FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2007 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO PRELIMINAR

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1 FIJACION DE PRECIOS DE NUDO OCTUBRE DE 2007 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO PRELIMINAR SEPTIEMBRE DE 2007 SANTIAGO CHILE

2 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 2 ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN ANTECEDENTES GENERALES Previsión de Demanda Precios de Dólar Observado Precios de Combustibles Restricciones de Gas Natural desde Argentina 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 Octubre 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 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE 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... 60

3 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Bases del Estudio Metodología Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE 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. 90

4 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 4 INFORME TÉCNICO PRELIMINAR CALCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE 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 Octubre de 2007, 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 Previsión de Demanda 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 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 5 GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 24 MESES GWh Ventas SIC Tasa Acumulada 12 meses 7.0% 6.5% 6.0% 5.5% 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% sep_05 oct_05 nov_05 dic_05 ene_06 feb_06 mar_06 abr_06 may_06 jun_06 jul_06 ago_06 sep_06 oct_06 nov_06 dic_06 ene_07 feb_07 mar_07 abr_07 may_07 jun_07 jul_07 ago_07 Fuente : CDEC-SIC 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 agosto de 2007, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dólar observado promedio de marzo de 2007, utilizado en la última fijación de precios de nudo, es de un -2,89%. 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, $/US$ 800 Promedio Mensual Dólar Observado 750 Tipo de Cambio [$/US$] Ago-2005 Sep-2005 Oct-2005 Nov-2005 Dic-2005 Ene-2006 Feb-2006 Mar-2006 Abr-2006 May-2006 Jun-2006 Jul-2006 Ago-2006 Sep-2006 Oct-2006 Nov-2006 Dic-2006 Ene-2007 Feb-2007 Mar-2007 Abr-2007 May-2007 Jun-2007 Jul-2007 Ago-2007 Fuente : Banco Central,

6 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 agosto de La información señalada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC, en respuesta a la carta CNE Nº1288/2007 del 28 de agosto 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 7, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

7 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 Brent a nivel internacional se ha mantenido por sobre los 30 US$/bbl, por lo menos desde Enero de En los últimos meses, dicho valor ha alcanzado niveles superiores a los 50 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio Brent desde enero de 1996 a agosto de La variación experimentada entre marzo de 2007 y agosto de 2007 es un aumento de 13,8%. GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO BRENT. Precio Petróleo Brent [US$/bbl] Perfil Petroleo Brent Enero 1996-Agosto 2007 Ene-96 Jul-96 Ene-97 Jul-97 Ene-98 Jul-98 Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 Ene-07 Fuente: Platt s, OLADE

8 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Previsión de Precios de Gas Natural Licuado (GNL). En la presente fijación esta Comisión utilizó la siguiente proyección de precios de GNL: CUADRO N 1: PREVISIÓN DE PRECIOS DE GNL 2. Año Precio [US$/MBtu] , , , , , en adelante 6, Restricciones de Gas Natural desde Argentina Se modelaron restricciones de gas 3 durante la mayor parte del año, con los niveles de restricción expresados en semanas de disponibilidad de gas por central mensualmente y aplicable a todo el horizonte de análisis. Dicha modelación se presenta en el ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. La potencia máxima de algunas centrales ha sido modificada de acuerdo al combustible que utilicen tal como se consigna en el CUADRO N 7. 2 Precio GNL corresponde a precio promedio futuros NYMEX para Henry Hub, hasta Desde 2013 en adelante, proyección largo plazo ENAP basada en Word Mackenzie. No incluye costo fijo de regasificación. 3 La estimación de disponibilidad de gas para generación se basó en última actualización del Informe del consultor Daniel Gerold.

9 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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. 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 Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal elaborado por el consorcio Synex-Cesi- Electronet. 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. - 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:

10 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 10 - 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, que en virtud del detalle que se requiera, 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 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 11 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre Previsión de Demanda Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC En el CUADRO N 2 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Preliminar de Octubre de CUADRO N 2: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Previsión de Demanda SIC [GWh] Años Libres Regulados Total ,758 21,473 38, ,939 22,590 40, ,299 23,900 43, ,884 25,342 46, ,480 26,890 49, ,215 28,516 52, ,032 30,233 56, ,901 32,078 59, ,839 34,040 63, ,896 36,138 68, ,075 38,381 72, ,384 40,783 77,167 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 2007, de la Comisión Nacional de Energía, conforme al artículo 272 del Reglamento Eléctrico 5. CUADRO N 3: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total ,05% 5,20% 6,01% ,58% 5,80% 6,59% ,21% 6,03% 7,01% 4 Modificado de acuerdo a nuevos antecedentes y evolución observada de ventas de energía en el SIC. 5 Modificado según Decreto Supremo N 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de 2003.

12 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 12 Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total ,65% 6,11% 6,80% ,71% 6,05% 6,81% ,51% 6,02% 6,70% ,18% 6,10% 6,60% ,95% 6,12% 6,50% ,89% 6,16% 6,50% ,83% 6,21% 6,50% ,78% 6,26% 6,50% Modelacion 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 0046 y Nº 0047, ambas de fecha 08 de enero de 2007, 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 4:

13 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 13 CUADRO N 4: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA 6 Duración bloque (horas) Mes Bloque 1 Bloque 2 Total Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo A partir del año 2008 en adelante, la curva de duración del mese de Abril, fue asimilada a la curva de duración del mes de Mayo, esto como una estimación del efecto de la incorporación de este mese al periodo de control de las horas de punta en el Sistema Interconectado Central.

14 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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, 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 5, cuyas fechas de puesta en marcha 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 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN) Fecha de entrada Obras en Construcción de Generación Potencia Mes Año Noviembre 2007 Central Eolica Canela 18,15 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 MW Enero 2008 Central Diesel Olivos 96 MW Febrero 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel capacidad final) 350 MW Abril 2008 Turbina Diesel Campanario II 55 MW Abril 2008 Central Hidroeléctrica Puclaro 5,6 MW Mayo 2008 Central Diesel Cenizas 17,1 MW Mayo 2008 Central Hidroeléctrica Ojos de Agua 9 MW Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW Octubre 2008 Turbina Diesel Cardones MW Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica Lircay 19,04 MW Abril 2009 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. GNL capacidad final) 358 MW Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. final) 377 MW Octubre 2009 Central Carbón Guacolda III 135 MW Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 242 MW Julio 2010 Central Carbón Bocamina II 342 MW Fecha de entrada Obras en Construcción de Transmisión Potencia Mes Año Septiembre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kv 198 MVA Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa - Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kv a 500 kv 390 MVA Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kv Final: 1400 MVA Julio 2008 Nueva Línea Charrúa-Cautín 220 kv 2x500 MVA Noviembre 2008 Nueva Línea El Rodeo - Chena 220 kv 260 MVA

