar sus respectivos costos con los siguientes porcentajes: Sector Ponderador RESIDENCIAL 6.20% COMERCIAL 8.87% MINERO 36.72% TRANSPORT E 0.09% INDUSTRIAL 48.12% 16.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios Fórmula de Indexación a) Sector Residencial: Variación promedio en las Tarifas BT1-a, del cargo por energía base, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2004 (BT1A/BT1Ao), denominado IB. El valor de BT1Ao es 61,735. b) Sector Servicios: Variación promedio en las Tarifas BT2, del cargo por energía, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2004 (BT2/BT2o), denominado IC. El valor de BT2o es 27,088.

48 Comunas Consideradas Las comunas a considerar y su participación en el cálculo de la variación promedio por Tarifa son las siguientes: CUADRO N 22: COMUNAS CONSIDERADAS. Nombre Participación en el Promedio Comuna Empresa BT1A BT2 Santiago Chilectra 43,23% 44,71% Valparaíso Chilquinta 23,71% 20,94% Temuco CGE 20,04% 24,55% Pto. Montt Saesa 13,02% 9,81% Total 100,0% 100,0% 16.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo Componentes del Costo de Falla Productivo Considerando la siguiente participación de los componentes del costo de falla en sectores productivos: CUADRO N 23:COMPONENTES DEL COSTO DE FALLA POR SECTOR PRODUCTIVO. SIC Escenario C. Bienestar C. Autogen. C. Produc. C. Arr. Compra C. Otros Total % % % % % % B A P C O 1 mes, 5% 1.34% 8.04% 86.84% 0.72% 3.06% 100% 2 meses, 5% 1.07% 6.40% 89.58% 0.52% 2.44% 100% 10 meses, 5% 1.06% 6.50% 89.52% 0.41% 2.51% 100% 1 mes, 10% 0.59% 5.92% 90.12% 0.87% 2.50% 100% 2 meses, 10% 0.54% 5.34% 91.27% 0.55% 2.30% 100% 10 meses, 10% 0.46% 4.69% 92.60% 0.27% 1.98% 100% 1 mes, 20% 0.26% 5.19% 91.46% 0.65% 2.44% 100% 2 meses, 20% 0.26% 5.15% 91.68% 0.43% 2.48% 100% 10 meses, 20% 0.24% 4.91% 92.35% 0.23% 2.27% 100% 1 mes, 30% 0.17% 4.57% 92.68% 0.56% 2.02% 100% 2 meses, 30% 0.17% 4.57% 92.87% 0.39% 2.00% 100% 10 meses, 30% 0.16% 4.38% 93.43% 0.19% 1.84% 100% Componentes del Costo de Falla Productivo Para cada uno de los tramos y meses deberá determinarse la siguiente expresión: IA = B PM/PMo + A PD/PDo + P IPM/IPMo + C EQ/EQo + O RH/RHo

49 49 Considerando lo siguiente: B : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Bienestar (%). A :Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la Autogeneración (%). P : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la Producción (%). C : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Arriendo y Compra de Equipos (%). O : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a Otros Ajustes (%). PNE : Precio Base de Energía en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en $/kwh (s/iva). Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. PNP : Precio Base de Potencia en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en $/kw-mes (s/iva). Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. PM : Precio Monómico de electricidad en la Subestación Troncal Alto Jahuel para nivel de 220kV. PM = PNE + PNP / ( ). PD : Precio del petróleo diesel base Paridad CNE, en $/m3, incluidos los efectos del FEPP (s/iva). Valor al promedio del mes anterior al que se aplica la indexación. IPM : Indice de Precios al por Mayor publicados por el INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. Ta : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. PCU : Producer Price Index. Turbines and turbine generator sets. Series. (ID : PCU ). Valor al sexto mes anterior al que se aplica la indexación. EQ : EQ1 = DO PCU ( 1+Ta ). RH : Indice Real de Remuneraciones por Hora del INE. Valor al tercer mes anterior al que se aplica la indexación.

50 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic Indexadores CUADRO N 24: INDEXADORES Indexadores Indexadores Base (Dic-04) Abr-09 Var (%) Fecha Indexadores PNE Feb-09 PNP 3, , Feb-09 PM Feb-09 PD 226, , Mar-09 IPM Feb-09 DO Mar-09 Ta Mar-09 PCU Oct-08 EQ 61, , Indexadores Base (Dic-04) Abr-09 Var (%) Fecha Indexadores RH Ene-09 Abr-09 Fecha Indexadores Nombre BT1A BT2 Feb-09 Comuna Empresa ($/kwh) ($/kwh) Santiago Chilectra Valparaíso Chilquinta Temuco CGE Pto. Montt Saesa Equivalente a Feb Valor Base Var (%)

51 Indexación A continuación se presentan los componentes del Costo de Falla Medio del SIC, por sector Productivo, Residencial y Servicios y el valor de su respectivo indexador (IA, IB e IC). CUADRO N 25: INDEXADORES DE LOS COSTOS DE FALLA DE LOS DISTINTOS SECTORES Indexador (%) Sector Productivo (IA) Meses Porcentaje Sector Residencial (IB) Sector Servicios (IC) Finalmente, considerando la siguiente expresión para la determinación del Costo de Falla Medio del SIC, y los valores del CUADRO N 26, se obtiene lo siguiente: CFALLA = CFP IA + CFR IB + CFS IC

