El Aporte de Gas en la Matriz, el aporte de GDF Suez Juan Clavería CEO GDF Suez Chile Antofagasta, 7 de Agosto de 2014 all visuals may be modified To insert or replace a visual on the title page: Remove the existing visual or visual area, then: Insert / Picture / From file or click on the icon Then place the visual in background position

GDF Suez en el Mundo y en Chile 2 2

Presencia Mundial 3 UK-Europa (+Turquía) Londres Capacidad en operación 9 GW América del Norte Houston 13.2 GW Sur Asiático, Medio Or. & África (SAMEA) Dubai Capacidad en operación 26.8 GW GeneraciónGNL/GasVenta Desalación de agua América Latina Santiago Capacidad en operación 12.9 GW Empleados 3,300 Empleados 2,100 Empleados 1,200 Empleados 1,800 Asia-Pacifico Bangkok Capacidad en operación 12.0 GW Empleados 2,100 EBITDA: €1.0 bn EBITDA: € 0.5 bn EBITDA: € 0.8 bn EBITDA: € 1.5 bn EBITDA: € 2.0 bn Capacidad en operación 3

Una matriz equilibrada de producción de energía 114 GW de la capacidad total instalada 7.2 GW en construcción, 80% de ellos en áreas de alto crecimiento: México y América Latina; Medio Oriente, Turquía y África; Sur-Este de Asia Flexible, capacidad de generación de alto rendimiento con bajas emisiones de carbono 114 GW * Incluye 100% de la capacidad de activos de GDF SUEZ ** Incluye “pumped storage” Capacidad instalada de GDF SUEZ al 30 de Diciembre 2013* 14% Energía hidroeléctrica** 1% Biomasa y biogás 13% Carbón 5% Nuclear Gas Natural 60% Otros 4% Energía eólica 3% 4 4

Presencia y experiencia internacional en GNL 5 5

GDF SUEZ en Chile SIC SING Generación de energía, a través de una matriz diversificada (GNL, carbón, diésel, mini hidroeléctrica) Capacidad instalada: 2,030 MW 52,76% 63,0% 100% Importación de GNL, almacenamiento y re-gasificación (5,5Mm 3 /día) 100% energías renovables: Monte Redondo 1 parque eólico (38 MW) Monte Redondo 2 parque eólico (10 MW) Laja I mini hidroeléctrica (34,4 MW – en pruebas) Suministro de gas natural para usos industriales 100% Latin America ENERGY SERVICES Energy International 6 LABORELEC CHILE Degrémont Suez Energy Andino 6

El Grupo en Chile – Hitos relevantes 1913: Central térmica concebida para suministro de mina Chuquicamata 1995: Codelco vende 1/3 participación —1/3 Adquirido por Tractebel (hoy GDF SUEZ). Control de la compañía por pacto de accionistas —2/3 de la propiedad permanece en Codelco —Parque de generación fundamentalmente Carbón y Petróleo 2000: Llegada Gas Natural Argentino. Construcción de Gasoducto y Ciclo Combinado de Tocopilla 2002: Compra de Edelnor por parte de GDF SUEZ y Codelco 2010: Enero, fusión de activos de GDF SUEZ y Codelco en el SING —GDF SUEZ:52.4% —Codelco:40.0% —Minoritarios:7.6 % —Edelnor consolida el holding de: Electroandina (100%), CTA (100%), CTH (60%), GNAC & GNAA (100%) 2010: Abril, Edelnor cambia nombre a E·CL 2011: Codelco vende su participación en el Mercado —GDF SUEZ52.76% —Minoritarios47.24% 7 7

Gas Natural en Chile 8 8

A fines de la década de los ’90, irrumpe en el escenario energético chileno la posibilidad de contar con Gas Natural para distribución y generación eléctrica, en condiciones de precio muy favorables y en un marco geopolítico y de integración regional muy auspicioso con Argentina Tanto en el SING como en el SIC el mercado respondió activamente, desarrollando varios gasoductos entre Argentina y Chile, construyendo unidades de Ciclo Combinado y Ciclo Abierto Todo ello terminó abruptamente a fines del año 2003, cuando comienzan los primeros cortes del suministro de Gas Natural 9 9

Gas Natural en Chile Una de las últimas políticas de inversión público-privada, en materia energética, se comienza a elaborar a fines del período del y continuó en el periodo : 10 La construcción de dos terminales de regasificación, uno en la zona central y otro en la zona norte, en donde concurrieron los esfuerzo de empresas públicas y privadas. Tal es el caso de ENAP / Metro Gas / Endesa, en el terminal de regasificación de Quintero y Codelco / GDF Suez en el caso del terminal de regasificación de Mejillones… Así se dio inicio a GNL Mejillones 10

GNL Mejillones Inversión Total: USD 750 millones Capacidad de regasificación: 5,5 Mm³/día, equivalente a 1.000MW de generación CC Fase 1: Unidad de almacenamiento flotante de capacidad app m³ de GNL COD: Junio all visuals may be modified To insert or replace a visual on the title page: Remove the existing visual or visual area, then: Insert / Picture / From file or click on the icon Then place the visual in background position Fase 2: Inversión USD 200 millones Estanque de almacenamiento en tierra Diseño antisísmico Capacidad de almacenamiento de app m³ de GNL Período de construcción: 40 meses COD: Febrero

GNLM como un hub de energía 12 E·CL CCGT U16 Tocopilla 400MW E·CL CCGT CTM3 Mejillones 250MW GasAtacama CCGT CC1&2 Mejillones 780MW Endesa OCGT 1&2 Paposo 2 4 0MW Uso Industrial Gasoductos Terminal de Regasificación Cabotaje barcos mediano tamaño Ampliación: Más trenes de regasificación  10 Mm 3 Más almacenamiento  otro estanque 12

Situación actual 13 all visuals may be modified To insert or replace a visual on the title page: Remove the existing visual or visual area, then: Insert / Picture / From file or click on the icon Then place the visual in background position Aumento de precio de commodities Alto crecimiento Aumento significativo de costos y plazos para llevar a cabo proyectos Restricciones y limitaciones de transmisión que no propenden asociatividad y limita entrada de nuevos entrantes Escasez y dificultad de construcción de proyectos de energía base Elevados costos marginales 13

El aporte de GDF Suez a Chile 14

Transmisión ¿ Qué riesgo se corre al sobre invertir en Tranmisión? Más inversión en Transmisión Mejora oferta de generación Debido a: Menores pérdidas de transmisión Menor congestión Menores riesgos para pequeños generadores Situación Actual Sobre inversión Más competencia 15

Situación 2014 Situación Proyectada Puerto Montt Charrúa Alto Jahuel/Polpaico Tal Mejillones Puerto Montt Charrúa Alto Jahuel/Polpaico Tal Mejillones Potencial área de desarollo minero / industrial y ERNC Polo Termoeléctrico  Capacidad Disponible en base a unidades Ciclo Combinado:  CTM3 E·CL: 250 MW  Gas Atacama: 780 MW  Terminal GNL con capacidad disponible para regasificación NORTE: polo de desarrollo termoeléctrico convencional y de energía renovable 16 Línea 220 kV Línea ISA 500 kV Línea Transelec 500 kV Línea TEN 500 kV En Construcción: Construido: Up-grade 220 a 500 kV Potencial: Extensión Línea 500 kV hacia el Norte 16

Desarrollo de Nuevas Unidades de Generación  SING  Potencial para desarrollos de proyectos termoeléctricos, tanto en base a carbón como a GNL  Terrenos disponibles para el desarrollo de proyectos de energía de base  Terminal de GNL para abastecer nuevas centrales de ciclo combinado  Gran potencial solar y factibilidad de terrenos para desarrollas plantas fotovoltaicas y termo- solares  SIC  Restricciones ambientales para desarrollos termoeléctricos.  Importante potencial solar en la Tercera Región  Restricciones de terrenos.  Potencial para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos, pero incorporando tempranamente a las comunidades que los rodean 17

Conexión Mejillones (Antofagasta) – Cardones (Copiapó) Empresa TEN S.A. Transmisión Eléctrica del Norte S.A. 100% E-CL Largo~600 km Capacidad máxima (N-1)1.500 MVA Capacidad térmica conductor> MVA TecnologíaDoble circuito HVAC Voltaje500 kV CAPEX~700 MUSD Ingeniería detalle6 meses Período Construcción30 meses Inicio Esperado Op. ComercialJunio 2017  Contrato EPC firmado con ALUSA, con equipos a ser suministrados por ALSTOM  La Línea HVAC tiene una capacidad de transmisión máxima de hasta 1500 MVA por circuito, cumpliendo con criterio N-1  Ingeniería básica desarrollada por ALUSA/DESSAU para la Línea y SS/EE Elevadora, Compensadora y Reductora. Ingeniería de detalle en desarrollo  El proyecto tiene la potencialidad de convertirse en la Interconexión de ambos sistemas Nuestro proyecto estará disponible el Características del Proyecto Etapa Línea Adicional 500kV ac Mejillones-Cardones 18

La interconexión de los sistemas SING y SIC ofrece una serie de ventajas: —Estabilidad de precios debido a menor volatilidad hidrológica —Potencia y facilita desarrollo de proyectos mineros e industriales a lo largo del trazado del proyecto —Facilita la incorporación de energía eólica y solar a lo largo de su trazado —Aumenta la competencia del sector eléctrico —Provee respaldo mutuo a los sistemas (caso terremotos) —Facilita un desarrollo mas armónico de parque generador —Reducir costos adicionales (RM39, DS130) Una ventaja adicional, que sólo puede aportar este proyecto, es la disponibilidad temprana de generación de base (2017) 19 Interconexión SING-SIC en base al Proyecto 500kV ac de TEN 19

Dos terminales, al menos, soportando el crecimiento de energía de base con GNL Entrega multiterminal Traspaso entre terminales 20  Condiciones de hidrología extremas pueden llevar a saturación de los sistemas de transmisión  Asimismo, alta concentración de energías renovables pueden provocar similar efecto  Disponer de contratos de suministro de GNL que contemplen entregas en diversos terminales sería de gran ayuda  También se puede considerar el transporte de menores volúmenes de GNL (gasoductos virtuales) GNL ofrece soporte y flexibilidad a la operación 20

La interconexión AC sustenta el desarrollo ERNC Energía Eólica & Solar (intermitente) – complementariedad con GNL/Hidroelectricidad Perfil diario de Generación Solar 21 Soleado Nublado El Norte de Chile cuenta con un recurso solar excepcional y los costos de la tecnología fotovoltaica se han reducido drásticamente Sin embargo, la energía solar también presenta volatilidad, aunque mucho más predecible que la generación eólica El costo de generación de la energía eólica ha alcanzado precios competitivos en zonas con buenos vientos Sin embargo, requiere respaldo rápido para absorber su alta volatilidad Así pues, el costo de suministro asociado (y también las emisiones finales) dependen del tipo de respaldo utilizado Perfil diario de Generación eólica MWh/h 21

22 La interconexión AC sustenta el desarrollo ERNC Balance mediante la interconexión La Interconexión posibilita el respaldo de ambos sistemas y también aprovechar de manera óptima los recursos de generación El análisis de los flujos a través de la interconexión muestra operación en ambos sentidos, tomando en cuenta los múltiples escenarios posibles (hidrologías, ERNC, GNL, etc.) SIC  SINGSING  SICSIC  SINGSING  SICSIC  SINGSING  SIC 82%75% 79% 22

Interconexión SING-SIC en base al Proyecto 500kV ac de TEN Una vez interconectados los sistemas: —Analizar la necesidad de construir una SS/EE Back-to-Back, que permita separar y mantener dos subsistemas, uno norte y otro centro sur, equilibrados en demanda y potencial desarrollo —La demanda del norte de Chile es principalmente minero industrial, mientras que la demanda en el centro sur tiene una fuerte componente residencial —Podría facilitar la aplicación de políticas y procedimientos no necesariamente iguales en cada subsistema, debido a su naturaleza Uso de EDAC’s y EDAG’s 23

Situación prevista para 2025  Puerto Montt Charrúa Alto Jahuel/Polpaico Tal Mejillones Línea 220 kV Línea 500 kV Back to back para separar dos subsistema eléctricos, uno Norte – orientado a Minería y otro Centro Sur orientado a Distribuidoras Desarrollo de energías hidroeléctricas del extremo sur Línea adicional de inyección MW - HVDC Para traer todo el potencial termoeléctrico del Norte y posibles Interconexiones Regionales Futuro Sistema Interconectado 24

GRACIAS ! all visuals may be modified To insert or replace a visual on the title page: Remove the existing visual or visual area, then: Insert / Picture / From file or click on the icon Then place the visual in background position