15 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 15 En el CUADRO N 6 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 6: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIÓN) Fecha de entrada Obras Recomendadas de Generación Potencia Mes Año Abril 2008 Turbina Diesel Los Vilos I 125 MW Octubre 2008 Central Eolica Concepción Modulo I 20 MW Noviembre 2008 Central Eolica IV Region Modulo I 20 MW Enero 2009 Turbina Diesel VI Region 70 MW Mayo 2009 Central Desechos Forestales VIII Region 17 MW Mayo 2009 Central Eolica IV Region Modulo II 50 MW Julio 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 [MW]) 360 MW Agosto 2009 Central Desechos Forestales VII Region 25 MW Octubre 2009 Central Eolica Concepción Modulo II 20 MW Diciembre 2009 Central Eolica IV Region Modulo III 20 MW Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW Marzo 2010 Turbina Diesel Polpaico 70 MW Abril 2010 Ciclo Combinado GNL Quinteros I (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Enero 2011 Central Carbón Coronel II 250 MW Julio 2011 Central Carbón Pan de Azúcar I 250 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Chillan Etapa 1 25 MW Enero 2012 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Chillan Etapa 2 25 MW Octubre 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 400 MW Junio 2014 Central Carbón I, V-Region 400 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Chillan Etapa 3 25 MW Junio 2015 Central Carbón Los Vilos I 250 MW Enero 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2016 Central Carbón Puerto Montt I 250 MW Enero 2017 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40 MW Abril 2017 Central Geotérmica Chillan Etapa 4 25 MW Febrero 2018 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2018 Central Carbón Puerto Montt II 400 MW Obras recomendadas de Transmisión Troncal En el estudio de plan de obras de generación transmisión se consideraron los proyectos de expansión del sistema de transmisión troncal contenidos en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal, elaborado por el consorcio Synex-Cesi-Electronet.

16 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Nivel de Precios Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en Agosto de 2007, cumpliendo preliminarmente lo establecido en el artículo 162, número siete, del DFL 4/2006. Valor promedio del dólar observado del mes de Agosto de 2007, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO : 522,92 $/US$ 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 7:

17 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 17 CUADRO N 7: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Fopaco 12,0 * * 3,3% Biomasa - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Arauco 1 7,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 82,60 0,00 82,60 Arauco 2 3,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 89,00 0,00 89,00 Arauco 3 5,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 170,00 0,00 170,00 Celco 1 3,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 10,00 0,00 10,00 Celco 2 2,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 60,00 0,00 60,00 Celco 3 3,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 210,00 0,00 210,00 licanten0 1,5 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 28,00 0,00 28,00 licanten1 4,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 185,00 0,00 185,00 Nueva Aldea 1 14,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 14,00 0,00 14,00 valdivia1 6,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 valdivia2 8,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 6,00 0,00 6,00 valdivia3 9,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 47,00 0,00 47,00 valdivia4 38,0 * * 3,3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 88,00 0,00 88,00 cholguan0 9,0 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 9,90 0,00 9,90 cholguan1 4,0 * * 3,3% Biomasa-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 57,20 0,00 57,20 Petropower 54,2 * * 3,3% Derivado de Petroleo - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 3,90 3,90 Constitucion 7,0 * * 3,3% Desechos Forestales - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Laja 7,0 * * 3,3% Desechos Forestales - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Central Des.For. VIII Region 01 9,0 MesMay-2009 * 3,3% Desechos Forestales - 1,0000 [US$/MWh] 14,00 0,00 14,00 Central Des.For. VIII Region 02 8,0 MesMay-2009 * 3,3% Desechos Forestales - 1,0000 [US$/MWh] 50,00 0,00 50,00 Central Des.For. VII Region 01 15,0 MesAgo-2009 * 5,0% Desechos Forestales - 1,0000 [US$/MWh] 14,00 2,00 16,00 Central Des.For. VII Region 02 10,0 MesAgo-2009 * 5,0% Desechos Forestales - 1,0000 [US$/MWh] 50,00 2,00 52,00 Nueva Aldea 3 A 6,0 * * 3,3% Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Nueva Aldea 3 B 14,0 * * 3,3% Licor Negro-Petróleo N 6-1,0000 [US$/MWh] 14,00 0,00 14,00

18 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 18 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Eolica Canela I 18,2 MesNov-2007 * 63,3% Eolica - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Eolica Concepcion 01 20,0 MesOct-2008 * 64,0% Eolica - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Eolica IV Region 1 20,0 MesNov-2008 * 63,3% Eolica - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Eolica IV Region 2 50,0 MesMay-2009 * 63,3% Eolica - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Eolica Concepcion 02 20,0 MesOct-2009 * 64,0% Eolica - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Eolica IV Region 3 30,0 MesDic-2009 * 63,3% Eolica - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 0,00 0,00 Geotermica Calabozo 01 40,0 MesOct-2011 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Chillan 01 25,0 MesOct-2011 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Calabozo 02 40,0 MesOct-2013 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Chillan 02 25,0 MesOct-2013 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Calabozo 03 40,0 MesOct-2015 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Chillan 03 25,0 MesOct-2015 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Calabozo 04 40,0 MesAbr-2017 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Geotermica Chillan 04 25,0 MesAbr-2017 * 4,3% Geotermia - 1,0000 [US$/MWh] 0,00 2,00 2,00 Bocamina 121,0 * * 12,5% Carbón [Ton/MWh] 0,3800 [US$/Ton] 79,48 1,00 31,20 Guacolda I 142,9 * * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3600 [US$/Ton] 81,33 1,00 30,28 Guacolda II 142,9 * * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3600 [US$/Ton] 81,33 1,00 30,28 Laguna Verde 52,7 * * 50,0% Carbón [Ton/MWh] 0,8500 [US$/Ton] 92,69 7,86 86,65 Ventanas I 112,8 * * 6,9% Carbón [Ton/MWh] 0,4150 [US$/Ton] 86,33 2,18 38,01 Ventanas II 207,9 * * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3970 [US$/Ton] 86,33 1,38 35,65 Guacolda III 135,0 MesOct-2009 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 81,33 3,00 30,98 Ventanas III 242,0 MesEne-2010 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 86,33 3,00 32,70 Bocamina II 342,0 MesJul-2010 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3659 [US$/Ton] 83,45 3,82 34,35 Carbón Coronel I 400,0 MesOct-2010 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 75,83 3,00 29,09 Carbón Coronel II 250,0 MesEne-2011 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71 Carbón Pan de Azucar I 250,0 MesJul-2011 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71 Carbón Pan de Azucar II 400,0 MesOct-2013 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71 Carbón I V-Region 400,0 MesJun-2014 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71 Carbón Los Vilos I 250,0 MesJun-2015 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71 Carbón Puerto Montt I 250,0 MesJul-2016 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71 Carbón Puerto Montt II 400,0 MesJul-2018 * 2,1% Carbón [Ton/MWh] 0,3440 [US$/Ton] 83,45 3,00 31,71