52 52 CUADRO N 26: COSTO DE FALLA MEDIO. Costo Social de Falla Medio ($ por kwh) Sector Productivo (CFP) Meses Porcentaje Sector Residencial (CFR) Sector Servicios (CFS) Tramos de Costo de Falla Medio Los tramos de falla ingresados al modelo OSE2000 se determinan de acuerdo a: lo siguiente: - Para ponderar la ocurrencia de los tres escenarios de racionamiento (1, 2 y 10 meses) se consideró de probabilidad despreciable el escenario 10 meses, ponderándose en un 50% los de 1 y 2 meses. - A continuación, se estableció como costo de falla de los tramos 0-5%, 5-10%, 10-20% y sobre 20%, lo siguiente: - Tramo 0-5% : Promedio del Porcentaje 5% - Tramo 5-10% : Promedio de los Porcentajes 5 y 10% - Tramo 10-20% : Promedio de los Porcentajes 10 y 20% - Sobre 20% : Promedio del Porcentaje 30%. Así, el costo de falla utilizado en la presente fijación en US$/MWh y según profundidad, es el siguiente: CUADRO N 27: TRAMOS DE COSTO DE FALLA UTILIZADOS. Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 540, % 555, % 588,09 Sobre 20% 632,94

53 53 17 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC 17.1 Introducción ABRIL DE 2009 En Chile la legislación vigente le entrega a la Comisión Nacional de Energía la responsabilidad de velar por el buen desarrollo del sector eléctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generación y de transmisión de electricidad, la Comisión debe analizar periódicamente la evolución de la demanda y de la oferta de electricidad. A continuación se entregan las los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de Obras correspondiente a la fijación de precios de nudo de ABRIL de Proyectos de Generación Alternativas de expansión del parque generador A partir de la información disponible por esta Comisión, se conformó un set de proyectos factibles de ser desarrollados en el horizonte , incluyendo alternativas tecnológicas que cubrieran diferentes fuentes energéticas. En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar. Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión. Los criterios generales aplicados en la elección de los proyectos analizados fueron los siguientes: Centrales ciclo combinado a gas natural desde Argentina No se consideró, en los planes de expansión analizados, la incorporación al parque generador de centrales genéricas de ciclo combinado. Sin perjuicio de lo anterior, se estudió alternativas de expansión del parque generador incluyendo centrales a gas natural en ciclo abierto, las cuales tienen como respaldo de operación GNL, cuyo tratamiento se detalla a continuación, o Diesel, dado que estas centrales realizan un aporte importante en el bloque de demanda máxima del sistema en los meses de febrero, marzo y abril.

54 Centrales a Gas Natural Licuado A partir de las restricciones de gas natural impuestas por la autoridad Argentina, se viabiliza la oportunidad de desarrollar una planta regasificadora de gas natural en nuestro país, que, entre otros, presenta beneficios como respaldo a las actuales centrales de ciclo combinado y/o a las futuras centrales que se incorporen al sistema. Para los ciclos abiertos y combinados existentes que utilizan gas natural y que no están asociados a la construcción de las plantas de regasificación, se consideró un valor adicional de 2 US$/MBtu a los valores proyectados de GNL por la utilización del terminal regasificador del SIC. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm3/día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm3/día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera Para efectos de la determinación del presente programa de obras, se consideró, a partir de la información disponible, que esta planta está en operaciones el tercer trimestre de 2009, lo que permite recomendar a partir de esta fecha centrales a gas licuado tanto en ciclo combinado como abierto. Se ha considerado una primera planta a partir de la fecha indicada en el párrafo anterior, con una capacidad del orden de 9,5 Millones de m3/día, la cual en su primer año de operación tendrá una capacidad de 4,75 Millones de m3/día siendo un 33 % disponible para consumo residencial e industrial. En relación al precio de este combustible, se consideró una proyección cuyo valor comienza en torno a 10US$/MBtu, para ir decayendo en el futuro de acuerdo a lo indicado en el anexo ANEXO Nº 1: PRECIOS DE COMBUSTIBLES Centrales a Carbón Otra de las opciones energéticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbón como insumo principal. A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de150, 200, 250 y 400 MW, factibles de ser localizado en las regiones de Atacama, Coquimbo, Valparaíso, del Biobio y de los Lagos, con costos unitarios de inversión de US$/kW. Los costos de inversión de estos proyectos incluyen la realización de puertos, necesario para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental.

55 Centrales Hidroeléctricas A partir de los antecedentes disponibles en esta Comisión, se conformaron proyectos tipo en base a módulos de generación de 460 MW, 500 y 660 MW, factibles de ser localizados en la XI Región, con costos unitarios de inversión de US$/kW. Los costos de inversión de estos proyectos, de manera referencial, incluyen los costos de transmisión y los costos asociados al cumplimiento de la normativa ambiental, así como otros costos de mitigación. Asimismo, se consideró otros proyectos hidroeléctricos de menor envergadura, de acuerdo a lo informado a esta Comisión por las propias empresas, para las que se consideró un costo unitario de inversión de US$/kW. Las estadísticas de afluentes se ha representado a través de caudales mensuales para las 47 hidrologías a partir de abril de 1960, agregándose 3 afluentes sintéticos, en concordancia con el procedimiento aplicado al resto de las centrales hidroeléctricas utilizadas en la modelación Centrales Eólicas y Geotérmicas En virtud a lo estipulado en la ley N , que introduce modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, respecto de la generación de electricidad con fuentes de energía renovables no convencionales, se ha considerado en el presente plan de obras la inclusión de centrales generadoras pertenecientes a este tipo de tecnologías. Como costos asociados a inversiones en parques de generación eólicos, se ha utilizado US$/KW para una potencia instalada de 40 MW. En virtud de los plazos de construcción de los nuevos parques de generación eólicos, se ha considerado que éstos pueden entrar en servicio a partir de abril de A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de 40 MW, factibles de ser localizados en las regiones de Coquimbo y del Biobio, con costos unitarios de inversión de US$/kW. Los costos de inversión de estos proyectos incluyen la subestación y la línea de conexión el sistema.

