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

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

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 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... 6 2.4 Restricciones de Gas Natural desde Argentina... 8 3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS. 9 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC... 9 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2007... 11 5.1 Previsión de Demanda... 11 5.2 Programa de Obras del SIC... 14 5.3 Nivel de Precios... 16 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas... 16 5.5 Estadística Hidrológica... 21 5.6 Stocks de los Embalses... 22 5.7 Sistema de Transmisión... 22 5.8 Costo de Racionamiento... 23 5.9 Tasa de Actualización... 23 5.10 Horizonte de Estudio... 23 5.11 Modelación del SIC en el OSE2000... 23 6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO... 27 6.1 Precio Básico de la Energía... 27 6.2 Precios Básicos de la Potencia de Punta... 28 6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC... 28 7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO... 30 7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta... 30 7.2 Indexación del Precio de la Energía... 31 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA... 32 8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva... 32 8.2 Condiciones de Aplicación... 32 9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA... 33 10 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL.... 34 11 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA... 44 11.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv... 44 11.2 CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA... 45 12 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2007 47 12.1 Simplificaciones Adoptadas... 47 12.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico... 47 12.3 Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión... 49 13 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA... 52 13.1 Introducción... 52 13.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios... 52 13.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo... 53 13.4 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic... 55 13.5 Tramos de Costo de Falla Medio... 57 14 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC... 58 14.1 Introducción... 58 14.2 Proyectos de Generación... 58 14.3 Obras de Transmisión... 60 14.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo... 60

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 3 14.5 Bases del Estudio... 61 14.6 Metodología... 67 14.7 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión... 69 15 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE de 2007... 71 15.1 Introducción... 71 15.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización... 71 15.3 Bases Generales Del Cálculo De Factores De Penalización... 77 15.4 Resultados... 83 16 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL... 84 17 ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.... 87 18 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA. 89 19 ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE. 90

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 4 INFORME TÉCNICO PRELIMINAR CALCULO DE PRECIOS DE NUDO EN EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) PARA LA FIJACIÓN DE PRECIOS DE OCTUBRE DE 2007. 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 Octubre de 2007, en conformidad a lo estipulado en el DFL Nº4 de 2006 del Ministerio de Minería, en adelante DFL Nº4/2006, y el Decreto Supremo Nº 327, en adelante Reglamento Eléctrico 1. 2 ANTECEDENTES GENERALES En relación a la determinación de insumos tales como Previsión de Demanda, Costos de Combustibles y Programa de Obras, la Comisión tuvo a la vista los siguientes antecedentes para su cálculo e incorporación a la presente Fijación de Precios. 2.1 Previsión de Demanda De acuerdo a la información entregada a esta Comisión por la Dirección de Operación y Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, en adelante CDEC-SIC, en sus Informes Mensuales, las ventas de electricidad de este sistema han tenido la evolución que se muestra a continuación: 1 Modificado según Decreto Supremo Nº 158 publicado en el Diario Oficial el 9 de Octubre de 2003

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 5 GRÁFICO Nº 1: VENTAS MENSUALES DE ENERGÍA DEL SIC, ÚLTIMOS 24 MESES. 4000 3500 3000 2500 GWh 2000 1500 1000 500 0 Ventas SIC Tasa Acumulada 12 meses 7.0% 6.5% 6.0% 5.5% 5.0% 4.5% 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 1.5% 1.0% 0.5% 0.0% sep_05 oct_05 nov_05 dic_05 ene_06 feb_06 mar_06 abr_06 may_06 jun_06 jul_06 ago_06 sep_06 oct_06 nov_06 dic_06 ene_07 feb_07 mar_07 abr_07 may_07 jun_07 jul_07 ago_07 Fuente : CDEC-SIC 2.2 Precios de Dólar Observado La Comisión utilizó como tipo de cambio, el promedio mensual del dólar observado publicado por el Banco Central. La variación del dólar observado promedio de agosto de 2007, utilizado en el presente informe preliminar, respecto del dólar observado promedio de marzo de 2007, utilizado en la última fijación de precios de nudo, es de un -2,89%. En el siguiente gráfico se muestra la evolución del promedio mensual para el dólar observado en los últimos 24 meses. GRÁFICO Nº 2: EVOLUCIÓN DÓLAR OBSERVADO ÚLTIMOS 24 MESES, $/US$ 800 Promedio Mensual Dólar Observado 750 Tipo de Cambio [$/US$] 700 650 600 550 500 450 546.61 536.70 524.48 535.50 529.88 514.33 542.46 540.62 530.95 540.51 538.49 528.77 517.33 527.44 522.02 519.80 538.53 542.27 522.92 525.70 527.58 532.30 520.79 538.65 526.72 400 Ago-2005 Sep-2005 Oct-2005 Nov-2005 Dic-2005 Ene-2006 Feb-2006 Mar-2006 Abr-2006 May-2006 Jun-2006 Jul-2006 Ago-2006 Sep-2006 Oct-2006 Nov-2006 Dic-2006 Ene-2007 Feb-2007 Mar-2007 Abr-2007 May-2007 Jun-2007 Jul-2007 Ago-2007 Fuente : Banco Central, www.bcentral.cl

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 6 2.3 Precios de Combustibles Para la elaboración del presente informe esta Comisión utilizó los precios de combustibles para las distintas centrales térmicas del SIC, contenidos en la programación semanal del CDEC-SIC vigente al día 31 de agosto de 2007. La información señalada fue enviada a esta Comisión por la Dirección de Operación del CDEC-SIC, en respuesta a la carta CNE Nº1288/2007 del 28 de agosto de 2007. Los costos de combustibles y parámetros utilizados para las centrales térmicas del SIC se entregan en el punto 5.4 de este informe resumidos en el CUADRO N 7, en los formatos de modelación utilizados por esta Comisión.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 7 2.3.1 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$/bbl, por lo menos desde Enero de 2004. En los últimos meses, dicho valor ha alcanzado niveles superiores a los 50 US$/bbl. El siguiente gráfico entrega la evolución del precio Brent desde enero de 1996 a agosto de 2007. La variación experimentada entre marzo de 2007 y agosto de 2007 es un aumento de 13,8%. GRÁFICO Nº 3: EVOLUCIÓN PETRÓLEO BRENT. Precio Petróleo Brent [US$/bbl] 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Perfil Petroleo Brent Enero 1996-Agosto 2007 Ene-96 Jul-96 Ene-97 Jul-97 Ene-98 Jul-98 Ene-99 Jul-99 Ene-00 Jul-00 Ene-01 Jul-01 Ene-02 Jul-02 Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 Ene-07 Fuente: Platt s, OLADE

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 8 2.3.2 Previsión de Precios de Gas Natural Licuado (GNL). En la presente fijación esta Comisión utilizó la siguiente proyección de precios de GNL: CUADRO N 1: PREVISIÓN DE PRECIOS DE GNL 2. Año Precio [US$/MBtu] 2008 7,72 2009 8,06 2010 7,84 2011 7,61 2012 7,41 2013 en adelante 6,00 2.4 Restricciones de Gas Natural desde Argentina Se modelaron restricciones de gas 3 durante la mayor parte del año, con los niveles de restricción expresados en semanas de disponibilidad de gas por central mensualmente y aplicable a todo el horizonte de análisis. Dicha modelación se presenta en el ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. La potencia máxima de algunas centrales ha sido modificada de acuerdo al combustible que utilicen tal como se consigna en el CUADRO N 7. 2 Precio GNL corresponde a precio promedio futuros NYMEX para Henry Hub, hasta 2012. Desde 2013 en adelante, proyección largo plazo ENAP basada en Word Mackenzie. No incluye costo fijo de regasificación. 3 La estimación de disponibilidad de gas para generación se basó en última actualización del Informe del consultor Daniel Gerold.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 9 3 PROYECTOS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN PARA EL PROGRAMA DE OBRAS Las alternativas tecnológicas que a juicio de esta Comisión pueden ser desarrolladas en el período 2007-2017, con las que se elaboró el programa de obras que sirve de base para determinar los Precios de Nudo de la presente fijación, se detallan en el ANEXO Nº 5. En relación a los proyectos de transmisión troncal, se consideró también aquellos señalados como obras urgentes de construcción inmediata en los decretos del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción Nº 231 y Nº 232 de 2004, así como también los proyectos contenidos en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal elaborado por el consorcio Synex-Cesi- Electronet. 4 MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN ÓPTIMA DEL SIC Para simular la operación óptima del SIC, se utilizó el modelo de multinodalmultiembalse de operación de sistemas hidrotérmicos OSE2000, que utiliza el método de optimización - simulación conocido como programación dinámica dual. La estrategia para resolver el problema de optimización es la siguiente: - Inicialmente se realiza un análisis secuencial, del futuro al presente (recursión), para definir la estrategia óptima de operación de centrales térmicas e hidráulicas, basado en una estimación de los niveles de los embalses. Para cada etapa, se resuelve un programa lineal que define la estrategia óptima para minimizar el costo de operación del sistema. De este modo se calculan valores del agua iniciales para los embalses, para cada etapa. - A continuación se realiza una simulación, utilizando los valores del agua calculados, con el objeto de determinar los nuevos niveles de los embalses para cada etapa. - La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge en la determinación de una estrategia óptima para la operación del sistema y el cálculo de los costos marginales de corto plazo para cada condición hidrológica. El modelo realiza las siguientes funciones, en relación con la operación de un sistema eléctrico:

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 10 - Determina la operación óptima de los embalses del sistema. - Simula la operación del sistema en su conjunto, determinando el despacho de todas las centrales, para un conjunto determinado de bloques de demanda mensual y un número de situaciones hidrológicas definidas por el usuario, tomando en consideración las restricciones de transmisión y las pérdidas en las líneas. El modelo permite la utilización telescópica de bloques y etapas, esto es, que en virtud del detalle que se requiera, las primeras etapas pueden tener más bloques y ser de menor duración que las etapas hacia el final del horizonte, las cuales pueden tener menos bloques y ser de mayor duración. - Calcula los costos marginales de energía esperados en todas las barras del sistema. La operación se realiza para un horizonte definido, lo cual implica definir una proyección de demandas y un programa de obras de generación-transmisión. El modelo incluye la representación de los convenios de riego tanto de la cuenca del Maule, VII Región, como del Laja, en la VIII Región. En relación al sistema de transmisión, el modelo incluye la representación lineal por tramo de las pérdidas en las líneas, considerando hasta un máximo de 5 tramos. Las centrales térmicas se representan por su potencia y costo variable, el cual puede variar mensualmente a lo largo del horizonte. Se toma en cuenta la tasa de indisponibilidad forzada reduciendo la potencia disponible, y se detalla el programa de mantenimiento. Para las centrales hidroeléctricas en general, el modelo utiliza una estadística hidrológica ingresada por el usuario.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 11 5 BASES DE CALCULO PRECIO DE NUDO Octubre 2007 5.1 Previsión de Demanda 5.1.1 Previsión de Ventas Anuales y por Barra SIC En el CUADRO N 2 se indica la Previsión de Ventas Anual de Energía para el SIC utilizada para la elaboración del Informe Técnico Preliminar de Octubre de 2007. CUADRO N 2: PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Previsión de Demanda SIC [GWh] Años Libres Regulados Total 2006 16,758 21,473 38,231 2007 17,939 22,590 40,528 2008 19,299 23,900 43,199 2009 20,884 25,342 46,225 2010 22,480 26,890 49,371 2011 24,215 28,516 52,730 2012 26,032 30,233 56,265 2013 27,901 32,078 59,979 2014 29,839 34,040 63,879 2015 31,896 36,138 68,033 2016 34,075 38,381 72,456 2017 36,384 40,783 77,167 Las bases y antecedentes que fundamentan la anterior previsión de demanda, se encuentran contenidos en el informe ESTUDIO DE PROYECCIÓN DE DEMANDAS DE ENERGÍA Y POTENCIA 2007-2017 4 del Sistema Interconectado Central, fijación de precios de Nudo Abril 2007, de la Comisión Nacional de Energía, conforme al artículo 272 del Reglamento Eléctrico 5. CUADRO N 3: TASAS DE CRECIMIENTO SEGÚN PREVISIÓN DE DEMANDA EN EL SIC Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total 2006 - - - 2007 7,05% 5,20% 6,01% 2008 7,58% 5,80% 6,59% 2009 8,21% 6,03% 7,01% 4 Modificado de acuerdo a nuevos antecedentes y evolución observada de ventas de energía en el SIC. 5 Modificado según Decreto Supremo N 158, publicado en el Diario Oficial el día 5 de Septiembre de 2003.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 12 Tasas de Crecimiento según Previsión de Demanda SIC [%] Años Libres Regulados Total 2010 7,65% 6,11% 6,80% 2011 7,71% 6,05% 6,81% 2012 7,51% 6,02% 6,70% 2013 7,18% 6,10% 6,60% 2014 6,95% 6,12% 6,50% 2015 6,89% 6,16% 6,50% 2016 6,83% 6,21% 6,50% 2017 6,78% 6,26% 6,50% 5.1.2 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 0046 y Nº 0047, ambas de fecha 08 de enero de 2007, por parte de las empresas generadoras y distribuidoras del SIC. Las curvas de duración utilizadas fueron las obtenidas con motivo de la fijación de Precio de Nudo de Octubre de 2004 obtenidas a partir de las curvas de duración contenidas en el informe Cálculo de los Peajes Básicos y Adicionales, Proyección de los Ingresos Tarifarios, Capacidad y Uso Adicional en el SIC (Período 2004-2008), DIRECCIÓN DE PEAJES DEL CDEC-SIC Santiago, 31 de Diciembre de 2003. Las bases de tiempo de las curvas de duración se entregan en CUADRO N 4:

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 13 CUADRO N 4: CURVAS DE DURACIÓN MENSUAL DE DEMANDA 6 Duración bloque (horas) Mes Bloque 1 Bloque 2 Total Abril 288 432 720 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 6 A partir del año 2008 en adelante, la curva de duración del mese de Abril, fue asimilada a la curva de duración del mes de Mayo, esto como una estimación del efecto de la incorporación de este mese al periodo de control de las horas de punta en el Sistema Interconectado Central.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 14 5.2 Programa de Obras del SIC El Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006(M) y el artículo Nº 272 del Decreto 327/97 (M), consideró las centrales existentes, en construcción así como también otras alternativas de desarrollo en el horizonte establecido en la ley. Las bases del estudio y las características de las alternativas utilizadas se entregan en el ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC. En la elaboración del Programa de Obras, se consideró en construcción las instalaciones contenidas en el CUADRO N 5, cuyas fechas de puesta en marcha para las centrales eléctricas se establecen según información entregada por sus propietarios, y no necesariamente corresponden a una recomendación por parte de la CNE: CUADRO N 5: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (CONSTRUCCIÓN) Fecha de entrada Obras en Construcción de Generación Potencia Mes Año Noviembre 2007 Central Eolica Canela 18,15 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 MW Enero 2008 Central Diesel Olivos 96 MW Febrero 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel capacidad final) 350 MW Abril 2008 Turbina Diesel Campanario II 55 MW Abril 2008 Central Hidroeléctrica Puclaro 5,6 MW Mayo 2008 Central Diesel Cenizas 17,1 MW Mayo 2008 Central Hidroeléctrica Ojos de Agua 9 MW Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW Octubre 2008 Turbina Diesel Cardones 01 141 MW Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica Lircay 19,04 MW Abril 2009 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. GNL capacidad final) 358 MW Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. final) 377 MW Octubre 2009 Central Carbón Guacolda III 135 MW Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 242 MW Julio 2010 Central Carbón Bocamina II 342 MW Fecha de entrada Obras en Construcción de Transmisión Potencia Mes Año Septiembre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kv 198 MVA Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa - Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kv a 500 kv 390 MVA Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kv Final: 1400 MVA Julio 2008 Nueva Línea Charrúa-Cautín 220 kv 2x500 MVA Noviembre 2008 Nueva Línea El Rodeo - Chena 220 kv 260 MVA

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 15 En el CUADRO N 6 se indica el Programa de Obras elaborado por la CNE, de acuerdo a lo estipulado en el artículo Nº 162 del DFL Nº 4/2006 (M). CUADRO N 6: PROGRAMA DE OBRAS DEL SIC (RECOMENDACIÓN) Fecha de entrada Obras Recomendadas de Generación Potencia Mes Año Abril 2008 Turbina Diesel Los Vilos I 125 MW Octubre 2008 Central Eolica Concepción Modulo I 20 MW Noviembre 2008 Central Eolica IV Region Modulo I 20 MW Enero 2009 Turbina Diesel VI Region 70 MW Mayo 2009 Central Desechos Forestales VIII Region 17 MW Mayo 2009 Central Eolica IV Region Modulo II 50 MW Julio 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 [MW]) 360 MW Agosto 2009 Central Desechos Forestales VII Region 25 MW Octubre 2009 Central Eolica Concepción Modulo II 20 MW Diciembre 2009 Central Eolica IV Region Modulo III 20 MW Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW Marzo 2010 Turbina Diesel Polpaico 70 MW Abril 2010 Ciclo Combinado GNL Quinteros I (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Enero 2011 Central Carbón Coronel II 250 MW Julio 2011 Central Carbón Pan de Azúcar I 250 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Chillan Etapa 1 25 MW Enero 2012 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Chillan Etapa 2 25 MW Octubre 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 400 MW Junio 2014 Central Carbón I, V-Region 400 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Chillan Etapa 3 25 MW Junio 2015 Central Carbón Los Vilos I 250 MW Enero 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2016 Central Carbón Puerto Montt I 250 MW Enero 2017 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40 MW Abril 2017 Central Geotérmica Chillan Etapa 4 25 MW Febrero 2018 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2018 Central Carbón Puerto Montt II 400 MW 5.2.1 Obras recomendadas de Transmisión Troncal En el estudio de plan de obras de generación transmisión se consideraron los proyectos de expansión del sistema de transmisión troncal contenidos en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal, elaborado por el consorcio Synex-Cesi-Electronet.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 16 5.3 Nivel de Precios Todos los costos utilizados en los cálculos en el presente informe, han sido expresados a los precios existentes en Agosto de 2007, cumpliendo preliminarmente lo establecido en el artículo 162, número siete, del DFL 4/2006. Valor promedio del dólar observado del mes de Agosto de 2007, publicado por el Banco Central. TASA DE CAMBIO : 522,92 $/US$ 5.4 Costos de Combustibles de Centrales Térmicas De acuerdo a los valores informados por el CDEC-SIC según carta mencionada en 2.3, se elaboró el CUADRO N 7:

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

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

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 19 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Campanario CA 125,0 * MesAbr-2008 2,1% Gas Natural [Mbtu/MWh] 10,8880 [US$/MBtu] 5,00 2,50 56,94 Coronel TG Gas 46,7 * MesAbr-2008 5,0% Gas Natural [dam3/mwh] 0,2561 [US$/dam3] 134,56 3,10 37,56 Horcones TG Diesel 24,3 * * 5,0% Gas Natural [m3/mwh] 0,3830 [US$/m3] 633,34 3,00 245,57 Horcones TG Gas 24,3 * MesAbr-2008 5,0% Gas Natural [Mbtu/MWh] 15,5500 [US$/MBtu] 5,00 2,00 79,75 Nehuenco II 384,2 * MesSep-2008 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,1812 [US$/dam3] 165,22 2,43 32,37 Nueva Aldea 2 Gas 12,0 * MesAbr-2008 5,0% Gas Natural - 1,0000 [US$/MWh] 74,00 0,00 74,00 Nueva Renca 320,1 * * 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,1942 [US$/dam3] 167,16 3,10 35,56 Nueva Renca FA 49,8 * * 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,2509 [US$/dam3] 167,16 0,00 41,94 San Isidro 350,0 * MesAbr-2008 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,2030 [US$/dam3] 167,89 3,07 37,15 San Isidro FA 20,0 * MesAbr-2008 2,1% Gas Natural [dam3/mwh] 0,3365 [US$/dam3] 167,89 2,82 59,31 Taltal1 121,5 * MesFeb-2009 5,0% Gas Natural [dam3/mwh] 0,3030 [US$/dam3] 150,98 2,27 48,02 Taltal2 123,4 * MesFeb-2009 5,0% Gas Natural [dam3/mwh] 0,3030 [US$/dam3] 150,98 2,27 48,02 Candelaria CA GNL I 125,3 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 10,8870 [US$/MBtu] 7,72 2,80 86,88 Candelaria CA GNL II 125,3 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 10,8870 [US$/MBtu] 7,72 2,80 86,88 Nehuenco I FA GNL 21,4 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 9,1341 [US$/MBtu] 7,72 0,00 70,54 Nehuenco I GNL 340,1 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 7,4380 [US$/MBtu] 7,72 2,31 59,75 Nehuenco II GNL 384,2 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,6873 [US$/MBtu] 7,72 2,43 54,07 San Isidro 2 FA GNL 19,0 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,90 67,21 San Isidro 2 GNL 358,7 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,90 50,63 San Isidro FA GNL 20,0 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 12,4187 [US$/MBtu] 7,72 2,82 98,73 San Isidro GNL 350,0 MesAbr-2009 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 7,0637 [US$/MBtu] 7,72 2,82 57,37 Ciclo Combinado GNL Quintero I 350,0 MesAbr-2010 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL Quintero I FA 35,0 MesAbr-2010 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Ciclo Combinado GNL Quintero II 350,0 MesEne-2012 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL Quintero II FA 35,0 MesEne-2012 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Taltal Ciclo Combinado GNL 360,0 MesJul-2012 * 5,0% GNL SING [Mbtu/MWh] 6,9089 [US$/MBtu] 7,72 2,27 55,63 Ciclo Combinado GNL Quintero III 350,0 MesEne-2016 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL Quintero III FA 35,0 MesEne-2016 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Ciclo Combinado GNL I VI-Región 350,0 MesEne-2017 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL I VI-Región FA 35,0 MesEne-2017 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81 Ciclo Combinado GNL II VI-Región 350,0 MesFeb-2018 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 6,1800 [US$/MBtu] 7,72 2,50 50,23 Ciclo Combinado GNL II VI-Región FA 35,0 MesFeb-2018 * 2,1% GNL [Mbtu/MWh] 8,3280 [US$/MBtu] 7,72 2,50 66,81

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 20 Potencia Entrada Salida Tasa de salida Unidades Consumo Unidades Costo C. Var. C. Var. Central Neta en de forzada Tipo de de consumo Específico de costo de de no comb. [MW] Operación Operación (%) Combustible específico combustible Combustible [US$/MWh] [US$/MWh] Ancud 3,3 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2416 [US$/Ton] 775,47 10,00 197,35 Antilhue TG-1 50,3 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2300 [US$/Ton] 721,50 2,89 168,84 Antilhue TG-2 50,9 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2300 [US$/Ton] 721,50 2,89 168,84 Campanario CA Diesel 125,0 * * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Candelaria CA Diesel I 125,3 * * 2,1% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3217 [US$/m3] 630,16 2,80 205,52 Candelaria CA Diesel II 128,6 * * 2,1% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3217 [US$/m3] 630,16 2,80 205,52 Con Con 2,7 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2678 [US$/m3] 596,44 13,99 173,69 Constitución Elektragen 9,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2976 [US$/Ton] 790,89 13,92 249,29 Coronel TG Diesel 46,7 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2263 [US$/Ton] 725,87 19,50 183,77 Degañ 36,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2087 [US$/Ton] 785,94 15,00 179,03 Diego Almago TG 46,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,3370 [US$/Ton] 704,68 6,63 244,11 Esperanza 1 18,8 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,4063 [US$/m3] 629,00 7,05 262,58 Esperanza 2 1,8 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2600 [US$/m3] 647,00 9,00 177,22 Esperanza 3 1,6 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2694 [US$/m3] 647,00 9,00 183,33 EV25 25,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,3090 [US$/Ton] 740,42 1,00 229,79 Laguna Verde TG 17,9 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2640 [US$/Ton] 731,22 1,00 194,04 Las Vegas 2,3 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2709 [US$/m3] 599,01 11,99 174,26 Los Vientos 124,4 * * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2550 [US$/Ton] 743,13 2,50 192,00 Nehuenco 9B Diesel I 92,0 * * 10,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3273 [US$/m3] 615,02 4,30 205,60 Nehuenco 9B Diesel II 16,0 * * 10,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3392 [US$/m3] 615,02 21,50 230,11 Nehuenco I Diesel 310,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,1896 [US$/m3] 615,02 5,21 121,82 Nehuenco I Diesel FA 21,4 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,2475 [US$/m3] 165,20 0,00 40,89 Nehuenco II Diesel 391,5 * * 2,1% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,1893 [US$/m3] 615,02 5,21 121,63 Nueva Aldea 2 Diesel 12,0 * * 5,0% Petróleo Diesel [m3/mwh] 0,3100 [US$/m3] 724,17 2,00 226,49 Nueva Renca Diesel 312,0 * * 2,4% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1710 [US$/Ton] 722,80 6,30 129,90 Quellón 5,4 * * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2416 [US$/Ton] 789,52 8,10 198,85 Renca 92,0 * * 11,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,3650 [US$/Ton] 722,80 3,64 267,46 San Isidro 2 CA Diesel 240,0 * MesOct-2007 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2292 [US$/Ton] 708,88 8,43 170,91 San Isidro Diesel 305,0 * * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1848 [US$/Ton] 708,88 6,46 137,46 Taltal2 Diesel 123,4 * MesFeb-2009 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2790 [US$/Ton] 704,98 4,84 201,53 Maule 6,0 MesEne-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2976 [US$/Ton] 790,89 13,92 249,29 Olivos 96,0 MesEne-2008 * 5,0% Petróleo Diesel - 1,0000 [US$/MWh] 179,00 0,00 179,00 San Isidro 2 CC Diesel 350,0 MesFeb-2008 MesMar-2009 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1848 [US$/Ton] 708,88 6,46 137,46 Campanario II Diesel 55,0 MesAbr-2008 * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Los Vilos 01 Diesel 125,0 MesAbr-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2398 [US$/Ton] 603,52 7,89 152,61 Cenizas 17,1 MesMay-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2330 [US$/Ton] 603,52 9,00 149,62 Cardones 01 Diesel 141,0 MesOct-2008 * 5,0% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2398 [US$/Ton] 603,52 7,89 152,61 Turbina I 70,0 MesEne-2009 * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Taltal Ciclo Combinado Diesel 307,8 MesJul-2009 MesJun-2012 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,1848 [US$/Ton] 704,98 6,46 136,74 Turbina II 70,0 MesMar-2010 * 2,1% Petróleo Diesel [Ton/MWh] 0,2607 [US$/Ton] 719,34 14,08 201,61 Huasco TG 58,0 * * 36,0% Petróleo IFO-180 [Ton/MWh] 0,3620 [US$/Ton] 439,86 11,63 170,86 Obras Recomendadas

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 21 En relación al cuadro anterior, se señala lo siguiente: La columna C. VAR [US$/MWh] corresponde al costo marginal de cada Central Térmica, utilizado en la modelación del sistema para efectos de determinar la prioridad de despacho de las centrales, en cada etapa y condición hidrólogica. Para cada una de las centrales, su valor se obtiene a partir de la siguiente expresión: CV = Consumo Específico Costo Combustible + Costo Variable no combustible 5.5 Estadística Hidrológica Para las centrales hidroeléctricas de embalse se utilizó una muestra estadística de 46 años de los afluentes en régimen natural en las diferentes cuencas del país, desde Abril de 1960 hasta marzo de 2006. El año inicial de la muestra se fijó en base a un estudio contratado por la Comisión al DICTUC y su Departamento de Hidráulica, a cargo del cual estuvo el profesor Bonifacio Fernández. Este estudio concluyó que a partir del año 1960 la estadística disponible era confiable, y previo a esta fecha la estadística contiene gran cantidad de información de relleno generada a falta de la información real. Asimismo, este estudio concluyó la necesidad de ir agregando años reales a partir del año 1960, en vez de utilizar una ventana móvil de 40 años. De esta forma, en la siguiente fijación la Comisión incorporará el último año hidrológico para el cual se tenga registro. A efectos de generar una muestra que contenga situaciones más extremas y en base a la energía afluente al sistema para cada año hidrológico 7, se agregaron tres hidrologías a la estadística real bajo los siguientes criterios: a) una hidrología seca, que pondera los afluentes de la situación más seca como sistema (año 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 49. Para las centrales de pasada se aplicó un criterio similar, pero respetando que sus generaciones estuvieran dentro de los máximos y mínimos de cada central. 7 Ver ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 22 En resumen, en la presente fijación se utilizó una muestra de 46 años de los caudales afluentes en régimen natural a las centrales, más tres hidrologías adicionales, dos de ellas secas y una húmeda. 5.6 Stocks de los Embalses Las cotas iniciales para los embalses modelados en el OSE2000 fueron las siguientes: CUADRO N 8: COTAS INICIALES PARA LOS EMBALSES 8 Cotas iniciales al 1º de Octubre de 2007 Embalse Cota (m.s.n.m.) Lago Laja 1.334,3 Embalse Rapel 103,6 Embalse Melado 644,2 Laguna Invernada 1.297,1 Laguna del Maule 2.174,7 Lago Chapo 227,2 Embalse Ralco 721,7 5.7 Sistema de Transmisión Se representó en forma simplificada el sistema de transmisión del SIC, cuyo diagrama unilineal referencial, se entrega en el ANEXO Nº 7, incorporando instalaciones desde el nivel de 66 kv hasta el nivel de 500 kv. Los parámetros y capacidades máximas de los diferentes tramos utilizados serán remitidos al CDEC-SIC en una base de datos para que de esta forma estén disponibles para los participantes de este proceso de fijación tarifaria, la misma base de datos estará a disposición de cualquier interesado en la página web de la CNE, una vez publicado en el diario oficial el decreto de precios de nudo correspondiente a la presente fijación. Los valores para los distintos tramos del sistema de transmisión se han determinado en base al Informe de Peajes de la Dirección de Peajes del CDEC- SIC y antecedentes entregados por los propios propietarios de dichas instalaciones. 8 Fuente:https://www.cdec-sic.cl/estadisticas/cotas_iniciales.xls.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 23 5.8 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 9: COSTO DE FALLA SEGÚN PROFUNDIDAD DE LA MISMA Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 375,69 5-10% 412,82 10-20% 525,33 Sobre 20% 550,04 Estos valores se determinan conforme a lo señalado en el ANEXO Nº 4. Valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento: 390,30 [US$/MWh] Este valor único representativo, se obtiene de calcular un precio de nudo de falla, definido como la valoración a costo marginal de falla, de la energía de falla esperada para todas las barras del sistema, dentro del horizonte de cálculo de precio de nudo. Este valor único representa el costo por kilowatthora en que incurrirían, en promedio, los usuarios al no disponer de energía. 5.9 Tasa de Actualización Se utilizó la tasa de 10% que estipula el DFL Nº4/2006. 5.10 Horizonte de Estudio El horizonte de estudio utilizado fue de 10 años hidrológicos (Octubre 2007 a Marzo 2017). 5.11 Modelación del SIC en el OSE2000 La modelación del Sistema Interconectado Central en la presente fijación consideró los siguientes elementos.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 24 5.11.1 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, - Palmucho, Pangue c) Centrales de Pasada: - Sauzal, Volcan, Florida, Sauce Andes - Los Morros, Los Molles - Pullinque, Pilmaiquen, Capullo, Puntilla, Neltume - Los Quilos, Maitenes, Alfalfal, Aconcagua - Peuchen, Mampil, Chacabuquito - Hornitos, La Higuera, Confluencia. - Lircay. - Eyzaguirre. 5.11.2 Centrales Termoeléctricas Las centrales térmicas consideradas para el SIC se entregan en el CUADRO N 7. Estas se representan con su costos de combustible, rendimientos y costos variables no combustible, además de un disponibilidad media de energía. 5.11.3 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).

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 25 - Criterio N-1 para tramos relevantes del sistema. - Niveles de tensión desde 66 kv hasta 500 kv, en forma simplificada. 5.11.4 Dimensiones del Sistema modelado en OSE2000 A continuación se entrega un detalle del nivel de modelación del SIC en el OSE2000: CUADRO N 10: RESUMEN DE ELEMENTOS MODELADOS Nº de Barras: 183 Nº de Barras de Consumo: 117 Nº de Barras de Consumo Vegetativo: 17 Nº de Barras de Consumo Industrial: 18 Nº de Barras de Consumo Vegetativo e Industrial: 82 Nº de Tramos de Sistema de Transmisión: 225 Nº Centrales Térmicas (*): 111 Nº Centrales de Pasada: 22 Nº de Embalses: 7 Nº Centrales de Embalse: 6 Nº de Embalses Menores: 4 Nº Centrales de Embalse Menor: 4 Nº Centrales en Serie Hidráulica: 9 Nº Centrales Eolicas 3 (*) Considera operaciones duales y tramos. En la modelación señalada, se ha considerado la Laguna del Maule como embalse, sin ninguna central de generación especifica asociada a sus extracciones. 5.11.5 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 1.308,48 m.s.n.m. para el Lago Laja. - Para los ciclos combinados existentes que utilizan gas natural y que están adscritos a contratos interrumpibles (San Isidro, Nueva Renca y Nehuenco), en todo o parte de su consumo, la CNE ha decidido considerar la no disponibilidad de este combustible bajo las actuales condiciones de abastecimiento de gas desde Argentina. Sin embargo, a partir de Abril de 2009, fecha esta última en la cual se espera contar con disponibilidad de GNL, se modelan siendo alimentados con GNL. Se ha considerado la proporción de la planta correspondiente a generación eléctrica que resulta de descontar los consumos residenciales e industriales de gas. Durante el primer año se considera una máxima capacidad de la planta de 4,75 Mm 3 /día, luego, desde Abril de 2010 se considera una capacidad de 9,5 Mm 3 /día la cual es ampliable a medida que la demanda lo requiera.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 26 - Para las centrales existentes y en construcción, informadas por Arauco Generación S.A., la CNE ha asignado a cada una de ellas las respectivas curvas de costo por bloque de potencia que informa el propietario.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 27 6 RESUMEN DE PRECIOS DE NUDO 6.1 Precio Básico de la Energía El Precio Básico de la Energía se calculó en el Nudo Troncal Quillota 220 kv a partir de la asociación de consumos aguas abajo de esta barra. Para esto, se consideró los costos marginales esperados y energías mensuales tanto en esta barra como en las barras de consumo asociadas a está. De esta forma, considerando los primeros 48 meses de operación del SIC, contados a partir del 1º de Octubre de 2007, el precio básico se determina como: Precio Básico Energía Nudo Referencia = 48 i= 1 CMg 48 i= 1 Nref, i E (1 + r) E Nref, i i (1 + r) Nref, i i Donde: N ref CMg Nref,i E Nref,i i r : Nudo Troncal definido como Subestación Básica de Energía para el Precio de Nudo Básico de la Energía, Quillota 220 kv. : Costo Marginal Mensual en el mes i en la Subestación Básica de Energía. : Energía Mensual en el mes i asociada a la Subestación Básica de Energía. : mes i-ésimo. : Tasa de descuento mensual, equivalente a 10% anual. En el ANEXO Nº 6 se entrega la información necesaria para determinar los precios de nudo en las barras troncales del sistema. El Precio Básico de la Energía es de 65,426 $/kwh para el Nudo Básico de referencia. En este cálculo se ha considerado una operación que recoge exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa vigente, en lo relativo a regulación de frecuencia y tensión, cuyos aspectos generales se describen en ANEXO Nº 3.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 28 6.2 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 162º, Nº 3 DFL Nº4/2006, se identifican dos precios básicos de potencia: a) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia Polpaico 220 kv resulta igual a 4.148,38 $/kw/mes. b) El precio básico de la potencia de punta en el nudo Básico de Potencia Valdivia 220 kv resulta igual a 4.020,47 $/kw/mes. Los cálculos y consideraciones se detallan en ANEXO Nº 2. 6.3 Precios de Energía y Potencia Resto del SIC 6.3.1 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 6.1, los cuales incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3. Los Factores de Penalización de Energía resultan de referir los precios determinados en resto de las subestaciones principales del SIC respecto del nudo de referencia Quillota 220 kv. La determinación de los precios mencionados entre otros factores considera las pérdidas marginales y saturaciones del sistema de transmisión así como también los costos de operación del sistema. En el caso del nudo Pugueñún, el cálculo lo efectúa la CNE con los antecedentes correspondientes a la fecha de cada Informe Técnico. 6.3.2 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 6.2.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 29 Estos Factores se obtienen de referir a los nudos de referencia de cada subsistema, los precios para el bloque de mayor demanda para los meses de abril a septiembre, obtenidos de acuerdo a la expresión del punto 6.1, para cada nudo troncal. Dichos factores de penalización incorporan las exigencias de calidad de servicio correspondientes, que se describen en ANEXO Nº 3. En el CUADRO N 11 se muestran los factores de penalización y los precios de energía y potencia resultantes. CUADRO N 11: FACTORES DE PENALIZACIÓN Y PRECIOS DE NUDO (*) NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION PRECIOS DE NUDO kv POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA [p.u.] [p.u.] [$/kw/mes] [$/kwh] D. DE ALMAGRO 220 1,1381 1,2164 4.721,27 79,584 (**) CARRERA PINTO 220 1,1344 1,2128 4.705,92 79,349 (**) CARDONES 220 1,1261 1,1945 4.671,49 78,151 (**) MAITENCILLO 220 1,0578 1,1200 4.388,16 73,277 (**) PAN DE AZUCAR 220 1,0607 1,1207 4.400,19 73,323 (**) QUILLOTA 220 0,9526 1,0000 3.951,75 65,426 (**) POLPAICO 220 1,0000 1,0340 4.148,38 67,650 (**) CERRO NAVIA 220 1,0334 1,0907 4.286,94 71,360 (**) ALTO JAHUEL 220 1,0113 1,0189 4.195,26 66,663 (**) RANCAGUA 154 1,0549 1,0637 4.376,13 69,594 (**) SAN FERNANDO 154 1,0225 1,0363 4.241,72 67,801 (**) ITAHUE 154 0,9797 0,9928 4.064,17 64,955 (**) PARRAL 154 0,9637 0,9985 3.997,79 65,328 (***) ANCOA 220 0,9788 0,9872 4.060,43 64,589 (**) CHARRUA 220 0,9413 0,9609 3.904,87 62,868 (**) CONCEPCION 220 0,9692 0,9844 4.020,61 64,405 (***) SAN VICENTE 154 0,9797 0,9809 4.064,17 64,176 (***) TEMUCO 220 1,0020 1,0249 4.028,51 67,055 (**) VALDIVIA 220 1,0000 1,0256 4.020,47 67,101 (**) BARRO BLANCO 220 1,0047 1,0335 4.039,37 67,618 (***) PUERTO MONTT 220 1,0085 1,0429 4.054,64 68,233 (**) PUGUEÑUN 110 1,2812 1,3249 5.151,03 86,683 (***) (*) Conforme al Artículo 17º transitorio, inciso tercero del DFL Nº 4/2006. (**) Subestaciones troncales conforme Artículo 14 transitorio del DFL Nº 4/2006. (***) Otras subestaciones del sistema eléctrico.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 30 7 FORMULAS DE INDEXACIÓN PARA PRECIOS DE NUDO 7.1 Indexación del Precio de la Potencia de Punta 9 Los parámetros de la fórmula de indexación de la potencia representan el peso relativo de cada una de las componentes utilizadas en la determinación del precio básico de la potencia, y se obtienen y justifican a partir del valor de las derivadas parciales de dicho precio respecto a cada una de las variables utilizadas. Ppot [ US$ kw mes] = Pbpot DOL DOL o 1 + d 1 + d o coef1 PPIturb PPIturb o + coef 2 PPI PPI o + coef 3 Potencia Potencia PPIturb PPI IPM IPC Central [MW] Central [MW] COEF 1 COEF 2 COEF 3 COEF 4 Polpacio 70 0,4481 0,14076 0,13282 0,27832 Valdivia 50 0,48195 0,09793 0,10931 0,31081 IPM IPM o + coef 4 IPC IPCo En que: DOL : d : IPC e IPM : Valor promedio del tipo de cambio observado del dólar EEUU del mes anterior al que aplique la indexación publicado por el Banco Central. Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Iquique. Índices de precios al consumidor y de precios al por mayor publicados por el INE para el segundo mes anterior al cual se aplique la indexación. PPIturb : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, pcu333611333611) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. 9 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo 277.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 31 PPI : Producer Price Index- Commodities publicados por el Bureau of Labor Statistics (www.bls.gov, WPU00000000) correspondiente al sexto mes anterior al cual se aplique la indexación. DOL 0 : Dólar observado EEUU promedio del mes de Agosto de 2007 publicado por el Banco Central (522,92 [$/US$]). D 10 : Tasa arancelaria vigente aplicable a equipos electromecánicos en la zona franca de extensión de Iquique (6%). IPCo e IPMo : Valores de IPC y de IPM correspondientes a Julio de 2007 (129,05 y 255,42 respectivamente). PPIturb o : Producer Price Index Industry Data: Turbine & Turbine Generator Set Unit Mfg correspondiente al mes de marzo de 2007 (170,70). PPI o : Producer Price Index- Commoditie correspondiente al mes de marzo de 2007 (169,3). 7.2 Indexación del Precio de la Energía Los parámetros de la fórmula de indexación de la energía se obtienen y justifican mediante: El precio de nudo de la energía será indexado respecto de las variaciones que experimente el precio medio de mercado, de acuerdo a la siguiente expresión: Donde: PMM i Precio Energía = Precio base PMM O PMM i : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión, correspondientes a la ventana de cuatro meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación de este precio. PMM 0 : Precio Medio de Mercado determinado con los precios medios de los contratos informados por las empresas generadoras a la Comisión,

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 32 correspondientes a la ventana de cuatro meses, que incluye los meses de mayo a agosto de 2007 [$/kwh]. El primer día hábil de cada mes, la Comisión publicará en su sitio de dominio electrónico, el valor del PMMi respectivo, para efectos de la aplicación de la fórmula anterior. Los precios medios de los contratos de clientes libres serán indexados mediante el Índice de Precios al Consumidor (IPC), al mes anterior al cual se realice la aplicación de la fórmula de indexación de la energía. 8 CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA 8.1 Indexación Cargos por Energía Reactiva Los cargos por energía reactiva de la fijación de Octubre de 2007 varían en un 0,91 % respecto de la fijación de Abril de 2007, cifra que corresponde a un 0,71 % por la variación del tipo de cambio (Dólar Acuerdo) entre Septiembre 2007 y Agosto de 2007 y a un 0,20 % por variación del valor real del dólar en adquisición de maquinaria eléctrica (IPM USA), en seis meses (Enero 2007 - Junio 2007). 8.2 Condiciones de Aplicación Los nuevos cargos para estos rangos se presentan en el CUADRO N 12, y se aplicarán en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora de servicio público que esté recibiendo energía eléctrica de una empresa generadora o de otra empresa distribuidora de servicio público, horariamente, conforme al siguiente procedimiento: 1. Medir y registrar energía activa, reactiva inductiva y reactiva capacitiva. 2. Calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva y la energía activa. 3. Conforme al cuociente anterior y de acuerdo al nivel de tensión del punto de compra, aplicar los cargos por energía reactiva inductiva presentados en el CUADRO N 12, para cada una de las horas del período comprendido entre las 08:00 y 24:00 hrs. 4. Se exceptúa la aplicación de los siguientes cargos sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos. El mecanismo de aplicación de los cargos señalados en el CUADRO N 12, será detallado en el Decreto de Precios de Nudo respectivo.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 33 En aquellos casos en que existan puntos de compra con mediciones que incluyan inyecciones o consumos de energía activa o reactiva, distintos a los reconocidos por la empresa distribuidora consumidora, se deberá realizar un balance horario que permita identificar el consumo de energía activa y reactiva al cual se deben aplicar los recargos presentados en el CUADRO N 12. Los términos y condiciones de dichos balances deberán ser determinados a través de un informe de la Dirección de Peajes. CUADRO N 12: CARGOS POR ENERGÍA REACTIVA INDUCTIVA SEGÚN NIVEL DE TENSIÓN DE PUNTO DE COMPRA Cargo para tensión Cargo para tensión Cargo para tensión Cuociente superior a 100 kv entre 100 kv y 30 kv inferior a 30 kv (%) $/KVArh $/KVArh $/KVArh Desde 0 y hasta 10 0,0 0,0 0,0 Sobre 10 y hasta 20 0,0 0,0 0,0 Sobre 20 y hasta 30 4,039 0,0 0,0 Sobre 30 y hasta 40 7,271 7,271 0,0 Sobre 40 y hasta 50 7,271 7,271 7,271 Sobre 50 y hasta 80 9,690 9,690 9,690 Sobre 80 12,109 12,109 12,109 9 HORAS DE PUNTA DEL SISTEMA Se entenderá por horas de punta el período del día comprendido entre las 18:00 y las 23:00 horas durante los meses de Abril, Mayo, Junio, Julio, Agosto y Septiembre, exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dichos meses.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 34 ANEXOS 10 ANEXO Nº 1: Precios de Combustibles, restricciones de Gas Natural Argentino y Disponibilidad de GNL. Los precios contenidos en el CUADRO N 7, se modelaron para el horizonte de estudio a través de los factores obtenidos de las proyecciones del CUADRO N 18 y CUADRO N 19. Para el carbón, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del carbón australiano. Para los combustibles diesel, fuel y mezcla diesel-fuel, la modulación de precios se realizó a través del coeficiente de modulación del crudo WTI. CUADRO N 13: PROYECCIÓN PRECIO DE CARBÓN 10. Carbón Australiano Año Precio Factor de [US$/Ton] Modulación 2007 80,72 1 2008 83,45 1,033821 2009 87,70 1,086472 2010 90,95 1,126734 2011 en adelante 79,79 0,988479 CUADRO N 14: PROYECCIÓN PRECIO DE CRUDO WTI 11. Crudo WTI Año Precio Factor de [US$/bbl] Modulación 2007 63,32 1 2008 65,72 1,037982 2009 68,61 1,083600 2010 70,71 1,116796 2011 72,86 1,150719 2012 74,44 1,175612 2013 75,99 1,200182 2014 77,63 1,226117 2015 79,38 1,253715 2016 81,27 1,283528 2017 83,34 1,316200 2018 85,62 1,352249 10 Fuente: Nymex, EIA-DOE, EIU (Foresight 2020), CNE. 11 Fuente: Purvin&Gertz (Junio 2007).

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 35 Para las centrales recomendadas en el Plan de Obras, se utilizó precios de combustible de las centrales más cercanas, incluyendo la modulación correspondiente. En los cuadros siguientes se presenta la modelación de disponibilidad de Gas, GNL y funcionamiento Diesel de las centrales que usan gas argentino como insumo. CUADRO N 15: DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: TATAL 1, TALTAL 2, SAN ISIDRO Y NEHUENCO I. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Octubre-2007 3 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Noviembre-2007 3 0 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 0 0 4 0 Diciembre-2007 3 0 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 0 0 4 0 Enero-2008 3 0 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 0 0 4 0 Febrero-2008 2 0 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 0 0 4 0 Marzo-2008 3 0 0 0 0 0 4 0 0 3 1 0 0 0 4 0 Abril-2008 3 0 0 0 0 0 4 0 0 3 1 0 0 0 4 0 Mayo-2008 1 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2008 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2008 0 0 0 2 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 Agosto-2008 0 0 0 2 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2008 0 0 0 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2008 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Noviembre-2008 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2008 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Enero-2009 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2009 1 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2009 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 Agosto-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Noviembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Enero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Mayo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Junio-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Julio-2010 0 0 2 2 0 0 2 2 0 0 2 2 0 1 3 0 Agosto-2010 0 0 3 1 0 0 3 1 0 0 4 0 0 1 3 0 Septiembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 3 1 0 Octubre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Noviembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 2 1

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 36 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Febrero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Marzo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Abril-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Mayo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Junio-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Julio-2011 0 0 2 2 0 0 2 2 0 0 2 2 0 1 3 0 Agosto-2011 0 0 3 1 0 0 3 1 0 0 4 0 0 1 3 0 Septiembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 3 1 0 Octubre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Noviembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 2 1 Enero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Febrero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Marzo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Abril-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Mayo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Junio-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Julio-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 2 2 0 1 3 0 Agosto-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Septiembre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Octubre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 1 3 0 Noviembre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2012 0 4 0 0 0 4 0 0 0 0 4 0 0 1 2 1 Enero-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 0 Febrero-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Marzo-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Abril-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0 Mayo-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Junio-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Julio-2013 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0 Agosto-2013 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0 Septiembre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 Octubre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Noviembre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1 Diciembre-2013 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 3 0 1 Enero-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Febrero-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Marzo-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Abril-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Mayo-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Junio-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Julio-2014 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0 Agosto-2014 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0 Septiembre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 Octubre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Noviembre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1 Diciembre-2014 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 3 0 1

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 37 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Tal Tal 1 Tal Tal 2 San Isidro Nehuenco I Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Febrero-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Marzo-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Abril-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Mayo-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Junio-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Julio-2015 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0 Agosto-2015 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0 Septiembre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 Octubre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Noviembre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1 Diciembre-2015 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 3 0 1 Enero-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Febrero-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Marzo-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Abril-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0 Mayo-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Junio-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Julio-2016 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0 Agosto-2016 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0 Septiembre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0 Octubre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 0 Noviembre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1 Diciembre-2016 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 3 0 1 Enero-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Febrero-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Marzo-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Abril-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0 Mayo-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Junio-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Julio-2017 0 2 0 2 0 2 0 2 0 3 1 2 0 2 2 0 Agosto-2017 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0 Septiembre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 3 1 0 Octubre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 4 0 0 Noviembre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1 Diciembre-2017 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 3 0 1 Enero-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Febrero-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Marzo-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 4 0 0 Abril-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Mayo-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Junio-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Julio-2018 0 2 0 2 0 2 0 2 0 1 1 2 0 2 2 0 Agosto-2018 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 1 0 0 2 2 0 Septiembre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 0 Octubre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 2 2 0 0 3 1 0 Noviembre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 0 3 1 Diciembre-2018 0 4 0 0 0 4 0 0 0 1 3 0 0 3 0 1

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 38 CUADRO N 16 DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: NEHUENCO II, NEHUENCO III, NUEVA RENCA Y CANDELARIA. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Octubre-2007 4 0 0 0 0 0 3 1 1 0 3 0 0 0 4 0 Noviembre-2007 3 0 0 1 0 0 4 0 1 0 1 2 0 0 4 0 Diciembre-2007 4 0 0 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1 Enero-2008 4 0 0 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 3 1 Febrero-2008 1 0 3 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0 Marzo-2008 4 0 0 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Abril-2008 4 0 0 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Mayo-2008 2 0 2 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0 Junio-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2008 2 0 2 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 1 0 3 0 0 0 4 0 Noviembre-2008 0 0 3 1 0 0 4 0 1 0 1 2 0 0 4 0 Diciembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 1 2 0 0 3 1 Enero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 3 1 Febrero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0 Marzo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 3 0 0 0 4 0 Abril-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Octubre-2009 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2009 0 0 3 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0 Diciembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1 Enero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 3 1 Febrero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Octubre-2010 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2010 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0 Diciembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 39 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 3 1 Febrero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Octubre-2011 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2011 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0 Diciembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1 Enero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 3 1 Febrero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Octubre-2012 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2012 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 4 0 Diciembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1 Enero-2013 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 1 2 1 Febrero-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2013 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2013 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2013 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 1 3 0 Octubre-2013 0 2 2 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 1 3 0 Noviembre-2013 0 2 1 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0 Diciembre-2013 0 2 2 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1 Enero-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 1 1 Febrero-2014 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2014 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Octubre-2014 0 1 3 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2014 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0 Diciembre-2014 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 40 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Nehuenco II Nehuenco III Nueva Renca Candelaria Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 3 1 Febrero-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Octubre-2015 0 1 3 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2015 0 1 2 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0 Diciembre-2015 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 0 3 1 Enero-2016 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 1 1 Febrero-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2016 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2016 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2016 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 2 2 0 Octubre-2016 0 2 2 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2016 0 2 1 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0 Diciembre-2016 0 2 2 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1 Enero-2017 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 1 1 Febrero-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2017 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2017 0 3 1 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2017 0 2 2 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 2 2 0 Octubre-2017 0 2 2 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2017 0 2 1 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 4 0 0 Diciembre-2017 0 2 2 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1 Enero-2018 0 1 3 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 2 1 1 Febrero-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Marzo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 2 0 0 0 4 0 Abril-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Mayo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Junio-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Julio-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Agosto-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 0 4 0 Septiembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 3 0 1 0 0 2 2 0 Octubre-2018 0 0 4 0 0 0 3 1 3 0 1 0 0 0 4 0 Noviembre-2018 0 0 3 1 0 0 4 0 2 0 0 2 0 3 1 0 Diciembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 2 0 0 2 0 1 2 1

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 41 CUADRO N 17 DISPONIBILIDAD PARA FUNCIONAMIENTO CON GAS, GNL Y DIESEL DE LAS CENTRALES: CAMPANARIO, CORONEL TG, NUEVA ALDEA 2 Y HORCONES TG. Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Octubre-2007 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 2 1 1 0 1 2 Noviembre-2007 1 0 0 4 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 2 1 Diciembre-2007 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 Enero-2008 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 2 0 Febrero-2008 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 Marzo-2008 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 Abril-2008 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 1 0 3 0 Mayo-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2008 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2008 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2008 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2009 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2009 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2009 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2009 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2010 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2010 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2010 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2010 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 42 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2011 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2011 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2011 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2011 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2012 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2012 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2012 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2012 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2013 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2013 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2013 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2013 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2014 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2014 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2014 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2014 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 43 Semanas disponibles para funcionamiento con Gas Natural, GNL o Diesel por Central Campanario Coronel TG Nueva Aldea 2 Horcones TG Etapa Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Gas GNL Diesel Mant Enero-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2015 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2015 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2015 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2015 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2016 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2016 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2016 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2016 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2017 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2017 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2017 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2017 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Enero-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Febrero-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Marzo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Abril-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Mayo-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Junio-2018 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Julio-2018 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 4 0 0 0 4 0 Agosto-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Septiembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 Octubre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 0 0 2 2 Noviembre-2018 0 0 0 4 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 3 1 Diciembre-2018 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 44 11 ANEXO Nº 2: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA 11.1 Calculo del Precio de Energía en Nudo Básico Quillota 220 kv CUADRO N 18: COSTOS MARGINALES ESPERADOS Y ENERGÍA EN BARRA DE REFERENCIA QUILLOTA 220. MES CMg Demanda MES CMg Demanda (mills/kwh) (GWh) (mills/kwh) (GWh) Oct 2007 98,975 366,195 Oct 2009 113,560 411,633 Nov 2007 107,465 361,868 Nov 2009 112,845 407,569 Dic 2007 115,756 389,452 Dic 2009 117,257 438,939 Ene 2008 136,918 390,920 Ene 2010 143,451 439,278 Feb 2008 151,772 366,311 Feb 2010 155,254 411,803 Mar 2008 154,788 391,914 Mar 2010 165,938 440,228 Abr 2008 149,958 376,568 Abr 2010 149,814 423,023 May 2008 149,974 380,076 May 2010 134,146 426,539 Jun 2008 142,186 378,450 Jun 2010 118,048 425,156 Jul 2008 139,149 387,773 Jul 2010 92,448 435,461 Ago 2008 138,089 388,859 Ago 2010 91,621 436,883 Sep 2008 131,770 379,976 Sep 2010 79,968 426,962 Oct 2008 137,808 391,344 Oct 2010 69,458 439,596 Nov 2008 137,854 387,157 Nov 2010 69,080 434,494 Dic 2008 135,020 416,810 Dic 2010 72,006 468,734 Ene 2009 152,327 411,509 Ene 2011 91,609 464,993 Feb 2009 165,604 385,717 Feb 2011 111,251 435,933 Mar 2009 176,651 412,462 Mar 2011 125,383 465,931 Abr 2009 179,154 396,318 Abr 2011 125,151 447,745 May 2009 164,437 399,814 May 2011 112,460 451,179 Jun 2009 144,579 398,406 Jun 2011 99,404 450,026 Jul 2009 131,519 408,152 Jul 2011 80,506 460,855 Ago 2009 127,557 409,431 Ago 2011 85,239 462,497 Sep 2009 120,389 399,701 Sep 2011 65,010 451,942 Promedio ponderado: 125,116 [US$/MWh] Precio de la energía en nudo Quillota 220 kv: Precio Básico Energía = 125,116 [US$/MWh] 522,92 [$/US$]= 65,426 ($/kwh) El precio básico de la energía se ha calculado de acuerdo a la expresión del punto 6.1. Asimismo, el precio básico de la energía se ha determinado considerando el stock de agua de los embalses al 1º de Octubre de 2007, tal como exige el DFL Nº4/2006 en su artículo 162º, numeral dos.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 45 11.2 CÁLCULO DE LOS PRECIOS BÁSICOS DE LA POTENCIA 12 En conformidad a lo dispuesto en el Artículo 162º del DFL Nº4/2006, se identifican los siguientes subsistemas dentro del SIC para efectos de establecer los respectivos precios básicos de la potencia: Subsistema SIC Centro-Norte: Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Diego de Almagro 220 kv y Charrúa 220 kv, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Polpaico 220 kv. Subsistema SIC Sur: Constituido por las subestaciones troncales localizadas entre las subestaciones Temuco 220 kv y Puerto Montt 220 kv, ambas subestaciones incluidas. Subestación básica de potencia: Valdivia 220 kv. Asimismo, considerando los tamaños relativos de ambos subsistemas, así como los respectivos requerimientos de capacidad, se establece para cada subsistema lo siguiente: Subsistema SIC Centro-Norte: Unidad de punta : Turbina a gas diesel de 70 MW MRT = 11,76 % Subsistema SIC Sur: Unidad de punta : Turbina a gas diesel de 50 MW MRT = 15,00 % El detalle en la determinación de los precios respectivos se efectúa conforme se señala a continuación: 12 La fórmula de indexación, así como la estructura y valores base del cálculo del precio básico de la potencia, han sido determinados considerando el ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD DE PUNTA EN SISTEMAS SIC Y SING. Dicho estudio se enmarca dentro de lo estipulado en el Decreto Supremo Nº 327 de 1997, modificado por el Decreto Supremo Nº 158 de 2003, específicamente en su artículo 277.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 46 11.2.1 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC CENTRO-NORTE El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula: Ppot US$ kw mes = C FRC + C FRC + C FRC CF + C 1 + MRT { } ( ) FP [ ] ( ) TG TG Precio Básico de la Potencia, Polpaico 70 [MW] C TG [US$/kW] 605,331 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. SE FRC TG [-] 0,008785 Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 63,466 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto. FRC SE [-] 0,008459 Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30 años. C LT [US$/kW] 17,321 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Polpaico FRC LT [-] 0,009366 Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1,048809 Costo financiero. C OP [US$/kW] 0,748 Costo fijo de operación y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,1176 Incremento por Margen de Reserva Teórico. FP [-] 1,005635 Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 7,9331 Precio Básico de la potencia. SE Precio Básico Potencia = 7,9331 522,92 = 4.148,38 ($/kw/mes) LT LT op 11.2.2 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA DE PUNTA EN SUBSISTEMA SIC SUR El costo mensual de potencia se calcula según la siguiente fórmula: Ppot US$ kw mes = C FRC + C FRC + C FRC CF + C 1 + MRT { } ( ) FP [ ] ( ) TG TG Precio Básico de la Potencia, Valdivia 50 [MW] C TG [US$/kW] 547,946 Costo unitario de la unidad generadora para este proyecto. SE FRC TG [-] 0,008785 Factor de recuperación de capital de la inversión de la unidad generadora, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 25 años. C SE [US$/kW] 75,865 Costo unitario de la subestación eléctrica de este proyecto. FRC SE [-] 0,008459 Factor de recuperación de capital de la inversión de la subestación eléctrica, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 30 años. C LT [US$/kW] 8,151 Costo unitario de la línea de transmisión que conecta la subestación de este proyecto con la subestación Valdivia. FRC LT [-] 0,009366 Factor de recuperación de capital de la inversión de la línea de transmisión, corresponde a la mensualidad de la inversión sobre una vida útil de 20 años. CF [-] 1,048809 Costo financiero. C OP [US$/kW] 0,852 Costo fijo de operación y mantenimiento. 1 + MRT [-] 1,15 Incremento por Margen de Reserva Teórico. FP [-] 1,004787 Factor de pérdidas Pbpot [US$/kW/mes] 7,6885 Precio Básico de la potencia. SE Precio Básico Potencia = 7,6885 522,92 = 4.020,47 ($/kw/mes) LT LT op

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 47 12 ANEXO Nº 3: CALIDAD DE SUMINISTRO EN EL SIC, FIJACIÓN DE OCTUBRE DE 2007 12.1 Simplificaciones Adoptadas Para la modelación del sistema eléctrico se han adoptado las siguientes simplificaciones: a) Modelación uninodal del sistema eléctrico para la determinación de indisponibilidad de generación. b) Modelación multinodal para la determinación de indisponibilidad de transmisión. c) Factores de penalización determinados por la CNE producto de una actualización que incorpora las nuevas condiciones del SIC, tanto en generación como en transmisión determinadas con el Modelo Multinodal-Multiembalse OSE2000. 12.2 Calidad de Suministro y Reglamento Eléctrico La calidad de suministro se ha considerado respecto de los parámetros Indisponibilidad de Generación, Indisponibilidad de Transmisión, Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión 12.2.1 Indisponibilidad de Generación Se determinó la indisponibilidad de generación implícita asociada al plan de obras utilizado en la presente fijación de precios. La indisponibilidad del sistema de generación es representada a través del desarrollo de un modelo estático, anual, que considera la curva de duración de la demanda del sistema, las indisponibilidades características de las unidades generadoras del sistema y las condiciones de corto plazo que presenta la oferta de generación hidráulica para el caso de un sistema hidro-térmico. La modelación utilizada, reemplaza las unidades generadoras reales por unidades ideales con disponibilidad igual a 100%, obteniéndose la curva de duración de la demanda equivalente a partir del proceso de convolución entre la curva de duración de la demanda y las distribuciones de indisponibilidad de cada una de las unidades del sistema.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 48 Una vez obtenida la curva de duración de la demanda equivalente y a partir de la capacidad de oferta de potencia reconocida al sistema, se obtiene la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) como indicador que representa el número de horas esperado en que el sistema de generación no es capaz de absorber la demanda de potencia del sistema durante las horas de punta. La indisponibilidad de generación obtenida en el SIC expresada en horas al año: Indisponibilidad de Generación = 1,90 horas/año 12.2.2 Indisponibilidad de Transmisión La indisponibilidad de transmisión se trató mediante afectación directa de los factores de penalización, considerando que la modelación del sistema de transmisión que les dio origen no incorporó factores de indisponibilidad. Para ello, y como simplificación del problema, se efectuó una simulación estática de la operación del sistema eléctrico para una condición típica de operación en la hora de demanda máxima utilizando una versión del modelo multinodal PCP 13. Considerando una tasa de indisponibilidad de 0.00136 horas/km al año, se simuló la operación del sistema para diferentes escenarios de indisponibilidad de líneas. Se consideró la salida sucesiva de 21 tramos redespachando el abastecimiento en cada caso y observando los casos en que la demanda total del sistema no fue abastecida. A cada escenario de insuficiencia de demanda, y a su distribución de costos marginales por barra, se asignó la probabilidad correspondiente determinando un coeficiente promedio de sobrecosto por sobre el costo marginal promedio del caso base sin salidas de línea. Como costo de falla se usó el costo correspondiente al primer tramo de falla. Se acumularon las tasas de falla asociadas a cada escenario de falla. Los resultados son los siguientes: Indisponibilidad de Transmisión = 1,63 horas/año Factor de Sobrecosto por Indisponibilidad = 1,000183 p.u 13 El Modelo PCP fue revisado y aprobada su utilización en el CDEC-SIC por la Comisión Nacional de Energía con motivo de la divergencia surgida en Sesión Nº72.1/98.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 49 Se afectó los factores de penalización de potencia por dicho factor de sobrecosto. Los factores de penalización de potencia presentados en el cuerpo de este Informe, incluyen este coeficiente de sobre costo. 12.3 Factores de Regulación de Frecuencia y Regulación de Tensión La metodología empleada por la Comisión para calcular estos factores se basa en sensibilidades efectuadas respecto del punto de operación obtenido en la determinación del precio teórico de energía. En este sentido, es posible establecer los sobrecostos de operación con las restricciones impuestas al modelo para efectuar tanto la regulación de frecuencia como de tensión, durante los primeros 48 meses. Posteriormente, se calculan los factores mencionados para incrementar el precio teórico de energía, de forma tal de cubrir los sobrecostos calculados. En este mismo sentido, las variaciones que puedan experimentar estos factores de sobrecostos guardan relación los cambios que experimente el punto o condición de operación del sistema respecto a fijaciones anteriores, condición que tiene directa relación con la forma de utilización de los recursos disponibles en el sistema. En la presente fijación, el abastecimiento futuro se efectuó en base a un uso intensivo de Diesel, en especial en el centro de carga del sistema. 12.3.1 Regulación de Frecuencia Sin perjuicio de que los desarrollos de generación previstos reconocen en sus costos de inversión elementos de control y regulación de frecuencia, mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites establecidos por la reglamentación vigente, requiere de una operación coordinada de las unidades de generación destinada a mantener un margen de reserva de potencia en el sistema. Para este efecto se realizó una simulación de la operación en el Modelo OSE2000 utilizando las bases económicas de la presente fijación. En este escenario, se consideró que el sistema debe soportar la salida de una unidad de 390 MW, repartiendo la reserva necesaria para tal contingencia entre las centrales Colbún, Pehuenche, Rapel y El Toro, a prorrata de su potencia instalada.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 50 Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de frecuencia del orden de los 181,546 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frf, aplicado al precio teórico de energía permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frf = 1,009859 12.3.2 Regulación de Tensión Análogamente al caso anterior, las instalaciones previstas contemplan costos en elementos de compensación. Complementariamente, la regulación de tensión es efectuada mediante el despacho de una o más unidades de generación destinada a mantener los perfiles de tensión en los rangos nominales en el sistema. Para este efecto se simuló en el modelo OSE2000 una operación del sistema, utilizando las bases económicas de la presente fijación, considerando: La central Nueva Renca con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 240 MW. La central Nehuenco II con una operación forzada a mínimo técnico, esto es, 260 MW. Dichas condiciones de operación se mantuvieron durante todo el horizonte de análisis. Durante los mantenimientos programados de las centrales utilizadas para representar la regulación de tensión en el sistema, éstas fueron reemplazadas por la central San Isidro, como una forma simplificada de mantener la operación a mínimo técnico de dos unidades a ciclo combinado. Se determinó una diferencia de costos de operación por efecto de la regulación de tensión del orden de los 154,553 millones de US$, durante los 48 meses considerados en el cálculo de precio de nudo, el siguiente coeficiente de sobrecosto Frv, aplicado junto al factor Frf al precio teórico de energía, permite recuperar tal diferencia de costos de operación en el mismo período de cálculo de precios de nudo: Frv = 1,020937

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 51 Cabe señalar lo siguiente: Las metodologías para el tratamiento de los índices de calidad de suministro deben entenderse de exclusiva aplicación en la presente fijación de precios. Los parámetros definidos no deben entenderse como una condicionante del trabajo que el CDEC debe efectuar para cumplir con lo establecido en las letras f) y g) del Artículo 172º del Reglamento de la Ley General de Servicios eléctricos.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 52 13 ANEXO Nº 4: ACTUALIZACIÓN VALOR COSTO DE FALLA 13.1 Introducción En base a los antecedentes entregados en el Informe Técnico Definitivo de Octubre de 2003, se presenta a continuación la estructura aplicable a la determinación del costo de falla. Conforme a lo anterior, el costo de falla medio del SIC está determinado para restricciones de 5, 10, 20 y 30%, y períodos de 1, 2 y 10 meses respectivamente. Se consideró el efecto en el costo de falla para el SIC debido al efecto en tres sectores: sector residencial, sector servicios y sector productivo. Para cada una de las tres componentes señaladas, se presenta a continuación la respectiva fórmula de indexación, para finalmente determinar el costo de falla para el SIC. 13.2 Variación en el Costo de Falla de Sectores Residencial y de Servicios 13.2.1 Fórmula de Indexación a) Sector Residencial: Variación promedio en las Tarifas BT1-a, del cargo por energía base, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2000 (BT1A/BT1Ao), denominado IB. El valor de BT1Ao es 46.707. b) Sector Servicios: Variación promedio en las Tarifas BT2, del cargo por energía, con respecto al promedio observado en Diciembre de 2000 (BT2/BT2o), denominado IC. El valor de BT2o es 20.587. 13.2.2 Comunas Consideradas Las comunas a considerar y su participación en el cálculo de la variación promedio por Tarifa son las siguientes: CUADRO N 19: COMUNAS CONSIDERADAS. Nombre Participación en el Promedio Comuna Empresa BT1A BT2 Santiago Chilectra 66.89% 75.04% Valparaíso Chilquinta 13.03% 8.91% Temuco CGE 13.47% 8.05% Pto. Montt Saesa 6.61% 8.00% Total 100.0% 100.0%

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 53 13.3 Variación en el Costo de Falla del Sector Productivo 13.3.1 Componentes del Costo de Falla Productivo Considerando la siguiente participación de los componentes del costo de falla en sectores productivos: CUADRO N 20:COMPONENTES DEL COSTO DE FALLA POR SECTOR PRODUCTIVO. Escenario Bienestar Autogen. Producción rriendo y Comp Otros (% ) (% ) Lamda (% ) (% ) (% ) 1mes 5% 10.74% 20.86% 56.55% 10.65% 1.20% 2 mes 5% 7.21% 19.42% 66.81% 5.61% 0.95% 10 mes 5% 5.94% 20.37% 70.44% 1.65% 1.60% 1mes 10% 4.41% 18.47% 65.18% 11.12% 0.82% 2 mes 10% 3.27% 19.16% 70.68% 6.03% 0.86% 10 mes 10% 2.53% 20.91% 73.48% 1.77% 1.31% 1mes 20% 1.31% 12.74% 80.83% 4.45% 0.67% 2 mes 20% 0.89% 12.09% 84.13% 2.31% 0.58% 10 mes 20% 0.87% 13.15% 84.97% 0.85% 0.16% 1mes 30% 0.79% 11.49% 83.97% 3.07% 0.68% 2 mes 30% 0.56% 11.40% 85.97% 1.68% 0.39% 10 mes 30% 0.56% 12.53% 85.90% 0.68% 0.33% 13.3.2 Componentes del Costo de Falla Productivo Para cada uno de los tramos y meses deberá determinarse la siguiente expresión: IA = B PM/PMo + A PD/PDo + P IPM/IPMo + C EQ/EQo + O RH/RHo Considerando lo siguiente: B A P C : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Bienestar (%). :Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la Autogeneración (%). : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a la Producción (%). : Componente del costo de falla del sector productivo asociado al Arriendo y Compra de Equipos (%).

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 54 O : Componente del costo de falla del sector productivo asociado a Otros Ajustes (%). PNE : Precio Base de Energía en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en $/kwh (s/iva). Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. PNP : Precio Base de Potencia en la Subestación Troncal Alto Jahuel 220kV, en $/kw-mes (s/iva). Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. PM : Precio Monómico de electricidad en la Subestación Troncal Alto Jahuel para nivel de 220kV. PM = PNE + PNP / ( 730 0.72 ). PD : Precio del petróleo diesel base ENAP Concón, en $/m3, incluidos los efectos del FEPP (s/iva). Valor al último día hábil del mes anterior al que se aplica la indexación. IPM : Indice de Precios al por Mayor publicados por el INE. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. Ta : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. PCU : Producer Price Index. Turbines and turbine generator sets. Series. (ID : PCU3336113336114 14 ). Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. EQ : EQ1 = DO PCU ( 1+Ta ). RH 15 : Indice Real de Remuneraciones por Hora del INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. 14 Cambio de ID por el reemplazo del US Standard Industrial Classification (SIC) por el North American Industrial Classification System (NAICS) 15 El INE estableció un cambio en el valor base de la serie de este indicador, el valor base utilizado en este cálculo se actualizó coherentemente con dicho cambio.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 55 13.4 Cálculo del Valor de Costo de Falla Medio Sic 13.4.1 Indexadores CUADRO N 21: INDEXADORES Indexadores Base Jul-07 Var (%) PNE 14.850 33.463 125.34% PNP 2,044.24 4,205.83 105.74% PM 18.739 41.465 121.27% PD 156,117.35 329,122.00 110.82% IPM 171.96 255.42 48.53% DO 574.63 519.80-9.54% Ta 9.0% 6.0% -33.33% PCU3336113336114 95.80 102.60 7.10% EQ 60,003.87 56,531.37-5.79% Indexadores Base Jun-07 Var (%) RH 90.7 103.3 13.88% Nombre BT1a BT2 Comuna Empresa ($/kwh) ($/kwh) Santiago Chilectra 82.106 47.109 Valparaíso Chilquinta 87.566 47.103 Temuco CGE 92.153 49.027 Pto. Montt Saesa 105.398 52.507 Equivalente a Jul-07 85.711 47.695 Valor Base 46.707 20.587 Var (%) 83.51% 131.67%

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 56 13.4.2 Indexación A continuación se presentan los componentes del Costo de Falla Medio del SIC, por sector Productivo, Residencial y Servicios y el valor de su respectivo indexador (IA, IB e IC). CUADRO N 22:PARTICIPACIÓN EN LOS COSTOS DE FALLA DE LOS DISTINTOS SECTORES Costo Social de Falla Medio ($ por KWh) Indexador (%) Sector Productivo (CFP) Sector Productivo (IA) meses meses porcentaje 1 2 10 porcentaje 1 2 10 5 71.38 77.75 82.37 5 163.14% 162.50% 164.09% 10 89.78 88.71 91.64 10 156.92% 159.27% 161.98% 20 125.31 133.54 132.46 20 154.77% 155.26% 156.84% 30 136.79 139.54 136.82 30 154.36% 154.99% 156.26% Sector Residencial (CFR) Sector Residencial (IB) 5 32.87 32.87 32.87 5 183.51% 183.51% 183.51% 10 32.87 32.87 32.87 10 183.51% 183.51% 183.51% 20 32.87 32.87 32.87 20 183.51% 183.51% 183.51% 30 32.87 32.87 32.87 30 183.51% 183.51% 183.51% Sector Servicios (CFS) Sector Servicios (IC) 5 6.00 5.93 5.88 5 231.67% 231.67% 231.67% 10 5.78 5.80 5.77 10 231.67% 231.67% 231.67% 20 5.38 5.29 5.30 20 231.67% 231.67% 231.67% 30 5.25 5.22 5.25 30 231.67% 231.67% 231.67% Finalmente, considerando la siguiente expresión para la determinación del Costo de Falla Medio del SIC, y los valores del CUADRO N 23, se obtiene lo siguiente: CFALLA = CFP IA + CFR IB + CFS IC

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 57 CUADRO N 23: COSTO DE FALLA MEDIO. Costo Social de Falla Medio Costo Social de Falla Medio ($ por KWh) (mills por KWh) meses meses porcentaje 1 2 10 porcentaje 1 2 10 5 190.65 200.40 209.10 5 366.78 385.54 402.27 10 214.61 215.05 222.13 10 412.86 413.72 427.34 20 266.72 279.90 280.35 20 513.13 538.47 539.34 30 283.63 288.68 286.29 30 545.65 555.38 550.77 Dólar Obs. ($/US$) a Jul-07 519.80 13.5 Tramos de Costo de Falla Medio Los tramos de falla ingresados al modelo OSE2000 se determinan de acuerdo a: lo siguiente: - Para ponderar la ocurrencia de los tres escenarios de racionamiento (1, 2 y 10 meses) se consideró de probabilidad despreciable el escenario 10 meses, ponderándose en un 50% los de 1 y 2 meses. - A continuación, se estableció como costo de falla de los tramos 0-5%, 5-10%, 10-20% y sobre 20%, lo siguiente: - Tramo 0-5% : Promedio del Porcentaje 5% - Tramo 5-10% : Promedio de los Porcentajes 5 y 10% - Tramo 10-20% : Promedio de los Porcentajes 10 y 20% - Sobre 20% : Promedio del Porcentaje 30%. Así, el costo de falla utilizado en la presente fijación en US$/MWh y según profundidad, es el siguiente: CUADRO N 24: TAMOS DE COSTO DE FALLA UTILIZADOS. Profundidad de Falla US$/MWh 0-5% 376.2 5-10% 413.3 10-20% 525.8 Sobre 20% 550.5

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 58 14 ANEXO Nº 5: ESTUDIO PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE MÍNIMO COSTO DE ABASTECIMIENTO DEL SIC 14.1 Introducción OCTUBRE DE 2007 En Chile la legislación vigente le entrega a la Comisión Nacional de Energía la responsabilidad de velar por el buen desarrollo del sector eléctrico. Para cumplir adecuadamente esta labor en materias de generación y de transmisión de electricidad, la Comisión debe analizar periódicamente la evolución de la demanda y de la oferta de electricidad. A continuación se entregan las los antecedentes y bases utilizadas para determinar el Programa de Obras correspondiente a la fijación de precios de nudo de OCTUBRE de 2007. 14.2 Proyectos de Generación 14.2.1 Llamado a Presentar Proyectos de Generación A fines del mes de agosto del año 2004, esta Comisión publicó en un medio de circulación nacional un llamado a empresas eléctricas a presentar proyectos de generación con el objetivo de analizar la procedencia de que éstos fueran incorporados en el Programa de Obras de la fijación en curso. A la fecha de cierre del llamado, se recibieron los siguientes proyectos: Hidroeléctrica de Pasada: Central Valle de las Aguas Calientes, 24 MW, Octava Región. Hidroeléctrica de Pasada: Central Balalita, 10.94 MW, Cuarta Octava Región. Térmica a Gas Natural: Central Campanario, 370 MW, Octava Región. Adicionalmente, mediante carta CNE Nº 001070 de fecha 28 de agosto de 2004, esta Comisión solicitó a la empresa Endesa S.A. antecedentes respecto de los proyectos hidroeléctricos de embalse Neltume, 403 MW, y Puelo, 1280 MW, de su propiedad. Mediante cartas CNE Nº 183 a la Nº 187 de fecha 04 de febrero de 2005 esta Comisión solicitó la actualización de antecedentes de diversos proyectos.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 59 14.2.2 Alternativas de expansión del parque generador A partir de la información disponible por esta Comisión, se conformó un set de proyectos factibles de ser desarrollados en el horizonte 2007-2017, incluyendo alternativas tecnológicas que cubrieran diferentes fuentes energéticas. Los criterios generales aplicados en la elección de los proyectos analizados fueron los siguientes: 14.2.2.1 Centrales ciclo combinado a gas natural desde Argentina No se consideró, en los planes de expansión analizados, la incorporación al parque generador de centrales genéricas de ciclo combinado, adoptando para esta fijación el criterio de considerar sólo proyectos que tengan permisos de exportación de la autoridad Argentina. Como es de público conocimiento, el otorgamiento de dichos permisos se encuentra suspendido por tiempo indefinido. Sin perjuicio de lo anterior, se estudió alternativas de expansión del parque generador incluyendo centrales a gas natural en ciclo abierto, las cuales tienen como respaldo de operación GNL, cuyo tratamiento se detalla a continuación, o Diesel, dado que estas centrales realizan un aporte importante en el bloque de demanda máxima del sistema en los meses de febrero, marzo y abril. 14.2.2.2 Centrales a Gas Natural Licuado A partir de las restricciones de gas natural impuestas por la autoridad Argentina, se viabiliza la oportunidad de desarrollar una planta regasificadora de gas natural en nuestro país, que entre otros, presenta beneficios como respaldo a las actuales centrales de ciclo combinado y/o a las futuras centrales que se incorporen al sistema. Para efectos de la determinación del presente programa de obras, se consideró, a partir de la información disponible, que esta planta está en operaciones el segundo trimestre de 2009, lo que permite recomendar a partir de esta fecha centrales a gas licuado tanto en ciclo combinado como abierto.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 60 Se ha considerado una primera planta a partir de la fecha indicada en el párrafo anterior, con una capacidad del orden de 9.5 Millones de m3/día, la cual en su primer año de operación Abr2009-Marzo2010 tendrá una capacidad de 4.75 Millones de m3/día siendo un 33 % disponible para consumo residencial e industrial. La inversión asociada a la planta se estimó en 400 Millones de US$ para la capacidad señalada. En relación al precio de este combustible, se consideró una proyección cuyo valor fluctúa en el rango 6-8.5 US$/MBtu para todas las centrales. Esta situación se ha representado en las simulaciones de la operación del sistema, considerando la utilización de GNL en los períodos de restricción detallados para las centrales existentes, mencionadas en el ANEXO Nº 1 de este informe. Adicionalmente las unidades de la central TalTal, se prevé sean alimentadas de GNL por la planta de regasificación que se ubicará en el Sistema Interconectado del Norte Grande. En relación a los ciclos combinados recomendados en la V, y VI región, éstos consideran tanto ampliación de gaseoductos como de la planta de regasificación de GNL. 14.2.2.3 Centrales a Carbón Por las mismas razones, otra de las opciones energéticas analizadas tiene que ver con centrales que utilizan carbón como insumo principal. A partir de antecedentes disponibles por esta Comisión, se conformaron proyectos tipo de 200,250 y 400 MW, factibles de ser localizado en las regiones IV, V, VIII y X Región. Los costos de inversión de este proyecto incluyen la realización de puertos, necesario para la descarga y almacenamiento del carbón, y los costos de los equipos de mitigación ambiental. 14.3 Obras de Transmisión En el estudio de plan de obras de generación transmisión se consideran las obras de transmisión troncal contenidas en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal, elaborado por el consorcio Synex-Cesi-Electronet. 14.4 Otras Consideraciones y Alternativas de Desarrollo 14.4.1 Modelamiento centrales genéricas ciclo combinado gas natural

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 61 Sin perjuicio de su inclusión en los planes de expansión a analizados, se consideró lo siguiente para este tipo de centrales: Proyecto de referencia de central ciclo combinado tiene una potencia de 372 MW ISO. Esta potencia se ve reducida por efecto de la degradación por instalación y altura, determinando diferentes potencias netas según la ubicación del proyecto. En esta potencia y costos de inversión de la central, no está incluido el fuego adicional. La potencia final de cada central se obtiene como la suma de la potencia degradada de acuerdo al punto anterior y la potencia del fuego adicional, esto es, el 10% de la potencia degradada. El costo de inversión total se obtiene incrementando el costo de inversión ISO un 3%. a)potencia Central firme = Potencia ISO degradada *0,9 b)potencia Central interrumpible = Potencia ISO degradada *0,1 c)potencia Central fuego adicional = Potencia ISO degradada *0,1 Potencia Central final = a + b + c Se ha considerado en el costo de inversión de las centrales ciclo combinado a gas natural recomendadas, un monto equivalente a la instalación de equipos de respaldo para efectuar una operación con combustible tipo Diesel 14.4.2 Otros alternativas de desarrollo Se ha considerado como alternativa de expansión dos central geotérmicas, ubicadas en la zona cordillerana de la VII Región y VIII Región, conectándose al SIC en la S/E Ancoa y S/E Charrua respectivamente, estas centrales entran con bloques de 40 MW y 25 MW cada dos años. Para dar coherencia al estudio de plan de obras, fue necesario incorporar obras de transmisión que permitieran evacuar la energía aportada por las nuevas centrales recomendadas, las cuales en gran parte deberán ser motivo de análisis del primer Estudio de Transmisión Troncal. 14.5 Bases del Estudio 14.5.1 Criterios Generales

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 62 El período de estudio es de 10 años, con dos años de relleno, y abarca desde Octubre de 2007 hasta septiembre de 2017. La tasa de descuento a utilizar es 10% anual, de acuerdo al DFL Nº4/2006.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 63 14.5.2 Proyección del consumo La proyección de ventas SIC a utilizar para elaborar el Programa de Obras se muestra a continuación. CUADRO N 25: PREVISIÓN DE VENTAS EN EL SIC Proyección de Demanda de Energía SIC [GWh] ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 SIC Norte 4.362,4 4.653,0 5.105,1 5.480,7 5.872,0 6.304,5 6.764,5 7.239,0 7.732,1 8.254,9 8.808,5 9.394,3 SIC Centro 21.582,3 22.889,4 24.342,8 26.050,3 27.797,2 29.626,2 31.558,1 33.587,5 35.723,7 38.002,0 40.432,9 43.027,4 SIC Itahue 3.212,4 3.394,0 3.598,7 3.838,9 4.098,5 4.378,9 4.664,2 4.977,0 5.306,7 5.658,1 6.031,5 6.428,4 SIC Concepcion 4.187,6 4.388,4 4.683,0 5.043,1 5.425,3 5.848,8 6.298,0 6.769,7 7.268,4 7.804,7 8.379,4 8.995,3 SIC Sur 2.089,8 2.261,7 2.369,2 2.529,9 2.704,6 2.895,0 3.092,3 3.297,3 3.505,9 3.725,8 3.957,4 4.201,2 SIC Austral 2.796,6 2.941,7 3.099,9 3.282,4 3.473,0 3.676,8 3.888,4 4.108,9 4.342,5 4.587,6 4.846,8 5.120,8 Total Sistema 38.231,1 40.528,3 43.198,7 46.225,3 49.370,6 52.730,2 56.265,4 59.979,4 63.879,4 68.033,0 72.456,5 77.167,3 Proyección de Demanda de Energía SIC [%] ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 SIC Norte - 6,7% 9,7% 7,4% 7,1% 7,4% 7,3% 7,0% 6,8% 6,8% 6,7% 6,7% SIC Centro - 6,1% 6,3% 7,0% 6,7% 6,6% 6,5% 6,4% 6,4% 6,4% 6,4% 6,4% SIC Itahue - 5,7% 6,0% 6,7% 6,8% 6,8% 6,5% 6,7% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% SIC Concepcion - 4,8% 6,7% 7,7% 7,6% 7,8% 7,7% 7,5% 7,4% 7,4% 7,4% 7,3% SIC Sur - 8,2% 4,7% 6,8% 6,9% 7,0% 6,8% 6,6% 6,3% 6,3% 6,2% 6,2% SIC Austral - 5,2% 5,4% 5,9% 5,8% 5,9% 5,8% 5,7% 5,7% 5,6% 5,6% 5,7% Total Sistema - 6,0% 6,6% 7,0% 6,8% 6,8% 6,7% 6,6% 6,5% 6,5% 6,5% 6,5%

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 64 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [GWh] ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 SIC Norte 1.545,6 1.613,4 1.694,3 1.785,1 1.881,4 1.985,4 2.095,6 2.212,6 2.336,8 2.468,6 2.608,5 2.757,0 SIC Centro 13.223,0 13.925,0 14.761,7 15.673,9 16.660,4 17.687,9 18.781,3 19.948,7 21.191,9 22.525,1 23.957,2 25.496,3 SIC Itahue 2.038,2 2.154,0 2.284,3 2.430,6 2.587,2 2.754,1 2.921,3 3.112,7 3.316,8 3.535,2 3.768,1 4.016,6 SIC Concepcion 1.418,8 1.487,7 1.561,3 1.644,9 1.734,6 1.831,0 1.934,5 2.045,8 2.165,6 2.294,5 2.431,8 2.577,9 SIC Sur 868,6 909,5 957,5 1.010,8 1.066,8 1.125,7 1.187,7 1.256,1 1.325,3 1.398,3 1.475,6 1.557,5 SIC Austral 2.379,0 2.500,1 2.640,7 2.796,2 2.959,7 3.131,6 3.312,6 3.502,1 3.704,0 3.915,8 4.140,0 4.377,5 Total Sistema 21.473,1 22.589,7 23.899,9 25.341,5 26.890,1 28.515,7 30.233,1 32.078,1 34.040,3 36.137,5 38.381,3 40.782,8 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Regulados [%] ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 SIC Norte - 4,4% 5,0% 5,4% 5,4% 5,5% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,7% 5,7% SIC Centro - 5,3% 6,0% 6,2% 6,3% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,3% 6,4% 6,4% SIC Itahue - 5,7% 6,0% 6,4% 6,4% 6,5% 6,1% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% 6,6% SIC Concepcion - 4,9% 4,9% 5,4% 5,5% 5,6% 5,7% 5,8% 5,9% 6,0% 6,0% 6,0% SIC Sur - 4,7% 5,3% 5,6% 5,5% 5,5% 5,5% 5,8% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% SIC Austral - 5,1% 5,6% 5,9% 5,8% 5,8% 5,8% 5,7% 5,8% 5,7% 5,7% 5,7% Total Sistema - 5,2% 5,8% 6,0% 6,1% 6,0% 6,0% 6,1% 6,1% 6,2% 6,2% 6,3%

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 65 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [GWh] ZONA 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 SIC Norte 2.816,9 3.039,6 3.410,8 3.695,5 3.990,6 4.319,1 4.668,8 5.026,4 5.395,3 5.786,3 6.200,0 6.637,3 SIC Centro 8.359,3 8.964,4 9.581,1 10.376,4 11.136,8 11.938,3 12.776,8 13.638,8 14.531,8 15.476,8 16.475,7 17.531,1 SIC Itahue 1.174,2 1.239,9 1.314,4 1.408,3 1.511,2 1.624,8 1.742,9 1.864,3 1.989,9 2.122,9 2.263,4 2.411,8 SIC Concepcion 2.768,8 2.900,7 3.121,7 3.398,2 3.690,7 4.017,8 4.363,4 4.723,9 5.102,8 5.510,2 5.947,6 6.417,3 SIC Sur 1.221,2 1.352,2 1.411,6 1.519,1 1.637,9 1.769,3 1.904,5 2.041,2 2.180,7 2.327,5 2.481,8 2.643,7 SIC Austral 417,6 441,6 459,2 486,2 513,3 545,2 575,8 606,8 638,6 671,9 706,7 743,2 Total Sistema 16.758,0 17.938,6 19.298,8 20.883,7 22.480,5 24.214,5 26.032,3 27.901,3 29.839,1 31.895,5 34.075,2 36.384,5 Proyección de Demanda de Energía de Clientes Libres [%] ZONA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 SIC Norte - 7,9% 12,2% 8,3% 8,0% 8,2% 8,1% 7,7% 7,3% 7,2% 7,1% 7,1% SIC Centro - 7,2% 6,9% 8,3% 7,3% 7,2% 7,0% 6,7% 6,5% 6,5% 6,5% 6,4% SIC Itahue - 5,6% 6,0% 7,1% 7,3% 7,5% 7,3% 7,0% 6,7% 6,7% 6,6% 6,6% SIC Concepcion - 4,8% 7,6% 8,9% 8,6% 8,9% 8,6% 8,3% 8,0% 8,0% 7,9% 7,9% SIC Sur - 10,7% 4,4% 7,6% 7,8% 8,0% 7,6% 7,2% 6,8% 6,7% 6,6% 6,5% SIC Austral - 5,8% 4,0% 5,9% 5,6% 6,2% 5,6% 5,4% 5,2% 5,2% 5,2% 5,2% Total Sistema - 7,0% 7,6% 8,2% 7,6% 7,7% 7,5% 7,2% 6,9% 6,9% 6,8% 6,8%

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 66 14.5.3 Alternativas de generación y de transporte Las alternativas de expansión se presentan en el CUADRO N 26, con sus costos de inversión, operación y mantenimiento. Asimismo, se indica la fecha más pronta de puesta en servicio de cada uno de los proyectos considerados CUADRO N 26: ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN A SU FECHA DE PUESTA EN SERVICIO (CON GASTOSFINANCIEROS) Plazo estimado Zona Características de construcción PROYECTOS (meses) De conexión LINEAS DE TRANSMISIÓN Aumento de capac. Charrúa-Concepción 220 kv 300 MVA 18-24 Nueva Línea D. Almagro-Carrera Pinto 220 kv 210 MVA 24-36 Nueva Línea Cardones-Carrera Pinto 220 kv 210 MVA 24-36 Ampliación Línea Cardones-Maitencillo 220 kv 200 MVA 24-36 Nueva Línea Maitencillo P. Azúcar 220kV 235 MVA 24-36 Nueva Línea P. Azúcar Los Vilos 220kV 230 MVA 24-36 Nueva Línea Los Vilos Los Vilos Quillota 220kV 220 MVA 24-36 Quilota Aumento de Capacidad C Navia-Polpaico 220 kv 310 MVA 18-24 Aumento de Capacidad Chena-Alto Jahuel 220 kv 260 MVA 18-24 Nueva Línea Subestación Temuco Valdivia 220 kv 333 MVA 24-36 Subestación Temuco - Valdivia Transformación 154-220 y Ampliación Sistema 154 kv Línea / Central Costos de O&M D. Almagro-Carrera Pinto 10.76 0.53 Cardones- Maitencillo 9.9 0.06 Maitencillo P. Azúcar 34.17 0.64 P. Azúcar Los Vilos 20 0.6 15 0.45 C Navia-Polpaico 36.54 0.74 Chena-Alto Jahuel 6.4 0.15 Alto Jahuel - Itahue 2x400 MVA 18-24 Alto Jahuel - Itahue 70 1.8 LINEA DE INTERCONEXIÓN SIC-SADI Centro 2 x 220 kv 400 MW 30-36 Polpaico 205[1] 24.65[2] SIC-SADI Sur 2 x 220 kv 250 MW 24-36 Valdivia 1101 13.952 SIC-SADI Sur caso 2 1x500kV 500 MW 24-36 Valdivia 2551 27.02 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS La Higera 155 MW 36-48 San Fernando 165 4.7 Confluencia 145 MW 36-48 San Fernando 140 3.9 Central Quilleco 70 MW 36-48 Rucue 75.73 0.47 Central de Pasada V Región 65 MW 36-48 Las Vegas 63 0.9 Central Puelo 1250 MW 5 a 7 años Reg. X 1243 11 Central Valle de las Aguas Calientes 24 MW 36-48 Reg. VIII 18.4 0.166 Central Balalita 10.94 MW 36-48 Reg. IV 17.81 0.409 Rehabilitación Coya-Pangal 25 MW 36-48 Región VI 30.1 1.34 Central de Pasada Palmucho 32 MW 36-48 Región VIII 42.6 0.2 Central Avellano 23 MW 36-48 Región X 38.8 0.8 Central Maihue 48 MW 36-48 Región X 57.2 1.1 Central Lumaco 34.5 MW 36-48 Región X 50.6 1.0 Neltume 400 MW 5 a 7 años Valdivia 428.1 2 [1] Incluye costo de inversión en equipamiento Back to Back [2] Incluye costo fijo de compra de potencia para exportación 29 Inversión Charrúa-Concepción 46.1 0.88 Cardones-Carrera Pinto 10.28 0.22 0.633

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 67 CENTRALES TERMOELÉCTRICAS Plazo estimado Zona Inversión Características de construcción Línea / Costos de PROYECTOS (meses) De conexión Central O&M Central Ciclo Combinado Campanario 405 MW 24-36 Reg VIII 213.64 2.2 Central Ciclo Abierto Campanario 120 MW 24-36 Reg VIII 70 1.4 * Central Ciclo Combinado San Isidro II 337 MW 24-36 Región V 227.74 4.55 Ciclo combinado genérica CNE 372 MW ISO 24-36 Reg. V, VI, VII, VIII y IX 242.5 3.814[1] Central Carbón 400 MW 36-42 Reg. IV, VIII y X 600 12.0 Central Carbón 200 MW 36-42 Reg. IV,V,VIII y X 330 6.6 Central Carbón 250 MW 36-42 Reg. IV,V,VIII y X 400 8.0 Central Ciclo Abierto GNL 125 MW 12-24 Reg. V y VIII, RM 27.825 0.56 Central Ciclo Combinado GNL 400 MW 24-36 Reg. V y VIII 205.76 4.12 Central Los Vientos TG, Diesel 120.8 MW 12-24 Región V - - Central Nueva Aldea III, Licor Negro 20 MW - Región VII - - Central Geotérmica CNE 300 MW 24-36 Región VII 426.1[2] 12.2 [1] Los diferentes costos de transporte se entregan en el CUADRO Nº 29 de este Anexo. [2] Incluye inversión en Exploración, Campo Geotérmico, Planta Eléctrica y Línea de Conexión CENTRALES ENERGÍA RENOVABLE NO CONVENCIONAL Plazo estimado Zona Inversión Características de construcción Línea / Costos de PROYECTOS (meses) De conexión Central O&M Central Eólica 40 12-24 Región VII 49 0.98 Central Geotérmica Chillán 97 12-24 Región VIII 162.1 3.242 Central Geotérmica Calabozo 166 36-48 Región VII 560 11.2 Cogeneración, Bosques Santa Elena 10 12-24 Región VII 13.09 0.2618 Central Hidroeléctrica La Leonera 8.7 12-24 Región X 12.8 0.256 Central Hidroeléctrica Chilcoco 9 12-24 Región X 10.87 0.2174 En el proceso de optimización se consideró aquellas alternativas de generación técnica y económicamente factibles de ser desarrolladas en el horizonte de planificación a utilizar. Similar criterio se aplicó para las instalaciones de transmisión. 14.5.4 Precio de los combustibles Los precios de los combustibles para las centrales térmicas corresponden a los informados en el punto 5.4 del cuerpo principal de este Informe. 14.5.5 Líneas de interconexión SIC-SADI Los proyectos de interconexión con Argentina, se representan como centrales virtuales, inyectando en el nudo Polpaico y Puerto Montt respectivamente, con un precio de inyección equivalente al promedio de los costos marginales de energía del mercado argentino más un recargo por pérdidas de transmisión. Sin embargo, para efecto de su representación en el modelo multinodal, para determinar los factores de penalización de energía, en ambos casos se consideró una central virtual igual al doble de la capacidad de la línea, más un consumo en la misma barra igual a la capacidad de la línea. 14.5.6 Otros antecedentes El costo de falla o de racionamiento ha sido desglosado en cuatro valores según su nivel de profundidad, conforme se indica en el ANEXO Nº 4. 14.6 Metodología

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 68 La metodología para obtener el programa de generación y transmisión óptimo se basa en determinar, para distintas alternativas de puesta en servicio de centrales térmicas y líneas de transmisión, la suma de los costos presentes de inversión, operación (fijos y variables) y falla. Para establecer el costo presente de abastecimiento de cada alternativa se ha incluido lo siguiente: Inversión en centrales y líneas de transmisión a la fecha de puesta en servicio. Valor residual de las inversiones a fines del período considerado (incluyendo los posibles años de relleno), en base a una depreciación lineal, y de acuerdo a la siguiente tabla de vida útil de las instalaciones: o Centrales gas natural :24 años o Centrales Carboneras :24 años o Centrales hidráulicas :50 años o Proyectos de interconexión y líneas de transmisión :30 años Costo fijo anual de reserva de transporte de gas de centrales de ciclo combinado por un 90% de su demanda máxima, dependiendo de su fecha de puesta en servicio y localización. Gasto fijo anual de operación y mantenimiento. Gasto variable anual, representado por los costos total de operación y falla entregado por el modelo de optimización utilizado. La determinación de la alternativa de expansión más conveniente surge de un proceso iterativo de comparación de las opciones de desarrollo y de minimizar la siguiente función objetivo: Min s / a { Inv + CO & M + C var Re sid} Restricciones de demanda Limitaciones del sistema de transmisión Restricciones de riego Potencias máximas de centrales generadoras Variabilidad hidrológica, Etc. donde: Inv :Valor actualizado de las todas las inversiones futuras a optimizar. CO&M :Valor actualizado de todos los costos de operación y mantenimiento de las nuevas instalaciones, que en caso de las centrales a gas natural incluye el costo fijo anual de transporte de gas. Los valores de CO&M anual previos a su actualización se consideran al final de cada año. Cvar :Costo de operación y falla futuro actualizado del sistema, Resid :Valor actualizado del monto residual de todas las inversiones futuras.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 69 14.7 Resultado del Programa de Obras de Generación y Transmisión CUADRO N 27: INSTALACIONES RECOMENDADAS. Fecha de entrada Obras Recomendadas de Generación Potencia Mes Año Abril 2008 Turbina Diesel Los Vilos I 125 MW Octubre 2008 Central Eolica Concepción Modulo I 20 MW Noviembre 2008 Central Eolica IV Region Modulo I 20 MW Enero 2009 Turbina Diesel VI Region 70 MW Mayo 2009 Central Desechos Forestales VIII Region 17 MW Mayo 2009 Central Eolica IV Region Modulo II 50 MW Julio 2009 Cierre Ciclo Combinado Taltal GNL (Ope.Diesel hasta Junio 2012, 307 [MW]) 360 MW Agosto 2009 Central Desechos Forestales VII Region 25 MW Octubre 2009 Central Eolica Concepción Modulo II 20 MW Diciembre 2009 Central Eolica IV Region Modulo III 20 MW Enero 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia 145 MW Marzo 2010 Turbina Diesel Polpaico 70 MW Abril 2010 Ciclo Combinado GNL Quinteros I (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2010 Central Carbón Coronel I 400 MW Enero 2011 Central Carbón Coronel II 250 MW Julio 2011 Central Carbón Pan de Azúcar I 250 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa 1 40 MW Octubre 2011 Central Geotérmica Chillan Etapa 1 25 MW Enero 2012 Ciclo Combinado GNL Quinteros II (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa 2 40 MW Octubre 2013 Central Geotérmica Chillan Etapa 2 25 MW Octubre 2013 Central Carbón Pan de Azúcar II 400 MW Junio 2014 Central Carbón I, V-Region 400 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa 3 40 MW Octubre 2015 Central Geotérmica Chillan Etapa 3 25 MW Junio 2015 Central Carbón Los Vilos I 250 MW Enero 2016 Ciclo Combinado GNL Quinteros III (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2016 Central Carbón Puerto Montt I 250 MW Enero 2017 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Abril 2017 Central Geotérmica Calabozo Etapa 4 40 MW Abril 2017 Central Geotérmica Chillan Etapa 4 25 MW Febrero 2018 Ciclo Combinado GNL I VI-Region (Fuego Adicional Incluidio) 385 MW Julio 2018 Central Carbón Puerto Montt II 400 MW 14.7.1 Obras recomendadas de Transmisión Troncal Se incorporaron al estudio de plan de obras de generación transmisión las obras de transmisión troncal contenidas en el Informe Final del Estudio de Transmisión Troncal, elaborado por el consorcio Synex-Cesi-Electronet.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 70 CUADRO N 28: INSTALACIONES EN CONSTRUCCIÓN. Fecha de entrada Obras en Construcción de Generación Potencia Mes Año Noviembre 2007 Central Eolica Canela 18,15 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 MW Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 MW Enero 2008 Central Diesel Olivos 96 MW Febrero 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Diesel capacidad final) 350 MW Abril 2008 Turbina Diesel Campanario II 55 MW Abril 2008 Central Hidroeléctrica Puclaro 5,6 MW Mayo 2008 Central Diesel Cenizas 17,1 MW Mayo 2008 Central Hidroeléctrica Ojos de Agua 9 MW Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155 MW Octubre 2008 Turbina Diesel Cardones 01 141 MW Diciembre 2008 Central Hidroeléctrica Lircay 19,04 MW Abril 2009 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. GNL capacidad final) 358 MW Abril 2009 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. final) 377 MW Octubre 2009 Central Carbón Guacolda III 135 MW Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas 242 MW Julio 2010 Central Carbón Bocamina II 342 MW Fecha de entrada Obras en Construcción de Transmisión Potencia Mes Año Septiembre 2007 Ampliación Itahue-San Fernando 154 kv 198 MVA Abril 2008 Ampliación Subestación Charrúa - Junio 2008 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kv a 500 kv 390 MVA Junio 2008 Línea Ancoa-Rodeo-Polpaico 500 kv Final: 1400 MVA Julio 2008 Nueva Línea Charrúa-Cautín 220 kv 2x500 MVA Noviembre 2008 Nueva Línea El Rodeo - Chena 220 kv 260 MVA

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 71 15 ANEXO Nº 6: CÁLCULO DE LOS FACTORES DE PENALIZACIÓN DEL SIC, SEPTIEMBRE de 2007 15.1 Introducción Según lo establecido en el DFL Nº 4/2006, la Comisión debe determinar semestralmente el Precio de Nudo de la Energía y la Potencia para los sistemas cuyo tamaño sea igual o superior a 200 MW de capacidad instalada. Asimismo, la Comisión debe calcular los Factores de Penalización de Energía y Potencia, los cuales deben ser utilizados para determinar los precios regulados en cada una de las subestaciones de los respectivos sistemas eléctricos, a partir de los precios básicos de nudo de energía y potencia. En virtud de lo anterior, y con motivo de la fijación de precio de nudo correspondiente a Octubre de 2007 en su Informe Técnico Preliminar la Comisión actualizó los Factores de Penalización vigentes en el Sistema Interconectado Central (SIC). 15.2 Bases Generales del Cálculo de Factores de Penalización Los factores de penalización reflejan la forma en que las pérdidas marginales se distribuyen en la red eléctrica, y por lo tanto son un índice de costos asociado a la generación eléctrica. En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000. Para efectos de modelar la demanda se considera lo siguiente: En las diferentes barras del sistema, se modeló la demanda considerando dos componentes, una de carácter residencial y otra industrial; Se utilizó curvas de comportamiento de la demanda para las distintas barras del sistema según tipo de consumo (industrial o vegetativo). Por otra parte, el flujo en las líneas se representó mediante una aproximación lineal de 3 tramos, permitiendo así una mejor representación de los flujos y determinación de pérdidas. Adicionalmente, para los tramos troncales se representó el flujo mediante una aproximación lineal de 5 tramos.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 72 Los Factores de Penalización de Energía del SIC se determinaron a partir de la relación de precios de nudo por barra para un período de 48 meses, calculados según la expresión del punto 6.1, y la barra de referencia elegida (Quillota 220 kv). Estos precios fueron calculados utilizando los costos marginales y las demandas de energía entregadas en el presente Anexo en los CUADRO N 29 a CUADRO N 32. En el caso particular de los Factores de Penalización de la Potencia, éstos fueron determinados utilizando los resultados para el bloque de demanda máxima de cada uno de los primeros cuatro años de planificación en cada subsistema. Tanto los precios de combustibles, crecimiento de las ventas y consideraciones operacionales del SIC utilizados, se entregan en el cuerpo del Informe Técnico Definitivo.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 73 CUADRO N 29: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [US$/MWh] MES BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Diego de Almagro 220 142.831 136.120 183.278 113.284 108.968 104.138 84.505 83.116 96.182 148.712 188.943 157.425 152.777 180.485 192.106 181.267 181.456 182.282 171.461 168.079 168.656 175.670 181.289 196.622 Carrera Pinto 220 141.955 135.228 184.715 111.625 108.223 102.687 84.825 83.516 96.773 148.583 188.779 159.354 153.795 178.223 193.634 178.617 180.574 181.419 166.171 165.264 165.829 171.268 177.618 190.723 Cardones 220 141.082 132.914 184.019 109.726 106.419 101.140 84.293 83.146 96.595 147.118 187.058 159.313 152.921 175.504 194.865 175.998 177.595 178.363 161.281 160.764 161.361 166.665 172.620 184.775 Maitencillo 220 133.060 123.654 173.531 101.687 98.586 93.253 78.504 77.322 90.778 137.573 173.297 150.610 144.061 145.968 183.605 134.185 126.423 120.626 113.475 116.601 150.937 158.727 165.255 175.963 Pan de Azucar 220 131.193 121.377 164.039 98.494 95.650 90.495 77.658 76.738 90.349 134.327 169.611 149.752 141.829 141.271 173.302 128.254 122.511 116.869 110.651 114.020 147.021 155.633 163.256 173.563 Los Vilos 220 123.723 114.160 146.772 90.947 90.062 83.737 72.827 72.292 85.237 124.797 154.715 141.726 133.000 130.093 154.789 116.019 112.858 107.342 100.250 103.774 133.266 142.777 151.545 160.264 Quillota 220 119.506 108.967 100.026 86.800 86.071 80.082 70.178 69.331 81.694 118.530 140.706 136.065 129.054 123.940 118.077 110.330 107.106 101.793 95.314 90.013 101.303 127.165 144.311 153.722 Polpaico 220 120.907 110.292 100.636 87.361 86.742 80.752 70.639 69.555 82.155 119.332 141.825 145.797 135.953 128.852 118.992 112.162 108.231 102.725 96.319 90.302 101.767 128.312 146.523 161.500 Cerro Navia 220 122.357 111.075 100.898 87.513 87.206 79.974 71.379 70.152 82.620 120.453 143.285 147.508 137.502 130.227 120.375 113.503 109.507 106.648 98.504 91.596 103.242 130.414 149.337 164.424 Alto Jahuel 220 120.890 109.597 99.150 85.982 85.890 77.248 70.198 68.834 81.015 118.649 141.252 146.157 136.390 128.907 119.141 112.486 108.354 104.270 96.793 90.050 101.522 128.983 147.867 163.312 Rancagua 154 125.645 113.160 101.102 88.073 87.855 78.155 71.903 70.189 83.020 121.713 146.410 152.173 141.886 133.414 123.181 116.313 111.637 106.783 98.193 90.939 102.875 130.309 151.358 169.052 San Fernando 154 123.773 110.345 96.464 84.586 84.459 74.410 69.390 67.682 80.381 119.094 143.310 149.457 139.559 130.072 119.466 112.828 108.135 103.458 93.135 85.602 96.758 122.832 143.258 161.796 Itahue 154 118.066 105.765 90.458 80.153 80.169 71.099 66.878 65.085 77.258 115.513 137.876 143.765 134.544 126.145 115.282 109.139 104.596 100.048 92.549 85.920 97.042 124.238 143.111 159.313 Parral 154 120.058 106.875 89.765 79.484 80.203 70.926 67.228 65.619 78.168 117.183 138.887 145.456 136.285 127.797 115.815 108.399 104.831 98.747 93.757 87.864 99.184 127.405 145.875 161.830 Ancoa 220 118.465 105.754 89.378 79.450 79.738 70.307 66.707 64.941 77.186 115.887 137.828 143.594 134.468 126.126 115.278 109.099 104.684 100.083 93.063 86.721 97.855 125.543 143.760 159.519 Charrua 220 117.398 104.499 87.820 77.703 78.398 69.110 65.780 64.114 76.259 114.548 135.862 142.140 133.332 125.009 113.257 106.049 102.529 96.525 91.733 85.959 96.999 124.671 142.685 158.339 Concepcion 220 122.438 108.942 91.657 80.983 81.692 71.630 68.598 66.805 79.218 119.377 141.756 148.045 139.145 130.434 118.107 110.689 106.940 100.601 95.744 89.716 101.193 129.933 148.754 165.143 San Vicente 154 123.108 109.588 92.203 81.459 82.156 71.922 69.149 67.179 79.591 120.058 142.605 148.868 139.984 131.196 118.806 111.363 107.581 101.145 96.815 90.262 101.756 131.286 150.194 166.474 Temuco 220 121.021 107.181 91.372 80.960 81.507 74.318 82.325 84.095 143.441 126.313 144.423 148.564 137.796 128.547 117.621 107.466 104.013 98.324 94.048 88.340 99.658 126.655 144.490 160.722 Valdivia 220 119.493 104.913 90.374 80.348 81.134 74.738 83.861 86.160 144.660 124.713 142.473 147.256 135.914 126.563 116.286 106.561 104.065 99.135 96.034 90.791 101.650 126.012 142.889 158.780 Barro Blanco 220 119.020 104.475 90.665 80.712 81.385 75.372 85.529 88.455 146.662 124.821 143.014 147.423 135.545 126.176 116.298 106.985 104.578 100.356 97.976 93.210 104.206 126.918 144.385 159.668 Puerto Montt 220 117.863 103.577 90.633 80.877 81.812 76.391 86.963 90.541 147.918 124.303 141.590 146.306 134.361 125.255 116.062 107.576 105.380 101.941 99.684 95.479 106.316 126.905 143.132 158.469 BARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 Diego de Almagro 220 193.579 194.950 235.321 128.747 127.367 126.773 105.369 107.560 120.512 114.101 126.363 124.711 124.312 118.766 132.642 110.462 114.776 94.934 85.320 81.530 86.128 93.730 113.175 117.473 Carrera Pinto 220 187.488 188.580 228.620 131.113 129.484 128.519 104.489 106.571 120.150 114.249 129.119 126.564 126.235 119.964 136.485 109.066 112.968 93.796 83.723 80.029 84.573 92.070 112.624 117.599 Cardones 220 181.641 180.629 221.490 132.701 131.035 129.106 102.875 104.787 118.942 113.919 131.040 127.904 127.326 120.665 140.044 106.493 110.128 91.826 81.511 77.854 82.245 89.546 111.170 116.786 Maitencillo 220 173.806 170.976 212.926 128.094 126.138 123.588 96.999 98.629 112.518 108.347 126.557 123.005 122.362 115.546 135.630 100.269 103.524 85.951 76.146 72.684 76.722 83.534 104.591 110.252 Pan de Azucar 220 170.683 165.676 200.404 126.836 124.918 121.004 97.208 98.793 113.477 110.810 131.935 127.923 127.957 120.038 132.857 99.616 102.839 84.480 73.878 70.634 74.348 81.018 103.386 110.788 Los Vilos 220 157.253 151.546 172.676 119.615 118.220 112.532 91.724 92.939 107.539 106.407 128.776 124.888 126.969 118.300 107.353 94.048 96.246 79.073 68.954 65.763 69.177 75.427 97.428 106.180 Quillota 220 149.990 138.309 127.284 107.333 105.347 94.152 88.693 86.501 96.332 102.982 125.764 122.694 115.932 105.893 102.806 83.792 86.011 73.431 65.091 62.764 65.822 71.707 92.495 99.485 Polpaico 220 155.438 146.424 128.518 113.068 110.031 97.549 92.035 87.867 100.368 110.464 141.463 151.769 126.795 118.388 104.758 92.455 94.290 76.801 66.669 63.493 66.517 72.590 93.807 103.952 Cerro Navia 220 157.849 148.584 130.067 114.207 111.332 99.135 93.548 89.431 102.016 112.322 143.651 153.040 129.042 120.276 106.684 93.644 95.632 78.357 67.979 64.753 67.823 74.079 95.951 106.084 Alto Jahuel 220 157.090 147.811 129.200 113.456 110.452 98.099 92.365 88.250 100.751 111.146 142.236 151.873 128.574 119.795 106.125 93.233 95.096 77.668 67.031 63.743 66.812 73.230 94.899 105.188 Rancagua 154 162.763 152.704 133.303 117.099 113.383 100.168 94.113 89.393 102.355 110.880 143.810 156.765 133.632 123.751 109.553 96.235 97.720 79.212 67.751 63.705 66.919 73.155 96.305 109.030 San Fernando 154 157.413 147.345 127.910 112.268 108.560 95.728 89.203 84.207 96.332 103.463 134.325 148.208 128.466 118.316 104.235 91.651 93.014 75.004 63.581 59.355 62.180 68.080 89.563 102.439 Itahue 154 153.961 144.532 125.249 110.083 106.482 94.348 88.516 84.300 96.476 106.919 137.270 148.149 126.717 117.612 102.953 90.820 92.419 74.779 64.011 60.626 63.585 70.140 91.094 101.798 Parral 154 157.193 147.259 126.962 111.354 106.920 95.444 90.525 86.453 99.061 110.479 141.161 151.857 130.146 120.453 105.204 92.682 93.885 76.563 65.495 62.384 65.395 72.169 92.564 103.248 Ancoa 220 154.331 144.796 125.546 110.369 106.956 94.858 89.170 85.099 97.502 108.350 138.654 149.083 127.147 117.854 103.310 91.046 92.642 75.210 64.503 61.307 64.291 70.979 91.681 102.026 Charrua 220 153.805 144.075 124.209 108.951 104.601 93.274 88.446 84.577 96.898 108.067 138.029 148.512 127.306 117.682 102.749 90.541 91.736 74.644 63.847 60.839 63.769 70.362 90.243 100.758 Concepcion 220 160.397 150.246 129.613 113.575 109.184 97.207 92.844 88.261 101.167 112.609 143.926 154.826 131.879 123.268 107.643 94.838 95.926 76.830 65.725 62.436 65.496 72.282 92.749 102.534 San Vicente 154 161.749 151.520 130.446 114.694 109.806 97.716 93.893 88.817 101.719 113.913 145.320 156.183 135.099 126.194 110.158 97.069 98.183 77.704 66.451 63.017 66.002 72.625 93.181 103.217 Temuco 220 155.647 145.393 125.399 110.631 106.094 95.110 91.134 87.366 100.184 110.302 140.695 151.177 129.787 119.296 104.671 92.042 93.080 76.332 66.183 63.362 66.537 72.624 92.647 103.006 Valdivia 220 153.298 142.247 123.209 109.757 105.442 96.467 94.218 90.407 103.297 110.915 140.785 151.110 129.645 118.096 104.391 92.090 92.921 77.633 68.869 66.876 69.937 75.310 94.492 104.711 Barro Blanco 220 154.046 142.076 123.266 110.184 105.705 97.729 96.599 93.086 106.329 112.569 143.138 152.666 131.040 118.444 104.959 92.577 93.172 78.637 70.833 69.444 72.509 77.300 96.022 105.960 Puerto Montt 220 153.206 140.901 122.954 110.489 106.066 99.407 98.576 95.336 108.644 113.071 143.161 151.513 130.615 117.688 105.030 93.017 93.318 79.663 72.516 71.633 74.537 78.500 95.710 105.200

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 74 CUADRO N 30: COSTOS MARGINALES BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE DEMANDA MÁXIMA [US$/MWh] MES BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Diego de Almagro 220 168.053 152.946 183.739 161.536 160.675 118.212 133.658 125.922 158.539 189.580 222.649 184.008 168.979 184.078 194.797 183.434 184.007 182.317 185.614 172.330 171.892 184.653 203.790 242.447 Carrera Pinto 220 167.810 152.376 185.288 159.389 160.070 117.823 134.799 127.509 160.443 191.866 225.858 187.810 170.567 183.252 196.572 182.883 183.580 181.640 180.157 169.702 169.329 182.598 202.813 236.437 Cardones 220 167.195 150.332 185.118 156.944 157.697 116.142 134.532 127.930 160.917 192.296 228.205 190.204 170.070 181.694 198.004 180.759 180.937 179.188 175.055 165.485 165.026 178.668 201.561 230.310 Maitencillo 220 158.182 140.550 175.881 146.444 147.112 108.454 127.292 121.553 152.989 180.083 215.626 181.592 161.094 169.908 186.849 168.670 168.866 166.563 163.436 155.715 156.069 172.802 195.460 221.394 Pan de Azucar 220 156.899 138.770 168.897 141.969 143.056 105.522 125.957 121.925 153.008 177.086 216.403 183.799 159.969 166.402 179.064 163.563 163.712 160.757 159.183 153.780 155.290 171.849 198.427 221.732 Los Vilos 220 144.980 128.521 151.445 131.079 131.962 97.485 116.026 113.785 142.288 160.787 199.794 174.550 148.204 152.779 160.399 148.018 147.723 144.209 143.159 140.321 141.053 156.287 184.247 205.651 Quillota 220 137.819 122.060 124.121 123.992 124.751 92.202 109.936 108.622 135.077 141.744 186.046 167.766 143.157 142.554 136.716 133.043 133.499 122.211 128.353 129.863 130.990 143.094 177.371 199.268 Polpaico 220 139.588 123.258 124.974 124.782 125.714 92.793 110.771 109.132 136.021 142.593 187.662 174.710 154.378 153.820 138.099 136.950 134.556 122.565 129.038 130.344 131.767 144.357 179.807 205.713 Cerro Navia 220 141.510 124.764 126.065 125.803 126.883 93.799 112.144 110.157 137.534 144.058 189.967 177.706 156.790 155.935 141.884 142.648 145.423 137.471 137.737 134.029 140.836 151.778 189.965 211.804 Alto Jahuel 220 139.300 122.677 123.819 123.621 124.666 91.860 109.742 107.805 134.780 141.116 186.309 175.065 154.469 153.620 139.557 139.800 140.548 130.197 132.454 129.530 134.844 147.594 185.260 208.878 Rancagua 154 145.379 126.467 123.837 122.897 122.884 92.584 109.879 106.557 133.548 144.402 193.846 182.868 160.935 158.808 144.877 145.303 144.730 133.276 134.923 131.022 137.052 149.901 190.183 215.155 San Fernando 154 143.184 122.629 113.815 111.423 111.214 87.156 101.928 98.152 122.639 139.464 189.640 179.715 157.913 153.814 139.681 139.881 139.228 127.689 127.188 122.922 128.188 140.479 179.548 206.757 Itahue 154 134.955 116.219 102.335 99.057 99.119 82.406 94.437 90.232 112.083 133.152 180.593 171.581 151.229 148.041 133.851 133.925 133.315 122.144 125.022 121.838 126.765 140.260 177.578 202.615 Parral 154 136.749 116.889 98.503 94.100 93.373 81.296 91.782 86.973 107.281 133.297 185.335 173.282 153.673 149.690 132.532 129.541 126.627 118.298 123.882 121.709 126.264 142.554 183.872 206.052 Ancoa 220 135.200 115.931 98.504 94.323 94.271 81.141 91.530 87.015 107.565 132.582 180.565 171.264 151.249 147.826 133.939 133.806 133.156 122.001 125.169 122.212 126.908 140.751 177.787 202.859 Charrua 220 133.656 114.264 96.243 92.016 91.339 79.525 89.522 85.024 104.880 130.272 176.997 169.347 150.232 146.297 129.509 126.488 123.759 115.614 120.804 118.943 123.388 139.106 175.196 201.464 Concepcion 220 139.502 119.255 100.684 96.061 95.346 83.012 95.179 88.765 109.513 135.976 185.200 176.691 156.803 152.701 135.220 133.341 129.180 120.675 128.522 124.144 128.811 147.166 184.920 210.215 San Vicente 154 140.361 119.997 101.257 96.655 95.929 83.508 96.009 89.304 110.149 136.829 186.210 177.728 157.753 153.636 136.069 133.756 129.959 121.413 130.086 124.917 129.612 148.643 186.463 211.725 Temuco 220 143.369 120.765 101.553 98.234 97.779 90.830 106.041 109.078 172.202 151.557 191.558 179.846 159.513 153.979 135.970 128.402 126.176 117.815 124.780 122.852 127.624 141.969 179.211 205.158 Valdivia 220 142.998 119.337 100.903 97.852 97.673 91.432 108.104 111.997 170.228 148.569 186.070 178.443 157.699 151.048 134.095 127.113 125.458 118.007 127.216 126.818 131.431 142.592 178.235 203.935 Barro Blanco 220 143.459 119.503 100.613 97.670 97.914 91.810 109.370 114.725 173.430 149.268 187.172 178.972 158.370 151.664 134.374 127.634 126.213 119.245 129.538 130.199 134.704 144.009 180.610 205.167 Puerto Montt 220 142.478 118.218 100.242 97.511 98.160 92.159 110.402 117.300 176.647 147.118 184.082 177.057 156.821 150.200 134.389 128.059 126.961 120.488 131.471 133.534 137.836 144.450 180.832 205.047 MES BARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 Diego de Almagro 220 230.996 223.218 251.049 130.467 131.801 129.089 127.796 126.944 128.081 131.401 137.399 131.664 133.087 127.767 140.501 134.914 142.520 126.792 107.569 99.524 110.425 116.651 132.054 129.405 Carrera Pinto 220 225.160 217.278 244.199 134.756 136.532 132.859 129.768 128.665 131.450 134.801 142.949 137.789 138.255 131.090 145.435 133.876 141.634 125.890 106.118 97.945 109.540 115.989 134.897 131.412 Cardones 220 218.126 209.268 236.980 137.970 140.114 135.195 131.229 129.578 133.733 137.560 148.096 142.475 141.965 133.743 150.084 131.359 139.824 123.996 103.910 95.547 107.874 114.332 136.248 132.681 Maitencillo 220 210.560 200.353 228.403 134.191 136.366 130.693 126.645 124.617 129.551 132.826 144.322 139.500 138.620 129.796 148.228 125.310 132.549 117.189 97.475 89.545 101.567 107.639 130.630 127.288 Pan de Azucar 220 210.584 198.794 216.006 135.803 139.021 131.307 131.202 133.432 137.104 138.741 153.011 148.540 154.108 145.502 149.360 126.898 138.543 120.717 95.375 87.591 100.324 105.600 133.692 132.842 Los Vilos 220 196.274 183.524 187.581 128.947 132.951 123.185 126.399 128.223 133.063 133.689 149.689 148.191 156.214 146.782 132.406 121.702 125.118 113.834 88.909 81.524 93.480 97.632 127.581 128.852 Quillota 220 190.393 173.757 153.279 123.515 129.394 109.924 120.698 120.815 128.565 129.943 148.589 147.091 137.630 122.018 126.065 104.871 113.751 92.348 83.879 76.920 88.447 88.083 121.023 122.401 Polpaico 220 193.666 183.941 154.854 140.455 140.722 117.054 126.927 122.029 132.206 138.877 176.021 208.452 159.633 149.510 131.678 121.161 123.864 97.736 85.043 77.905 89.532 89.273 122.944 127.260 Cerro Navia 220 198.389 192.075 159.899 142.257 143.208 119.418 129.669 124.974 135.379 141.933 178.836 209.735 162.747 151.937 134.785 123.123 126.426 100.136 87.349 80.152 92.053 91.709 126.334 130.693 Alto Jahuel 220 195.971 188.326 157.198 140.634 141.454 117.547 127.723 122.853 133.103 139.821 176.633 207.242 161.132 150.658 133.353 121.988 125.153 98.714 85.900 78.716 90.360 90.143 124.470 128.860 Rancagua 154 203.099 194.275 162.668 145.722 145.404 120.392 131.023 124.844 136.203 139.998 179.045 212.173 167.401 155.668 137.920 126.336 128.384 100.620 86.864 78.851 91.053 90.611 126.669 132.876 San Fernando 154 197.066 186.773 155.568 139.126 138.823 114.409 123.962 117.568 127.986 130.031 167.049 200.585 160.223 148.039 130.633 119.634 121.171 94.542 81.069 73.251 84.356 84.000 117.717 124.619 Itahue 154 191.068 182.577 150.955 135.293 135.097 111.918 121.903 116.503 126.559 133.160 169.966 201.740 157.897 147.232 128.952 118.119 119.912 94.286 81.633 74.232 85.273 85.445 119.130 124.157 Parral 154 195.223 185.783 153.106 136.252 133.992 113.712 124.059 118.481 128.381 140.117 181.831 207.242 162.929 151.432 131.812 120.494 121.122 96.042 82.469 75.239 83.797 86.895 123.478 124.146 Ancoa 220 191.267 182.613 151.334 135.597 135.586 112.642 122.443 117.218 127.167 134.614 171.307 203.199 158.476 147.805 129.353 118.471 120.468 94.818 82.114 74.894 85.887 85.950 119.428 124.292 Charrua 220 190.873 181.526 149.478 133.010 130.961 111.128 120.967 115.776 125.439 133.494 170.155 202.514 159.111 147.837 128.646 117.634 118.256 93.860 80.569 73.267 81.600 82.504 114.625 120.973 Concepcion 220 199.603 190.502 157.394 140.427 136.716 116.010 128.746 121.028 131.087 140.969 180.376 212.052 167.330 155.577 135.500 123.924 124.299 97.110 83.199 75.380 83.971 84.777 117.799 124.314 San Vicente 154 200.992 191.933 158.738 141.725 137.525 116.698 130.280 121.816 131.823 142.558 182.279 213.553 171.195 159.185 138.636 126.814 127.158 98.715 84.333 76.229 84.860 85.173 118.350 124.893 Temuco 220 194.047 184.012 151.693 135.333 133.349 114.276 125.195 119.766 130.140 137.265 174.509 207.020 162.846 151.349 131.136 120.458 121.288 96.618 83.928 76.927 85.731 86.065 118.675 124.889 Valdivia 220 192.938 180.575 148.570 134.404 133.029 116.340 127.582 124.091 134.534 138.005 174.477 206.541 162.622 150.424 129.843 119.579 121.595 97.606 87.260 81.511 90.030 89.273 120.489 127.379 Barro Blanco 220 193.944 181.048 148.678 134.767 133.672 118.284 130.554 127.678 138.359 139.793 178.432 208.066 163.681 151.047 129.978 119.804 121.887 98.450 89.781 85.020 93.869 91.828 123.583 129.932 Puerto Montt 220 193.695 180.569 148.222 134.870 134.410 120.059 132.679 130.886 141.957 140.776 179.228 208.005 164.069 151.160 130.219 120.145 122.418 99.353 91.115 88.026 96.719 93.583 124.494 131.330

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 75 CUADRO N 31: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE VALLE [GWh] MES BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Diego de Almagro 220 57.425 44.427 42.084 42.135 45.584 47.207 71.648 69.106 70.186 50.076 60.821 42.003 41.554 46.816 44.344 44.384 47.990 49.737 75.495 72.851 74.017 53.786 65.301 45.090 Carrera Pinto 220 12.549 8.690 8.727 1.000 9.416 9.379 12.949 12.690 12.818 10.215 12.813 9.797 9.681 9.601 9.641 9.290 10.403 10.362 14.307 14.020 14.161 10.994 13.790 10.544 Cardones 220 117.020 85.734 79.025 74.686 87.901 95.670 148.386 144.439 148.733 110.352 133.485 100.700 93.091 97.757 90.036 85.502 99.970 108.468 167.724 163.194 168.048 117.960 142.700 107.665 Maitencillo 220 38.548 27.375 26.044 22.844 29.788 29.068 46.913 43.943 46.696 36.082 44.556 31.645 29.359 30.862 29.341 25.779 33.472 32.717 52.819 49.493 52.577 39.940 49.469 35.023 Pan de Azucar 220 69.708 44.886 41.657 38.803 42.082 45.768 81.886 83.537 90.703 60.299 77.686 53.624 48.616 47.876 44.430 41.406 44.900 48.841 87.387 89.165 96.852 64.238 82.739 57.154 Los Vilos 220 19.109 11.511 10.111 9.345 10.512 12.156 21.067 22.015 24.480 17.558 22.218 14.599 13.145 12.063 10.584 9.775 11.006 12.746 22.110 23.125 25.730 18.495 23.406 15.360 Quillota 220 299.125 197.697 193.012 186.916 203.509 214.940 343.179 337.764 363.045 248.416 314.793 218.686 210.125 211.584 206.856 200.306 218.250 230.615 367.317 361.928 389.142 261.601 331.526 230.240 Polpaico 220 156.913 106.029 99.012 91.223 107.981 112.417 173.341 173.257 180.904 127.783 165.236 115.528 115.933 114.324 106.935 98.489 116.483 121.433 186.992 186.957 195.445 136.905 177.130 123.744 Cerro Navia 220 541.420 356.029 327.059 317.844 356.928 356.453 631.986 632.580 668.412 450.849 558.773 393.172 363.169 379.995 349.093 339.248 380.965 380.588 674.799 675.371 714.063 478.832 593.330 417.398 Alto Jahuel 220 567.047 395.592 368.588 353.377 393.437 397.257 650.161 634.647 658.972 443.600 554.697 402.526 386.060 417.901 389.350 373.338 415.587 419.442 687.253 670.891 696.702 483.196 603.581 438.435 Rancagua 154 73.232 48.892 44.702 41.476 42.209 40.633 70.240 71.184 83.073 52.828 78.278 59.403 52.406 52.421 47.968 44.492 45.174 43.503 75.268 76.386 89.183 56.393 83.525 63.374 San Fernando 154 42.955 19.852 18.490 17.020 18.344 17.572 32.011 34.185 40.228 26.379 43.697 34.286 29.877 21.152 19.704 18.140 19.544 18.724 34.120 36.434 42.879 28.130 46.575 36.544 Itahue 154 91.277 55.190 50.772 52.041 57.684 58.180 96.044 96.288 102.126 65.238 97.926 75.770 65.889 58.217 53.490 54.793 60.730 61.229 101.121 101.413 107.608 69.675 104.502 80.843 Parral 154 74.018 46.892 44.639 43.109 44.422 44.215 78.763 78.198 90.070 59.581 83.364 57.167 49.947 49.707 47.359 45.736 47.129 46.912 83.595 82.960 95.532 63.273 88.402 60.596 Ancoa 220 0.172 0.134 0.127 0.119 0.126 0.130 0.187 0.182 0.200 0.160 0.192 0.139 0.133 0.143 0.136 0.127 0.135 0.139 0.199 0.193 0.214 0.171 0.204 0.148 Charrua 220 225.704 162.760 139.166 139.777 153.602 156.691 254.162 266.923 245.958 187.452 228.544 164.646 161.726 171.347 146.540 147.242 161.739 164.994 267.797 280.854 259.238 200.548 244.306 176.045 Concepcion 220 65.506 45.316 43.667 43.318 46.537 46.804 80.586 75.446 78.724 51.160 65.141 45.497 44.897 48.290 46.534 46.152 49.610 49.899 85.846 80.401 83.853 54.349 69.189 48.336 San Vicente 154 139.254 96.719 88.100 88.256 95.798 96.630 158.516 146.789 155.920 118.212 138.530 104.219 102.448 104.015 94.641 94.830 102.870 103.927 170.053 157.539 167.529 129.009 150.606 113.760 Temuco 220 72.408 49.766 46.734 45.906 48.086 49.316 85.777 77.317 87.320 55.905 71.312 49.148 49.360 52.641 49.435 48.570 50.869 52.162 90.760 81.790 92.409 59.371 75.707 52.192 Valdivia 220 38.928 27.012 25.587 24.980 28.199 28.563 46.719 42.807 43.124 28.697 38.925 26.750 26.733 28.546 27.023 26.408 29.799 30.189 49.317 45.234 45.563 30.381 41.190 28.309 Barro Blanco 220 25.901 19.366 18.386 17.936 19.272 19.956 33.698 32.377 33.593 20.053 25.564 17.212 17.460 20.207 19.199 18.732 20.121 20.833 35.166 33.760 35.021 20.929 26.674 17.968 Puerto Montt 220 60.230 39.675 36.508 35.720 41.012 40.992 75.926 74.463 75.986 47.391 60.315 42.750 40.807 42.125 38.770 37.930 43.535 43.499 80.532 78.948 80.550 50.316 64.066 45.431 MES BARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 Diego de Almagro 220 44.597 50.259 47.601 47.647 51.506 53.384 81.031 78.198 79.445 57.877 70.239 48.492 47.949 54.054 51.190 51.242 55.380 57.403 87.132 84.088 85.425 62.398 75.695 52.251 Carrera Pinto 220 10.419 10.333 10.377 9.998 11.196 11.152 15.397 15.089 15.241 11.853 14.867 11.368 11.233 11.140 11.187 10.780 12.070 12.024 16.601 16.268 16.432 12.804 16.059 12.280 Cardones 220 99.680 104.661 96.389 91.502 107.003 116.063 179.182 174.315 179.410 126.324 152.832 115.326 106.934 112.263 103.385 98.106 114.746 124.421 191.775 186.535 191.889 135.545 164.005 123.775 Maitencillo 220 32.548 34.202 32.487 28.625 36.971 36.201 58.455 54.806 58.175 43.072 53.347 37.737 35.065 36.844 35.008 30.792 39.850 39.015 62.978 59.023 62.657 46.538 57.640 40.741 Pan de Azucar 220 51.835 51.039 47.367 44.160 47.878 52.086 93.203 95.109 103.344 68.568 88.264 61.046 55.391 54.537 50.609 47.204 51.180 55.674 99.611 101.649 110.462 73.405 94.459 65.399 Los Vilos 220 13.816 12.655 11.096 10.239 11.540 13.382 23.233 24.319 27.076 19.492 24.668 16.168 14.527 13.282 11.639 10.732 12.106 14.057 24.424 25.587 28.506 20.550 26.009 17.027 Quillota 220 221.231 222.659 217.847 210.944 229.929 242.701 386.377 381.032 409.818 279.304 353.981 245.772 236.171 237.580 232.493 225.071 245.446 259.291 412.591 406.185 437.624 295.817 374.795 260.288 Polpaico 220 124.155 122.406 114.568 105.454 124.660 130.043 200.263 200.210 209.496 147.109 190.441 132.942 133.372 131.472 123.104 113.260 133.849 139.692 215.176 215.071 225.195 158.406 205.125 143.128 Cerro Navia 220 385.614 403.501 370.689 360.252 404.569 404.344 716.831 717.233 758.756 508.131 629.538 442.758 409.094 427.998 393.169 382.107 429.089 429.001 760.461 760.869 805.266 540.586 669.670 470.905 Alto Jahuel 220 420.831 455.777 424.216 406.607 452.681 457.461 746.670 729.516 757.896 517.911 646.802 469.789 451.023 488.240 454.342 435.526 484.680 489.974 799.507 781.270 812.118 553.973 691.724 502.530 Rancagua 154 55.927 55.972 51.249 47.528 48.247 46.471 80.387 81.584 95.312 60.258 89.212 67.682 59.744 59.829 54.810 50.824 51.578 49.689 85.936 87.229 101.957 64.448 95.376 72.357 San Fernando 154 31.845 22.549 21.007 19.343 20.833 19.961 36.384 38.844 45.723 30.009 49.662 38.962 33.954 24.048 22.404 20.634 22.215 21.286 38.810 41.427 48.772 32.023 52.969 41.552 Itahue 154 70.301 62.094 57.124 58.531 64.879 65.449 108.075 108.361 114.921 74.495 111.639 86.351 75.091 66.299 61.076 62.596 69.391 70.042 115.643 115.918 122.867 79.693 119.335 92.295 Parral 154 53.010 52.776 50.332 48.603 50.087 49.857 88.855 88.136 101.445 67.222 93.787 64.261 56.284 56.058 53.512 51.671 53.250 53.005 94.481 93.669 107.764 71.479 99.624 68.244 Ancoa 220 0.142 0.152 0.144 0.135 0.143 0.148 0.212 0.206 0.227 0.182 0.217 0.157 0.151 0.162 0.154 0.144 0.153 0.157 0.225 0.219 0.242 0.194 0.232 0.168 Charrua 220 172.957 183.223 156.654 157.455 172.933 176.485 286.410 300.497 277.206 214.746 261.382 188.403 185.140 196.110 167.624 168.530 185.078 188.955 306.599 321.839 296.679 230.333 280.128 201.959 Concepcion 220 47.696 51.284 49.418 49.006 52.694 53.003 91.148 85.387 89.032 57.800 73.565 51.406 50.723 54.521 52.537 52.091 56.030 56.359 96.878 90.776 94.627 61.535 78.299 54.729 San Vicente 154 111.871 113.613 103.321 103.481 112.388 113.709 185.506 171.938 183.114 140.373 163.353 123.736 121.743 123.616 112.390 112.492 122.303 123.921 201.676 187.017 199.454 153.125 177.621 134.928 Temuco 220 52.417 55.901 52.493 51.573 54.017 55.387 96.367 86.827 98.097 63.016 80.322 55.391 55.630 59.326 55.703 54.726 57.323 58.776 102.251 92.113 104.062 66.894 85.223 58.793 Valdivia 220 28.281 30.204 28.578 27.948 31.528 31.951 52.167 47.892 48.235 32.051 43.443 29.852 29.815 31.850 30.129 29.476 33.246 33.701 55.006 50.530 50.892 33.850 45.865 31.518 Barro Blanco 220 18.220 21.105 20.063 19.579 21.025 21.767 36.740 35.250 36.562 21.835 27.824 18.752 19.009 22.037 20.959 20.457 21.963 22.736 38.370 36.796 38.160 22.792 29.039 19.577 Puerto Montt 220 43.372 44.788 41.226 40.330 46.282 46.233 85.570 83.869 85.563 53.443 68.074 48.299 46.115 47.636 43.852 42.897 49.219 49.156 90.957 89.129 90.923 56.827 72.407 51.393 CUADRO N 32: DEMANDA DE ENERGÍA EN BARRAS TRONCALES EN BLOQUE DE EMANDA MÁXIMA [GWh]

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 76 MES BARRA TRONCAL 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Diego de Almagro 220 8.955 30.381 31.287 34.907 29.922 25.729 4.363 4.494 4.625 24.426 9.137 28.723 28.416 32.015 32.967 36.771 31.501 27.107 4.597 4.737 4.878 26.236 9.810 30.834 Carrera Pinto 220 2.096 5.835 6.361 7.015 6.078 5.415 0.764 0.790 0.845 5.340 1.850 6.578 6.500 6.446 7.027 7.751 6.715 5.983 0.844 0.873 0.933 5.747 1.991 7.080 Cardones 220 18.613 56.679 56.051 62.905 56.617 51.043 8.969 9.385 9.851 56.113 19.811 66.775 61.621 64.575 64.049 71.680 64.356 57.787 10.105 10.558 11.083 59.910 21.160 71.339 Maitencillo 220 7.042 20.503 21.910 21.266 21.726 18.718 3.341 3.312 3.664 20.976 7.631 23.865 22.103 23.171 24.731 24.066 24.516 21.127 3.771 3.741 4.133 23.248 8.483 26.451 Pan de Azucar 220 14.338 37.879 36.329 39.631 38.348 35.380 6.576 6.990 7.742 39.150 14.508 45.318 41.044 40.403 38.748 42.288 40.913 37.748 7.016 7.459 8.265 41.709 15.453 48.304 Los Vilos 220 3.758 9.494 8.971 9.452 8.791 8.600 1.618 1.804 2.010 10.502 3.806 12.084 10.862 9.949 9.393 9.889 9.201 9.017 1.698 1.895 2.113 11.058 4.007 12.713 Quillota 220 54.838 160.027 162.464 177.543 161.789 141.719 24.517 25.574 27.992 144.699 53.577 175.392 168.516 170.665 173.703 189.643 172.760 151.408 26.142 27.299 29.900 152.207 56.347 184.486 Polpaico 220 26.138 74.388 80.009 84.293 72.627 64.933 11.014 12.031 12.840 71.177 25.858 82.057 81.608 80.194 86.230 90.912 78.433 70.138 11.885 12.973 13.862 76.245 27.724 87.930 Cerro Navia 220 113.919 329.943 345.542 377.940 344.328 284.639 52.274 56.585 61.014 291.246 102.332 363.600 336.187 352.081 368.751 403.317 367.450 303.879 55.804 60.401 65.166 309.232 108.626 385.894 Alto Jahuel 220 110.876 338.545 357.488 392.582 347.381 286.497 50.877 54.077 56.909 276.319 97.016 346.785 330.919 358.183 378.248 415.368 367.657 303.152 53.855 57.239 60.256 300.116 105.144 376.056 Rancagua 154 14.056 37.751 40.850 43.238 35.409 29.080 5.172 5.684 6.837 33.658 13.438 45.810 40.907 40.401 43.772 46.331 37.848 31.086 5.534 6.090 7.331 35.915 14.331 48.829 San Fernando 154 8.649 16.746 19.102 19.322 16.467 13.515 2.653 3.038 3.589 17.926 8.132 28.808 25.103 17.841 20.352 20.590 17.544 14.400 2.827 3.238 3.826 19.116 8.668 30.702 Itahue 154 16.323 40.241 44.891 49.972 43.653 37.799 6.762 7.268 8.049 41.688 16.029 54.400 47.611 42.500 47.360 52.686 46.023 39.841 7.130 7.666 8.492 44.500 17.095 58.036 Parral 154 15.327 42.105 43.403 48.610 42.058 34.673 6.370 6.707 7.863 38.993 15.961 50.936 44.733 44.636 46.047 51.575 44.627 36.793 6.761 7.116 8.341 41.410 16.927 53.993 Ancoa 220 0.025 0.078 0.083 0.094 0.084 0.068 0.011 0.012 0.012 0.075 0.028 0.081 0.077 0.083 0.089 0.100 0.089 0.073 0.011 0.013 0.013 0.080 0.030 0.086 Charrua 220 38.159 117.121 119.363 130.120 107.420 93.916 16.508 18.222 17.500 99.770 36.821 118.868 116.267 123.365 125.703 137.105 113.203 98.980 17.402 19.187 18.454 106.635 39.331 126.986 Concepcion 220 13.004 39.432 42.036 47.214 40.856 35.135 6.255 6.111 6.633 31.560 11.576 39.202 38.743 41.943 44.718 50.210 43.441 37.361 6.653 6.500 7.054 33.510 12.286 41.605 San Vicente 154 22.895 68.000 73.272 81.072 64.816 56.335 10.288 10.182 11.070 61.931 21.476 72.920 71.578 73.038 78.588 86.923 69.506 60.501 11.016 10.913 11.875 67.413 23.317 79.428 Temuco 220 14.714 43.110 44.389 50.577 43.724 37.382 6.822 6.505 7.506 36.099 13.151 42.472 42.810 45.627 46.982 53.545 46.285 39.565 7.223 6.885 7.947 38.313 13.953 45.078 Valdivia 220 7.476 22.571 23.566 26.255 24.159 20.216 3.524 3.468 3.531 17.769 7.049 22.198 22.226 23.816 24.860 27.706 25.486 21.309 3.715 3.656 3.724 18.795 7.447 23.461 Barro Blanco 220 5.338 16.758 17.051 19.155 17.273 14.631 2.814 2.604 2.738 12.009 4.656 14.871 15.095 17.487 17.807 20.007 18.035 15.275 2.937 2.716 2.855 12.534 4.859 15.525 Puerto Montt 220 12.390 35.230 37.305 40.689 36.359 30.936 6.040 6.281 6.640 29.897 10.895 38.001 36.259 37.410 39.626 43.215 38.600 32.833 6.407 6.660 7.040 31.743 11.573 40.390 MES BARRA TRONCAL 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 Diego de Almagro 220 30.497 34.369 35.388 39.474 33.809 29.095 4.934 5.085 5.235 28.231 10.552 33.160 32.789 36.964 38.057 42.452 36.352 31.285 5.305 5.468 5.629 30.437 11.372 35.731 Carrera Pinto 220 6.995 6.938 7.563 8.341 7.227 6.439 0.909 0.940 1.004 6.196 2.147 7.633 7.542 7.480 8.154 8.993 7.792 6.942 0.980 1.013 1.083 6.693 2.319 8.245 Cardones 220 65.934 69.090 68.504 76.626 68.841 61.786 10.784 11.263 11.817 64.079 22.643 76.355 70.679 74.058 73.403 82.065 73.774 66.184 11.529 12.038 12.623 68.670 24.277 81.883 Maitencillo 220 24.543 25.722 27.420 26.776 27.158 23.420 4.180 4.150 4.578 25.080 9.152 28.515 26.455 27.725 29.562 28.821 29.304 25.257 4.507 4.472 4.933 27.109 9.892 30.799 Pan de Azucar 220 43.764 43.073 41.309 45.099 43.626 40.252 7.481 7.955 8.817 44.507 16.481 51.582 46.753 46.013 44.129 48.194 46.607 42.999 7.991 8.498 9.421 47.625 17.631 55.239 Los Vilos 220 11.415 10.436 9.848 10.359 9.642 9.464 1.784 1.993 2.223 11.648 4.220 13.382 12.003 10.952 10.330 10.857 10.109 9.939 1.875 2.096 2.341 12.276 4.447 14.092 Quillota 220 177.257 179.429 182.766 199.485 181.752 159.142 27.469 28.705 31.460 162.396 60.093 196.841 189.136 191.352 194.985 212.784 193.805 169.926 29.334 30.592 33.575 171.715 63.518 208.140 Polpaico 220 87.424 85.887 92.303 97.317 84.040 75.150 12.738 13.894 14.861 81.929 29.814 94.503 93.942 92.274 99.138 104.517 90.311 80.762 13.694 14.929 15.978 88.207 32.116 101.770 Cerro Navia 220 356.859 373.741 391.444 428.148 390.076 322.753 59.265 64.131 69.224 328.026 115.208 409.181 378.434 396.257 415.013 453.921 413.509 342.286 62.848 68.011 73.435 348.842 122.497 435.013 Alto Jahuel 220 359.057 388.733 409.632 450.158 397.716 328.246 58.259 62.006 65.265 321.655 112.649 402.803 384.674 416.236 438.533 482.008 425.622 351.414 62.364 66.389 69.920 343.892 120.398 430.517 Rancagua 154 43.620 43.099 46.735 49.468 40.391 33.177 5.906 6.500 7.830 38.360 15.298 52.098 46.555 46.022 49.946 52.868 43.144 35.439 6.308 6.945 8.371 41.008 16.346 55.637 San Fernando 154 26.754 19.017 21.694 21.952 18.700 15.351 3.015 3.452 4.080 20.393 9.242 32.731 28.523 20.279 23.133 23.414 19.940 16.369 3.216 3.681 4.352 21.762 9.858 34.903 Itahue 154 50.795 45.327 50.549 56.252 49.149 42.558 7.615 8.187 9.064 47.551 18.251 61.977 54.247 48.388 54.010 60.122 52.545 45.509 8.141 8.752 9.686 50.836 19.493 66.217 Parral 154 47.476 47.392 48.935 54.806 47.429 39.105 7.187 7.560 8.858 43.995 17.959 57.259 50.408 50.340 52.024 58.263 50.425 41.576 7.642 8.035 9.410 46.781 19.076 60.807 Ancoa 220 0.082 0.088 0.095 0.107 0.095 0.078 0.012 0.014 0.014 0.086 0.032 0.091 0.087 0.094 0.101 0.114 0.101 0.083 0.013 0.015 0.015 0.091 0.034 0.097 Charrua 220 124.231 131.801 134.293 146.518 120.891 105.747 18.597 20.510 19.716 114.075 42.047 135.774 132.859 140.944 143.605 156.719 129.215 113.076 19.892 21.947 21.082 122.232 45.026 145.400 Concepcion 220 41.116 44.500 47.446 53.263 46.079 39.630 7.058 6.896 7.482 35.616 13.052 44.199 43.677 47.257 50.388 56.556 48.923 42.077 7.495 7.322 7.945 37.894 13.879 46.999 San Vicente 154 78.005 79.604 85.611 94.578 75.738 66.017 11.981 11.883 12.946 73.180 25.259 86.229 84.733 86.442 92.950 102.556 82.226 71.769 12.990 12.898 14.070 79.645 27.431 93.853 Temuco 220 45.438 48.427 49.868 56.830 49.117 41.985 7.665 7.306 8.433 40.632 14.792 47.808 48.191 51.360 52.894 60.270 52.081 44.520 8.128 7.746 8.941 43.094 15.681 50.702 Valdivia 220 23.483 25.168 26.267 29.280 26.927 22.504 3.925 3.865 3.936 19.819 7.848 24.725 24.743 26.525 27.680 30.860 28.376 23.711 4.136 4.074 4.150 20.920 8.279 26.088 Barro Blanco 220 15.754 18.266 18.611 20.914 18.847 15.962 3.069 2.836 2.981 13.077 5.068 16.204 16.438 19.075 19.446 21.854 19.690 16.674 3.206 2.960 3.112 13.650 5.290 16.919 Puerto Montt 220 38.544 39.782 42.146 45.959 41.040 34.902 6.809 7.076 7.479 33.716 12.297 42.945 40.987 42.318 44.841 48.894 43.649 37.114 7.239 7.520 7.949 35.853 13.080 45.702

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 77 15.3 Bases Generales Del Cálculo De Factores De Penalización En la determinación de los Factores de Penalización de Energía y de Potencia para el SIC, se utilizó el Modelo Multinodal-Multiembalse, OSE2000. CUADRO N 33: ASIGNACION BARRAS DP-CDEC-SIC A MODELACION CNE OSE2000 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 1 d.almag220 Diego de Almagro 220 2 d.almag110 Diego de Almagro 110 3 c.pinto220 Carrera Pinto 220 4 cardone220 Cardones 220 5 cardone110 Cardones 110 6 copiapo110 Cardones 110 7 lirios_110 Cardones 110 8 t.amari110 Cardones 110 9 castill110 Castilla 110 10 maitenc220 Maitencillo 220 11 l.color110 Punta Toro 110 12 huasco_110 Maitencillo 110 13 vallena110 Maitencillo 110 14 algarro110 Algarrobo 110 15 pajonal110 Pajonales 110 16 incahua110 Incahuasi 110 17 vicuna_110 Pan de Azucar 110 18 p.azuca220 Pan de Azucar 220 19 romeral110 Romeral 110 20 p.azuca110 Pan de Azucar 110 21 e.indio110 Pan de Azucar 110 22 necsa 066 Pan de Azucar 110 23 marquez066 Pan de Azucar 110 24 guayaca066 Pan de Azucar 110 25 e.penon110 Ovalle 110 26 andacol066 Pan de Azucar 110 27 ovalle_066 Ovalle 110 28 m.patri066 Ovalle 110 29 punitaq066 Ovalle 110 30 e.sauce066 Illapel 110 31 combarb066 Illapel 110 32 illapel066 Illapel 110 33 l.vilos220 Los Vilos 220 34 quillot220 Quillota 220 35 quinqui110 Quinquimo 110 36 cabildo110 Quinquimo 110 37 c.cale1110 Pachacama 110 38 c.cale2110 Pachacama 110 39 chagre1110 Esperanza 110

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 78 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 40 s.feli2110 San Felipe 110 41 s.rafa1110 San Felipe 110 42 p.peuco110 Punta Peuco 110 43 batuco_110 Batuco 110 44 t.enami110 Ventanas 110 45 concon_110 Ventanas 110 46 t.achu1110 Achupallas 110 47 t.achu2110 Achupallas 110 48 quilpu1110 Quilpue 110 49 quilpu2110 Quilpue 110 50 c.vieja110 Casas Viejas 110 51 aconcag066 Aconcagua 110 52 t.plac1110 Agua Santa 110 53 t.plac2110 Agua Santa 110 54 t.valp1110 Agua Santa 110 55 t.valp2110 Agua Santa 110 56 t.p.an1110 Agua Santa 110 57 t.p.an2110 Agua Santa 110 58 t.quin1066 Agua Santa 110 59 t.quin2066 Agua Santa 110 60 t.al.n1066 Agua Santa 110 61 t.al.n2066 Agua Santa 110 62 t.alga1066 Agua Santa 110 63 t.alga2066 Agua Santa 110 64 t.s.se1066 Agua Santa 110 65 t.s.se2066 Agua Santa 110 66 polpaic220 Polpaico 220 67 maitene220 Polpaico 220 68 lampa 220 Lampa 220 69 l.aguir110 Cerro Navia 110 70 l.espe1110 Lo Espejo 110 71 pudahu1110 Pudahuel 110 72 pudahu2110 Pudahuel 110 73 l.boza1110 Lo Boza 110 74 quilic1110 Quilicura 110 75 quilic2110 Quilicura 110 76 recole1110 Recoleta 110 77 recole2110 Recoleta 110 78 s.crist110 San Cristobal 110 79 l.dehe1110 La Dehesa 110 80 l.dehe2110 La Dehesa 110 81 vitacu1110 Vitacura 110 82 vitacu2110 Vitacura 110 83 a.cord1110 Alonso de Cordova 110 84 renca 110 Renca 110 85 altamir110 Altamirano 110 86 carrasc110 Carrascal 110 87 l.coch1110 Ochagavia 110

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 79 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 88 l.coch2110 Ochagavia 110 89 ochagav110 Ochagavia 110 90 cister1110 La Cisterna 110 91 cister2110 La Cisterna 110 92 s.anton066 Agua Santa 110 93 manding066 Mandinga 066 94 l.arana066 Araña 066 95 marchig066 Rapel 066 96 melipil066 Melipilla 066 97 e.maite066 Melipilla 066 98 e.paico066 Melipilla 066 99 e.monte066 Melipilla 066 100 c.navia220 Cerro Navia 220 101 maipu1_110 Maipu 110 102 maipu2_110 Maipu 110 103 l.vall1110 Lo Valledor 110 104 pajari1110 Pajaritos 110 105 s.jose1110 San Jose 110 106 s.jose2110 San Jose 110 107 c.hipi1110 Club Hipico 110 108 c.hipi2110 Club Hipico 110 109 s.joaq1110 San Joaquin 110 110 s.joaq2110 San Joaquin 110 111 macul1_110 Macul 110 112 macul2_110 Macul 110 113 s.elen1110 Santa Elena 110 114 s.elen2110 Santa Elena 110 115 a.jahue220 Alto Jahuel 220 116 s.bern1110 San Bernardo 110 117 s.bern2110 San Bernardo 110 118 malloco110 Alto Jahuel 110 119 florida110 Florida 110 120 p.alto_110 Florida 110 121 quelteh110 Florida 110 122 s.rosa1110 Santa Rosa 110 123 s.rosa2110 Santa Rosa 110 124 s.raqu1110 Santa Raquel 110 125 pirque_066 Alto Jahuel 110 126 a.jahue066 Alto Jahuel 110 127 maipo 066 Alto Jahuel 110 128 buin 066 Alto Jahuel 110 129 a.cord2110 Alonso de Cordova 110 130 apoqui1110 Apoquindo 110 131 apoqui2110 Apoquindo 110 132 l.domi1110 Los Dominicos 110 133 l.domi2110 Los Dominicos 110 134 torre80110 Torre 80 110 135 l.rein1110 La Reina 110

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 80 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 136 l.rein2110 La Reina 110 137 colbun_220 Alto Jahuel 220 138 hospita066 Paine 154 139 rancagu154 Rancagua 154 140 m.v.cen154 Sauzal 154 141 s.f.mos066 Rancagua 154 142 rancag2066 Rancagua 154 143 dole 066 Rancagua 154 144 indura_066 Rancagua 154 145 granero066 Rancagua 154 146 e.tenie066 Rancagua 154 147 l.lirio066 Rancagua 154 148 p.corte066 Punta Cortes 154 149 tilcoco154 Tilcoco 154 150 teno 154 Teno 154 151 chumaqu066 Rancagua 154 152 rengo 066 Rancagua 154 153 peleque066 San Fernando 066 154 s.ferna066 San Fernando 066 155 nancagu066 San Fernando 066 156 paniahu066 San Fernando 066 157 itahue_154 Itahue 154 158 itahue_066 Itahue 154 159 s.ped.c066 Itahue 154 160 curico_066 Itahue 154 161 quinta_066 San Fernando 066 162 chimbar066 San Fernando 066 163 v.prat_066 Itahue 154 164 hualañe066 Itahue 154 165 panguil066 Itahue 154 166 talca1_066 Itahue 154 167 talca2_066 Maule 154 168 s.migue066 Maule 154 169 ancoa 220 Ancoa 220 170 coop.li066 Linares 154 171 v.alegr066 Linares 154 172 s.javie066 Maule 154 173 constit066 Linares 154 174 lin.con066 Linares 154 175 panimav066 Linares 154 176 longavi066 Parral 154 177 retiro_066 Parral 154 178 parral_066 Parral 154 179 cauquen066 Parral 154 180 chillan066 Chillan 154 181 cocharc066 Chillan 154 182 s.carlo066 Parral 154 183 niquen_066 Parral 154

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 81 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 184 charrua220 Charrua 220 185 cmpclaj220 Charrua 220 186 inforsa220 Charrua 220 187 cholgua220 Charrua 220 188 cholgua066 Charrua 154 189 charrua066 Charrua 154 190 laja 066 Charrua 154 191 quilmo_066 Charrua 154 192 t.esqui066 Charrua 154 193 l.angel154 Charrua 154 194 negrete066 Charrua 154 195 renaico066 Charrua 154 196 angol 066 Charrua 154 197 concepc220 Concepcion 220 198 concepc154 Concepcion 154 199 concepc066 Concepcion 066 200 bellavi066 Concepcion 066 201 tome 066 Concepcion 066 202 spedrc1066 Concepcion 066 203 spedrc2066 Concepcion 066 204 petrox1066 Hualpen 154 205 s.vicen154 San Vicente 154 206 talcahu154 San Vicente 154 207 oxy 154 Petroquim 154 208 e.nobel154 Petroquim 154 209 petrodo154 Petroquim 154 210 s.vicen066 San Vicente 154 211 c.biob1066 San Vicente 154 212 temuco_220 Temuco 220 213 temuco_066 Temuco 066 214 metrenc066 Metrenco 066 215 pitrufq066 Pitrufquen 066 216 loncoch066 Loncoche 066 217 collipu066 Valdivia 066 218 victori066 Temuco 066 219 lautaro066 Temuco 066 220 l.lagos066 Los Lagos 066 221 panguip066 Panguipulli 066 222 valdivi066 Valdivia 066 223 l.union066 La Union 066 224 picarte066 Picarte 066 225 chumpul066 Chumpullo 066 226 paillac066 Paillaco 066 227 pichirr066 Pichirro 066 228 l.negro066 Osorno 066 229 osorno_066 Osorno 066 230 pilmaiq066 Osorno 066 231 frutill066 Frutillar 066

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 82 Numero Barra Nombre Barra DP-CDEC-SIC Nombre barra OSE 232 purranq066 Purranque 066 233 p.montt066 Puerto Montt 066 234 p.varas066 Puerto Varas 066 235 sauzal_110 Sauzal 110 236 l.vegas110 Las Vegas 110 237 s.pedro110 San Pedro 110 238 ventana110 Ventanas 110 239 miraflo110 Miraflores 110 240 mapal 154 Mapal 154 241 fopaco_154 Fopaco 154 242 lcolor2066 Color 066 243 corone2066 Coronel 066 244 lota1 066 Coronel 066 245 colcura066 Coronel 066 246 carampa066 Charrua 154 247 curanil066 Arauco 066 248 t.pinos066 Charrua 154 249 quinahu066 Charrua 154 250 lebu 066 Arauco 066 251 c.arauc066 Arauco 066 252 i.maipo066 Coronel 066 253 l.angel066 Coronel 066 254 petrox2066 Hualpen 154 255 l.piuqu220 Quillota 220 256 mampil_220 Charrua 220 257 hualpen220 Hualpen 220 258 l.cirue220 Valdivia 220 259 p.montt220 Puerto Montt 220 260 sauzal_154 Sauzal 154 261 ciprese154 Itahue 154 262 d.amigo110 Dos Amigos 110 263 l.compa110 Las Compañias 110 264 s.joaqu110 Pan de Azucar 110 265 choapa_110 Choapa 110 266 mineros110 Candelaria 220 267 p.l.cas066 Padre Las Casas 066 268 s.raf.e066 Itahue 154 269 parrona066 Itahue 154 270 licante066 Itahue 154 271 maule 066 Maule 154 272 enlace_066 Charrua 154 273 bucalem066 Charrua 154 274 penco 066 Concepcion 066 275 pillanl066 Temuco 066

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 83 15.4 Resultados A continuación se presenta el CUADRO N 34 los factores de penalización obtenidos producto del cálculo descrito: CUADRO N 34: FACTORES DE PENALIZACIÓN NUDO TENSION FACTORES DE PENALIZACION kv POTENCIA ENERGIA [p.u.] [p.u.] D. DE ALMAGRO 220 1,1381 1,2164 CARRERA PINTO 220 1,1344 1,2128 CARDONES 220 1,1261 1,1945 MAITENCILLO 220 1,0578 1,1200 PAN DE AZUCAR 220 1,0607 1,1207 QUILLOTA 220 0,9526 1,0000 POLPAICO 220 1,0000 1,0340 CERRO NAVIA 220 1,0334 1,0907 ALTO JAHUEL 220 1,0113 1,0189 RANCAGUA 154 1,0549 1,0637 SAN FERNANDO 154 1,0225 1,0363 ITAHUE 154 0,9797 0,9928 PARRAL 154 0,9637 0,9985 ANCOA 220 0,9788 0,9872 CHARRUA 220 0,9413 0,9609 CONCEPCION 220 0,9692 0,9844 SAN VICENTE 154 0,9797 0,9809 TEMUCO 220 1,0020 1,0249 VALDIVIA 220 1,0000 1,0256 BARRO BLANCO 220 1,0047 1,0335 PUERTO MONTT 220 1,0085 1,0429 PUGUEÑUN 110 1,2812 1,3249

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 84 16 ANEXO Nº 7: SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL La modelación del sistema de transmisión utilizada en la simulación de la operación del SIC puede ser encontrada en la base de datos que estará a disposición de los participantes de este proceso de fijación tarifaría en el CDEC- SIC. La mencionada base de datos al igual que el presente informe estarán disponibles para cualquier interesado en la pagina web de la CNE una vez publicado en el diario oficial el decreto de precio de nudo elaborado con motivo de la presente fijación. A continuación se entrega a manera referencial el diagrama unilineal del sistema de transmisión modelado.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 85 CUADRO N 35: DIAGRAMA UNILINEAL REFERENCILA. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL DIAGRAMA UNILINEAL SIMPLIFICADO Paposo 220 D. Almagro 220 Taltal CA ~ ~ D.Almagro TG D. Almagro 110 C. Pinto 220 Cardones 220 Cardones 110 Castilla 110 Punta Toro 110 Maitencillo 220 Maitencillo 110 Gualcolda ~ Gualcolda 220 Algarrobo 110 Dos Amigos 110 ~ Huasco 110 Huasco TV & TG Pajonales 110 Incahuasi 110 Romeral 110 Pan de Azucar 220 Las Compañias 110 P. de Azucar 110 El Indio 110 Ovalle 110 Choapa 220 Los Vilos 220 ~ L. Molles Choapa 110 Illapel 110 Quinquimo 110 Casas Viejas 110 Quillota 220 Quillota 110 Ventanas ~ Ventanas 110 Quilpue 110 San Pedro 110 Miraflores 110 L. Verde ~ ~ L. VerdeTG Agua Santa 110 Achupallas 110 Agua Santa 220 ~ S. Isidro Nehuenco CA-CC Colbún San Luis 220 Sauce Andes Pachacama 110 Las Vegas 110 ~ Esperanza 110 San Felipe 110 Los Quilos ~ Los Maquis 110 Aconcagua 110 Aconcagua Totoral 110 ~ Punta Peuco 110 ~ Chacabuquito Los Maquis 220 Polpaico 220 Batuco 110 Lampa 220 El Salto 220 Cerro Navia 220 Lo Boza 110 Recoleta 110 El Salto 110 Vitacura 110 Cerro Navia 110 Quilicura 110 San Cristobal 110 La Dehesa 110 Alonso de Cordova 110 Apoquindo 110 Los Dominicos 110 Los Almendros 110 Los Almendros 220 Alfalfal Alfalfal 220 ~ Torre 80 110 Melipilla 220 Melipilla 110 Pudahuel 110 San José 110 Altamirano 110 ~ ~ Nueva Renca Renca Ochagavía 110 San Joaquín 110 La Reina 110 Macul 110 ~ Florida Melipilla 66 Mandinga 66 Pajaritos 110 Lo Valledor 110 Maipú 110 Carrascal 110 Renca 110 Lo Espejo 110 La Cisterna 110 Club Hípico 110 Santa Elena 110 Florida 110 ~ Puntilla ~ ~ Maitenes Volcán Queltehues Rapel 220 Araña 66 Chena 110 Santa Raquel 110 Rapel ~ Santa Rosa 110 Rapel 66 Chena 220 San Bernardo 110 ~ Los Morros Alto Jahuel 110 Alto Jahuel 220

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 86 Alto Jahuel 220 Alto Jahuel 154 Alto Jahuel 500 Paine 154 ~ Sauzal Punta Cortes 154 Sauzal 110 Candelaria 220 Sauzal 154 Tilcoco 154 ~ EV25 Rancagua 154 Colbún 220 ~ Machicura ~ Colbún Teno 154 San Fernando 66 San Fernando 154 Ancoa 500 Itahue 220 Ancoa 220 Pehuenche 220 Loma Alta 220 Itahue 154 ~ Loma Alta Cipreses Isla ~ Cipreses 154 M. Melado 154 Curillinque 154 ~ Curillinque Maule 154 ~ ~ ~ Celco ~ Constitución San Ignacio Licantén ~ Pehuenche Linares 154 Parral 154 Chillán 154 A. Chillán 154 Charrúa 154 Charrúa 500 Charrúa 220 Ralco Cholguán ~ ~ Antuco 220 Antuco ~ Toro 220 El Toro ~ Abanico Laja ~ ~ Abanico 154 Concepción 154 Trupan 220 Rucúe 220 Mampil 220 ~ Rucúe Mampil ~ ~ Peuchén San Vicente 154 Concepción 220 ~ Pangue Pangue 220 Petroquim 154 Concepción 66 Hualpén 220 Petropower ~ Hualpén 154 Mapal 154 Color 66 Fopaco 154 PSEG Bocamina Coronel 154 ~ ~ Coronel 66 Esperanza 220 Arauco 66 ~ Arauco Temuco 220 Temuco 66 Padre Las Casas 66 Pitrufquen 66 ~ Cenelca ~ Metrenco 66 Valdivia Valdivia 220 Valdivia 66 Chumpullo 66 Loncoche 66 Pullinque ~ Pullinque 66 Picarte 66 Panguipulli 66 Paillaco 66 La Union 66 Pichirro 66 Los Lagos 66 Osorno 66 ~ ~ Capullo Pilmaiquén Barro Blanco 220 Barro Blanco 66 Purranque 66 Frutillar 66 Puerto Varas 66 Puerto Montt 66 Puerto Montt 220 Canutillar 220 ~ Canutillar

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 87 17 ANEXO Nº 8: ENERGÍA DE AFLUENTES ANUAL DEL SISTEMA. La energía anual afluente al sistema desde abril de 1960 hasta marzo de 2006, incluyendo las centrales hidroeléctricas ingresadas al SIC a la fecha, se muestra en el CUADRO N 36. CUADRO N 36: ENERGÍA AFLUENTE SIC [GWh] Año ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR TOTAL 60-61 894,8 920,0 1.881,2 1.980,0 1.749,1 1.694,3 2.840,3 2.958,5 2.146,3 1.438,2 892,8 1.122,0 20.517,4 61-62 788,7 933,7 1.974,8 2.347,0 2.384,9 2.661,7 3.206,2 3.118,9 2.736,0 2.055,4 1.192,4 1.010,3 24.409,9 62-63 760,5 831,4 1.348,9 1.172,8 1.997,7 1.723,3 2.141,9 2.089,0 1.252,4 924,1 770,1 782,3 15.794,4 63-64 801,5 933,0 1.271,7 2.087,5 2.176,2 2.484,6 2.680,9 3.128,9 3.245,3 2.533,2 1.483,5 1.264,8 24.091,0 64-65 913,5 991,2 1.203,2 1.204,0 1.354,3 1.973,9 2.420,0 2.367,4 2.312,4 1.405,6 1.073,7 858,5 18.077,6 65-66 1.685,7 1.898,2 2.847,0 2.850,9 2.927,0 2.223,4 3.066,3 3.168,4 3.257,4 2.445,3 1.531,6 1.301,7 29.203,0 66-67 1.191,1 1.647,2 2.410,7 2.730,5 1.942,4 2.106,2 2.789,6 3.097,6 3.289,7 2.730,1 1.737,8 1.244,6 26.917,5 67-68 964,3 1.466,7 1.229,3 1.356,3 1.795,7 1.781,9 2.896,4 2.977,3 2.339,2 1.201,0 973,7 878,0 19.859,8 68-69 708,6 787,6 747,5 877,0 1.037,5 1.118,0 1.182,0 1.386,3 1.133,6 903,0 676,3 589,3 11.146,6 69-70 684,6 1.659,3 2.693,5 2.325,8 2.509,9 2.306,6 2.219,2 2.968,0 2.813,2 1.563,4 1.057,5 908,0 23.709,0 70-71 839,2 1.048,6 1.639,2 1.848,7 1.744,6 1.687,0 2.362,0 2.877,8 2.711,0 1.521,2 1.106,3 861,8 20.247,6 71-72 716,4 1.579,6 1.503,4 2.473,8 2.445,7 2.141,7 2.698,1 3.013,8 2.590,7 1.655,3 997,3 991,3 22.807,1 72-73 740,0 2.706,2 3.135,5 2.768,5 3.191,1 2.893,4 2.941,5 3.181,8 3.128,9 2.540,5 1.812,9 1.404,6 30.444,9 73-74 1.166,0 1.869,3 1.997,5 2.449,0 1.917,6 1.634,4 2.549,1 2.868,9 2.287,7 1.657,5 1.062,9 989,2 22.449,1 74-75 768,3 1.449,5 2.113,4 1.968,4 1.881,7 1.837,7 2.847,5 2.944,2 2.530,9 1.725,0 1.353,3 1.043,3 22.462,9 75-76 1.294,4 1.859,6 2.546,6 2.603,1 1.827,3 1.897,8 2.700,4 3.070,8 3.052,7 1.937,3 1.128,0 950,0 24.867,9 76-77 824,0 836,2 2.014,2 1.550,8 1.363,4 1.680,4 2.730,3 2.861,5 2.418,8 1.497,3 942,3 911,6 19.631,0 77-78 774,9 2.095,1 2.327,1 3.006,6 2.472,4 2.651,9 3.242,0 3.320,4 3.157,2 2.180,2 1.322,6 1.164,4 27.714,9 78-79 876,4 1.507,8 1.830,1 3.238,1 2.339,2 2.650,7 3.175,0 3.244,8 2.734,6 2.100,3 1.285,2 1.196,6 26.178,8 79-80 960,6 1.498,2 1.122,7 1.447,2 3.031,5 2.858,0 2.754,3 3.027,8 3.120,6 2.132,3 1.712,9 1.569,4 25.235,6 80-81 2.388,4 3.244,5 3.209,0 3.192,1 2.861,2 2.244,0 2.549,3 2.564,5 2.478,1 1.941,6 1.266,2 1.219,0 29.157,8 81-82 1.049,7 3.242,2 2.756,8 2.601,0 2.453,2 2.104,1 2.307,6 2.425,7 1.739,3 1.208,0 929,1 909,2 23.726,0 82-83 779,4 1.705,8 2.828,9 3.175,1 2.669,8 3.201,4 3.307,4 3.206,4 3.318,0 2.781,7 1.921,9 1.434,4 30.330,3 83-84 1.270,9 1.312,9 1.879,6 2.180,6 2.028,0 1.926,5 2.944,0 2.940,1 2.062,7 1.271,3 967,2 884,6 21.668,5 84-85 767,6 1.526,3 1.557,1 2.706,0 1.764,4 2.542,3 3.227,2 3.215,1 3.312,3 2.540,0 1.521,3 1.271,1 25.950,7 85-86 1.367,4 1.806,3 2.328,1 2.439,4 1.556,1 1.660,5 2.263,8 2.647,1 1.663,0 1.044,7 858,2 885,9 20.520,5 86-87 1.259,7 2.499,9 3.119,0 2.551,6 2.813,1 2.248,1 3.028,0 2.685,9 2.836,6 1.853,2 1.197,2 1.203,6 27.295,9 87-88 1.011,0 1.165,8 2.069,1 2.799,0 2.827,6 2.442,2 3.244,0 3.000,8 2.388,4 1.644,8 1.095,9 1.084,1 24.772,7 88-89 913,3 975,4 1.432,9 1.625,1 2.241,5 1.685,0 2.625,1 2.991,9 2.147,4 1.240,2 899,4 778,3 19.555,5 89-90 679,6 678,8 1.138,8 1.458,6 2.073,4 2.021,1 2.748,4 2.601,2 1.931,0 1.084,4 821,9 813,5 18.050,6 90-91 1.138,5 1.548,2 1.672,9 1.349,5 2.117,2 2.574,1 2.342,2 1.893,6 1.340,0 917,0 712,3 653,3 18.258,8 91-92 945,0 1.984,4 2.788,8 2.762,6 1.973,9 2.583,5 2.539,5 2.698,1 2.428,0 1.764,6 1.136,0 1.064,1 24.668,6 92-93 1.078,4 2.897,0 3.018,1 2.252,6 1.750,3 2.343,2 3.030,9 3.159,7 3.017,6 2.099,6 1.214,1 1.137,3 26.998,8 93-94 1.314,0 2.731,6 2.987,6 2.928,6 2.314,7 2.370,6 2.719,7 2.956,1 2.858,2 1.666,2 1.055,6 943,6 26.846,2 94-95 1.102,2 1.408,4 2.459,7 2.574,7 2.058,6 2.313,2 2.901,0 2.996,8 2.664,8 1.482,4 914,1 897,4 23.773,3 95-96 1.081,8 1.153,5 2.705,8 2.750,0 2.183,2 2.780,0 2.831,4 3.071,2 2.596,7 1.372,7 961,3 991,3 24.478,9 96-97 1.023,1 993,2 1.616,1 1.191,6 1.541,8 1.440,2 1.540,8 1.235,4 755,0 690,0 638,3 571,6 13.236,9 97-98 1.178,8 1.745,6 2.925,6 2.494,7 3.068,2 3.082,1 3.109,3 3.082,0 2.761,4 2.081,3 1.285,3 1.092,1 27.906,2 98-99 1.138,8 1.083,8 1.040,0 1.041,1 1.010,1 971,4 1.181,7 802,1 690,2 625,1 542,8 525,5 10.652,6 99-00 441,8 774,0 1.358,9 1.195,4 2.118,5 2.713,5 2.850,0 2.806,1 2.051,8 1.129,7 1.082,0 789,2 19.310,9 00-01 703,6 781,0 2.792,1 2.697,4 2.516,1 2.628,9 3.078,3 3.046,9 2.767,6 2.140,0 1.280,4 1.070,0 25.502,3 01-02 888,4 1.710,3 2.638,4 3.167,6 2.901,6 2.505,1 2.844,9 2.590,6 2.373,1 1.446,0 1.090,1 1.534,1 25.690,3 02-03 1.150,7 1.862,0 2.133,9 2.061,2 2.890,8 2.803,1 3.202,7 3.236,9 3.199,2 2.482,4 1.423,3 1.207,4 27.653,8 03-04 989,3 1.026,1 2.410,9 2.634,6 1.805,4 2.030,5 2.392,0 2.358,9 1.800,0 1.193,4 905,1 888,7 20.434,9 04-05 1.725,8 1.050,7 2.062,6 2.390,5 1.869,4 2.405,8 2.349,1 2.577,8 1.998,9 1.183,5 827,0 814,7 21.255,6 05-06 633,0 1.789,8 2.956,3 2.757,3 3.271,0 2.549,3 2.833,8 3.214,8 2.983,7 2.412,2 1.451,1 1.203,6 28.055,9

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 88 En el GRÁFICO Nº 5 se muestra la energía anual afluente al sistema, ordenada de mayor a menor. GRÁFICO Nº 4: ENERGÍA AFLUENTE SIC Energía de Afluentes del Sistema 35,000 30,000 25,000 20,000 GWh 15,000 10,000 5,000 0 1972 1982 1965 1980 2005 1997 1977 2002 1986 1992 1966 1993 1978 1984 2001 2000 1979 1975 1987 1991 1995 1961 1963 1994 1981 1969 1971 1974 1973 1983 2004 1985 1960 2003 1970 1967 1976 1988 1999 1990 1964 1989 1962 1996 1968 1998 AÑO HIDROLÓGICO

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 89 18 ANEXO Nº 9: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL LAJA. Cuenca Afluente OSE Afluente CDEC Riego Tucapel Laja en Tucapel Abanico HI Abanico Cuenca del Laja Lago Laja Lago Laja + Alto Pocura Boc. Polcura Antuco Pasada - HI Abanico + (Alto Polcura - Alto Polcura Lim.) Boc. Rio Rucue Río Rucúe

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA 90 19 ANEXO Nº 10: CONECTIVIDAD HIDRAULICA MODELADAS EN CUENCAS DEL MAULE.