19 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 19 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Campanario CA 125,0 * MesAbr ,1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 10,8880 [US$/MBtu] 5,00 2,50 56,94 Coronel TG Gas 46,7 * MesAbr ,0% Gas Natural [dam3/mwh] 0,2561 [US$/dam3] 134,56 3,10 37,56 Horcones TG Diesel 24,3 * * 5,0% Gas Natural [m3/mwh] 0,3830 [US$/m3] 633,34 3,00 245,57 Horcones TG Gas 24,3 * MesAbr ,0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 15,5500 [US$/MBtu] 5,00 2,00 79,75 Nehuenco II 384,2 * MesSep ,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,1812 [US$/dam3] 165,22 2,43 32,37 Nueva Aldea 2 Gas 12,0 * MesAbr ,0% Gas Natural - 1,0000 [US$/MWh] 74,00 0,00 74,00 Nueva Renca 320,1 * * 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,1942 [US$/dam3] 167,16 3,10 35,56 Nueva Renca FA 49,8 * * 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,2509 [US$/dam3] 167,16 0,00 41,94 San Isidro 350,0 * MesAbr ,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,2030 [US$/dam3] 167,89 3,07 37,15 San Isidro FA 20,0 * MesAbr ,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,3365 [US$/dam3] 167,89 2,82 59,31 Taltal1 121,5 * MesFeb ,0% Gas Natural [dam3/mwh] 0,3030 [US$/dam3] 150,98 2,27 48,02 Taltal2 123,4 * MesFeb ,0% Gas Natural [dam3/mwh] 0,3030 [US$/dam3] 150,98 2,27 48,02 Candelaria CA GNL I 125,3 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 10,8870 [US$/MBtu] 7,72 2,80 86,88 Candelaria CA GNL II 125,3 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 10,8870 [US$/MBtu] 7,72 2,80 86,88 Nehuenco I FA GNL 21,4 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 9,1341 [US$/MBtu] 7,72 0,00 70,54 Nehuenco I GNL 340,1 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 7,4380 [US$/MBtu] 7,72 2,31 59,75 Nehuenco II GNL 384,2 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,6873 [US$/MBtu] 7,72 2,43 54,07 San Isidro 2 FA GNL 19,0 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,90 67,21 San Isidro 2 GNL 358,7 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,90 50,63 San Isidro FA GNL 20,0 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 12,4187 [US$/MBtu] 7,72 2,82 98,73 San Isidro GNL 350,0 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 7,0637 [US$/MBtu] 7,72 2,82 57,37 Ciclo Combinado GNL Quintero I 350,0 MesAbr-2010 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL Quintero I FA 35,0 MesAbr-2010 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Ciclo Combinado GNL Quintero II 350,0 MesEne-2012 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL Quintero II FA 35,0 MesEne-2012 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Taltal Ciclo Combinado GNL 360,0 MesJul-2012 * 5,0% GNL SING [Mbtu/MWh] 6,9089 [US$/MBtu] 7,72 2,27 55,63 Ciclo Combinado GNL Quintero III 350,0 MesEne-2016 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL Quintero III FA 35,0 MesEne-2016 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Ciclo Combinado GNL I VI-Región 350,0 MesEne-2017 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL I VI-Región FA 35,0 MesEne-2017 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Ciclo Combinado GNL II VI-Región 350,0 MesFeb-2018 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL II VI-Región FA 35,0 MesFeb-2018 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81

20 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 20 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Ancud 3,3 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2416 [US$/Ton] 775,47 10,00 197,35 Antilhue TG-1 50,3 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2300 [US$/Ton] 721,50 2,89 168,84 Antilhue TG-2 50,9 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2300 [US$/Ton] 721,50 2,89 168,84 Campanario CA Diesel 125,0 * * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Candelaria CA Diesel I 125,3 * * 2,1% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3217 [US$/m3] 630,16 2,80 205,52 Candelaria CA Diesel II 128,6 * * 2,1% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3217 [US$/m3] 630,16 2,80 205,52 Con Con 2,7 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2678 [US$/m3] 596,44 13,99 173,69 Constitución Elektragen 9,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2976 [US$/Ton] 790,89 13,92 249,29 Coronel TG Diesel 46,7 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2263 [US$/Ton] 725,87 19,50 183,77 Degañ 36,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2087 [US$/Ton] 785,94 15,00 179,03 Diego Almago TG 46,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,3370 [US$/Ton] 704,68 6,63 244,11 Esperanza 1 18,8 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,4063 [US$/m3] 629,00 7,05 262,58 Esperanza 2 1,8 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2600 [US$/m3] 647,00 9,00 177,22 Esperanza 3 1,6 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2694 [US$/m3] 647,00 9,00 183,33 EV25 25,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,3090 [US$/Ton] 740,42 1,00 229,79 Laguna Verde TG 17,9 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2640 [US$/Ton] 731,22 1,00 194,04 Las Vegas 2,3 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2709 [US$/m3] 599,01 11,99 174,26 Los Vientos 124,4 * * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2550 [US$/Ton] 743,13 2,50 192,00 Nehuenco 9B Diesel I 92,0 * * 10,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3273 [US$/m3] 615,02 4,30 205,60 Nehuenco 9B Diesel II 16,0 * * 10,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3392 [US$/m3] 615,02 21,50 230,11 Nehuenco I Diesel 310,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,1896 [US$/m3] 615,02 5,21 121,82 Nehuenco I Diesel FA 21,4 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2475 [US$/m3] 165,20 0,00 40,89 Nehuenco II Diesel 391,5 * * 2,1% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,1893 [US$/m3] 615,02 5,21 121,63 Nueva Aldea 2 Diesel 12,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3100 [US$/m3] 724,17 2,00 226,49 Nueva Renca Diesel 312,0 * * 2,4% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1710 [US$/Ton] 722,80 6,30 129,90 Quellón 5,4 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2416 [US$/Ton] 789,52 8,10 198,85 Renca 92,0 * * 11,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,3650 [US$/Ton] 722,80 3,64 267,46 San Isidro 2 CA Diesel 240,0 * MesOct ,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2292 [US$/Ton] 708,88 8,43 170,91 San Isidro Diesel 305,0 * * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1848 [US$/Ton] 708,88 6,46 137,46 Taltal2 Diesel 123,4 * MesFeb ,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2790 [US$/Ton] 704,98 4,84 201,53 Maule 6,0 MesEne-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2976 [US$/Ton] 790,89 13,92 249,29 Olivos 96,0 MesEne-2008 * 5,0% Petróleo Diesel - 1,0000 [US$/MWh] 179,00 0,00 179,00 San Isidro 2 CC Diesel 350,0 MesFeb-2008 MesMar ,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1848 [US$/Ton] 708,88 6,46 137,46 Campanario II Diesel 55,0 MesAbr-2008 * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Los Vilos 01 Diesel 125,0 MesAbr-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2398 [US$/Ton] 603,52 7,89 152,61 Cenizas 17,1 MesMay-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2330 [US$/Ton] 603,52 9,00 149,62 Cardones 01 Diesel 141,0 MesOct-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2398 [US$/Ton] 603,52 7,89 152,61 Turbina I 70,0 MesEne-2009 * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Taltal Ciclo Combinado Diesel 307,8 MesJul-2009 MesJun ,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1848 [US$/Ton] 704,98 6,46 136,74 Turbina II 70,0 MesMar-2010 * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Huasco TG 58,0 * * 36,0% Petróleo IFO-180 [Ton/MWh] 0,3620 [US$/Ton] 439,86 11,63 170,86 Obras Recomendadas

21 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 21 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 46 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 7, 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 49. 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. 7 Ver ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.

22 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 22 En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 46 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 8: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES 8 Cotas iniciales al 1º de Octubre de 2007 Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1.334,3 Embalse Rapel 103,6 Embalse Melado 644,2 Laguna Invernada 1.297,1 Laguna del Maule 2.174,7 Lago Chapo 227,2 Embalse Ralco 721,7 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, 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. 8 Fuente:

23 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 9: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 375, % 412, % 525,33 Sobre 20% 550,04 Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 390,30 [US$/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 (Octubre 2007 a Marzo 2017) Modelación del SIC en el OSE2000 La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación consideró los siguientes elementos.