56 56 Las estadísticas de vientos para las regiones señaladas, se han representado a través de la modulación mensual de las potencias máximas de estos proyectos, de acuerdo a lo mostrado en los gráficos Nº 5 y Nº 6. GRÁFICO Nº 5: FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DE COQUIMBO FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DE COQUIMBO 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre GRÁFICO Nº 6: FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DEL BIOBIO FACTOR DE PLANTA CENTRAL EÓLICA - REGIÓN DEL BIOBIO 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

57 57 Se ha considerado como alternativa de expansión centrales geotérmicas, ubicadas en la zona cordillerana de las Regiones del Maule y del Biobio, conectándose al SIC en la S/E Ancoa y S/E Charrua respectivamente, con costos unitarios de inversión de US$/kW. Estas centrales entran con bloques de 40 MW y 25 MW. Para dar coherencia al estudio de plan de obras, fue necesario incorporar obras de transmisión que permitieran evacuar la energía aportada por las nuevas centrales recomendadas Obras de Transmisión En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N 282 de , también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período Asimismo se consideraron también los proyectos señalados en los Decretos Supremos N 259, 316 y 357, del 2008, todos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción; la Resolución Exenta Nº 54 de fecha 13 de enero de 2009, de esta Comisión, y el Dictamen Nº del Panel de Expertos, de fecha 10 de marzo de Adicionalmente, se incluyeron otros proyectos cuyos respectivos decretos aun se encuentran en el proceso de tramitación Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo Modelamiento de Centrales Hidroeléctricas Genéricas Sin perjuicio de su inclusión en los planes de expansión a analizados, se consideró lo siguiente para este tipo de centrales: 17 Modificado por el Decreto N 312 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

58 58 Se ha asociado a cada módulo de generación un costo fijo de inversión de transmisión en corriente continua, de tipo referencial y proporcional al tamaño de cada módulo. Estos costos son los correspondientes a la transmisión en corriente continua necesaria para la conexión al centro de carga del sistema, incluidos los refuerzos necesarios en el centro de carga del sistema Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural Sin perjuicio de su inclusión en los planes de expansión a analizados, se consideró lo siguiente para este tipo de centrales: Proyecto de referencia de central ciclo combinado tiene una potencia de 372 MW ISO. Esta potencia se ve reducida por efecto de la degradación por instalación y altura, determinando diferentes potencias netas según la ubicación del proyecto. En esta potencia y costos de inversión de la central, no está incluido el fuego adicional. La potencia final de cada central se obtiene como la suma de la potencia degradada de acuerdo al punto anterior y la potencia del fuego adicional, esto es, el 10% de la potencia degradada. El costo de inversión total se obtiene incrementando el costo de inversión ISO un 3%. a) Potencia Central firme = Potencia ISO degradada*0,9 b) Potencia Central interrumpible = Potencia ISO degradada*0,1 c) Potencia Central fuego adicional = Potencia ISO degradada*0,1 Potencia Central final = a + b + c Se ha considerado en el costo de inversión de las centrales ciclo combinado a gas natural recomendadas, un monto equivalente a la instalación de equipos de respaldo para efectuar una operación con combustible tipo Diesel 17.5 Bases del Estudio Criterios Generales El período de estudio es de 10 años, con dos años de relleno, y abarca desde Abril de 2009 hasta marzo de La tasa de descuento a utilizar es 10% anual, de acuerdo al DFL Nº4/2006.

59 Proyección del consumo La proyección de ventas SIC a utilizar para elaborar el Programa de Obras se muestra a continuación. CUADRO N 28: PREVISIÓN DE VENTAS EN EL SIC Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh] ZONA SIC Norte 4.472, , , , , , , , , , ,7 SIC Centro , , , , , , , , , , ,1 SIC Itahue 3.492, , , , , , , , , , ,8 SIC Concepcion 3.775, , , , , , , , , , ,3 SIC Sur 2.744, , , , , , , , , , ,4 SIC Austral 3.015, , , , , , , , , , ,2 Total Sistema , , , , , , , , , , ,5 Proyección de Demanda de Energía SIC [%] ZONA SIC Norte 4.5% 4,3% 9,4% 5,0% 3,3% 12,9% 14,1% 9,1% 6,0% 5,8% 5,6% SIC Centro 2.1% 4,2% 5,2% 6,3% 7,3% 5,2% 4,8% 5,2% 5,5% 5,4% 5,3% SIC Itahue 2.6% 4,1% 4,2% 3,8% 5,0% 5,2% 5,0% 5,4% 5,5% 5,4% 5,4% SIC Concepcion 0.6% 3,8% 4,9% 4,4% 4,3% 4,9% 3,9% 6,1% 6,1% 5,9% 5,7% SIC Sur -0.7% 2,7% 1,9% 2,2% 2,6% 2,8% 3,5% 3,9% 5,6% 5,4% 5,2% SIC Austral 2.9% 4,3% 5,0% 4,9% 5,0% 5,1% 5,0% 5,0% 4,9% 4,8% 4,8% Total Sistema 2.1% 4,1% 5,3% 5,4% 5,9% 5,9% 5,8% 5,7% 5,6% 5,4% 5,3%

60 60 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [GWh] ZONA SIC Norte 1.665, , , , , , , , , , ,4 SIC Centro , , , , , , , , , , ,5 SIC Itahue 2.616, , , , , , , , , , ,9 SIC Concepcion 1.398, , , , , , , , , , ,7 SIC Sur 1.173, , , , , , , , , , ,4 SIC Austral 2.907, , , , , , , , , , ,0 Total Sistema , , , , , , , , , , ,9 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [%] ZONA SIC Norte 2.2% 3,8% 4,7% 4,6% 4,8% 4,8% 4,7% 4,7% 4,6% 4,5% 4,5% SIC Centro 2.4% 4,9% 5,1% 5,1% 5,3% 5,3% 5,2% 5,2% 5,1% 5,0% 5,0% SIC Itahue 2.6% 4,4% 5,1% 4,6% 5,3% 5,2% 5,2% 5,2% 5,0% 4,9% 4,9% SIC Concepcion 2.3% 4,1% 4,9% 4,9% 5,1% 5,1% 5,1% 5,1% 5,0% 4,8% 4,8% SIC Sur 2.4% 4,0% 4,6% 4,5% 4,8% 4,6% 4,5% 4,5% 4,3% 4,2% 4,2% SIC Austral 3.1% 4,5% 5,1% 5,0% 5,1% 5,1% 5,0% 5,0% 4,8% 4,7% 4,7% Total Sistema 2.5% 4,6% 5,1% 5,0% 5,2% 5,2% 5,1% 5,1% 5,0% 4,9% 4,9%

61 61 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [GWh] ZONA SIC Norte 2.806, , , , , , , , , , ,3 SIC Centro 8.916, , , , , , , , , , ,6 SIC Itahue 875,6 901,5 914,3 927,2 966, , , , , , ,9 SIC Concepcion 2.376, , , , , , , , , , ,5 SIC Sur 1.571, , , , , , , , , , ,0 SIC Austral 108,0 108,3 108,8 109,4 112,0 116,7 122,4 129,2 138,8 148,8 159,2 Total Sistema , , , , , , , , , , ,6 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [%] ZONA SIC Norte 6.0% 4,7% 12,2% 5,2% 2,4% 17,4% 18,8% 11,0% 6,6% 6,3% 6,0% SIC Centro 1.7% 3,3% 5,3% 8,2% 10,4% 5,1% 4,3% 5,2% 6,2% 5,9% 5,6% SIC Itahue 2.7% 3,0% 1,4% 1,4% 4,2% 4,9% 4,6% 6,0% 7,1% 7,1% 6,9% SIC Concepcion -0.4% 3,6% 5,0% 4,2% 3,8% 4,8% 3,2% 6,7% 6,8% 6,5% 6,3% SIC Sur -2.9% 1,7% -0,1% 0,3% 0,7% 1,2% 2,7% 3,4% 6,8% 6,4% 6,1% SIC Austral -0.6% 0,3% 0,4% 0,6% 2,3% 4,2% 4,9% 5,5% 7,5% 7,2% 7,0% Total Sistema 1.7% 3,4% 5,7% 6,0% 6,9% 6,9% 6,8% 6,5% 6,4% 6,1% 5,9%

62 62 En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar. Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión Precio de los combustibles Los precios de los combustibles para las centrales térmicas corresponden a los informados en el punto 5.4 del cuerpo principal de este Informe Otros antecedentes El costo de falla o de racionamiento ha sido desglosado en cuatro valores según su nivel de profundidad, conforme se indica en el ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA Metodología La metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales térmicas y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fijos y variables) y falla. Para establecer el costo presente de abastecimiento de cada alternativa se ha incluido lo siguiente: Inversión en centrales y líneas de transmisión a la fecha de puesta en servicio. Valor residual de las inversiones a fines del período considerado (incluyendo los posibles años de relleno), en base a una depreciación lineal, y de acuerdo a la siguiente tabla de vida útil de las instalaciones: o Centrales gas natural :24 años o Centrales Carboneras :24 años o Centrales hidráulicas :50 años o Proyectos de interconexión y líneas de transmisión :30 años Costo fijo anual de reserva de transporte de gas de centrales de ciclo combinado por un 90% de su demanda máxima, dependiendo de su fecha de puesta en servicio y localización. Gasto fijo anual de operación y mantenimiento. Gasto variable anual, representado por los costos total de operación y falla entregado por el modelo de optimización utilizado.

63 63 La determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación de las opciones de desarrollo y de minimizar la siguiente función objetivo: Min s / a { Inv + CO & M + C var Re sid} Restricciones de demanda Limitaciones del sistema de transmisión Restricciones de riego Potencias máximas de centrales generadoras Variabilidad hidrológica, Etc. donde: Inv :Valor actualizado de las todas las inversiones futuras a optimizar. CO&M :Valor actualizado de todos los costos de operación y mantenimiento de las nuevas instalaciones, que en caso de las centrales a gas natural incluye el costo fijo anual de transporte de gas. Los valores de CO&M anual previos a su actualización se consideran al final de cada año. Cvar :Costo de operación y falla futuro actualizado del sistema, Resid :Valor actualizado del monto residual de todas las inversiones futuras.

64 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión CUADRO N 29: INSTALACIONES RECOMENDADAS. Fecha de entrada Potencia Obras Recomendadas de Generación Mes Año MW Octubre 2010 Eólica IV Region Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Region Diciembre 2010 Eólica IV Region Diciembre 2010 Rucatayo 60 Diciembre 2010 Hidroeléctrica X Región Abril 2011 Hidroeléctrica VII Región Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región Junio 2011 Eólica IV Region Julio 2011 Eólica Concepcion Julio 2011 Central Des.For. VII Region 01 9 Julio 2011 Central Des.For. VII Region 02 8 Septiembre 2011 Hidroeléctrica VIII Región Octubre 2011 Hidroeléctrica X Región Diciembre 2011 Eólica Concepcion Septiembre 2012 Hidroeléctrica XIV Región Marzo 2013 Carbón V Region Abril 2013 Eólica IV Region Abril 2013 Hidroeléctrica VII Región Julio 2013 Eólica IV Region Septiembre 2013 Eólica Concepcion Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 FA 35 Enero 2014 Ciclo Combinado GNL Tal Tal 360 Marzo 2014 Hidroeléctrica VIII Región Abril 2014 Eolica Concepcion Julio 2014 Hidroeléctrica VII Región Abril 2015 Hidroeléctrica VIII Región Octubre 2015 Geotermica Calabozo Octubre 2015 Geotermica Chillan Diciembre 2015 Carbón Maitencllo Abril 2016 Eolica IV Region Abril 2016 Módulo Hidroeléctrico Julio 2016 Cóndores 150 Enero 2017 Hidroeléctrica XIV Región Marzo 2017 Geotermica Calabozo Marzo 2017 Geotermica Chillan Octubre 2017 Eolica IV Region Octubre 2017 Carbón Pan de Azucar Febrero 2018 Módulo Hidroeléctrico Julio 2018 Geotermica Calabozo Julio 2018 Geotermica Chillan Septiembre 2018 Eolica Concepcion Marzo 2019 Módulo Hidroeléctrico Fecha de entrada Potencia Obras Recomendadas de Transmisión Mes Año MVA Febrero 2011 Línea Tinguiririca-Punta de Cortés 154 kv: Cambio de Conductor 2x198 Abril 2011 Tramo de línea Chena - Cerro Navia 2x220 kv: cambio de conductor 2x400 Abril 2012 Subestación Cerro Navia: Instalación equipos de control de flujos 2x350 Enero 2013 Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 kv: primer circuito 1400 Enero 2014 Línea Charrúa - Ancoa 1x500 kv 1300 Enero 2014 Subestación Charrúa: Instalación tercer autotransformador 500/220 kv 750 Enero 2014 Línea Cardones - Maitencillo 1x220 kv 200 Enero 2014 Línea Maitencillo - Pan de Azucar 1x220 kv 259 Enero 2014 Línea Pan de Azucar - Los Vilos 1x220 kv 224 Enero 2014 Línea Los Vilos - Nogales 1x220 kv 224 Marzo 2014 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa1 Marzo 2014 Línea Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220 kv: Aumento de Capacidad 1800 Agosto 2014 Transformación kv Sistema Alto Jahuel - Itahue Abril 2016 Refuerzo sistema Alto Jahuel - Itahue 220 kv 500 Enero 2016 Línea Ancoa - Itahue 1x220 kv 400 Marzo 2016 Subestación Secccionadora Lo Aguirre: Etapa2 Abril 2018 Ampliación Puerto Montt-Barro Blanco-Valdivia-Cautin-Temuco 220 kv 330

65 Obras de Transmisión Troncal En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el decreto N 282 de 2007, también del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que Fija Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal del Sistema Interconectado Central para el Período CUADRO N 30: INSTALACIONES EN CONSTRUCCIÓN. Fecha de entrada Potencia Obras en Construcción de Generación Mes Año MW Abril 2009 Central Diesel Santa Lidia 132 Abril 2009 Turbina Diesel Tierra Amarilla 142 Abril 2009 Turbina Diesel Newen 15 Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quintero 01 ope Diesel 240 Mayo 2009 Turbina Diesel Teno 50 Mayo 2009 Turbina Diesel TG TermoChile 60 Mayo 2009 Turbina Diesel TG Peñon 37 Mayo 2009 Central Diesel Chuyaca 20 Mayo 2009 Central Termoeléctrica Punta Colorada 01 Fuel 16.3 Mayo 2009 Turbina Diesel Campanario 04 CA 42 Mayo 2009 Central Diesel Termopacífico 96 Julio 2009 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 Julio 2009 Central Eólica Punta Colorada 20 Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda Septiembre 2009 Central Diesel Calle-Calle 20 Octubre 2009 Central Diesel EMELDA 76 Octubre 2009 Central Eólica Canela II 60 Octubre 2009 Central Eólica Monte Redondo 38 Noviembre 2009 Turbina Diesel Campanario IV CC 60 Noviembre 2009 Central Hidroeléctrica Licán 17 Noviembre 2009 Central Eólica Totoral 46 Enero 2010 Nueva capacidad Planta cogeneradora Arauco 22 Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 240 Junio 2010 Central Carbón Guacolda Julio 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 155 Octubre 2010 Central Carbón Santa María 343 Octubre 2010 Central Carbón Bocamina Abril 2011 Chacayes 106 Junio 2011 Central Carbón Campiche 242 Fecha de entrada Potencia Obras de Transmisión en Construcción (*) Mes Año MVA Mayo 2009 Línea Charrúa - Cautín 2x220 kv 500 Octubre 2009 Subestación Seccionadora Nogales Diciembre 2009 Nuevo Tramo de Línea El Rodeo Chena 1 x 220 kv 260 Enero 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kv (Circuito 1) 400 Abril 2010 Línea Nogales - Polpaico 2x220 kv 2x1500 Julio 2010 Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220 kv (Circuito 2) 400 Julio 2010 Línea A. Jahuel - Chena 2x220 kv: segundo circuito 260 Febrero 2011 Subestación Polpaico: Instalación segundo autotransformador 500/220 kv 750 Enero 2012 Línea Ancoa - Polpaico 1x500 kv: seccionamiento Enero 2012 Línea de entrada a A. Jahuel 2x500 kv 2x1800 (*) Incluye también las obras de transmisión troncal cuya construcción ha sido adjudicada.

66 66 18 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, ABRIL DE Introducción Según lo establecido en el DFL Nº 4/2006, la Comisión debe determinar semestralmente los Precios de Nudo de la Energía y la Potencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada. Asimismo, la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia, los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricos, a partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia. En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente a abril de 2009, en su Informe Técnico Definitivo, la Comisión actualizó los Factores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado Central (SIC) Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se distribuyen en la red eléctrica, y por lo tanto son un índice de costos asociado a la generación eléctrica. En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000. Para efectos de modelar la demanda se considera lo siguiente: En las diferentes barras del sistema, se modeló la demanda considerando dos componentes, una de carácter residencial y otra industrial; Se utilizó curvas de comportamiento de la demanda para las distintas barras del sistema según tipo de consumo (industrial o vegetativo). Por otra parte, el flujo en las líneas se representó mediante una aproximación lineal de 3 tramos, permitiendo así una mejor representación de los flujos y determinación de pérdidas. Adicionalmente, para los tramos troncales se representó el flujo mediante una aproximación lineal de 5 tramos.

67 67 Los Factores de Penalización de Energía del SIC se determinaron a partir de la relación de precios de nudo por barra para un período de 48 meses, calculados según la expresión del punto 6.1, y la barra de referencia elegida (Quillota 220 kv). Estos precios fueron calculados utilizando los costos marginales y las demandas de energía entregadas en el presente Anexo en los CUADRO N 31 a CUADRO N 34. En el caso particular de los Factores de Penalización de la Potencia, éstos fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de demanda máxima de cada uno de los primeros cuatro años de planificación en cada subsistema. Tanto los precios de combustibles, crecimiento de las ventas y consideraciones operacionales del SIC utilizados, se entregan en el cuerpo del Informe Técnico Definitivo.

68 68 CUADRO N 31: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [US$/MWh] MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt

69 69 CUADRO N 32: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE DEMANDA MÁXIMA [US$/MWh] MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt

70 70 CUADRO N 33: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [GWH] MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt

71 71 CUADRO N 34: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE EMANDA MÁXIMA [GWh] MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Lampa Cerro Navia Alto Jahuel Chena Paine Rancagua Punta Cortes San Fernando Teno Itahue Ancoa Charrua Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt Puerto Montt Puerto Montt

72 Bases Generales Del Cálculo De Factores De Penalización En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000. CUADRO N 35: ASIGNACION BARRAS DP-CDEC-SIC A MODELACION CNE OSE2000 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 1 d.almag220 Diego de Almagro d.almag110 Diego de Almagro c.pinto220 Carrera Pinto cardone220 Cardones cardone110 Cardones copiapo110 Cardones lirios_110 Cardones t.amari110 Cardones castill110 Castilla maitenc220 Maitencillo l.color110 Punta Toro huasco_110 Maitencillo vallena110 Maitencillo algarro110 Algarrobo pajonal110 Pajonales incahua110 Incahuasi vicuna_110 Pan de Azucar p.azuca220 Pan de Azucar romeral110 Romeral p.azuca110 Pan de Azucar e.indio110 Pan de Azucar necsa 066 Pan de Azucar marquez066 Pan de Azucar guayaca066 Pan de Azucar e.penon110 Ovalle andacol066 Pan de Azucar ovalle_066 Ovalle m.patri066 Ovalle punitaq066 Ovalle e.sauce066 Illapel combarb066 Illapel illapel066 Illapel l.vilos220 Los Vilos quillot220 Quillota quinqui110 Quinquimo cabildo110 Quinquimo c.cale1110 Pachacama c.cale2110 Pachacama chagre1110 Esperanza 110

73 73 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 40 s.feli2110 San Felipe s.rafa1110 San Felipe p.peuco110 Punta Peuco batuco_110 Batuco t.enami110 Ventanas concon_110 Ventanas t.achu1110 Achupallas t.achu2110 Achupallas quilpu1110 Quilpue quilpu2110 Quilpue c.vieja110 Casas Viejas aconcag066 Aconcagua t.plac1110 Agua Santa t.plac2110 Agua Santa t.valp1110 Agua Santa t.valp2110 Agua Santa t.p.an1110 Agua Santa t.p.an2110 Agua Santa t.quin1066 Agua Santa t.quin2066 Agua Santa t.al.n1066 Agua Santa t.al.n2066 Agua Santa t.alga1066 Agua Santa t.alga2066 Agua Santa t.s.se1066 Agua Santa t.s.se2066 Agua Santa polpaic220 Polpaico maitene220 Polpaico lampa 220 Lampa l.aguir110 Cerro Navia l.espe1110 Lo Espejo pudahu1110 Pudahuel pudahu2110 Pudahuel l.boza1110 Lo Boza quilic1110 Quilicura quilic2110 Quilicura recole1110 Recoleta recole2110 Recoleta s.crist110 San Cristobal l.dehe1110 La Dehesa l.dehe2110 La Dehesa vitacu1110 Vitacura vitacu2110 Vitacura a.cord1110 Alonso de Cordova renca 110 Renca altamir110 Altamirano carrasc110 Carrascal l.coch1110 Ochagavia 110

74 74 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 88 l.coch2110 Ochagavia ochagav110 Ochagavia cister1110 La Cisterna cister2110 La Cisterna s.anton066 Agua Santa manding066 Mandinga l.arana066 Araña marchig066 Rapel melipil066 Melipilla e.maite066 Melipilla e.paico066 Melipilla e.monte066 Melipilla c.navia220 Cerro Navia maipu1_110 Maipu maipu2_110 Maipu l.vall1110 Lo Valledor pajari1110 Pajaritos s.jose1110 San Jose s.jose2110 San Jose c.hipi1110 Club Hipico c.hipi2110 Club Hipico s.joaq1110 San Joaquin s.joaq2110 San Joaquin macul1_110 Macul macul2_110 Macul s.elen1110 Santa Elena s.elen2110 Santa Elena a.jahue220 Alto Jahuel s.bern1110 San Bernardo s.bern2110 San Bernardo malloco110 Alto Jahuel florida110 Florida p.alto_110 Florida quelteh110 Florida s.rosa1110 Santa Rosa s.rosa2110 Santa Rosa s.raqu1110 Santa Raquel pirque_066 Alto Jahuel a.jahue066 Alto Jahuel maipo 066 Alto Jahuel buin 066 Alto Jahuel a.cord2110 Alonso de Cordova apoqui1110 Apoquindo apoqui2110 Apoquindo l.domi1110 Los Dominicos l.domi2110 Los Dominicos torre80110 Torre l.rein1110 La Reina 110

75 75 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 136 l.rein2110 La Reina colbun_220 Alto Jahuel hospita066 Paine rancagu154 Rancagua m.v.cen154 Sauzal s.f.mos066 Rancagua rancag2066 Rancagua dole 066 Rancagua indura_066 Rancagua granero066 Rancagua e.tenie066 Rancagua l.lirio066 Rancagua p.corte066 Punta Cortes tilcoco154 Tilcoco teno 154 Teno chumaqu066 Rancagua rengo 066 Rancagua peleque066 San Fernando s.ferna066 San Fernando nancagu066 San Fernando paniahu066 San Fernando itahue_154 Itahue itahue_066 Itahue s.ped.c066 Itahue curico_066 Itahue quinta_066 San Fernando chimbar066 San Fernando v.prat_066 Itahue hualañe066 Itahue panguil066 Itahue talca1_066 Itahue talca2_066 Maule s.migue066 Maule ancoa 220 Ancoa coop.li066 Linares v.alegr066 Linares s.javie066 Maule constit066 Linares lin.con066 Linares panimav066 Linares longavi066 Parral retiro_066 Parral parral_066 Parral cauquen066 Parral chillan066 Chillan cocharc066 Chillan s.carlo066 Parral niquen_066 Parral 154

76 76 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 184 charrua220 Charrua cmpclaj220 Charrua inforsa220 Charrua cholgua220 Charrua cholgua066 Charrua charrua066 Charrua laja 066 Charrua quilmo_066 Charrua t.esqui066 Charrua l.angel154 Charrua negrete066 Charrua renaico066 Charrua angol 066 Charrua concepc220 Concepcion concepc154 Concepcion concepc066 Concepcion bellavi066 Concepcion tome 066 Concepcion spedrc1066 Concepcion spedrc2066 Concepcion petrox1066 Hualpen s.vicen154 San Vicente talcahu154 San Vicente oxy 154 Petroquim e.nobel154 Petroquim petrodo154 Petroquim s.vicen066 San Vicente c.biob1066 San Vicente temuco_220 Temuco temuco_066 Temuco metrenc066 Metrenco pitrufq066 Pitrufquen loncoch066 Loncoche collipu066 Valdivia victori066 Temuco lautaro066 Temuco l.lagos066 Los Lagos panguip066 Panguipulli valdivi066 Valdivia l.union066 La Union picarte066 Picarte chumpul066 Chumpullo paillac066 Paillaco pichirr066 Pichirro l.negro066 Osorno osorno_066 Osorno pilmaiq066 Osorno frutill066 Frutillar 066

77 77 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 232 purranq066 Purranque p.montt066 Puerto Montt p.varas066 Puerto Varas sauzal_110 Sauzal l.vegas110 Las Vegas s.pedro110 San Pedro ventana110 Ventanas miraflo110 Miraflores mapal 154 Mapal fopaco_154 Fopaco lcolor2066 Color corone2066 Coronel lota1 066 Coronel colcura066 Coronel carampa066 Charrua curanil066 Arauco t.pinos066 Charrua quinahu066 Charrua lebu 066 Arauco c.arauc066 Arauco i.maipo066 Coronel l.angel066 Coronel petrox2066 Hualpen l.piuqu220 Quillota mampil_220 Charrua hualpen220 Hualpen l.cirue220 Valdivia p.montt220 Puerto Montt sauzal_154 Sauzal ciprese154 Itahue d.amigo110 Dos Amigos l.compa110 Las Compañias s.joaqu110 Pan de Azucar choapa_110 Choapa mineros110 Candelaria p.l.cas066 Padre Las Casas s.raf.e066 Itahue parrona066 Itahue licante066 Itahue maule 066 Maule enlace_066 Charrua bucalem066 Charrua penco 066 Concepcion pillanl066 Temuco 066

78 Resultados A continuación se presenta el CUADRO N 36 los factores de penalización obtenidos producto del cálculo descrito: CUADRO N 36: FACTORES DE PENALIZACIÓN NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION kv POTENCIA ENERGIA D. DE ALMAGRO 220 1,0879 1,1284 CARRERA PINTO 220 1,0569 1,0979 CARDONES 220 1,0192 1,0581 MAITENCILLO 220 0,9656 1,0040 PAN DE AZUCAR 220 1,0129 1,0494 LOS VILOS 220 0,9936 1,0101 QUILLOTA 220 0,9738 1,0000 POLPAICO 220 1,0000 1,0236 LAMPA 220 1,1224 1,1595 CERRO NAVIA 220 1,1086 1,0923 CHENA 220 1,0956 1,0866 ALTO JAHUEL 220 1,0656 1,0527 PAINE 154 1,0754 1,0651 RANCAGUA 154 1,0772 1,0643 PUNTA CORTES 154 1,0682 1,0632 TILCOCO 154 1,0533 1,0393 SAN FERNANDO 154 1,0485 1,0298 TENO 154 1,0211 0,9977 ITAHUE 154 0,9979 0,9808 ANCOA 220 0,9933 0,9602 CHARRUA 220 0,9325 0,9462 TEMUCO 220 0,9510 0,9766 LOS CIRUELOS 220 0,9538 0,9722 VALDIVIA 220 0,9522 0,9826 BARRO BLANCO 220 0,9493 0,9881 PUERTO MONTT 220 0,9572 0,9979

79 79 19 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL La modelación del sistema de transmisión utilizada en la simulación de la operación del SIC puede ser encontrada en la base de datos que estará a disposición de los participantes de este proceso de fijación tarifaría en el CDEC- SIC. La mencionada base de datos al igual que el presente informe estarán disponibles para cualquier interesado en la pagina web de la CNE una vez publicado en el diario oficial el decreto de precio de nudo elaborado con motivo de la presente fijación. A continuación se entrega a manera referencial el diagrama unilineal del sistema de transmisión modelado.

80 80 CUADRO N 37: DIAGRAMA UNILINEAL REFERENCIAL. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO Paposo 220 D. Almagro 220 Taltal CA ~ ~ D.Almagro TG D. Almagro 110 C. Pinto 220 Cardones 220 Cardones 110 Castilla 110 Punta Toro 110 Maitencillo 220 Maitencillo 110 Gualcolda ~ Gualcolda 220 Algarrobo 110 Dos Amigos 110 ~ Huasco 110 Huasco TV & TG Pajonales 110 Incahuasi 110 Romeral 110 Pan de Azucar 220 Las Compañias 110 P. de Azucar 110 El Indio 110 Ovalle 110 Choapa 220 Los Vilos 220 ~ L. Molles Choapa 110 Illapel 110 Quinquimo 110 Casas Viejas 110 Quillota 220 Quillota 110 Ventanas ~ Ventanas 110 Quilpue 110 San Pedro 110 Miraflores 110 L. Verde ~ ~ L. VerdeTG Agua Santa 110 Achupallas 110 Agua Santa 220 ~ S. Isidro Nehuenco CA-CC Colbún San Luis 220 Sauce Andes Pachacama 110 Las Vegas 110 ~ Esperanza 110 San Felipe 110 Los Quilos ~ Los Maquis 110 Aconcagua 110 Aconcagua Totoral 110 ~ Punta Peuco 110 ~ Chacabuquito Los Maquis 220 Polpaico 220 Batuco 110 Lampa 220 El Salto 220 Cerro Navia 220 Lo Boza 110 Recoleta 110 El Salto 110 Vitacura 110 Cerro Navia 110 Quilicura 110 San Cristobal 110 La Dehesa 110 Alonso de Cordova 110 Apoquindo 110 Los Dominicos 110 Los Almendros 110 Los Almendros 220 Alfalfal Alfalfal 220 ~ Torre Melipilla 220 Melipilla 110 Pudahuel 110 San José 110 Altamirano 110 ~ ~ Nueva Renca Renca Ochagavía 110 San Joaquín 110 La Reina 110 Macul 110 ~ Florida Melipilla 66 Mandinga 66 Pajaritos 110 Lo Valledor 110 Maipú 110 Carrascal 110 Renca 110 Lo Espejo 110 La Cisterna 110 Club Hípico 110 Santa Elena 110 Florida 110 ~ Puntilla ~ ~ Maitenes Volcán Queltehues Rapel 220 Araña 66 Chena 110 Santa Raquel 110 Rapel ~ Santa Rosa 110 Rapel 66 Chena 220 San Bernardo 110 ~ Los Morros Alto Jahuel 110 Alto Jahuel 220

81 81 Alto Jahuel 220 Alto Jahuel 154 Alto Jahuel 500 Paine 154 ~ Sauzal Punta Cortes 154 Sauzal 110 Candelaria 220 Sauzal 154 Tilcoco 154 ~ EV25 Rancagua 154 Colbún 220 ~ Machicura ~ Colbún Teno 154 San Fernando 66 San Fernando 154 Ancoa 500 Itahue 220 Ancoa 220 Pehuenche 220 Loma Alta 220 Itahue 154 ~ Loma Alta Cipreses Isla ~ Cipreses 154 M. Melado 154 Curillinque 154 ~ Curillinque Maule 154 ~ ~ ~ Celco ~ Constitución San Ignacio Licantén ~ Pehuenche Linares 154 Parral 154 Chillán 154 A. Chillán 154 Charrúa 154 Charrúa 500 Charrúa 220 Ralco Cholguán ~ ~ Antuco 220 Antuco ~ Toro 220 El Toro ~ Abanico Laja ~ ~ Abanico 154 Concepción 154 Trupan 220 Rucúe 220 Mampil 220 ~ Rucúe Mampil ~ ~ Peuchén San Vicente 154 Concepción 220 ~ Pangue Pangue 220 Petroquim 154 Concepción 66 Hualpén 220 Petropower ~ Hualpén 154 Mapal 154 Color 66 Fopaco 154 PSEG Bocamina Coronel 154 ~ ~ Coronel 66 Esperanza 220 Arauco 66 ~ Arauco Temuco 220 Temuco 66 Padre Las Casas 66 Pitrufquen 66 ~ Cenelca ~ Metrenco 66 Valdivia Valdivia 220 Valdivia 66 Chumpullo 66 Loncoche 66 Pullinque ~ Pullinque 66 Picarte 66 Panguipulli 66 Paillaco 66 La Union 66 Pichirro 66 Los Lagos 66 Osorno 66 ~ ~ Capullo Pilmaiquén Barro Blanco 220 Barro Blanco 66 Purranque 66 Frutillar 66 Puerto Varas 66 Puerto Montt 66 Puerto Montt 220 Canutillar 220 ~ Canutillar

82 82 20 ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. La energía anual afluente al sistema desde abril de 1960 hasta marzo de 2006, incluyendo las centrales hidroeléctricas ingresadas al SIC a la fecha, se muestra en el CUADRO N 38. CUADRO N 38: ENERGÍA AFLUENTE SIC [GWh] Año abril mayo junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre enero febrero marzo TOTAL , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,556.7

83 83 En el GRÁFICO Nº 7 se muestra la energía anual afluente al sistema, ordenada de mayor a menor. GRÁFICO Nº 7: ENERGÍA AFLUENTE SIC Energía de Afluentes del Sistema GWh AÑO HIDROLÓGICO

84 84 21 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA. Cuenca Afluente OSE Afluente CDEC Riego Tucapel Laja en Tucapel Abanico HI Abanico Cuenca del Laja Lago Laja Lago Laja + Alto Pocura Boc. Polcura Antuco Pasada - HI Abanico + (Alto Polcura - Alto Polcura Lim.) Boc. Rio Rucue Río Rucúe

85 85 22 ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE.