FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2006 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO PRELIMINAR

FIJACION DE PRECIOS DE NUDO ABRIL DE 2006 SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) INFORME TECNICO PRELIMINAR MARZO DE 2006 SANTIAGO CHILE

2 ÍNDICE 1 INTRODUCCIÓN... 4 2 ANTECEDENTES GENERALES... 4 2.1 PREVISIÓN DE DEMANDA... 4 2.2 PRECIOS DE DÓLAR OBSERVADO... 5 2.3 PRECIOS DE COMBUSTIBLES... 5 2.4 REFERENCIA DE PRECIOS DEL DIESEL... 6 2.5 RESTRICCIONES DE GAS NATURAL DESDE ARGENTINA... 6 2.6 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS... 9 3 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN OPTIMA DEL SIC... 9 4 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Abril 2006... 11 4.1 PREVISIÓN DE DEMANDA... 11 4.1.1 PREVISIÓN DE VENTAS ANUALES Y POR BARRA SIC... 11 4.1.2 MODELACION TEMPORAL DE LA DEMANDA... 12 4.2 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC... 13 4.3 NIVEL DE PRECIOS... 15 4.4 COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS... 15 4.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA... 17 4.6 STOKCS DE LOS EMBALSES... 17 4.7 SISTEMA DE TRANSMISIÓN... 18 4.8 COSTO DE RACIONAMIENTO... 18 4.9 TASA DE ACTUALIZACIÓN... 19 4.10 HORIZONTE DE ESTUDIO... 19 4.11 MODELACIÓN DEL SIC EN EL OSE2000... 19 4.11.1 Centrales Hidroeléctricas... 19 4.11.2 Centrales Termoeléctricas... 20 4.11.3 Sistema de Transmisión... 20 4.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000... 20 4.11.5 Otras consideraciones en la modelación del SIC... 21 5 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO... 22 5.1 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA... 22 5.2 PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA DE PUNTA... 23 5.3 PRECIOS DE ENERGÍA Y POTENCIA RESTO DEL SIC... 23 5.3.1 PRECIOS DE ENERGÍA EN EL RESTO DEL SIC... 23 5.3.2 PRECIOS DE POTENCIA EN EL RESTO DEL SIC... 23 6 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO... 25 6.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta... 25 6.2 Indexación del Precio de la Energía... 26 7 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA... 28 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA... 28 8.1 INDEXACIÓN CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA... 28 8.2 CONDICIONES DE APLICACIÓN... 29 9 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles... 30 9.1.1 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS... 30 10 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA... 32 10.1 CALCULO DEL PRECIO DE ENERGÍA EN NUDO BÁSICO QUILLOTA 220 kv... 32 10.2 CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA... 33 10.2.1 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRO-NORTE... 34 10.2.2 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC SUR... 35 11 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE ABRIL DE 2006... 38 11.1 SIMPLIFICACIONES ADOPTADAS... 38 11.2 CALIDAD DE SUMINISTRO Y REGLAMENTO ELÉCTRICO... 38 11.2.1 Indisponibilidad de Generación... 38 11.2.2 Indisponibilidad de Transmisión... 39 11.3 Regulación de Frecuencia... 40 11.3.1 Regulación de Frecuencia... 40 11.3.2 Regulación de Tensión... 41 12 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA... 42 12.1 INTRODUCCIÓN... 42 12.2 VARIACIÓN EN EL COSTO DE FALLA DE SECTORES RESIDENCIAL Y DE SERVICIOS... 42 12.2.1 Fórmula de Indexación... 42 12.2.2 Comunas Consideradas... 42 12.3 VARIACIÓN EN EL COSTO DE FALLA DEL SECTOR PRODUCTIVO... 43 12.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo... 43 12.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo... 43 12.4 CÁLCULO DEL VALOR DE COSTO DE FALLA MEDIO SIC... 45 12.4.1 Indexadores... 45

3 12.4.2 Indexación... 46 12.5 COSTO DE FALLA MEDIO AL MODELO OSE2000... 47 13 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC... 48 13.1 INTRODUCCIÓN... 48 13.2 PROYECTOS DE GENERACIÓN... 48 13.2.1 Llamado a presentar proyectos de Generación... 48 13.2.2 Alternativas de expansión del parque generador... 49 13.3 OBRAS DE TRANSMISIÓN... 51 13.4 OTRAS CONSIDERACIONES Y ALTERNATIVAS DE DESARROLLO... 51 13.4.1 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural... 51 13.4.2 Otros alternativas de desarrollo... 52 13.5 BASES DEL ESTUDIO... 52 13.5.1 Criterios Generales... 52 13.5.2 Proyección del consumo... 53 13.5.3 Alternativas de generación y de transporte... 55 13.5.4 Precio de los combustibles... 56 13.5.5 Líneas de interconexión SIC-SADI... 56 13.5.6 Otros antecedentes... 56 13.6 METODOLOGÍA... 56 13.7 RESULTADO DEL PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN... 58 14 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, MARZO de 2006... 60 14.1 INTRODUCCIÓN... 60 14.2 BASES GENERALES DEL CÁLCULO DE FACTORES DE PENALIZACIÓN... 60 14.3 BASES DE MODELACIÓN PARA CÁLCULO DE FACTORES DE PENALIZACIÓN... 66 14.4 RESULTADOS... 72 15 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL... 73 16 ANEXO Nº 8: DETERMINACIÓN ALFA FORMULA INDEXACIÓN DEL PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA... 79 16.1 CURVAS COTA ENERGIA PARA LOS EMBALSES... 79 16.2 CALCULO DEL VALOR DE ALFA... 80 17 ANEXO Nº 9: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.... 81

4 INFORME TÉCNICO PRELIMINAR CALCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE ABRIL DE 2006. 1 INTRODUCCIÓN En el presente informe se explicitan las bases utilizadas y los resultados obtenidos en la determinación de los precios de nudo del Sistema Interconectado Central (SIC), para la fijación de precios correspondiente al mes de Abril de 2006, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº1 de 1982 1 del Ministerio de Minería, en adelante DFL Nº1/82 (M), y el Decreto Supremo Nº 327, en adelante Reglamento Eléctrico 2. 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 hecha llegar 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: GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 24 MESES. 3500 3000 2500 GWh 2000 1500 1000 500 0 Ventas SIC Tasa Acumulada 12 meses 8.0% 7.5% 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% ene_04 feb_04 mar_04 abr_04 may_04 jun_04 jul_04 ago_04 sep_04 oct_04 nov_04 dic_04 ene_05 feb_05 mar_05 abr_05 may_05 jun_05 jul_05 ago_05 sep_05 oct_05 nov_05 dic_05 Ventas Mensuales SIC (Fuente:CDEC-SIC) 1 Modificada según Ley 19.940 publicada en el Diario Oficial el 13 de Marzo de 2004. 2 Modificado según Decreto Supremo Nº 158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003

5 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 febrero de 2006 utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dólar observado promedio de septiembre de 2005 utilizado en la última fijación de precio de nudo, es de un -2.05%. 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 750 700 650 600 550 500 635.93 603.91 608.19 635.76 643.50 632.39 607.28 596.72 616.55 576.17 574.12 573.58 586.48 578.31 580.46 585.47 546.61 575.77 535.50 514.33 524.48 536.70 529.88 525.70 450 400 Mar-2004 Abr-2004 May-2004 Jun-2004 Jul-2004 Ago-2004 Sep-2004 Oct-2004 Nov-2004 Tipo de Cambio [$/US$] Dic-2004 Ene-2005 Feb-2005 Mar-2005 Abr-2005 May-2005 Jun-2005 Jul-2005 Ago-2005 Sep-2005 Oct-2005 Nov-2005 Dic-2005 Ene-2006 Feb-2006 Fuente : Banco Central, www.bcentral.cl 2.3 PRECIOS DE COMBUSTIBLES Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SIC, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 28 de Febrero de 2006. La información mencionada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC en respuesta la carta CNE Nº0258/2006 del 22 de Febrero de 2006. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se entregan en el punto 4.4 de este informe resumidos en el CUADRO N 8., en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

6 2.4 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$/bbl, por lo menos desde enero de 2003. En los últimos meses, dicho valor ha alcanzado niveles superiores a los 50 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio Brent desde enero de 1986 al mes de febrero de 2006. La variación experimentada entre septiembre de 2005 y febrero de 2006 es una disminución de 4,4%. GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO BRENT, PERÍODO ENERO 1986-SEPTIEMBRE 2005. 70 Perfil Petroleo Brent Enero 1986-Febrero 2006 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Ene-86 Ene-87 Ene-88 Ene-89 Ene-90 Ene-91 Ene-92 Ene-93 Precio Petróleo Brent [US$/bbl] Ene-94 Ene-95 Ene-96 Ene-97 Ene-98 Ene-99 Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Fuente: Platt s, OLADE 2.5 RESTRICCIONES DE GAS NATURAL DESDE ARGENTINA En base a la información de los Volúmenes Inyectados y Requeridos de gas natural contenida en los informes diarios enviados a esta Comisión, según instructivo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), ordenado mediante resolución 754/2004 de la misma institución, se procedió a modelar restricciones de gas 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.

7 En base a lo señalado en el párrafo anterior, se construyó el CUADRO N 1 y el CUADRO N 2 de disponibilidad semanal de gas y funcionamiento alternativo por central. La potencia máxima de algunas centrales ha sido modificada de acuerdo a la disponibilidad de gas y se consignan en el CUADRO N 8. CUADRO N 1: DISPONIBILIDAD SEMANAL DE GAS POR CENTRAL. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Campanario Abril-2006 4 - - - 4-4 - 3 Mayo-2006 4 - - - 4-4 - 3 Junio-2006 4 - - - 4-4 - 3 Julio-2006 3 - - 4 2-4 - 3 Agosto-2006 4 - - 4 4-4 - 3 Septiembre-2006 4-2 4 4 - - - 3 Octubre-2006 4 - - 2 4-4 - 3 Noviembre-2006 4-2 2 4-4 - 3 Diciembre-2006 4-4 2 4-4 - 1 Enero-2007 4 - - - 4-3 - 3 Febrero-2007 4 - - - 4-3 - 3 Marzo-2007 4 - - - 4-3 - 3 Abril-2007 4 - - - 4-3 - 3 Mayo-2007 4 - - - 4-3 - 3 Junio-2007 4 - - - 4-3 - 3 Julio-2007 3 - - 4 2-3 - 3 Agosto-2007 4 - - 4 4-3 - 3 Septiembre-2007 4-2 4 4 - - - 3 Octubre-2007 4 - - 2 4-3 - 3 Noviembre-2007 4-2 2 4-3 - 3 Diciembre-2007 4-4 2 4-3 - 1 Enero-2008 4 - - - 4-2 - 3 Febrero-2008 4 - - - 4-2 - 3 Marzo-2008 4 - - - 4-2 - 3 Abril-2008 4 - - - 4-2 - 3 Mayo-2008 4 - - - 4-2 - 3 Junio-2008 4 - - - 4-2 - 3 Julio-2008 3 - - 4 2-2 - 3 Agosto-2008 4 - - 4 4-2 - 3 Septiembre-2008 4-2 4 4 - - - 3 Octubre-2008 4 - - 2 4-2 - 3 Noviembre-2008 4-2 2 4-2 - 3 Diciembre-2008 4-4 2 4-2 - 1 Enero-2009 4 - - - 4-2 - 3 Febrero-2009 4 - - - 4-2 - 3 Marzo-2009 4 - - - 4-2 - 3 Abril-2009 4-4 - 4-4 - 3 Mayo-2009 4-2 2 4-4 - 3 Junio-2009 4-2 2 4-4 - 3 Julio-2009 3-2 2 2-4 - 3 Agosto-2009 4-2 2 4-4 - 3 Septiembre-2009 4-4 4 4 - - - 3 Octubre-2009 4 - - 4 4-4 - 3 Noviembre-2009 4-2 2 4-4 - 3 Diciembre-2009 4-2 2 4-4 - 1 Enero-2010 4-4 4 4-4 - 3 Febrero-2010 4-4 4 4-4 - 3 Marzo-2010 4-4 - 4-4 - 3 Abril-2010 4-4 - 4-4 - 3 Mayo-2010 4-2 2 4-4 - 3 Junio-2010 4-2 2 4-4 - 3 Julio-2010 3-2 2 2-4 - 3 Agosto-2010 4-2 2 4-4 - 3 Septiembre-2010 4-4 4 4 - - - 3 Octubre-2010 4 - - 4 4-4 - 3 Noviembre-2010 4-2 2 4-4 - 3 Diciembre-2010 4-2 2 4-4 - 1

8 CUADRO N 2: DISPONIBILIDAD SEMANAL DE FUNCIONAMIENTO ALTERNATIVO POR CENTRAL. Semanas disponibles para funcionamiento con Diesel o GNL por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Campanario Abril-2006-4 4 4-4 - 4 1 Mayo-2006-4 4 4-4 - 4 1 Junio-2006-4 4 4-4 - 4 1 Julio-2006-3 4 - - 4-4 1 Agosto-2006-4 4 - - 4-4 1 Septiembre-2006-4 2 - - 4-4 1 Octubre-2006-4 - 2-4 - 4 1 Noviembre-2006-4 - - - 4-4 1 Diciembre-2006-4 - - - 4-4 1 Enero-2007-4 4 4-4 1 4 1 Febrero-2007-4 4 4-4 1 4 1 Marzo-2007-4 4 4-4 1 4 1 Abril-2007-4 4 4-4 1 4 1 Mayo-2007-4 4 4-4 1 4 1 Junio-2007-4 4 4-4 1 4 1 Julio-2007-3 4 - - 4 1 4 1 Agosto-2007-4 4 - - 4 1 4 1 Septiembre-2007-4 2 - - 4-4 1 Octubre-2007-4 - 2-4 1 4 1 Noviembre-2007-4 - - - 4 1 4 1 Diciembre-2007-4 - - - 4 1 4 1 Enero-2008-4 4 4-4 2 4 1 Febrero-2008-4 4 4-4 2 4 1 Marzo-2008-4 4 4-4 2 4 1 Abril-2008-4 4 4-4 2 4 1 Mayo-2008-4 4 4-4 2 4 1 Junio-2008-4 4 4-4 2 4 1 Julio-2008-3 4 - - 4 2 4 1 Agosto-2008-4 4 - - 4 2 4 1 Septiembre-2008-4 2 - - 4-4 1 Octubre-2008-4 - 2-4 2 4 1 Noviembre-2008-4 - - - 4 2 4 1 Diciembre-2008-4 - - - 4 2 4 1 Enero-2009-4 4 4-4 2 4 1 Febrero-2009-4 4 4-4 2 4 1 Marzo-2009-4 4 4-4 2 4 1 Abril-2009-4 - 4-4 - 4 1 Mayo-2009-4 2 2-4 - 4 1 Junio-2009-4 2 2-4 - 4 1 Julio-2009-3 2 2-4 - 4 1 Agosto-2009-4 2 2-4 - 4 1 Septiembre-2009-4 - - - 4-4 1 Octubre-2009-4 - - - 4-4 1 Noviembre-2009-4 - - - 4-4 1 Diciembre-2009-4 2 - - 4-4 1 Enero-2010-4 - - - 4-4 1 Febrero-2010-4 - - - 4-4 1 Marzo-2010-4 - 4-4 - 4 1 Abril-2010-4 - 4-4 - 4 1 Mayo-2010-4 2 2-4 - 4 1 Junio-2010-4 2 2-4 - 4 1 Julio-2010-3 2 2-4 - 4 1 Agosto-2010-4 2 2-4 - 4 1 Septiembre-2010-4 - - - 4-4 1 Octubre-2010-4 - - - 4-4 1 Noviembre-2010-4 - - - 4-4 1 Diciembre-2010-4 2 - - 4-4 1

9 2.6 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS Mediante carta CNE Nº 0081 de fecha 13 de enero de 2006 esta Comisión solicitó la actualización de antecedentes de diversos proyectos, entre los cuales se encontraba el proyecto central Quilleco, de 70 MW de propiedad de Colbún S.A., el cual fue incorporado al set de alternativas. Con estos proyectos, más otras alternativas tecnológicas que a juicio de esta Comisión pueden ser desarrolladas en el período 2005-2015 se elaboró el programa de obras que se detalla en el ANEXO Nº 5, y que sirve de base para determinar los Precios de Nudo de la presente fijación. En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de ampliación en el decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 232, publicado en el Diario Oficial el 12 de octubre de 2004. Adicionalmente se consideró la central a pie de presa Caudal Ecológico Ralco de 32 MW, esta última aprovechando el caudal ecológico de 27,1m 3 /s de la central Ralco. En el caso del proyecto de central geotérmica Calabozo, este se actualizó con información reciente emanada de ENAP 3. La consideración de dicha información arroja como resultado la inclusión de los proyectos Central Geotérmica Calabozo y Central Geotérmica Chillán: ambos proyectos contemplan la construcción de cuatro módulos de generación cada dos años, de 40 [MW] y 25[MW], respectivamente. 3 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN OPTIMA DEL SIC Para simular la operación óptima del SIC se utilizó el modelo de multinodal-multiembalse 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. 3 Carta ENAP N 235, 1 de marzo de 2006

10 - A continuación se realiza una simulación, utilizando los valores del agua calculados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa. - La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge en la determinación de una estrategia óptima para la operación del sistema y el cálculo de los costos marginales de corto plazo para cada condición hidrológica. El modelo realiza las siguientes funciones, en relación con la operación de un sistema eléctrico: - Determina la operación óptima de los embalses del sistema. - Simula la operación del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un número de situaciones hidrológicas definidas por el usuario, tomando en consideración las restricciones de transmisión y las pérdidas en las líneas. El modelo permite la utilización telescópica de bloques y etapas, esto es, 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 4 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Abril 2006 4.1 PREVISIÓN DE DEMANDA 4.1.1 PREVISIÓN DE VENTAS ANUALES Y POR BARRA SIC En el CUADRO N 3 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Preliminar de Abril de 2006. CUADRO N 3: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Previsión de Demanda SIC [GWh] Años Libres Regulados Total 2005 15,806 20,123 35,929 2006 16,943 21,537 38,480 2007 18,516 22,927 41,443 2008 20,404 24,396 44,800 2009 22,303 25,946 48,250 2010 23,878 27,605 51,482 2011 25,560 29,372 54,932 2012 27,274 31,228 58,502 2013 29,004 33,301 62,305 2014 30,941 35,414 66,355 2015 32,865 37,802 70,668 2016 34,855 40,406 75,261 La base de esta previsión corresponde a lo informado en el Estudio de Proyección de Demandas de Energía y Potencia 4, que se adjunta con el presente informe técnico preliminar de la fijación de precio de nudo de Abril de 2006. CUADRO N 4: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total 2005 - - - 2006 7.20% 7.02% 7.10% 2007 9.28% 6.45% 7.70% 2008 10.20% 6.41% 8.10% 2009 9.31% 6.36% 7.70% 2010 7.06% 6.39% 6.70% 2011 7.04% 6.40% 6.70% 2012 6.71% 6.32% 6.50% 2013 6.34% 6.64% 6.50% 2014 6.68% 6.35% 6.50% 2015 6.22% 6.74% 6.50% 2016 6.05% 6.89% 6.50% 4 Conforme al artículo 272º del Reglamento Eléctrico.

12 4.1.2 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 0008 y Nº 0009, ambas de fecha 03 de enero de 2006, 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 y se entregan en CUADRO N 5: CUADRO N 5: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA Duración bloque (horas) Mes Bloque 1 Bloque 2 Total Abril 96 624 720 Mayo 298 446 744 Junio 312 408 720 Julio 340 404 744 Agosto 296 448 744 Septiembre 258 462 720 Octubre 42 702 744 Noviembre 44 676 720 Diciembre 46 698 744 Enero 240 504 744 Febrero 86 610 696 Marzo 69 675 744

13 4.2 PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/99 (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 de el SIC. En la elaboración del Programa de Obras, se consideró en construcción las instalaciones contenidas en el CUADRO N 6, 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 6: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN) Fecha de entrada Obras en Construcción de Generación Potencia Mes Año Abril 2006 Hidroeléctrica Pasada :Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW Abril 2006 Central Nueva Aldea 3 Licor Negro 35 MW Junio 2006 Central Los Vientos TG, Diesel 120.8 MW Abril 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 MW Abril 2007 Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240 MW Diciembre 2007 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel capacidad final) 350 MW Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. final) 385 MW Fecha de entrada Obras en Construcción de Transmisión Potencia Mes Año Septiembre 2006 Subestación Nueva Temuco 220 kv - Septiembre 2006 Seccionamiento Nueva Temuco-Puerto Montt - Septiembre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kv 198 MVA 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 Septiembre 2008 Nueva Línea Charrúa-Nueva Temuco 220 kv 2x500 MVA

14 En el CUADRO N 7 se indica el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 99 del DFL Nº 1/82 (M). CUADRO N 7: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIÓN) Fecha de entrada Obras Recomendadas de Generación Potencia Mes Año Abril 2007 Central Ciclo Abierto Campanario 125 MW Abril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW Octubre 2007 Central Eolica Concepción Modulo I 20 MW Enero 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW Octubre 2008 Central Eolica Concepción Modulo II 20 MW Enero 2009 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW Abril 2009 Central Carbón Pan de Azúcar I 400 MW Junio 2009 Central Ciclo Combinado GNL Concepción I 385 MW Octubre 2009 Central Ciclo Combinado GNL Hualpén I 385 MW Enero 2010 Central Ciclo Combinado GNL Quintero I 385 MW Octubre 2010 Turbina GNL Polpaico I 125 MW Marzo 2011 Central Carbón Coronel I 400 MW Abril 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40 MW Abril 2011 Central Geotérmica Chillan Etapa 1 25 MW Junio 2011 Central Carbón Nueva Laguna Verde 250 MW Enero 2012 Turbina GNL Hualpén I 125 MW Octubre 2012 Central Carbón Maitencillo I 400 MW Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Abril 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40 MW Abril 2013 Central Geotérmica Chillan Etapa 2 25 MW Enero 2014 Turbina GNL Quintero I 125 MW Enero 2014 Turbina GNL Hualpén II 125 MW Enero 2014 Turbina GNL Polpaico II 125 MW Junio 2014 Central Carbón Carrera Pinto I 250 MW Octubre 2014 Central Carbón Coronel II 400 MW Enero 2015 Turbina GNL Hualpén II 125 MW Abril 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40 MW Abril 2015 Central Geotérmica Chillan Etapa 3 25 MW Fecha de entrada Obras Recomendadas de Transmisión Potencia Mes Año Octubre 2008 Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kv 166 MVA Noviembre 2008 Aumento de Capacidad Chena-Alto Jahuel 220 kv 260 MVA Abril 2009 Aumento de Capacidad C Navia-Polpaico 220 kv 300 MVA Junio 2009 Transformación 154-220 Sistema 154 kv Itahue-Alto Jahuel 2x400 MVA Abril 2010 Nueva Línea Cardones - Maitencillo 220 kv 200 MVA Julio 2011 Nueva Línea P. Azúcar Maitencillo 220kV 235 MVA Julio 2011 Ampliación Línea Pan de Azúcar-Los Vilos-Quillota 220 kv 220 MVA Enero 2012 Aumento de Capacidad C Navia-Polpaico 220 kv 600 MVA

15 4.3 NIVEL DE PRECIOS Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en Febrero de 2006, cumpliendo preliminarmente lo establecido en el artículo 99º, número siete, del DFL1/82. Valor promedio del dólar observado del mes de Febrero de 2006, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO : 525.70 $/US$ 4.4 COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC según carta mencionada en el punto 2.3, se elaboró el CUADRO N 8: CUADRO N 8: COSTOS DE COMBUSTIBLES CENTRALES TÉRMICAS Potencia Potencia Tasa de salida Unidades Consumo Unidades C. de Comb. C. Var. C. Var. Central Neta Mant. forzada Tipo de de consumo Específico de costo de no comb. [MW] [MW] (%) Combustible específico combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Arauco 1 12.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 52.10 0.00 52.10 Arauco 2 3.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 56.10 0.00 56.10 Arauco 3 5.00-0.0% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 170.00 0.00 170.00 Celco 1 3.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 0.00 0.00 0.00 Celco 2 2.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 5.40 0.00 5.40 Celco 3 2.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 8.00 0.00 8.00 Celco 4 2.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 22.00 0.00 22.00 Celco 5 3.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 33.00 0.00 33.00 Celco 6 3.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 165.00 0.00 165.00 cholguan0 9.00-3.3% Biomasa-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 9.90 0.00 9.90 cholguan1 4.00-3.3% Biomasa-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 57.20 0.00 57.20 Constitucion 7.00-3.3% Desechos Forestales - 1.000 [US$/MWh] 0.00 0.00 0.00 Laja 7.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 0.00 0.00 0.00 licanten0 2.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 22.00 0.00 22.00 licanten1 3.50-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 135.00 0.00 135.00 Nueva Aldea 1 14.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 14.00 0.00 14.00 Nueva Aldea 3 A 15.00-3.3% Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 0.00 0.00 0.00 Nueva Aldea 3 B 16.00-3.3% Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 14.00 0.00 14.00 valdivia1 6.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 0.00 0.00 0.00 valdivia2 8.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 6.00 0.00 6.00 valdivia3 9.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 47.00 0.00 47.00 valdivia4 7.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 52.00 0.00 52.00 valdivia5 12.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 64.00 0.00 64.00 valdivia6 19.00-3.3% Biomasa-Licor Negro-Petróleo N 6-1.000 [US$/MWh] 84.00 0.00 84.00 Bocamina 121.00-12.5% Carbón [Ton/MWh] 0.380 [US$/Ton] 82.13 1.67 32.88 Guacolda I 142.90-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.360 [US$/Ton] 57.22 1.00 21.60 Guacolda II 142.90-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.360 [US$/Ton] 57.22 1.00 21.60 Huasco TV 13.30-20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Laguna Verde 52.70 26.35 50.0% Carbón [Ton/MWh] 0.850 [US$/Ton] 79.77 7.86 75.66 Ventana I 112.80-6.9% Carbón [Ton/MWh] 0.415 [US$/Ton] 73.41 2.18 32.65 Ventana II 207.90-2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.397 [US$/Ton] 73.41 1.38 30.52 Campanario CA 125.00-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 1.59 2.50 19.82 Horcones TG 24.00-5.0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 14.480 [US$/Mbtu] 5.00 2.00 74.40 Nehuenco I 340.05-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 7.281 [US$/Mbtu] 2.12 2.87 18.34 Nehuenco II 384.20-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 6.687 [US$/Mbtu] 1.97 2.43 15.60 Nueva Aldea 2 Gas 12.00-5.0% Gas Natural - 1.000 [US$/Mbtu] 58.00 2.00 60.00 Nueva Renca 320.10-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 7.167 [US$/Mbtu] 2.77 2.86 22.72 San Isidro 350.00-2.1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 7.064 [US$/Mbtu] 2.37 2.82 19.59 Taltal1 121.50-5.0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 10.887 [US$/Mbtu] 2.01 2.20 24.05 Turbina PSEG 45.70-5.0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 9.655 [US$/Mbtu] 2.14 3.10 23.81

16 Potencia Potencia Tasa de salida Unidades Consumo Unidades C. de Comb. C. Var. C. Var. Central Neta Mant. forzada Tipo de de consumo Específico de costo de no comb. [MW] [MW] (%) Combustible específico combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Diego Almago TG 46.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.337 [US$/Ton] 578.74 0.91 195.95 EV25 25.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.309 [US$/Ton] 635.35 1.00 197.32 Laguna Verde TG 17.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.264 [US$/Ton] 637.99 1.00 169.43 Los Vientos 120.80-2.1% Petróleo Diesel - 1.000 [US$/MWh] 154.70 0.00 154.70 Petropower 54.20-3.3% Petróleo Diesel - 1.000 [US$/MWh] 0.00 3.90 3.90 Renca 92.00 46.00 11.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.365 [US$/Ton] 589.41 3.64 218.77 Turbina Cenelca 50.90-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.230 [US$/Ton] 654.00 2.90 153.32 Turbina Cenelca II 50.90-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.230 [US$/Ton] 654.00 2.90 153.32 Bocamina Man 0.00 121.00 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Guacolda I Man 0.00 142.90 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Guacolda II Man 0.00 142.90 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Laguna Verde Man 0.00 26.35 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Petropower Man 0.00 54.20 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Ventana I Man 0.00 112.80 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Ventana II Man 0.00 207.90 20.0% Carbón [Ton/MWh] 0.974 [US$/Ton] 107.00 7.34 111.56 Taltal2 Diesel 123.40-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.276 [US$/Ton] 579.04 4.76 164.58 Campanario CA Diesel 0.00 125.00 2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 1.000 [US$/Ton] 68.00 2.50 70.50 Candelaria CA Diesel I 125.30-2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.273 [US$/Ton] 642.78 5.60 181.36 Candelaria CA Diesel II 128.56-2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.273 [US$/Ton] 642.78 5.60 181.15 Huasco TG 58.00-36.0% Petróleo IFO-180 [Ton/MWh] 0.362 [US$/Ton] 348.97 126.33 252.65 Nehuenco 9B Diesel I 92.00-10.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.278 [US$/Ton] 642.78 178.82 357.65 Nehuenco 9B Diesel II 16.00-10.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.288 [US$/Ton] 642.78 185.33 370.65 Nehuenco I Diesel 0.00 331.39 5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.164 [US$/Ton] 607.47 99.81 199.62 Nueva Aldea 2 Diesel 12.00-5.0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 1.000 [US$/Ton] 185.00 185.00 370.00 Nueva Renca Diesel 0.00 312.00 2.4% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.171 [US$/Ton] 589.56 100.81 201.63 San Isidro Diesel 0.00 305.00 2.1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0.178 [US$/Ton] 575.70 102.47 204.95 San Isidro 2 350.00 240.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 6.180 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 27.22 San Isidro 2 FA 35.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 8.328 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 35.81 Campanario CA GNL 0.00 125.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Candelaria CA GNL 253.86-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Nehuenco 9B GNL I 92.00-10.0% GNL [Mbtu/MWh] 11.905 [US$/Mbtu] 4.00 2.90 50.52 Nehuenco 9B GNL II 16.00-10.0% GNL [Mbtu/MWh] 11.988 [US$/Mbtu] 4.00 25.20 73.15 Nehuenco I FA GNL 21.39 0.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 9.331 [US$/Mbtu] 4.00 0.00 37.32 Nehuenco I GNL 0.00 340.05 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 7.438 [US$/Mbtu] 4.00 2.31 32.06 Nueva Renca Int GNL 49.80 0.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 9.459 [US$/Mbtu] 4.00 0.00 37.83 San Isidro GNL 0.00 350.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 7.415 [US$/Mbtu] 4.00 2.82 32.48 San Isidro FA GNL 20.00 0.00 2.1% GNL [Mbtu/MWh] 12.686 [US$/Mbtu] 4.00 2.82 53.56 Carrera Pinto I 250.00 0.00 2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.380 [US$/Ton] 60.00 1.40 24.20 Coronel I 400.00 0.00 2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.344 [US$/Ton] 60.00 1.40 22.04 Coronel II 400.00 0.00 2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.344 [US$/Ton] 60.00 1.40 22.04 Laguna Verde Car I 250.00 0.00 2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.380 [US$/Ton] 60.00 1.40 24.20 Maitencillo I 400.00 0.00 2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.344 [US$/Ton] 60.00 1.40 22.04 Pan de Azucar I 400.00 0.00 2.1% Carbón [Ton/MWh] 0.344 [US$/Ton] 60.00 1.40 22.04 Geotermica Calabozo 160.00 40.00 4.3% Geotermia - 1.000 [US$/MWh] 0.00 2.00 2.00 Geotermica Chillan 100.00 25.00 4.3% Geotermia - 1.000 [US$/MWh] 0.00 2.00 2.00 Concepcion I 350.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 6.180 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 27.22 Concepcion I FA 35.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 8.328 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 35.81 Turbina GNL Hualpen 01 125.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Turbina GNL Hualpen 02 125.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Turbina GNL Hualpen 03 125.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Hualpen I 350.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 6.180 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 27.22 Hualpen I FA 35.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 8.328 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 35.81 Turbina GNL Polpaico 01 125.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Turbina GNL Polpaico 02 125.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Turbina GNL Quintero 01 125.00-2.1% GNL [Mbtu/MWh] 10.888 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 46.05 Quintero II 350.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 6.180 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 27.22 Quintero II FA 35.00 0.00 4.3% GNL [Mbtu/MWh] 8.328 [US$/Mbtu] 4.00 2.50 35.81 En relación al cuadro anterior, se señala lo siguiente: La columna C. VAR [US$/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 La columna Potencia Mant. [MW] corresponde: a la potencia disponible para central en su modelación de operación con combustible alternativo, o el valor de su central de mantenimiento, según corresponda. En la columna Central, las unidades señaladas con extensión Man, corresponden a centrales virtuales incorporadas en la modelación del sistema, que se encuentra a disposición del mismo cuando la resepectiva central existente de carbón está en mantenimiento. Si en algún escenario de operación, alguna de estas centrales virtuales resulta despachada, es una indicación que resulta más económico para el sistema, postergar el mantenimiento de la respectiva central existente.

17 4.5 ESTADÍSTICA HIDROLÓGICA Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 43 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde abril de 1960 hasta marzo de 2003. 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 concluyo 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 5. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico 6, 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 1968-1969), por el guarismo 0,8. b) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la siguiente situación más seca como sistema (año 1998-1999), 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 46. 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. En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 43 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda. 4.6 STOKCS DE LOS EMBALSES Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes: 5 En esta ocasión en la confección de este informe técnico preliminar, no se han aumentado las hidrologías, a la espera de contar con datos de caudales y no de matrices de energía generable para la mayoría de las centrales de pasada. 6 Ver ANEXO Nº 9: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.

18 CUADRO N 9: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES 7, Cotas iniciales esperadas al 1º de Abril de 2006 Emba lse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1339.90 Rapel 104.80 Colbún 428.60 Laguna La Invernada 1316.00 Laguna del Maule 2173.10 Chapo 238.00 Ralco 714.10 4.7 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 se entregan en el mismo Anexo, expresados en valor tanto por uno con base 100 MVA, así como también la información de los tramos del sistema troncal modelados con una condición de operación n-1. 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. 4.8 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 10: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 310.1 5-10% 343.6 10-20% 440.3 Sobre 20% 461.5 Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4. 7 Fuente: Cotas esperadas en hidrología media contenidas en Informe Mensual Definitivo del CDEC-SIC, correspondiente al mes de Enero de 2006, información enviada esta Comisión mediante carta conductora: PRESIDENCIA CDEC-SIC N 02/2006, del 20 de Febrero de 2006.

19 Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 327.00 [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. 4.9 TASA DE ACTUALIZACIÓN Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº1/82(M). 4.10 HORIZONTE DE ESTUDIO El horizonte de estudio utilizado fue de 10 años hidrológicos (Abril 2006 a Marzo 2016). 4.11 MODELACIÓN DEL SIC EN EL OSE2000 La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación consideró los siguientes elementos. 4.11.1 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,

20 - Caudal Ecológico Ralco, 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. 4.11.2 Centrales Termoeléctricas Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el Error! No se encuentra el origen de la referencia.. Estas se representan con su costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de un disponibilidad media de energía. 4.11.3 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). - Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema. - Niveles de tensión desde 66 kv hasta 500 kv, en forma simplificada. 4.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 A continuación se entrega un detalle del nivel de modelación del SIC en el OSE2000: CUADRO N 11: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOS Nº de Barras: 181 Nº de Barras de Consumo: 114 Nº de Barras de Consumo Vegetativo: 16 Nº de Barras de Consumo Industrial: 16 Nº de Barras de Consumo Vegetativo e Industrial: 82 Nº de Tramos de Sistema de Transmisión: 220 Nº Centrales Térmicas (*): 97 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: 8 Nº Centrales Eolicas 1 En la modelación señalada, se ha considerado la Laguna del Maule como embalse, sin ninguna central de generación especifica asociada a sus extracciones.

21 4.11.5 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 1308.48 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 operando con GNL. - 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. - Se han considerado centrales de mantenimiento para suplir sólo los mantenimientos de aquellas centrales existentes del parque generador que utilicen carbón como insumo principal.

22 5 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO 5.1 PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Quillota 220 kv a partir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a está. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SIC, contados a partir del 1º de Abril de 2006, 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 39.955 $/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.

23 5.2 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 4º, nro 17) letra a) de la Ley 19.940, 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 3801.34 $/kw/mes. b) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia Puerto Montt 220 kv resulta igual a 4031.01 $/kw/mes. Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 2. 5.3 PRECIOS DE ENERGÍA Y POTENCIA RESTO DEL SIC 5.3.1 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 5.1, 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. 5.3.2 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 5.2. Estos Factores se obtienen de referir los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de mayo a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 5.1, 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 12 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes.

24 CUADRO N 12: 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 1.0409 1.0885 3956.81 43.491 (**) CARRERA PINTO 220 1.0503 1.1023 3992.55 44.042 (**) CARDONES 220 1.0461 1.0957 3976.58 43.779 (**) MAITENCILLO 220 0.9942 1.0467 3779.29 41.821 (**) PAN DE AZUCAR 220 1.0008 1.0646 3804.38 42.536 (**) QUILLOTA 220 0.9808 1.0000 3728.35 39.955 (**) POLPAICO 220 1.0000 1.0136 3801.34 40.498 (**) CERRO NAVIA 220 1.0282 1.0401 3908.54 41.557 (**) ALTO JAHUEL 220 1.0037 1.0098 3815.40 40.347 (**) RANCAGUA 154 1.0381 1.0672 3946.17 42.640 (**) SAN FERNANDO 154 0.9581 0.9792 3642.06 39.124 (**) ITAHUE 154 0.9381 0.9869 3566.04 39.432 (**) PARRAL 154 0.9316 0.9986 3541.33 39.899 (***) ANCOA 220 0.9279 0.9539 3527.26 38.113 (**) CHARRUA 220 0.9110 0.9524 3463.02 38.053 (**) CONCEPCION 220 0.9484 0.9942 3605.19 39.723 (***) SAN VICENTE 154 0.9560 1.0023 3634.08 40.047 (***) TEMUCO 220 1.0045 1.0463 4049.16 41.805 (**) VALDIVIA 220 0.9989 1.0362 4026.59 41.401 (**) BARRO BLANCO 220 1.0029 1.0484 4042.71 41.889 (***) PUERTO MONTT 220 1.0000 1.0436 4031.02 41.697 (**) PUGUEÑUN 110 1.3217 1.3793 5327.80 55.110 (***) (*) Conforme al Artículo 4º transitorio, inciso tercero de la Ley Nº 19.940. (**) Subestaciones troncales conforme Artículo 1º transitorio de la Ley Nº 19.940. (***) Otras subestaciones del sistema eléctrico.

25 6 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO 6.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta 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. Precio potencia =Precio base DOL 1+ d DOLo 1+ do CHE CPI 0,733 + 0,024 CHEo CPIo IPM IPC ISS + 0,006 + 0,036 + 0,201 IPMo IPCo ISSo d : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1. Do : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1 vigentes ( 0,06 /1). DOL : Valor promedio de los días hábiles de los últimos 30 días del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central. DOLo : Valor promedio del mes de Febrero de 2006 del dólar observado EEUU, publicado por el Banco Central ( 525.70 $/US$). CHE : Chemical Equipment Plant Cost Index, publicado al quinto mes anterior al cual se aplique la indexación. CHEo : Chemical Equipment Plant Cost Index correspondiente al mes de Octubre de 2005(549.50). IPC IPCo CPI : Índice General de Precios al Consumidor correspondiente al mes anterior al cual se aplique la indexación. : Índice General de Precios al Consumidor correspondiente al mes de Febrero de 2006 (121.11). : Consumer Price Index(USA), correspondiente al tercer mes anterior al cual se aplique la indexación. CPIo : Consumer Price Index(USA) correspondiente al mes de Diciembre de 2005 (196.8). IPM : Índice de Precios al por Mayor publicados por el INE, para el tercer mes anterior al cual se aplique la indexación.

26 IPMo : Índice de Precios al por Mayor correspondiente al mes de Diciembre de 2005 (215.59). ISS ISSo : Índice General de Remuneraciones publicados por el INE, para el tercer mes anterior al cual se aplique la indexación. : Índice General de Remuneraciones correspondiente al mes de Diciembre de 2005 (258.75). 6.2 Indexación del Precio de la Energía Los parámetros de la fórmula de indexación de la energía se obtienen y justifican de acuerdo a lo siguiente: Valor de las derivadas parciales del precio de la energía respecto de precio del Dólar Observado y respecto del precio de combustible diesel y fuel informado por el CDEC-SIC. Sin perjuicio de lo anterior el seguimiento de la fórmula de indexación se debe realizar conforme se señala a continuación y en el ANEXO Nº 1. El parámetro alfa representa la las variaciones hidrológicas que puedan ocurrir en el período que media entre la presente fijación y la siguiente. Este parámetro se obtiene de considerar la energía acumulada al 1º de Julio de 2006 en el Lago Laja más Colbún, Canutillar y Ralco. El nivel del Lago Laja es sensibilizado respecto de una variación de cuatro metros en torno a su valor esperado. Pr eciodolar($) 1+ d Precio energía=precio base (0.237 DOL 1+ d 0 0 +0.752 PD PF +0.011 ) α PD 0 PF0 En estas fórmulas: Precio dólar : Valor promedio de los días hábiles de los últimos 30 días del tipo de cambio observado del dólar EEUU, publicado por el Banco Central. d PD : Derechos arancelarios aplicables a la importación de bienes de capital, en /1. : Precio de ENAP del P. Diesel, en $/m3, incluidos los efectos del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles derivados del Petróleo (Ley 20.063), determinado conforme a los mismos criterios con que se determina el PD o (ver ANEXO Nº 1, numeral 3 ).