24 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Centrales Hidroeléctricas Las 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 embalse 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 7. Estas se representan con su costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de un 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).

25 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 25 - 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 10: 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 (*): 111 Nº Centrales de Pasada: 22 Nº de Embalses: 7 Nº Centrales de Embalse: 6 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 combinados existentes que utilizan gas natural y que están adscritos a contratos interrumpibles (San Isidro, Nueva Renca y Nehuenco), en todo o parte de su consumo, la CNE ha decidido considerar la no disponibilidad de este combustible bajo las actuales condiciones de abastecimiento de gas desde Argentina. Sin embargo, a partir de Abril de 2009, fecha esta última en la cual se espera contar con disponibilidad de GNL, se modelan siendo alimentados con GNL. Se ha considerado la proporción de la planta correspondiente a generación eléctrica que resulta de descontar los consumos residenciales e industriales de gas. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm 3 /día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm 3 /día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

26 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 26 - 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.

27 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 27 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 Octubre de 2007, 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 65,426 $/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.

28 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Precios Básicos de la Potencia de Punta Los Precios Básicos de la Potencia de Punta se derivaron 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 identifican dos precios básicos de potencia: a) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia Polpaico 220 kv resulta igual a 4.148,38 $/kw/mes. b) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia Valdivia 220 kv resulta igual a 4.020,47 $/kw/mes. Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 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 ANEXO Nº 3. 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. En el caso del nudo Pugueñún, el cálculo lo efectúa la CNE con los antecedentes correspondientes a la fecha de cada Informe Técnico 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.

29 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 29 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 11 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes. CUADRO N 11: FACTORES DE PENALIZACIÓN Y PRECIOS DE NUDO (*) NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO kv POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA [p.u.] [p.u.] [$/kw/mes] [$/kwh] D. DE ALMAGRO 220 1,1381 1, ,27 79,584 (**) CARRERA PINTO 220 1,1344 1, ,92 79,349 (**) CARDONES 220 1,1261 1, ,49 78,151 (**) MAITENCILLO 220 1,0578 1, ,16 73,277 (**) PAN DE AZUCAR 220 1,0607 1, ,19 73,323 (**) QUILLOTA 220 0,9526 1, ,75 65,426 (**) POLPAICO 220 1,0000 1, ,38 67,650 (**) CERRO NAVIA 220 1,0334 1, ,94 71,360 (**) ALTO JAHUEL 220 1,0113 1, ,26 66,663 (**) RANCAGUA 154 1,0549 1, ,13 69,594 (**) SAN FERNANDO 154 1,0225 1, ,72 67,801 (**) ITAHUE 154 0,9797 0, ,17 64,955 (**) PARRAL 154 0,9637 0, ,79 65,328 (***) ANCOA 220 0,9788 0, ,43 64,589 (**) CHARRUA 220 0,9413 0, ,87 62,868 (**) CONCEPCION 220 0,9692 0, ,61 64,405 (***) SAN VICENTE 154 0,9797 0, ,17 64,176 (***) TEMUCO 220 1,0020 1, ,51 67,055 (**) VALDIVIA 220 1,0000 1, ,47 67,101 (**) BARRO BLANCO 220 1,0047 1, ,37 67,618 (***) PUERTO MONTT 220 1,0085 1, ,64 68,233 (**) PUGUEÑUN 110 1,2812 1, ,03 86,683 (***) (*) Conforme al Artículo 17º transitorio, inciso tercero del DFL Nº 4/2006. (**) Subestaciones troncales conforme Artículo 14 transitorio del DFL Nº 4/2006. (***) Otras subestaciones del sistema eléctrico.

30 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 30 7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO 7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta 9 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 Potencia Potencia PPIturb PPI IPM IPC Central [MW] Central [MW] COEF 1 COEF 2 COEF 3 COEF 4 Polpacio 70 0,4481 0, , ,27832 Valdivia 50 0, , , ,31081 IPM IPM o + coef 4 IPC IPCo 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. 9 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.

31 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 31 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 Agosto de 2007 publicado por el Banco Central (522,92 [$/US$]). 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 Julio de 2007 (129,05 y 255,42 respectivamente). PPIturb o : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de marzo de 2007 (170,70). PPI o : Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de marzo de 2007 (169,3). 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,

32 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 32 correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de mayo a agosto de 2007 [$/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 Octubre de 2007 varían en un 0,91 % respecto de la fijación de Abril de 2007, cifra que corresponde a un 0,71 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre Septiembre 2007 y Agosto de 2007 y a un 0,20 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (Enero Junio 2007). 8.2 Condiciones de Aplicación Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el CUADRO N 12, 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 12, 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 12, será detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

33 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 33 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 12. Los términos y condiciones de dichos balances deberán ser determinados a través de un informe de la Dirección de Peajes. CUADRO N 12: 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 4,039 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 7,271 7,271 0,0 Sobre 40 y hasta 50 7,271 7,271 7,271 Sobre 50 y hasta 80 9,690 9,690 9,690 Sobre 80 12,109 12,109 12,109 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.

34 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 34 ANEXOS 10 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. Los precios contenidos en el CUADRO N 7, se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones del CUADRO N 18 y CUADRO N 19. Para el carbón, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del carbón australiano. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI. CUADRO N 13: PROYECCIÓN PRECIO DE CARBÓN 10. Carbón Australiano Año Precio Factor de [US$/Ton] Modulación , ,45 1, ,70 1, ,95 1, en adelante 79,79 0, CUADRO N 14: PROYECCIÓN PRECIO DE CRUDO WTI 11. Crudo WTI Año Precio Factor de [US$/bbl] Modulación , ,72 1, ,61 1, ,71 1, ,86 1, ,44 1, ,99 1, ,63 1, ,38 1, ,27 1, ,34 1, ,62 1, Fuente: Nymex, EIA-DOE, EIU (Foresight 2020), CNE. 11 Fuente: Purvin&Gertz (Junio 2007).

35 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 35 Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras, se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulación correspondiente. En los cuadros siguientes se presenta la modelación de disponibilidad de Gas, GNL y funcionamiento Diesel de las centrales que usan gas argentino como insumo. CUADRO N 15: DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: TATAL 1, TALTAL 2, SAN ISIDRO Y NEHUENCO I. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

36 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 36 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

37 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 37 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

38 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 38 CUADRO N 16 DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: NEHUENCO II, NEHUENCO III, NUEVA RENCA Y CANDELARIA. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

39 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 39 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

40 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 40 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

41 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 41 CUADRO N 17 DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: CAMPANARIO, CORONEL TG, NUEVA ALDEA 2 Y HORCONES TG. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

42 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 42 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

43 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 43 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

44 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA 11.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv CUADRO N 18: COSTOS MARGINALES ESPERADOS Y ENERGÍA EN BARRA DE REFERENCIA QUILLOTA 220. MES CMg Demanda MES CMg Demanda (mills/kwh) (GWh) (mills/kwh) (GWh) Oct , ,195 Oct , ,633 Nov , ,868 Nov , ,569 Dic , ,452 Dic , ,939 Ene , ,920 Ene , ,278 Feb , ,311 Feb , ,803 Mar , ,914 Mar , ,228 Abr , ,568 Abr , ,023 May , ,076 May , ,539 Jun , ,450 Jun , ,156 Jul , ,773 Jul , ,461 Ago , ,859 Ago , ,883 Sep , ,976 Sep , ,962 Oct , ,344 Oct , ,596 Nov , ,157 Nov , ,494 Dic , ,810 Dic , ,734 Ene , ,509 Ene , ,993 Feb , ,717 Feb , ,933 Mar , ,462 Mar , ,931 Abr , ,318 Abr , ,745 May , ,814 May , ,179 Jun , ,406 Jun , ,026 Jul , ,152 Jul , ,855 Ago , ,431 Ago , ,497 Sep , ,701 Sep , ,942 Promedio ponderado: 125,116 [US$/MWh] Precio de la energía en nudo Quillota 220 kv: Precio Básico Energía = 125,116 [US$/MWh] 522,92 [$/US$]= 65,426 ($/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 Octubre de 2007, tal como exige el DFL Nº4/2006 en su artículo 162º, numeral dos.

45 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA 12 En conformidad a lo dispuesto en el Artículo 162º del DFL Nº4/2006, se identifican los siguientes subsistemas dentro del SIC para efectos de establecer los respectivos precios básicos de la potencia: Subsistema SIC Centro-Norte: Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Diego de Almagro 220 kv y Charrúa 220 kv, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Polpaico 220 kv. Subsistema SIC Sur: Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Temuco 220 kv y Puerto Montt 220 kv, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Valdivia 220 kv. Asimismo, considerando los tamaños relativos de ambos subsistemas, así como los respectivos requerimientos de capacidad, se establece para cada subsistema lo siguiente: Subsistema SIC Centro-Norte: Unidad de punta : Turbina a gas diesel de 70 MW MRT = 11,76 % Subsistema SIC Sur: Unidad de punta : Turbina a gas diesel de 50 MW MRT = 15,00 % El detalle en la determinación de los precios respectivos se efectúa conforme se señala a continuación: 12 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.

46 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRO-NORTE 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$/kW] 605,331 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. SE FRC TG [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 63,466 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$/kW] 17,321 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Polpaico FRC LT [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1, Costo financiero. C OP [US$/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$/kW/mes] 7,9331 Precio Básico de la potencia. SE Precio Básico Potencia = 7, ,92 = 4.148,38 ($/kw/mes) LT LT op CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC SUR 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, Valdivia 50 [MW] C TG [US$/kW] 547,946 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. SE FRC TG [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 75,865 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$/kW] 8,151 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Valdivia. FRC LT [-] 0, Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1, Costo financiero. C OP [US$/kW] 0,852 Costo fijo de operación y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,15 Incremento por Margen de Reserva Teórico. FP [-] 1, Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 7,6885 Precio Básico de la potencia. SE Precio Básico Potencia = 7, ,92 = 4.020,47 ($/kw/mes) LT LT op

47 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE 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.

48 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 48 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 13. 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 13 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.

49 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 49 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. En la presente fijación, el abastecimiento futuro se efectuó en base a un uso intensivo de Diesel, en especial en el centro de carga del 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, Rapel y El Toro, a prorrata de su potencia instalada.

50 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 50 Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de frecuencia del orden de los 181,546 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frf, aplicado al precio teórico de energía permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frf = 1, Regulación de Tensión Análogamente al caso anterior, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación. Complementariamente, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una o más unidades de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales en el sistema. Para este efecto se simuló en el modelo OSE2000 una operación del sistema, utilizando las bases económicas de la presente fijación, considerando: La central Nueva Renca con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 240 MW. La central Nehuenco II con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 260 MW. Dichas condiciones de operación se mantuvieron durante todo el horizonte de análisis. Durante los mantenimientos programados de las centrales utilizadas para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por la central San Isidro, como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado. Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de tensión del orden de los 154,553 millones de US$, 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 = 1,020937

51 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 51 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. 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.

52 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA 13.1 Introducción En base a los antecedentes entregados en el Informe Técnico Definitivo de Octubre de 2003, 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 tres sectores: sector residencial, sector servicios y sector productivo. Para cada una de las tres componentes señaladas, se presenta a continuación la respectiva fórmula de indexación, para finalmente determinar el costo de falla para el SIC 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 2000 (BT1A/BT1Ao), denominado IB. El valor de BT1Ao es b) Sector Servicios: Variación promedio en las Tarifas BT2, del cargo por energía, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2000 (BT2/BT2o), denominado IC. El valor de BT2o es Comunas Consideradas Las comunas a considerar y su participación en el cálculo de la variación promedio por Tarifa son las siguientes: CUADRO N 19: COMUNAS CONSIDERADAS. Nombre Participación en el Promedio Comuna Empresa BT1A BT2 Santiago Chilectra 66.89% 75.04% Valparaíso Chilquinta 13.03% 8.91% Temuco CGE 13.47% 8.05% Pto. Montt Saesa 6.61% 8.00% Total 100.0% 100.0%

53 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 20:COMPONENTES DEL COSTO DE FALLA POR SECTOR PRODUCTIVO. Escenario Bienestar Autogen. Producción rriendo y Comp Otros (% ) (% ) Lamda (% ) (% ) (% ) 1mes 5% 10.74% 20.86% 56.55% 10.65% 1.20% 2 mes 5% 7.21% 19.42% 66.81% 5.61% 0.95% 10 mes 5% 5.94% 20.37% 70.44% 1.65% 1.60% 1mes 10% 4.41% 18.47% 65.18% 11.12% 0.82% 2 mes 10% 3.27% 19.16% 70.68% 6.03% 0.86% 10 mes 10% 2.53% 20.91% 73.48% 1.77% 1.31% 1mes 20% 1.31% 12.74% 80.83% 4.45% 0.67% 2 mes 20% 0.89% 12.09% 84.13% 2.31% 0.58% 10 mes 20% 0.87% 13.15% 84.97% 0.85% 0.16% 1mes 30% 0.79% 11.49% 83.97% 3.07% 0.68% 2 mes 30% 0.56% 11.40% 85.97% 1.68% 0.39% 10 mes 30% 0.56% 12.53% 85.90% 0.68% 0.33% 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 Considerando lo siguiente: B A P C : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Bienestar (%). :Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la Autogeneración (%). : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la Producción (%). : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Arriendo y Compra de Equipos (%).

54 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 54 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 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 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 ENAP Concón, en $/m3, incluidos los efectos del FEPP (s/iva). Valor al último día hábil del mes anterior al que se aplica la indexación. IPM : Indice de Precios al por Mayor publicados por el INE. Valor al 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 mes anterior al que se aplica la indexación. EQ : EQ1 = DO PCU ( 1+Ta ). RH 15 : Indice Real de Remuneraciones por Hora del INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. 14 Cambio de ID por el reemplazo del US Standard Industrial Classification (SIC) por el North American Industrial Classification System (NAICS) 15 El INE estableció un cambio en el valor base de la serie de este indicador, el valor base utilizado en este cálculo se actualizó coherentemente con dicho cambio.

55 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic Indexadores CUADRO N 21: INDEXADORES Indexadores Base Jul-07 Var (%) PNE % PNP 2, , % PM % PD 156, , % IPM % DO % Ta 9.0% 6.0% % PCU % EQ 60, , % Indexadores Base Jun-07 Var (%) RH % Nombre BT1a BT2 Comuna Empresa ($/kwh) ($/kwh) Santiago Chilectra Valparaíso Chilquinta Temuco CGE Pto. Montt Saesa Equivalente a Jul Valor Base Var (%) 83.51% %

56 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 22:PARTICIPACIÓN EN LOS COSTOS DE FALLA DE LOS DISTINTOS SECTORES Costo Social de Falla Medio ($ por KWh) Indexador (%) Sector Productivo (CFP) Sector Productivo (IA) meses meses porcentaje porcentaje % % % % % % % % % % % % Sector Residencial (CFR) Sector Residencial (IB) % % % % % % % % % % % % Sector Servicios (CFS) Sector Servicios (IC) % % % % % % % % % % % % Finalmente, considerando la siguiente expresión para la determinación del Costo de Falla Medio del SIC, y los valores del CUADRO N 23, se obtiene lo siguiente: CFALLA = CFP IA + CFR IB + CFS IC

57 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 57 CUADRO N 23: COSTO DE FALLA MEDIO. Costo Social de Falla Medio Costo Social de Falla Medio ($ por KWh) (mills por KWh) meses meses porcentaje porcentaje Dólar Obs. ($/US$) a Jul 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$/MWh y según profundidad, es el siguiente: CUADRO N 24: TAMOS DE COSTO DE FALLA UTILIZADOS. Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% % % Sobre 20% 550.5

58 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC 14.1 Introducción OCTUBRE DE 2007 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 OCTUBRE de Proyectos de Generación Llamado a Presentar Proyectos de Generación A fines del mes de agosto del año 2004, esta Comisión publicó en un medio de circulación nacional un llamado a empresas eléctricas a presentar proyectos de generación con el objetivo de analizar la procedencia de que éstos fueran incorporados en el Programa de Obras de la fijación en curso. A la fecha de cierre del llamado, se recibieron los siguientes proyectos: Hidroeléctrica de Pasada: Central Valle de las Aguas Calientes, 24 MW, Octava Región. Hidroeléctrica de Pasada: Central Balalita, MW, Cuarta Octava Región. Térmica a Gas Natural: Central Campanario, 370 MW, Octava Región. Adicionalmente, mediante carta CNE Nº de fecha 28 de agosto de 2004, esta Comisión solicitó a la empresa Endesa S.A. antecedentes respecto de los proyectos hidroeléctricos de embalse Neltume, 403 MW, y Puelo, 1280 MW, de su propiedad. Mediante cartas CNE Nº 183 a la Nº 187 de fecha 04 de febrero de 2005 esta Comisión solicitó la actualización de antecedentes de diversos proyectos.

59 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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. 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, adoptando para esta fijación el criterio de considerar sólo proyectos que tengan permisos de exportación de la autoridad Argentina. Como es de público conocimiento, el otorgamiento de dichos permisos se encuentra suspendido por tiempo indefinido. 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 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 efectos de la determinación del presente programa de obras, se consideró, a partir de la información disponible, que esta planta está en operaciones el segundo trimestre de 2009, lo que permite recomendar a partir de esta fecha centrales a gas licuado tanto en ciclo combinado como abierto.

60 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 60 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 Abr2009-Marzo2010 tendrá una capacidad de 4.75 Millones de m3/día siendo un 33 % disponible para consumo residencial e industrial. La inversión asociada a la planta se estimó en 400 Millones de US$ para la capacidad señalada. En relación al precio de este combustible, se consideró una proyección cuyo valor fluctúa en el rango US$/MBtu para todas las centrales. Esta situación se ha representado en las simulaciones de la operación del sistema, considerando la utilización de GNL en los períodos de restricción detallados para las centrales existentes, mencionadas en el ANEXO Nº 1 de este informe. Adicionalmente las unidades de la central TalTal, se prevé sean alimentadas de GNL por la planta de regasificación que se ubicará en el Sistema Interconectado del Norte Grande. En relación a los ciclos combinados recomendados en la V, y VI región, éstos consideran tanto ampliación de gaseoductos como de la planta de regasificación de GNL Centrales a Carbón Por las mismas razones, 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 de 200,250 y 400 MW, factibles de ser localizado en las regiones IV, V, VIII y X Región. Los costos de inversión de este proyecto incluyen la realización de puertos, necesario para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental Obras de Transmisión En el estudio de plan de obras de generación transmisión se consideran las obras de transmisión troncal contenidas en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal, elaborado por el consorcio Synex-Cesi-Electronet Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural

61 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 61 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 Otros alternativas de desarrollo Se ha considerado como alternativa de expansión dos central geotérmicas, ubicadas en la zona cordillerana de la VII Región y VIII Región, conectándose al SIC en la S/E Ancoa y S/E Charrua respectivamente, estas centrales entran con bloques de 40 MW y 25 MW cada dos años. 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, las cuales en gran parte deberán ser motivo de análisis del primer Estudio de Transmisión Troncal Bases del Estudio Criterios Generales

62 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 62 El período de estudio es de 10 años, con dos años de relleno, y abarca desde Octubre de 2007 hasta septiembre de La tasa de descuento a utilizar es 10% anual, de acuerdo al DFL Nº4/2006.

63 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Proyección del consumo La proyección de ventas SIC a utilizar para elaborar el Programa de Obras se muestra a continuación. CUADRO N 25: PREVISIÓN DE VENTAS EN EL SIC Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh] ZONA SIC Norte 4.362, , , , , , , , , , , ,3 SIC Centro , , , , , , , , , , , ,4 SIC Itahue 3.212, , , , , , , , , , , ,4 SIC Concepcion 4.187, , , , , , , , , , , ,3 SIC Sur 2.089, , , , , , , , , , , ,2 SIC Austral 2.796, , , , , , , , , , , ,8 Total Sistema , , , , , , , , , , , ,3 Proyección de Demanda de Energía SIC [%] ZONA SIC Norte - 6,7% 9,7% 7,4% 7,1% 7,4% 7,3% 7,0% 6,8% 6,8% 6,7% 6,7% SIC Centro - 6,1% 6,3% 7,0% 6,7% 6,6% 6,5% 6,4% 6,4% 6,4% 6,4% 6,4% SIC Itahue - 5,7% 6,0% 6,7% 6,8% 6,8% 6,5% 6,7% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% SIC Concepcion - 4,8% 6,7% 7,7% 7,6% 7,8% 7,7% 7,5% 7,4% 7,4% 7,4% 7,3% SIC Sur - 8,2% 4,7% 6,8% 6,9% 7,0% 6,8% 6,6% 6,3% 6,3% 6,2% 6,2% SIC Austral - 5,2% 5,4% 5,9% 5,8% 5,9% 5,8% 5,7% 5,7% 5,6% 5,6% 5,7% Total Sistema - 6,0% 6,6% 7,0% 6,8% 6,8% 6,7% 6,6% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5%

64 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 64 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [GWh] ZONA SIC Norte 1.545, , , , , , , , , , , ,0 SIC Centro , , , , , , , , , , , ,3 SIC Itahue 2.038, , , , , , , , , , , ,6 SIC Concepcion 1.418, , , , , , , , , , , ,9 SIC Sur 868,6 909,5 957, , , , , , , , , ,5 SIC Austral 2.379, , , , , , , , , , , ,5 Total Sistema , , , , , , , , , , , ,8 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [%] ZONA SIC Norte - 4,4% 5,0% 5,4% 5,4% 5,5% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,7% 5,7% SIC Centro - 5,3% 6,0% 6,2% 6,3% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,3% 6,4% 6,4% SIC Itahue - 5,7% 6,0% 6,4% 6,4% 6,5% 6,1% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% SIC Concepcion - 4,9% 4,9% 5,4% 5,5% 5,6% 5,7% 5,8% 5,9% 6,0% 6,0% 6,0% SIC Sur - 4,7% 5,3% 5,6% 5,5% 5,5% 5,5% 5,8% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% SIC Austral - 5,1% 5,6% 5,9% 5,8% 5,8% 5,8% 5,7% 5,8% 5,7% 5,7% 5,7% Total Sistema - 5,2% 5,8% 6,0% 6,1% 6,0% 6,0% 6,1% 6,1% 6,2% 6,2% 6,3%

65 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 65 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [GWh] ZONA SIC Norte 2.816, , , , , , , , , , , ,3 SIC Centro 8.359, , , , , , , , , , , ,1 SIC Itahue 1.174, , , , , , , , , , , ,8 SIC Concepcion 2.768, , , , , , , , , , , ,3 SIC Sur 1.221, , , , , , , , , , , ,7 SIC Austral 417,6 441,6 459,2 486,2 513,3 545,2 575,8 606,8 638,6 671,9 706,7 743,2 Total Sistema , , , , , , , , , , , ,5 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [%] ZONA SIC Norte - 7,9% 12,2% 8,3% 8,0% 8,2% 8,1% 7,7% 7,3% 7,2% 7,1% 7,1% SIC Centro - 7,2% 6,9% 8,3% 7,3% 7,2% 7,0% 6,7% 6,5% 6,5% 6,5% 6,4% SIC Itahue - 5,6% 6,0% 7,1% 7,3% 7,5% 7,3% 7,0% 6,7% 6,7% 6,6% 6,6% SIC Concepcion - 4,8% 7,6% 8,9% 8,6% 8,9% 8,6% 8,3% 8,0% 8,0% 7,9% 7,9% SIC Sur - 10,7% 4,4% 7,6% 7,8% 8,0% 7,6% 7,2% 6,8% 6,7% 6,6% 6,5% SIC Austral - 5,8% 4,0% 5,9% 5,6% 6,2% 5,6% 5,4% 5,2% 5,2% 5,2% 5,2% Total Sistema - 7,0% 7,6% 8,2% 7,6% 7,7% 7,5% 7,2% 6,9% 6,9% 6,8% 6,8%

66 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Alternativas de generación y de transporte Las alternativas de expansión se presentan en el CUADRO N 26, con sus costos de inversión, operación y mantenimiento. Asimismo, se indica la fecha más pronta de puesta en servicio de cada uno de los proyectos considerados CUADRO N 26: ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN A SU FECHA DE PUESTA EN SERVICIO (CON GASTOSFINANCIEROS) Plazo estimado Zona Características de construcción PROYECTOS (meses) De conexión LINEAS DE TRANSMISIÓN Aumento de capac. Charrúa-Concepción 220 kv 300 MVA Nueva Línea D. Almagro-Carrera Pinto 220 kv 210 MVA Nueva Línea Cardones-Carrera Pinto 220 kv 210 MVA Ampliación Línea Cardones-Maitencillo 220 kv 200 MVA Nueva Línea Maitencillo P. Azúcar 220kV 235 MVA Nueva Línea P. Azúcar Los Vilos 220kV 230 MVA Nueva Línea Los Vilos Los Vilos Quillota 220kV 220 MVA Quilota Aumento de Capacidad C Navia-Polpaico 220 kv 310 MVA Aumento de Capacidad Chena-Alto Jahuel 220 kv 260 MVA Nueva Línea Subestación Temuco Valdivia 220 kv 333 MVA Subestación Temuco - Valdivia Transformación y Ampliación Sistema 154 kv Línea / Central Costos de O&M D. Almagro-Carrera Pinto Cardones- Maitencillo Maitencillo P. Azúcar P. Azúcar Los Vilos C Navia-Polpaico Chena-Alto Jahuel Alto Jahuel - Itahue 2x400 MVA Alto Jahuel - Itahue LINEA DE INTERCONEXIÓN SIC-SADI Centro 2 x 220 kv 400 MW Polpaico 205[1] 24.65[2] SIC-SADI Sur 2 x 220 kv 250 MW Valdivia SIC-SADI Sur caso 2 1x500kV 500 MW Valdivia CENTRALES HIDROELÉCTRICAS La Higera 155 MW San Fernando Confluencia 145 MW San Fernando Central Quilleco 70 MW Rucue Central de Pasada V Región 65 MW Las Vegas Central Puelo 1250 MW 5 a 7 años Reg. X Central Valle de las Aguas Calientes 24 MW Reg. VIII Central Balalita MW Reg. IV Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW Región VI Central de Pasada Palmucho 32 MW Región VIII Central Avellano 23 MW Región X Central Maihue 48 MW Región X Central Lumaco 34.5 MW Región X Neltume 400 MW 5 a 7 años Valdivia [1] Incluye costo de inversión en equipamiento Back to Back [2] Incluye costo fijo de compra de potencia para exportación 29 Inversión Charrúa-Concepción Cardones-Carrera Pinto

67 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 67 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS Plazo estimado Zona Inversión Características de construcción Línea / Costos de PROYECTOS (meses) De conexión Central O&M Central Ciclo Combinado Campanario 405 MW Reg VIII Central Ciclo Abierto Campanario 120 MW Reg VIII * Central Ciclo Combinado San Isidro II 337 MW Región V Ciclo combinado genérica CNE 372 MW ISO Reg. V, VI, VII, VIII y IX [1] Central Carbón 400 MW Reg. IV, VIII y X Central Carbón 200 MW Reg. IV,V,VIII y X Central Carbón 250 MW Reg. IV,V,VIII y X Central Ciclo Abierto GNL 125 MW Reg. V y VIII, RM Central Ciclo Combinado GNL 400 MW Reg. V y VIII Central Los Vientos TG, Diesel MW Región V - - Central Nueva Aldea III, Licor Negro 20 MW - Región VII - - Central Geotérmica CNE 300 MW Región VII 426.1[2] 12.2 [1] Los diferentes costos de transporte se entregan en el CUADRO Nº 29 de este Anexo. [2] Incluye inversión en Exploración, Campo Geotérmico, Planta Eléctrica y Línea de Conexión CENTRALES ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONAL Plazo estimado Zona Inversión Características de construcción Línea / Costos de PROYECTOS (meses) De conexión Central O&M Central Eólica Región VII Central Geotérmica Chillán Región VIII Central Geotérmica Calabozo Región VII Cogeneración, Bosques Santa Elena Región VII Central Hidroeléctrica La Leonera Región X Central Hidroeléctrica Chilcoco Región X 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 Líneas de interconexión SIC-SADI Los proyectos de interconexión con Argentina, se representan como centrales virtuales, inyectando en el nudo Polpaico y Puerto Montt respectivamente, con un precio de inyección equivalente al promedio de los costos marginales de energía del mercado argentino más un recargo por pérdidas de transmisión. Sin embargo, para efecto de su representación en el modelo multinodal, para determinar los factores de penalización de energía, en ambos casos se consideró una central virtual igual al doble de la capacidad de la línea, más un consumo en la misma barra igual a la capacidad de la línea 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 Metodología

68 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 68 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. 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.

69 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión CUADRO N 27: INSTALACIONES RECOMENDADAS. Fecha de entrada Obras Recomendadas de Generación Potencia Mes Año Abril 2008 Turbina Diesel Los Vilos I 125 MW Octubre 2008 Central Eolica Concepción Modulo I 20 MW Noviembre 2008 Central Eolica IV Region Modulo I 20 MW Enero 2009 Turbina Diesel VI Region 70 MW Mayo 2009 Central Desechos Forestales VIII Region 17 MW Mayo 2009 Central Eolica IV Region Modulo II 50 MW Julio 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 [MW]) 360 MW Agosto 2009 Central Desechos Forestales VII Region 25 MW Octubre 2009 Central Eolica Concepción Modulo II 20 MW Diciembre 2009 Central Eolica IV Region Modulo III 20 MW Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW Marzo 2010 Turbina Diesel Polpaico 70 MW Abril 2010 Ciclo Combinado GNL Quinteros I (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Enero 2011 Central Carbón Coronel II 250 MW Julio 2011 Central Carbón Pan de Azúcar I 250 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Chillan Etapa 1 25 MW Enero 2012 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Chillan Etapa 2 25 MW Octubre 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 400 MW Junio 2014 Central Carbón I, V-Region 400 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Chillan Etapa 3 25 MW Junio 2015 Central Carbón Los Vilos I 250 MW Enero 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2016 Central Carbón Puerto Montt I 250 MW Enero 2017 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40 MW Abril 2017 Central Geotérmica Chillan Etapa 4 25 MW Febrero 2018 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2018 Central Carbón Puerto Montt II 400 MW Obras recomendadas de Transmisión Troncal Se incorporaron al estudio de plan de obras de generación transmisión las obras de transmisión troncal contenidas en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal, elaborado por el consorcio Synex-Cesi-Electronet.

70 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 70 CUADRO N 28: INSTALACIONES EN CONSTRUCCIÓN. Fecha de entrada Obras en Construcción de Generación Potencia Mes Año Noviembre 2007 Central Eolica Canela 18,15 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 MW Enero 2008 Central Diesel Olivos 96 MW Febrero 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel capacidad final) 350 MW Abril 2008 Turbina Diesel Campanario II 55 MW Abril 2008 Central Hidroeléctrica Puclaro 5,6 MW Mayo 2008 Central Diesel Cenizas 17,1 MW Mayo 2008 Central Hidroeléctrica Ojos de Agua 9 MW Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW Octubre 2008 Turbina Diesel Cardones MW Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica Lircay 19,04 MW Abril 2009 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. GNL capacidad final) 358 MW Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. final) 377 MW Octubre 2009 Central Carbón Guacolda III 135 MW Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 242 MW Julio 2010 Central Carbón Bocamina II 342 MW Fecha de entrada Obras en Construcción de Transmisión Potencia Mes Año Septiembre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kv 198 MVA Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa - Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kv a 500 kv 390 MVA Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kv Final: 1400 MVA Julio 2008 Nueva Línea Charrúa-Cautín 220 kv 2x500 MVA Noviembre 2008 Nueva Línea El Rodeo - Chena 220 kv 260 MVA

71 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE de Introducción Según lo establecido en el DFL Nº 4/2006, la Comisión debe determinar semestralmente el Precio 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 Octubre de 2007 en su Informe Técnico Preliminar 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.

72 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 72 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 29 a CUADRO N 32. 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.

73 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 73 CUADRO N 29: 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 Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt

74 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 74 CUADRO N 30: 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 Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt

75 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 75 CUADRO N 31: 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 Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt CUADRO N 32: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE EMANDA MÁXIMA [GWh]

76 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 76 MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt MES BARRA TRONCAL Diego de Almagro Carrera Pinto Cardones Maitencillo Pan de Azucar Los Vilos Quillota Polpaico Cerro Navia Alto Jahuel Rancagua San Fernando Itahue Parral Ancoa Charrua Concepcion San Vicente Temuco Valdivia Barro Blanco Puerto Montt

77 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 33: 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

78 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 78 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

79 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 79 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

80 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 80 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

81 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 81 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

82 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 82 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

83 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Resultados A continuación se presenta el CUADRO N 34 los factores de penalización obtenidos producto del cálculo descrito: CUADRO N 34: FACTORES DE PENALIZACIÓN NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION kv POTENCIA ENERGIA [p.u.] [p.u.] D. DE ALMAGRO 220 1,1381 1,2164 CARRERA PINTO 220 1,1344 1,2128 CARDONES 220 1,1261 1,1945 MAITENCILLO 220 1,0578 1,1200 PAN DE AZUCAR 220 1,0607 1,1207 QUILLOTA 220 0,9526 1,0000 POLPAICO 220 1,0000 1,0340 CERRO NAVIA 220 1,0334 1,0907 ALTO JAHUEL 220 1,0113 1,0189 RANCAGUA 154 1,0549 1,0637 SAN FERNANDO 154 1,0225 1,0363 ITAHUE 154 0,9797 0,9928 PARRAL 154 0,9637 0,9985 ANCOA 220 0,9788 0,9872 CHARRUA 220 0,9413 0,9609 CONCEPCION 220 0,9692 0,9844 SAN VICENTE 154 0,9797 0,9809 TEMUCO 220 1,0020 1,0249 VALDIVIA 220 1,0000 1,0256 BARRO BLANCO 220 1,0047 1,0335 PUERTO MONTT 220 1,0085 1,0429 PUGUEÑUN 110 1,2812 1,3249

84 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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.

85 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 85 CUADRO N 35: DIAGRAMA UNILINEAL REFERENCILA. 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

86 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 86 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

87 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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 36. CUADRO N 36: ENERGÍA AFLUENTE SIC [GWh] Año ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR TOTAL ,8 920, , , , , , , , ,2 892, , , ,7 933, , , , , , , , , , , , ,5 831, , , , , , , ,4 924,1 770,1 782, , ,5 933, , , , , , , , , , , , ,5 991, , , , , , , , , ,7 858, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,0 973,7 878, , ,6 787,6 747,5 877, , , , , ,6 903,0 676,3 589, , , , , , , , , , , , ,5 908, , , , , , , , , , , , ,3 861, , , , , , , , , , , ,3 997,3 991, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,9 989, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,0 950, , ,0 836, , , , , , , , ,3 942,3 911, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,0 929,1 909, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,3 967,2 884, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 858,2 885, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,3 975, , , , , , , , ,2 899,4 778, , ,6 678, , , , , , , , ,4 821,9 813, , , , , , , , , , ,0 917,0 712,3 653, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,6 943, , , , , , , , , , , ,4 914,1 897, , , , , , , , , , , ,7 961,3 991, , ,1 993, , , , , , ,4 755,0 690,0 638,3 571, , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,1 971, ,7 802,1 690,2 625,1 542,8 525, , ,8 774, , , , , , , , , ,0 789, , ,6 781, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,4 905,1 888, , , , , , , , , , , ,5 827,0 814, , , , , , , , , , , , , , ,9

88 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 88 En el GRÁFICO Nº 5 se muestra la energía anual afluente al sistema, ordenada de mayor a menor. GRÁFICO Nº 4: ENERGÍA AFLUENTE SIC Energía de Afluentes del Sistema 35,000 30,000 25,000 20,000 GWh 15,000 10,000 5, AÑO HIDROLÓGICO

89 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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

90 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE.