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

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

1. INTRODUCCIÓN 2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES 2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN 2.1.1 COSTOS MARGINALES 2.1.2 GENERACIÓN BRUTA 2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 2.2.1 MANTENIMIENTOS 2.2.2 FALLAS 2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA 2.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL 3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES 4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING 4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING 4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING 5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES. 6. ANEXOS. ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES 3 4 4 4 5 8 8 10 11 12 13 14 14 15 16 18 18 24 25 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 2 de 30

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

2. SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN Y HECHOS RELEVANTES 2.1 SÍNTESIS DE LA OPERACIÓN 2.1.1 COSTOS MARGINALES El detalle de los costos marginales del mes de febrero se incluye en el Informe de Valorización de Transferencias respectivo, publicado por la DP. Sin perjuicio de lo anterior, en el presente informe se incluye una revisión del comportamiento de los costos marginales promedio diarios en las barras Crucero 220 kv y Lagunas 220 kv con la información disponible a la fecha. El costo marginal promedio del mes de febrero de 2015 en la barra Crucero 220 kv fue de 49,6 US$/MWh, lo que representa una disminución de 49,7% con respecto al valor de febrero de 2014 (98,5 US$/MWh). Asimismo, esto constituye también una disminución de 2,0% con respecto al costo marginal promedio del mes de enero de 2015 (50,6 US$/MWh). Por su parte, el costo marginal promedio del mes de febrero de 2015 en la barra Lagunas 220 kv fue de 50,8 US$/MWh, siendo un 2,4% mayor al costo marginal promedio de la barra Crucero 220 kv. En la siguiente figura se presentan los costos marginales promedio diarios de las barras Crucero 220 kv y Lagunas 220 kv, observados durante el mes de febrero de 2015. 120 100 CMg [US$/MWh] 80 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Febrero Crucero 220 kv Lagunas 220 kv Figura 1: Costos Marginales Promedio Diarios del mes. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 4 de 30

2.1.2 GENERACIÓN BRUTA La generación bruta del mes de febrero alcanzó 1.432,24 GWh, con una desviación del 4,4% con respecto al programa diario emitido por la DO. En el siguiente cuadro, se muestra la generación bruta real y programada por empresa, incluyendo la diferencia resultante entre la generación real y programada del mes. Tabla 1: Generación Bruta Real v/s Programación Diaria del mes. Empresa Real (GWh) Programada (GWh) Desviación (GWh) AES GENER 177,3247 165,14 12,19 ANDINA 104,1 101,70 2,36 ANGAMOS 279,3 290,15-10,89 CAVANCHA 1,3 1,28 0,02 CELTA 93,5 91,29 2,22 E-CL 522,5 516,15 6,38 ENERNUEVAS 1,5 1,30 0,23 ENORCHILE 1,0 0,21 0,82 EQUIPOS DE GENERACION 0,0 0,00 0,00 GASATACAMA 99,3 71,67 27,59 GENERACIÓN SOLAR SpA. 15,9 0,00 15,90 HORNITOS 98,5 97,07 1,47 LOS PUQUIOS 0,4 0,00 0,37 NORACID 10,4 11,02-0,65 ON GROUP 0,0 0,01 0,03 POZO ALMONTE SOLAR 2 1,5 1,48 0,06 POZO ALMONTE SOLAR 3 3,6 4,05-0,40 SPS LA HUAYCA 1,4 0,00 1,36 TECNET 0,1 0,10-0,04 VALLE DE LOS VIENTOS 20,6 19,49 1,15 Total 1.432,24 1.372,08 60,17 A continuación, se presenta gráficamente la comparativa de la generación real con la generación programada por empresa. 700 600 500 Energía [GWh] 400 300 200 100 0 Real Programada Figura 2: Comparación Generación Real y Programada por empresas. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 5 de 30

Con respecto a la generación por tipo de combustible, las centrales térmicas que utilizan carbón aportaron el 80,62% de la producción de energía bruta, mientras que el gas natural participó con un 7,61. Por su parte, las unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo contribuyeron con el 7,54%, la cogeneración aportó un 0,72%, la energía hídrica con un 0,46% y la energía eólica y solar con un 3,05%. En la siguiente figura se expone de manera gráfica la generación por tipo de combustible. 1.400 1.200 1.000 Energía [GWh] 800 600 400 200 0 Hidro Carbón Gas Natural Diesel+Fuel Oil Cogeneración Solar Eólico Real Programada Figura 3: Comparación Generación Real y Programada por combustibles. En el siguiente cuadro se presenta el total de generación bruta real, consumos propios y retiros de energía a clientes libres y regulados del mes de febrero. Tabla 2: Operación Real del SING. Resumen Mes GWh % Generación Bruta 1.432,2 100,0 109,0 7,6 Generación Neta 1.323,4 92,4 Pérdidas 46,6 3,3 Retiros a Clientes Libres 1.133,0 79,1 Retiros a Clientes Regulados 143,8 10,0 Total Retiros 1.276,8 89,1 A continuación se presenta la evolución de la potencia media horaria bruta del sistema en el mes de febrero. La máxima generación fue de 2.335,9 MW durante la hora 24 del día 22 de febrero, y la mínima fue de 1.930,5 MW durante la hora 19 del día 10 de febrero. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 6 de 30

2500 2000 Potencia [MW] 1500 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Día Figura 4: Potencia Media Horaria Bruta del mes. Tabla 3: Resumen potencia media horaria. Potencia Media Horaria Resumen del Mes MW Promedio 2.131,9 Desviación Estándar 80,8 Mínima 1.930,5 Máxima 2.335,9 Factor de Carga 91,3% Coeficiente Variación 3,8% Asimismo, la siguiente figura presenta la evolución de la energía bruta diaria del mes de febrero de 2015, comparado con igual mes del año 2014. 60 55 Energía [GWh] 50 45 40 35 30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Febrero 2014 2015 Figura 5: Energía Bruta Diaria mensual. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 7 de 30

2.2 HECHOS RELEVANTES DE LA OPERACIÓN 2.2.1 MANTENIMIENTOS 2.2.1.1 Mantenimiento Mayor realizado durante el mes. Durante el mes de febrero se desarrolló mantenimiento mayor de las siguientes unidades de acuerdo con el programa vigente. Tabla 4: Mantenimientos Mayor según Programa. Unidad/ Inicio Fin Empresa Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora GMAR1 E-CL 02-feb 11:06 20-feb 17:08 U16-TG E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 U16-TV E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 2.2.1.2 Desconexiones fuera del Programa Mantenimiento Mayor Durante el mes de febrero se realizaron las siguientes desconexiones de unidades generadoras fuera del programa vigente, con duración mayor a 24 horas. Tabla 5: Desconexiones fuera del Programa. Unidad/ Inicio Fin Empresa Componente Día-Mes Hora Día-Mes Hora ANG1 ANGAMOS 11-feb 1:13 12-feb 11:00 CTM3-TG E-CL 10-feb 22:49 11-feb 23:01 CTM3-TV E-CL 10-feb 22:44 11-feb 23:14 ENAEX1 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ENAEX2 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ENAEX3 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 ENAEX4 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 GMAR2 E-CL 01-feb 0:00 03-feb 16:16 INACAL1 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INACAL2 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INACAL3 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INACAL4 EQUIPOS DE GENERACION S.A. 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MAIQ E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIIQ4 E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIMB1 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIMB10 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MIMB5 ENORCHILE 03-feb 2:57 12-feb 19:09 MIMB5 ENORCHILE 25-feb 21:56 27-feb 18:01 MIMB7 ENORCHILE 01-feb 0:00 01-mar 0:00 MSIQ E-CL 01-feb 0:00 01-mar 0:00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 8 de 30

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

2.2.2 FALLAS A continuación, se presentan los eventos ocurridos en la operación del mes de febrero, que tuvieron como resultado la elaboración de un Informe Resumen de Falla (IRF) de acuerdo al Artículo 10 del Anexo Técnico N 3: Informes de Falla de Coordinados de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio. 2.2.2.1 Fallas Unidades Generadoras Tabla 6: Fallas de Unidades de Generación. Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz] Nº Escalón Pérdida de Generación [MW] Desconexión Consumos [MW] 3756 03-feb 15:39 3758 04-feb 21:20 3759 05-feb 18:21 3763 10-feb 22:20 3764 11-feb 1:13 3766 13-feb 15:32 3770 17-feb 9:18 3774 21-feb 13:44 3777 28-feb 14:41 Desenganche de la unidad CTA. Desenganche de la unidad U12. Regresión de carga y desenganche de la unidad CTM3. Regresión de carga de la unidad CTM3. Desenganche de la unidad ANG1. Desenganche de la unidad CTM2. Desenganche de la unidad NT02. Desenganche de la unidad NTO2. Desenganche de la unidad U16. Trip VTI N 1 y N 2 por señal errónea de vibraciones descansos. Falla de relé de protección caldera MFT (main fuel trip). Señal errónea de bajo nivel en estanque de aceite de lubricación. Saturación de sistema de filtros de aire del compresor de la Turbina a Gas. Alta presión del Hogar por problemas en quemadores diesel. Pérdida de señal de temperatura de vapor de entrada de la turbina de media presión. Error humano cuando se revisaba el control asociado al estado de los limit switch de los damper de entrada del filtro de manga. Alto nivel del Domo por rotura del calentador de agua alimentación de alta presión N 1. Falla en transmisor de presión de gas de descarga del compresor. 48,84 2 157,0 57,69 49,58 No 57,0 0 49,00 1 163,0 27,20 48,91 1 190,0 42,00 48,85 2 165,0 50,70 48,92 2 149,0 49,50 49,43 No 134,0 0 49,63 No 82,0 0 48,88 3 240,0 95,50 2.2.2.2 Fallas Sistema Transmisión Tabla 7: Fallas del Sistema de Transmisión. Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz] Desconexión Consumos [MW] 3757 03-feb 16:56 3761 09-feb 9:29 3762 10-feb 20:18 3767 13-feb 20:06 3768 14-feb 12:31 3769 16-feb 16:32 3771 17-feb 15:27 3772 18-feb 20:31 3775 23-feb 20:27 3776 24-feb 8:58 Interrupción de la línea 66 kv Parinacota - Quiani. Interrupción de la Línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la línea 110 kv Arica - Pozo Almonte. Interrupción de la línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la Línea 220 kv Angamos - Laberinto. Circuito Nº1. Interrupción del Autotransformador S/E Pozo Almonte 110/66/13.8 kv N 1. Interrupción de la línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la línea 110 kv Chacaya - Muelle. Interrupción de la Línea 110 kv Muelle - Guayaques. Interrupción de la línea 66 kv Parinacota - Quiani. Poste chocado. 50,00 7,40 Se investiga. 50,10 20,70 Se investiga. 50,00 1,52 Jote Electrocutado. 50,11 21,20 Flashover durante lavado de aisladores de S/E Angamos y Torres de Acometida. 50,00 17,40 Se investiga. 50,00 9,55 Jote Electrocutado. 50,00 11,00 Jote electrocutado en estructura N 241. 50,00 20,70 Se investiga. 50,00 18,00 Acto vandálico, alambre sobre la línea. 50,00 6,50 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 10 de 30

2.2.2.3 Fallas Clientes Tabla 8: Fallas en instalaciones de cliente. Evento Fecha Hora Descripción Causa Frecuencia [Hz] Desconexión Consumos [MW] 3760 08-feb 21:35 Rechazo de carga de minera Sierra Gorda. 3765 11-feb 15:57 Rechazo de carga de minera Sierra Gorda. Cable suelto de control en regleta de panel incomming principal 4,16 kv provoca falla de comunicación y pérdida de molinos. Trip por vibraciones de su línea de molienda, debido a sismo en la zona. 50,30 60,0 50,50 80,0 3773 20-feb 8:49 Rechazo de carga de minera Collahuasi. Cortocircuito en interior de celda de 23 kv. 50,36 90,0 2.2.3 DESCONEXIONES MANUALES DE CARGA Durante el mes de febrero no hubo registro de desconexiones manuales de carga. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 11 de 30

2.2.4 OPERACIÓN DE UNIDADES CON GAS NATURAL En el siguiente cuadro resumen se presenta la generación con gas natural por empresa durante el mes de febrero, junto con un gráfico con la generación diaria con dicho combustible por empresa. Tabla 9: Generación con Gas Natural mes. Empresa GWh Gas Atacama 0 E-CL 101,5 AES Gener 7,5 Total 109,0 Generación con Gas Natural (GNL) Participación Empresas AES Gener 7% Gas Atacama 0% E-CL 93% Generación (GWh) Generación con Gas Natural Febrero 2015 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Gas Atacama E-CL AES Gener Figura 6: Generación con gas natural. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 12 de 30

3. PRECIOS DE COMBUSTIBLES A continuación se presenta una síntesis de los precios de combustibles de las centrales del SING durante el mes de febrero, incluyéndose el detalle respectivo en el Anexo 1 del presente informe. En los cuadros siguientes, se indican los precios promedio del mes de febrero para los tres principales combustibles utilizados en el SING: carbón, gas natural y diesel. Cabe destacar que CDEC-SING publica los precios del carbón y del gas natural referidos al Procedimiento DO Costos de Combustibles de las Centrales Generadoras del SING (enviado a la CNE para informe favorable), es decir utiliza una base equivalente de 6.000 kcal/kg para el precio del carbón y de 9.300 kcal/kg para el precio del gas natural. Tabla 10: Precio promedio mensual Carbón. Carbón US$/Ton TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 80,44 TERMOELÉCTRICA ANGAMOS 85,15 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 81,34 TERMOELÉCTRICA ANDINA 70,50 TERMOELÉCTRICA HORNITOS 75,72 TERMOELÉCTRICA NORGENER 76,56 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 80,24 Diesel Tabla 11: Precio promedio mensual Diesel. US$/m3 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 502,89 ATACAMA 523,91 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 504,39 TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ 490,04 Tabla 12: Precio promedio mensual Gas Natural. Gas Natural US$/MMBTU TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 5,71 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES (Norgener) 12,06 ATACAMA 13,90 ATACAMA (AES Gener) 12,06 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 5,71 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 13 de 30

4. NUEVAS INSTALACIONES DEL SING 4.1 INICIO DE LA OPERACIÓN DE NUEVAS INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 32 del Procedimiento DO Interconexión, Modificación y Retiro de instalaciones del SING aprobado mediante Res. Exenta N 627 de la Comisión nacional de Energía de fecha 22 de agosto de 2012, se presentan las instalaciones de generación, transmisión y clientes del SING que declararon el inicio de su operación desde marzo de 2014 hasta febrero de 2015. Tabla 13: Nuevas instalaciones de generación en operación en el SING. Potencia Nº Nombre Propietario Fecha Inicio Operación Bruta [MW] 1 Central Eólica Valle de los Vientos Parque Eólico Valle de los Vientos S.A. 90,0 21 marzo 2014 2 Pozo Almonte Solar 2 Pozo Almonte Solar 2 S.A. 7,5 29 marzo 2014 3 Pozo Almonte Solar 3 Pozo Almonte Solar 3 S.A. 16,0 7 junio 2014 4 PMG La Portada TECNET S.A. 3,0 9 agosto 2014 5 María Elena FV Generación Solar SpA 68,0 21 enero 2015 Tabla 14: Nuevas instalaciones de transmisión en operación en el SING. N Nº Nombre Propietario Tensión [kv] Longitud [km] Circuitos 1 2 3 4 5 6 7 Línea 110 kv Valle de los Vientos Calama Línea 220 kv Encuentro Sierra Gorda, Circuito N 2 Línea 110 kv Tap Off Enlace Antucoya - Antucoya Línea 220 kv Angamos - S/E Bombeo Sierra Gorda N 1 Línea 110 kv S/E Bombeo Sierra Gorda N 1 - S/E Bombeo Sierra Gorda N 2. Línea 220 kv Encuentro Sierra Gorda, Circuito N 1 Línea 220 kv Tap Off Enlace - Antucoya Parque Eólico Valle de los Vientos S.A. Transmisora Mejillones Minera Antucoya Transmisora Baquedano Transmisora Baquedano Transmisora Mejillones Minera Antucoya Fecha Inicio Operación 110 13,6 1 21 marzo 2014 220 78,6 1 29 abril 2014 110 14,0 1 23 mayo 2014 220 11,0 1 01 agosto 2014 110 42,7 1 01 agosto 2014 220 78,6 1 06 octubre 2014 220 25 1 03 febrero 2015 Tabla 15: Nuevas instalaciones de clientes en operación en el SING. Demanda Nº Nombre Propietario Fecha Inicio Operación Máx [MW] 1 S/E Sierra Gorda 1 Sierra Gorda SCM 137,2 29 abril 2014 2 Minera Antucoya Fase I Minera Antucoya 7,0 23 mayo 2014 3 S/E Bombeo Sierra Gorda N 1 y N 2 Transmisora Baquedano 49,0 01 agosto 2014 4 S/E Sierra Gorda Sierra Gorda SCM 137,2 06 octubre 2014 1 Operación comercial de forma parcial. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 14 de 30

Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Inicio Operación 5 Antucoya Fase II Minera Antucoya 82,0 03 febrero 2015 4.2 INTERCONEXIÓN Y RETIRO DE INSTALACIONES EN EL SING En relación a lo establecido en el Artículo 25, literal f), del DS Nº291/2007 modificado a través del DS N 115/2012, se informa la interconexión, retiro o reincorporación de centrales o unidades de generación y de instalaciones de transmisión en el SING. En particular, se incluyen las interconexiones de proyectos que aún no declaran el inicio de su operación. Tabla 16: Instalaciones de generación interconectadas al SING. Potencia Nº Nombre Propietario Bruta [MW] Fecha Interconexión 1 Parque Solar El Águila I E-CL 2,0 04-07-2013 2 PMGD Los Puquios Los Puquios 3,0 07-02-2014 3 Ampliación Planta FV La Huayca SPS La Huayca 9,0 11-05-2014 4 PMGD Minihidro Santa Rosa Enernuevas 1,2 21-11-2014 Tabla 17: Instalaciones de transmisión interconectadas al SING. N Nº Nombre Propietario Tensión [kv] Longitud [km] Circuitos Fecha Interconexión 1 Tap Off Quiani EMELARI 66 - - 26-01-2014 2 Ampliación S/E Sulfuros y Línea Sulfuros-OLAP 3 Línea Domeyko-OGP1 Minera Escondida Minera Escondida 69 5,5 1 08-08-2014 220 15,5 1 23-10-2014 Tabla 18: Instalaciones de clientes interconectadas al SING. Nº Nombre Propietario Demanda Máx [MW] Fecha Interconexión 1 Mina Pampa Camarones E-CL 2,0 11-07-2014 2 S/E OLAP Minera Escondida 21,0 04-09-2014 3 S/E OGP1 Minera Escondida 15,0 25-11-2014 4 3 Tap-Off Muelle Michilla-Guayaques Minera Centinela 8,6 15-01-2015 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 15 de 30

5. PROGRAMA DE OPERACIÓN PARA LOS SIGUIENTES 12 MESES. En anexo 3 se presenta el programa de operación para los próximos 12 meses. El escenario comienza a partir del 1 de marzo de 2015 y considera la siguiente información: 1. Unidad U16 y CTM3, disponibles para operar con gas según lo informado por E-CL en cartas E-CL N 150/2013 y E-CL N 131/2014. Adicionalmente, se considera disponibilidad de la unidad CTM3 para operar con gas de acuerdo a las condiciones de arriendo por parte de E-CL hacia AES Gener descritas en carta VPC/043/2014. 2. Unidades de Central Atacama sin disponibilidad de gas, según lo informado por GasAtacama en las cartas CDEC-SING-A N 0075/2013 y CDEC-SING G/E N 0010/2014. 3. Programa de Mantenimiento Mayor 2015 versión 2. Con las siguientes modificaciones: Retraso de TG1A y TG1B según carta CDEC-SING N 12/2015 ANG1 según FAX CDEC-SING N 05/2015 U14 según carta E-CL N 026/2015 4. Previsión de demanda CDEC-SING, en base a la previsión elaborada por el Departamento de Planificación a la cual se ha aplicado un factor de ajuste equivalente a un -4%, de acuerdo a la desviación promedio absoluta de los últimos 12 meses observada en la previsión de demanda informada por los Coordinados para la elaboración de la Programación de Corto Plazo. 5. Se considera Salta indisponible, de acuerdo a previsiones de MP y LP que realiza CDEC- SING, las que a su vez se basan en las consideraciones de la CNE para el precio de nudo. 6. Se consideran las siguientes fechas para la puesta en servicio de las siguientes centrales generadoras: Tabla 19: Proyectos de generación consideradas en el programa de 12 meses. Central Potencia [MW] Fecha Entrada Andes Solar 21 01-06-2015 Arica Solar 40 01-04-2015 Uribe 50 01-07-2015 Solar Jama 30 01-04-2015 Solar Paruma 17 01-04-2015 Solar Pular 24 01-04-2015 Solar Lascar 30 01-10-2015 Solar Salín 30 01-10-2015 Pampa Camarones FV 6 01-06-2015 Respecto a los precios de combustibles, se utiliza la Tabla de Costo Variable (TCV) del día 10 de marzo de 2015. En el siguiente cuadro se presenta el Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015 del SING, el cual corresponde a la versión 2, en vigencia desde el 01/02/2015. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 16 de 30

Tabla 20: Programa de Mantenimiento Mayor del año 2015. CDEC-SING C0024/2015 Empresa Unidad desde hasta duración (días) antecedentes AES GENER NTO1 24-08-2015 17-09-2015 25 CDEC-SING N 09/2015 AES GENER NTO2 23-03-2015 11-05-2015 50 CDEC-SING N 09/2015 ANDINA CTA1 13-04-2015 07-05-2015 25 CTA/2015/002 ANGAMOS ANG1 11-05-2015 04-06-2015 25 CDEC-SING N 17/2014 ANGAMOS ANG2 20-07-2015 13-08-2015 25 CDEC-SING N 02/2015 CELTA CTTAR 09-03-2015 07-04-2015 30 CDEC-SING N 067/2014 CELTA TGTAR 11-05-2015 25-05-2015 15 CDEC-SING N 067/2014 E-CL CTM1 07-06-2015 26-07-2015 50 E-CL N 055/2014 E-CL CTM2 05-01-2015 29-01-2015 25 E-CL N 097/2013 E-CL CTM3-TG 12-07-2015 16-07-2015 5 E-CL N 013/2015 E-CL CTM3-TV 12-07-2015 16-07-2015 5 E-CL N 013/2015 E-CL TG3 18-05-2015 21-06-2015 35 E-CL N 071/2014 E-CL U12 15-11-2015 14-12-2015 30 E-CL N 007/2015 E-CL U13 15-05-2015 14-06-2015 31 E-CL N 007/2015 E-CL U14 26-07-2015 08-09-2015 45 E-CL N 071/2014 E-CL U15 11-10-2015 09-11-2015 30 E-CL N 071/2014 E-CL U16-TG 26-01-2015 16-03-2015 50 E-CL N 071/2014 E-CL U16-TV 26-01-2015 16-03-2015 50 E-CL N 071/2014 GASATACAMA TG1A 04-05-2015 13-05-2015 10 CDEC-SING-A N 0053/2014 GASATACAMA TG1B 06-04-2015 30-04-2015 25 CDEC-SING-A N 0053/2014 HORNITOS CTH1 09-10-2015 02-11-2015 25 CTH/2015/002 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 17 de 30

6. ANEXOS. ANEXO 1. DETALLE PRECIOS DE COMBUSTIBLES El siguiente cuadro presenta los precios de combustibles por central generadora para el mes de febrero de 2015. Tabla A.1: Precios de combustibles del mes. Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor 01-02-2015 03-02-2015 275,54 04-02-2015 04-02-2015 272,26 ATACAMA (2) Gas Natural [$/m3] 05-02-2015 11-02-2015 273,83 12-02-2015 18-02-2015 275,73 19-02-2015 25-02-2015 272,78 26-02-2015 28-02-2015 308,03 01-02-2015 04-02-2015 607.661,08 AES GENER Diesel [$/m3] 05-02-2015 11-02-2015 611.170,36 12-02-2015 18-02-2015 610.653,71 19-02-2015 25-02-2015 604.103,06 SALTA 26-02-2015 28-02-2015 607.183,42 01-02-2015 04-02-2015 46,12 05-02-2015 11-02-2015 46,39 Gas Natural [$/m3] 12-02-2015 18-02-2015 46,35 19-02-2015 25-02-2015 45,85 26-02-2015 28-02-2015 46,08 01-02-2015 03-02-2015 275,54 04-02-2015 04-02-2015 272,26 TERMOELÉCTRICA (3) MEJILLONES Gas Natural [$/m3] 05-02-2015 11-02-2015 273,83 12-02-2015 18-02-2015 275,73 19-02-2015 25-02-2015 272,78 26-02-2015 28-02-2015 308,03 01-02-2015 04-02-2015 53.859,17 AES GENER 05-02-2015 10-02-2015 54.170,21 Carbón 11-02-2015 11-02-2015 44.577,57 12-02-2015 18-02-2015 44.539,88 TERMOELÉCTRICA NORGENER 19-02-2015 25-02-2015 44.062,09 26-02-2015 28-02-2015 44.286,77 01-02-2015 04-02-2015 53.859,17 Carbón + Petcoke 05-02-2015 10-02-2015 54.170,21 11-02-2015 11-02-2015 44.577,57 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 18 de 30

Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor 12-02-2015 18-02-2015 44.539,88 AES GENER TERMOELÉCTRICA NORGENER Carbón + Petcoke 19-02-2015 25-02-2015 44.062,09 26-02-2015 28-02-2015 44.286,77 Fuel Oil Nro. 6 01-02-2015 28-02-2015 298.482,00 01-02-2015 04-02-2015 44.895,11 05-02-2015 11-02-2015 45.154,38 Carbón 12-02-2015 18-02-2015 45.116,21 19-02-2015 25-02-2015 41.998,42 ANDINA TERMOELÉCTRICA ANDINA 26-02-2015 28-02-2015 42.212,58 01-02-2015 04-02-2015 47.824,95 05-02-2015 11-02-2015 48.101,14 Carbón + Petcoke 12-02-2015 18-02-2015 48.060,48 19-02-2015 25-02-2015 45.382,10 26-02-2015 28-02-2015 45.613,50 01-02-2015 04-02-2015 50.012,98 05-02-2015 10-02-2015 50.301,80 ANGAMOS TERMOELÉCTRICA ANGAMOS Carbón 11-02-2015 11-02-2015 55.098,12 12-02-2015 18-02-2015 55.051,55 19-02-2015 25-02-2015 54.460,99 26-02-2015 28-02-2015 54.738,69 01-02-2015 04-02-2015 53.117,36 05-02-2015 11-02-2015 53.424,11 Carbón 12-02-2015 18-02-2015 53.378,95 19-02-2015 25-02-2015 44.186,04 26-02-2015 28-02-2015 44.411,34 01-02-2015 03-02-2015 284.374,00 04-02-2015 05-02-2015 284.431,00 CELTA TERMOELÉCTRICA TARAPACÁ Diesel [$/m3] 06-02-2015 12-02-2015 290.317,00 13-02-2015 19-02-2015 307.350,00 20-02-2015 26-02-2015 327.199,00 27-02-2015 28-02-2015 332.583,00 01-02-2015 12-02-2015 221.887,00 Fuel Oil Nro. 6 13-02-2015 19-02-2015 245.347,00 20-02-2015 26-02-2015 265.115,00 27-02-2015 28-02-2015 271.404,00 E-CL DIESEL ARICA Diesel [$/m3] 01-02-2015 05-02-2015 297.828,00 06-02-2015 12-02-2015 301.918,00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 19 de 30

Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor 13-02-2015 19-02-2015 316.123,00 DIESEL ARICA Diesel [$/m3] 20-02-2015 26-02-2015 335.541,00 27-02-2015 28-02-2015 341.367,00 01-02-2015 05-02-2015 297.170,00 DIESEL ENAEX Diesel [$/m3] 06-02-2015 12-02-2015 301.263,00 13-02-2015 20-02-2015 315.472,00 21-02-2015 28-02-2015 334.900,00 01-02-2015 05-02-2015 291.887,00 06-02-2015 12-02-2015 295.980,00 Diesel [$/m3] 13-02-2015 19-02-2015 310.189,00 20-02-2015 26-02-2015 329.617,00 27-02-2015 28-02-2015 335.499,00 01-02-2015 05-02-2015 238.373,35 06-02-2015 12-02-2015 243.077,47 DIESEL IQUIQUE Diesel + Fuel Oil 13-02-2015 19-02-2015 261.370,42 20-02-2015 26-02-2015 281.879,89 27-02-2015 27-02-2015 288.320,38 01-02-2015 05-02-2015 236.951,42 E-CL 06-02-2015 12-02-2015 241.654,04 Diesel + Fuel Oil(1) 13-02-2015 19-02-2015 259.968,33 20-02-2015 26-02-2015 280.446,03 27-02-2015 28-02-2015 286.880,03 01-02-2015 05-02-2015 300.296,00 Diesel [$/m3] 06-02-2015 12-02-2015 304.389,00 13-02-2015 19-02-2015 318.598,00 20-02-2015 26-02-2015 338.026,00 DIESEL TAMAYA 27-02-2015 28-02-2015 343.908,00 01-02-2015 05-02-2015 212.879,00 06-02-2015 12-02-2015 217.548,00 Fuel Oil Nro. 6 13-02-2015 19-02-2015 236.339,00 20-02-2015 26-02-2015 256.107,00 27-02-2015 28-02-2015 262.396,00 01-02-2015 04-02-2015 49.773,60 05-02-2015 11-02-2015 50.061,05 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES Carbón 12-02-2015 18-02-2015 50.634,52 19-02-2015 25-02-2015 50.091,35 26-02-2015 28-02-2015 50.346,77 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 20 de 30

Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor 01-02-2015 04-02-2015 49.773,60 05-02-2015 11-02-2015 50.061,05 Carbón + Petcoke 12-02-2015 18-02-2015 50.634,52 19-02-2015 25-02-2015 50.091,35 26-02-2015 28-02-2015 50.346,77 01-02-2015 05-02-2015 295.635,00 06-02-2015 12-02-2015 299.728,00 Diesel [$/m3] 13-02-2015 19-02-2015 313.937,00 20-02-2015 26-02-2015 333.365,00 27-02-2015 28-02-2015 339.247,00 TERMOELÉCTRICA MEJILLONES 01-02-2015 05-02-2015 209.460,00 06-02-2015 12-02-2015 214.129,00 Fuel Oil Nro. 6 13-02-2015 19-02-2015 232.920,00 20-02-2015 26-02-2015 252.688,00 27-02-2015 28-02-2015 258.977,00 01-02-2015 04-02-2015 139,59 05-02-2015 09-02-2015 140,40 E-CL Gas Natural [$/m3] 10-02-2015 11-02-2015 128,21 12-02-2015 18-02-2015 128,10 19-02-2015 25-02-2015 126,73 26-02-2015 28-02-2015 127,37 01-02-2015 04-02-2015 51.065,85 05-02-2015 11-02-2015 51.360,76 Carbón 12-02-2015 18-02-2015 51.317,34 19-02-2015 25-02-2015 49.769,71 26-02-2015 28-02-2015 50.023,49 01-02-2015 04-02-2015 51.065,85 05-02-2015 11-02-2015 51.360,76 TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA Carbón + Petcoke 12-02-2015 18-02-2015 51.317,34 19-02-2015 25-02-2015 49.769,71 26-02-2015 28-02-2015 50.023,49 01-02-2015 05-02-2015 296.572,00 06-02-2015 12-02-2015 300.665,00 Diesel [$/m3] 13-02-2015 19-02-2015 314.874,00 20-02-2015 26-02-2015 334.302,00 27-02-2015 28-02-2015 340.184,00 Fuel Oil Nro. 6 01-02-2015 05-02-2015 208.778,00 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 21 de 30

Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor 06-02-2015 12-02-2015 213.447,00 Fuel Oil Nro. 6 13-02-2015 19-02-2015 232.238,00 20-02-2015 26-02-2015 252.006,00 27-02-2015 28-02-2015 258.295,00 E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA 01-02-2015 04-02-2015 139,59 05-02-2015 09-02-2015 140,40 Gas Natural [$/m3] 10-02-2015 11-02-2015 128,21 12-02-2015 18-02-2015 128,10 19-02-2015 25-02-2015 126,73 26-02-2015 28-02-2015 127,37 01-02-2015 09-02-2015 310.857,00 10-02-2015 12-02-2015 312.944,00 DIESEL ZOFRI Diesel [$/m3] 13-02-2015 19-02-2015 327.153,00 20-02-2015 26-02-2015 346.581,00 ENORCHILE 27-02-2015 28-02-2015 352.463,00 01-02-2015 09-02-2015 310.857,00 10-02-2015 12-02-2015 312.944,00 ESTANDARTES Diesel [$/m3] 13-02-2015 19-02-2015 327.153,00 20-02-2015 26-02-2015 346.581,00 27-02-2015 28-02-2015 352.463,00 EQUIPOS DE GENERACION DIESEL INACAL Fuel Oil Nro. 6 01-02-2015 28-02-2015 377.730,00 01-02-2015 04-02-2015 308.611,00 05-02-2015 12-02-2015 312.704,00 Diesel [$/m3] 13-02-2015 19-02-2015 326.913,00 20-02-2015 26-02-2015 346.341,00 GASATACAMA ATACAMA 27-02-2015 28-02-2015 352.223,00 01-02-2015 04-02-2015 319,78 05-02-2015 11-02-2015 321,63 Gas Natural [$/m3] 12-02-2015 18-02-2015 321,35 19-02-2015 25-02-2015 317,91 26-02-2015 28-02-2015 319,53 01-02-2015 04-02-2015 49.956,87 05-02-2015 11-02-2015 50.245,38 HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS Carbón 12-02-2015 18-02-2015 50.202,90 19-02-2015 25-02-2015 41.998,42 26-02-2015 28-02-2015 42.212,58 Carbón + Petcoke 01-02-2015 04-02-2015 51.964,12 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 22 de 30

Coordinado Central T.de Combustible Unidad Desde Hasta Valor 05-02-2015 11-02-2015 52.264,22 HORNITOS TERMOELÉCTRICA HORNITOS Carbón + Petcoke 12-02-2015 18-02-2015 52.220,04 19-02-2015 25-02-2015 43.268,85 2 Según contrato de Servicio de Maquila informado en carta 3 Según contrato de arriendo informado en cartas FAX CDEC-SING N 80/2014. VPC/043/2014 de E-CL y Fax CDEC-SING N 08/2014. 26-02-2015 28-02-2015 43.489,48 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 23 de 30

ANEXO 2. TIPO DE CAMBIO CDEC-SING C0024/2015 El tipo de cambio utilizado para convertir los costos de combustibles en [US$/ton], [US$/m 3 ] o [US$/MMBTU] y los costos marginales reales en [US$/MWh], corresponde al dólar observado al día miércoles de cada semana, el cual se encuentra publicado en el sitio web del CDEC-SING. El siguiente cuadro presenta el tipo de cambio utilizado durante del mes de febrero 2015. Tabla A. 2: Tipo de Cambio mes. Día CL$/US$ 1-4 623,37 5-11 626,97 12-18 626,44 19-25 619,72 26-28 622,88 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 24 de 30

ANEXO 3. PROGRAMA DE 12 MESES Tabla A.3: Operación real a febrero 2015 y Programa marzo 2015 febrero 2016. CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : 2015 (GWh) Prog. (1) ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic CT ANGAMOS C.T. Angamos 324,5 279,3 391,3 377,9 380,1 276,9 258,4 309,3 370,1 391,3 359,0 380,9 4.099,0 Total Gen. Bruta 324,5 279,3 391,3 377,9 380,1 276,9 258,4 309,3 370,1 391,3 359,0 380,9 4.099,0 33,5 34,9 21,1 20,3 20,5 9,4 14,9 21,1 19,5 21,1 18,4 20,0 254,7 Total Gen. Neta 291,1 244,3 370,3 357,5 359,6 267,5 243,4 288,2 350,5 370,3 340,6 360,9 3.844,3 CT ANDINA SA C.T. Andina 115,8 104,1 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 1.372,9 Total Gen. Bruta 115,8 104,1 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 116,8 113,0 116,8 113,0 116,8 1.372,9 11,4 10,3 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 140,6 Total Gen. Neta 104,4 93,8 104,8 101,4 104,8 101,4 104,8 104,8 101,4 104,8 101,4 104,8 1.232,2 INVERSIONES HORNITOS C.T. Hornitos 105,2 98,5 117,6 113,8 117,6 113,8 117,6 117,6 113,8 30,3 106,2 117,6 1.269,3 Total Gen. Bruta 105,2 98,5 117,6 113,8 117,6 113,8 117,6 117,6 113,8 30,3 106,2 117,6 1.269,3 11,7 10,8 12,1 11,7 12,1 11,7 12,1 12,1 11,7 3,1 10,9 12,1 131,7 Total Gen. Neta 93,5 87,8 105,5 102,1 105,5 102,1 105,5 105,5 102,1 27,2 95,3 105,5 1.137,6 E-CL C.H. Chapiquiña 4,0 3,7 3,8 3,7 4,3 4,1 4,3 4,3 4,1 4,3 3,7 3,8 48,0 C.D. Arica 0,9 0,6 1,5 C.D. y T.G. Iquique 0,8 0,6 1,4 C.T. Mejillones 3 (CC) 30,2 99,0 86,8 216,0 C.T. Mejillones 1 103,4 96,8 110,6 107,3 110,6 107,3 39,3 110,6 107,0 110,9 107,3 110,9 1.222,1 C.T. Mejillones 2 30,4 99,0 114,6 110,9 114,6 110,6 114,6 114,6 110,6 114,6 110,9 114,6 1.259,9 D Enaex C Enaex Unidad 12-13 70,1 56,6 87,2 111,0 33,2 78,4 106,2 96,5 40,9 79,4 39,4 37,8 836,6 Unidad 14-15 168,9 157,4 177,1 171,4 177,1 171,4 159,5 86,3 147,8 118,6 146,3 177,1 1.858,7 Unidad 16 (CC) 115,3 2,5 112,6 215,3 244,1 224,7 232,6 254,1 239,2 252,7 239,9 244,6 2.377,7 T.Gas 1 0,2 0,1 0,3 T.Gas 2 0,2 0,1 0,3 T.Gas 3 0,4 0,6 1,1 SUTA 5,0 5,1 10,0 Parque Solar el Águila 0,4 0,3 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 6,5 Pampa Camarones FV 1,7 1,9 1,8 1,6 1,9 1,7 1,9 12,3 Total Gen. Bruta 530,1 522,5 693,2 720,1 684,5 698,8 658,9 668,7 651,9 682,9 649,7 691,1 7.852,5 32,6 28,3 39,2 40,9 37,4 39,1 35,5 36,2 35,8 37,1 35,5 38,2 435,9 Total Gen. Neta 497,5 494,2 654,0 679,2 647,0 659,7 623,4 632,5 616,1 645,7 614,2 652,9 7.416,6 CELTA C.T. Tarapacá 102,4 93,1 104,2 100,8 104,2 100,8 104,2 104,2 100,8 103,7 100,4 104,2 1.222,7 TGTAR 0,2 0,4 0,6 Total Gen. Bruta 102,6 93,5 104,2 100,8 104,2 100,8 104,2 104,2 100,8 103,7 100,4 104,2 1.223,3 8,3 7,4 7,1 6,8 7,1 6,8 7,1 7,1 6,8 7,0 6,8 7,1 85,2 Total Gen. Neta 94,3 86,2 97,1 94,0 97,1 94,0 97,1 97,1 94,0 96,7 93,6 97,1 1.138,2 ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio 0,3 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9,1 Mini Hidro El Toro 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 9,4 Mini Hidro Santa Rosa 0,3 0,2 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 9,3 Total Gen. Bruta 1,2 1,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 27,7 Total Gen. Neta 1,2 1,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 2,5 2,4 2,5 2,4 2,5 27,7 GASATACAMA CHILE Atacama TG1A 19,0 12,7 0,8 1,1 0,2 8,0 11,9 0,2 53,8 Atacama TG1B 35,5 22,7 1,3 0,8 0,0 8,1 12,4 0,2 80,9 Atacama TV1C 28,5 17,8 2,3 2,1 0,2 17,8 26,9 0,4 95,9 Atacama TG2A 0,8 15,7 0,8 0,0 0,2 7,5 13,7 23,3 0,1 12,0 0,1 0,1 74,3 Atacama TG2B 11,7 14,3 26,0 Atacama TV2C 6,5 16,1 0,9 0,0 0,2 8,1 14,8 25,2 0,1 13,0 0,1 0,1 85,1 Total Gen. Bruta 101,9 99,3 6,1 4,1 0,7 49,3 79,6 49,2 0,2 25,0 0,3 0,2 415,9 3,7 4,0 0,1 0,1 0,0 1,0 1,6 1,1 0,0 0,5 0,0 0,0 12,0 Total Gen. Neta 98,2 95,2 6,0 4,1 0,7 48,4 78,1 48,2 0,2 24,4 0,3 0,2 403,9 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 25 de 30

AES GENER CDEC-SING C0024/2015 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Central Salta Nueva Tocopilla 1 98,6 83,4 100,4 97,2 100,4 97,2 100,4 100,4 97,0 100,4 97,2 100,4 1.173,2 Nueva Tocopilla 2 92,6 86,5 71,3 64,2 97,2 100,4 100,4 97,2 100,4 97,2 100,4 1.007,9 Andes Solar 5,7 7,1 5,9 5,9 6,3 6,0 6,8 43,6 CTM3 (AES Gener) 26,9 26,9 Atacama TG1B (AES Gener) 18,3 4,7 23,0 Atacama TV1C (AES Gener) 10,7 2,8 13,5 Total Gen. Bruta 247,1 177,3 171,7 97,2 164,6 200,1 208,0 206,7 200,1 207,2 200,4 207,7 2.288,0 16,0 12,9 11,4 6,4 10,9 13,0 13,4 13,4 13,0 13,4 13,0 13,4 150,2 Total Gen. Neta 231,1 164,4 160,3 90,8 153,6 187,1 194,5 193,3 187,1 193,8 187,4 194,3 2.137,8 CAVANCHA C.H. Cavancha 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,2 Total Gen. Bruta 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 Total Gen. Neta 1,5 1,3 1,5 1,4 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6 1,4 1,5 18,1 EQUIPOS DE GENERACIÓN CD Inacal Total Gen. Bruta Total Gen. Neta ENORCHILE Estandartes 0,3 0,4 0,7 C.D. M.Blancos 0,7 0,6 20,8 20,1 20,7 20,1 20,8 20,8 20,1 20,7 20,1 20,7 206,1 Total Gen. Bruta 1,0 1,0 20,8 20,1 20,7 20,1 20,8 20,8 20,1 20,7 20,1 20,7 206,8 0,1 0,0 5,3 5,2 5,3 5,2 5,3 5,3 5,2 5,3 5,2 5,3 52,8 Total Gen. Neta 0,9 1,0 15,4 14,9 15,4 14,9 15,4 15,4 14,9 15,4 14,9 15,4 154,0 NORACID PAM 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1 Total Gen. Bruta 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1 0,1 0,1 4,3 4,2 4,3 4,2 4,3 4,3 4,2 4,3 4,2 4,3 42,8 Total Gen. Neta 11,4 10,4 12,7 12,3 12,8 12,3 12,7 12,7 12,3 12,7 12,3 12,7 147,1 SPS LA HUAYCA Huayca1 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9 Total Gen. Bruta 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 1,5 1,4 6,8 6,7 6,5 6,1 7,2 6,0 6,1 7,4 7,0 7,3 69,9 ON GROUP AGB 0,1 0,0 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,0 0,1 Total Gen. Neta 0,1 0,0 0,1 VALLE DE LOS VIENTOS Valle de los vientos 22,6 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,8 Total Gen. Bruta 22,6 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,8 0,1 0,1 0,2 Total Gen. Neta 22,5 20,6 23,1 19,1 20,8 21,1 21,2 21,7 20,5 21,8 21,5 20,8 254,6 LOS PUQUIOS Los Puquios 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7 Total Gen. Bruta 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 0,3 0,4 0,8 0,6 1,0 1,1 0,3 1,4 1,2 0,2 0,2 0,2 7,7 POZO ALMONTE SOLAR 2 Pozo Almonte Solar 2 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2 Total Gen. Bruta 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 1,5 1,5 1,3 1,4 1,2 1,4 1,4 1,3 1,1 1,4 1,4 1,2 16,2 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 26 de 30

POZO ALMONTE SOLAR 3 CDEC-SING C0024/2015 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Pozo Almonte Solar 3 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,8 Total Gen. Bruta 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,8 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 4,6 3,6 2,1 2,7 2,3 2,7 2,1 2,5 2,1 2,4 2,3 2,3 31,7 TECNET Tecnet_1_6 0,1 0,1 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,1 0,1 Total Gen. Neta 0,1 0,1 0,1 GENERACIÓN SOLAR María Elena FV 17,6 15,9 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,8 Total Gen. Bruta 17,6 15,9 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,8 0,1 0,1 0,2 Total Gen. Neta 17,5 15,8 19,8 21,5 18,8 20,4 20,5 20,5 18,2 20,3 22,0 16,4 231,7 RIJN CAPITAL Solar Jama 8,7 9,0 8,5 9,0 9,7 8,3 9,0 8,3 9,6 80,0 Solar Paruma 5,4 4,6 4,9 4,8 5,2 5,3 5,0 4,8 4,8 5,0 49,8 Solar Pular 6,8 7,3 6,6 7,4 7,1 7,0 7,0 6,5 7,6 63,5 Solar Lascar 8,9 8,7 8,9 26,5 Solar Salin 8,9 9,2 8,3 26,4 Total Gen. Bruta 5,4 20,1 21,2 19,9 21,6 22,1 20,2 38,7 37,6 39,3 246,2 Total Gen. Neta 5,4 20,1 21,2 19,9 21,6 22,1 20,2 38,7 37,6 39,3 246,2 SKY SOLAR Arica Solar 1 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4 Total Gen. Bruta 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4 Total Gen. Neta 11,5 11,5 11,8 12,4 11,7 11,1 12,2 11,2 12,0 105,4 FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5 Uribe Solar 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3 Total Gen. Bruta 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3 Total Gen. Neta 15,4 14,5 13,7 15,5 14,4 14,9 88,3 TOTAL SING Generación Bruta 1.590,6 1.432,2 1.697,6 1.646,8 1.689,4 1.673,7 1.683,1 1.711,8 1.680,2 1.714,6 1.682,6 1.770,6 19.973,2 117,5 109,0 112,6 107,2 109,7 101,9 106,2 112,5 107,8 104,0 105,6 112,4 1.306,5 Generación Neta 1.473,2 1.323,4 1.589,3 1.543,8 1.584,0 1.575,9 1.581,2 1.603,6 1.576,6 1.614,9 1.581,2 1.662,5 18.709,6 Pérdidas 44,0 46,6 46,3 43,7 42,6 44,2 43,8 42,9 42,0 42,1 42,2 45,6 525,9 RETIROS SING 1.429,3 1.276,8 1.543,0 1.500,1 1.541,4 1.531,7 1.537,5 1.560,7 1.534,5 1.572,8 1.539,0 1.616,9 18.183,7 ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh) 51,1 49,6 78,1 88,4 51,5 89,9 83,1 83,6 48,1 73,7 48,5 48,1 66,1 Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 27 de 30

CDEC-SING PROGRAMA DE GENERACION BRUTA DE CENTRALES DEL SING : 2016 (GWh) Prog. (1) ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic CT ANGAMOS C.T. Angamos 379,1 322,1 701,2 Total Gen. Bruta 379,1 322,1 701,2 19,7 15,0 34,7 Total Gen. Neta 359,4 307,1 666,5 CT ANDINA SA C.T. Andina 116,8 109,3 226,1 Total Gen. Bruta 116,8 109,3 226,1 12,1 11,3 23,3 Total Gen. Neta 104,8 98,0 202,8 INVERSIONES HORNITOS C.T. Hornitos 117,6 110,0 227,5 Total Gen. Bruta 117,6 110,0 227,5 12,1 11,3 23,3 Total Gen. Neta 105,5 98,7 204,2 E-CL C.H. Chapiquiña 3,8 3,5 7,3 C.D. Arica C.D. y T.G. Iquique C.T. Mejillones 3 (CC) C.T. Mejillones 1 110,9 103,7 214,6 C.T. Mejillones 2 114,3 107,2 221,5 D Enaex C Enaex Unidad 12-13 38,9 35,7 74,6 Unidad 14-15 177,1 165,6 342,7 Unidad 16 (CC) 243,7 228,1 471,8 T.Gas 1 T.Gas 2 T.Gas 3 SUTA Parque Solar el Águila 0,6 0,6 1,2 Pampa Camarones FV 1,8 1,6 3,4 Total Gen. Bruta 691,0 646,1 1.337,1 38,3 35,8 74,0 Total Gen. Neta 652,8 610,3 1.263,1 CELTA C.T. Tarapacá 104,0 97,3 201,4 TGTAR Total Gen. Bruta 104,0 97,3 201,4 7,0 6,6 13,6 Total Gen. Neta 97,0 90,7 187,7 ENERNUEVAS Mini Hidro Alto Hospicio 0,8 0,8 1,6 Mini Hidro El Toro 0,8 0,8 1,6 Mini Hidro Santa Rosa 0,9 0,8 1,7 Total Gen. Bruta 2,5 2,4 4,9 Total Gen. Neta 2,5 2,4 4,9 GASATACAMA CHILE Atacama TG1A Atacama TG1B Atacama TV1C Atacama TG2A 0,0 0,1 0,1 Atacama TG2B Atacama TV2C 0,0 0,1 0,1 Total Gen. Bruta 0,1 0,1 0,2 0,0 0,0 0,0 Total Gen. Neta 0,1 0,1 0,2 INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 28 de 30

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

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic POZO ALMONTE SOLAR 3 Pozo Almonte Solar 3 2,7 1,9 4,6 Total Gen. Bruta 2,7 1,9 4,6 Total Gen. Neta 2,7 1,9 4,6 Tecnet_1_6 Total Gen. Bruta Total Gen. Neta TECNET GENERACIÓN SOLAR María Elena FV 21,3 18,0 39,2 Total Gen. Bruta 21,3 18,0 39,2 Total Gen. Neta RIJN CAPITAL Solar Jama 9,1 8,1 17,3 Solar Paruma 5,1 4,8 9,9 Solar Pular 7,1 6,4 13,6 Solar Lascar 8,9 8,0 16,9 Solar Salin 9,1 8,4 17,5 Total Gen. Bruta 39,4 35,8 75,2 Total Gen. Neta 39,4 35,8 75,2 SKY SOLAR Arica Solar 1 12,1 11,0 23,2 Total Gen. Bruta 12,1 11,0 23,2 Total Gen. Neta 12,1 11,0 23,2 FOTOVOLTAICA NORTE GRANDE 5 Uribe Solar 14,9 13,9 28,8 Total Gen. Bruta 14,9 13,9 28,8 Total Gen. Neta 14,9 13,9 28,8 TOTAL SING Generación Bruta 1.773,3 1.623,1 3.396,4 112,2 101,5 213,7 Generación Neta 1.644,1 1.507,7 3.151,8 Pérdidas 46,6 41,4 88,1 RETIROS SING 1.597,5 1.466,2 3.063,7 ENS Cmg Crucero 220 (USD /MWh) 48,3 48,0 48,1 Nota: El costo marginal presentado en la planilla de color rojo, que resulta de una optimización lineal para un horizonte de mediano y largo plazo, corresponde al multiplicador de Lagrange (variable dual) asociado a la restricción de balance de energía. Esta variable matemática, en ningun caso, representa una previsión de los costos marginales reales esperados dicho horizonte, dado que los costos marginales reales resultan del proceso de cálculo que realiza la DP, conforme a la normativa vigente para la valorización de las transferencias de energía del SING. INFORME MENSUAL A LA CNE FEBRERO 2015 Página 30 de 30