Ley net metering

UNIVERSIDAD DE SANTIAGO DE CHILE
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
LEY NET METERING
AUTOR(ES):
CRISTOBAL JARA PERUCCI
ALEXIS RODRIGUEZ ROMERO
RODRIGO CORNEJO GONZÁLEZ
SEBASTIAN ORLANDI DELGADO
IGNACIO AGUIRRE BECERRA
SANTIAGO DE CHILE
16 DE JUNIO 2014

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ÍNDICE
Capítulo 1. Objetivos..................................................................................................................... 2
Capítulo 2. Introducción............................................................................................................... 2
2.1 Contexto Energético en Chile .......................................................................................... 2
2.1.1 Energía Hidráulica........................................................................................................ 2
2.1.2 Energía Solar................................................................................................................. 3
2.1.3 Energía Eólica ............................................................................................................... 3
2.1.4 ERNC en Chile............................................................................................................... 4
Capítulo 3. Ley Net Metering....................................................................................................... 5
3.1 Descripción ........................................................................................................................... 5
3.2 Instrumentos Normativos a Nivel Mundial.................................................................... 6
3.2.1 Feed-In Tariffs. .............................................................................................................. 6
3.2.2 Renewable Portfolio System ..................................................................................... 6
3.2.3 Tendering System ........................................................................................................ 7
3.3 Regulación del Pago de las Tarifas Eléctricas de las Generadoras
Residenciales nivel Nacional.................................................................................................. 8
3.4 Requerimientos y Procedimientos para llevar a cabo la instalación. ................... 8
3.5 Valorización de la Energía Inyectada........................................................................... 11
3.6 Limitaciones técnicas de la implementación de la ley ............................................ 11
3.7 Ejemplo Práctico................................................................................................................ 14
3.7.1 Implementación a nivel mundial ................................................................................ 14
3.7.2 Implementación en Chile.............................................................................................. 18
3.7.2.1 Implementación Net Metering Modificado (Net Billing). ............................... 20
3.7.2.2 Implementación Net Metering Puro................................................................... 21
3.8 Discrepancias con la Ley ................................................................................................ 22
Capítulo 4. Conclusiones........................................................................................................... 24
Capítulo 5. Bibliografía ............................................................................................................... 25
Anexos ............................................................................................................................................ 26

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Capítulo 1. Objetivos
 Comprender las características y descripciones de la ley Net Metering.
 Conocer la metodología de pago al aplicar la ley.
 Evaluar la aplicación de la normativa vigente a través de sus limitaciones
técnicas.
 Ver aplicaciones de la ley sobre caso práctico.
Capítulo 2. Introducción
Hoy en día, la energía juega un papel importante en la vida social y en aspectos
económicos de un país, donde en el funcionamiento de las actividades de la vida
moderna dependen de sobremanera de su disponibilidad.
En los últimos años, el elevado costo que han presentados los combustibles
fósiles y el impacto ambiental que provoca su uso en la generación de energía
eléctrica, ha provocado una necesidad de ajustes urgentes en las formas de
generación y consumo energético, donde aquí el uso de energías renovables no
convencionales se presenta como solución debido a su carente impacto ambiental
y bajos costos marginales.
Actualmente en Chile, la situación energética del país, ha llevado a los gobiernos a
implementar políticas de generación a través ERNC, las que buscan
fundamentalmente que éstas aumenten su porcentaje de aporte a la matriz
eléctrica nacional.
De estas leyes se destaca la 20.571, denominada Ley Net Metering, que se centra
fundamentalmente en el objetivo de incentivar a los clientes regulados a la
autogeneración e inyección al sistema de energía eléctrica a través de ERNC por
medio del pago de la energía suministrada al sistema interconectado.
2.1 Contexto Energético en Chile
En vista de la aplicación residencial de la ley Net Metering, a continuación se
describen algunas de los tipos de energías renovables más usados en nuestro país.
2.1.1 Energía Hidráulica
En Chile, es el recurso renovable más utilizado debido a las condiciones geográficas
y climáticas de la región. Actualmente, representa poco más del 50% de la matriz
eléctrica del país. La hidrogeneración consiste en la utilización de la energía cinética
del agua pasándola por una turbina que la transforma en energía mecánica y por
último es transformada a energía eléctrica por medio de un generador.

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2.1.2 Energía Solar
La generación de electricidad, a partir del sol, se obtiene hoy con tecnología
fotovoltaica en donde las células fotovoltaicas convierten directamente la luz solar
en energía eléctrica y con tecnología de centrales termo solares, la cual se basa en
la concentración de la radiación solar directa para producir vapor o aire caliente.
Como se aprecia en la figura el potencial se energía solar en Chile se concentra
principalmente en el norte del país, debido a la escasez de nubes, baja humedad y
cielos muy limpios.
2.1.3 Energía Eólica
Para convertir la energía del viento en electricidad se usan aerogeneradores, los
cuales toman la energía cinética del viento y la transforman en energía mecánica,
que el generador convierte finalmente en electricidad. Para ello se requieren
condiciones de viento favorable.
Figura 2.1: Energía Solar en Chile

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2.1.4 ERNC en Chile
Según el reporte de CER de mayo 2014, se indica que la generación ERNC en el
mes de abril, alcanzó un total de 427 GWh, lo que equivale al 7,62% de la inyección
total de los sistemas eléctricos. Al contrastar las cifras del mismo mes del año
anterior, junto a un importante crecimiento solar, se observa un fuerte incremento
en la inyección de centrales eólicas, duplicando su aporte al mix renovable.
La generación acumulada en los primeros cuatro meses del año, alcanza un total
de 1.696 GWh, lo que representa un 7,45% de la inyección total, proveniente en un
45% de biomasa (766 GWh), 27% mini hidráulicas (450 GWh), 18% eólico (298
GWh), 5,7% biogás (96 GWh) y 5,2 % solar (86 GWh).
Según el informe el mercado de las ERNC ha ido creciendo, es por esta razón que
es necesario que exista un marco regulatorio que permita a los particulares, es decir,
clientes regulados que opten por generar su propia energía e inyectarla al sistema
eléctrico nacional.
Figura 2.2: Porcentajes de generación

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Capítulo 3. Ley Net Metering
3.1 Descripción
La Ley Net Metering es una iniciativa que busca fomentar el uso de pequeños
generadores que funcionen a base de Energías Renovables No Convencionales
(ERNC) y Cogeneración, incentivando la participación a nivel domiciliario y de
pequeñas empresas mediante beneficios tributarios y tarifas convenientes para los
usuarios del sistema que deseen inyectar los excedentes de dicha generación a la
red de distribución eléctrica. De esta forma, los usuarios finales pueden reducir la
energía consumida desde la red, facilitando la instalación y uso de energías
renovables a pequeña escala. Para ello, a los clientes que cuenten con unidades de
generación conectadas a la red, se les hará un balance al final de cada mes, entre
la energía eléctrica que han inyectado y retirado de las redes, utilizando medidores
eléctricos bidireccionales, facturando únicamente el consumo neto de electricidad
mensual.
Antes de la incorporación a la red de este tipo de generación se hace imprescindible
una legislación sobre el tema, en la cual se regule el convenio a realizar con la
empresa distribuidora, se determine la capacidad máxima de generación acorde con
la capacidad de la red, se contemplen los diferentes procedimientos para la solicitud
y aceptación de un proyecto de pequeña generación, entre otros aspectos.
El sistema Net Metering, o Medición Neta, ya se está aplicando en diferentes países,
siendo EE.UU, Australia, Canadá, Dinamarca e Italia, algunos de los precursores
del proyecto, tomando como principal argumento la creación de una matriz
energética más verde. En Chile, la primera propuesta como proyecto de ley sobre
generación de energía residencial tuvo su fecha de aparición el 20 de Agosto del
2008 en el Congreso. Luego de resolverlos algunas necesarias modificaciones y
adecuaciones, se aprueba en Marzo del 2012 la Ley 20.571 que regula las tarifas
eléctricas de éste tipo de generadoras. Aun así, a la fecha la ley todavía no se
encuentra operativa, básicamente porque el reglamento que la hace viable no ha
sido promulgado. Dicho reglamento abarca dos dimensiones sobre la ley
esencialmente, éstas son: las especificaciones necesarias para conectar la
instalación a la red de distribución y el sistema tarifario. Se ahondará en estos
aspectos más adelante en el presente informe.

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3.2 Instrumentos Normativos a Nivel Mundial
Existen diversos instrumentos que han sido adoptados por las distintas legislaciones
a nivel mundial con el fin de incentivar o apoyar el desarrollo de la generación
eléctrica con Energías Renovables No Convencionales. Entre éstos se encuentran
las Tarifas Feed In, el sistema de cuotas Tendering System, y el sistema de cuotas
Renewable Portfolio System.
3.2.1 Feed-In Tariffs.
La primera de estas herramientas trata sobre las Tarifas Feed In (FIT), la cual
impulsa el desarrollo de las ERNC por medio del establecimiento de una tarifa
especial, premio o sobreprecio, por unidad de energía eléctrica inyectada a la red
por unidad de generación ERNC. De esta forma, interviene el precio que es recibido
por el generador ERNC, obteniendo claridad sobre el precio mínimo que le será
pagado al usuario por concepto de electricidad.
Para el modelo FIT, la institucionalidad establece una tarifa mínima, sobre-precio o
premio, para la electricidad inyectada proveniente de ERNC, tarifa que diferencia
según tipo de energía, tamaño y ubicación de la central. Además, se establece una
obligatoriedad de acceso a las redes eléctricas a las centrales ERNC, para así
asegurar que los generadores estarán en condiciones de inyectar energía al
sistema. Por otra parte, existe la obligación de compra de toda esta energía
inyectada.
La Tarifa Feed In busca beneficiar a todas las empresas generadoras sin importar
su tamaño y al establecer tarifas diferenciadas según el tipo de ERNC que se use,
fomenta el desarrollo de todas las tecnologías y no sólo de las que se encuentran
en una situación más competitiva dentro de las ERNC. Hasta el momento, se ha
establecido en alrededor de 50 países, siendo los más destacados Alemania y
España.
3.2.2 Renewable Portfolio System
Los sistemas de cuotas se caracterizan porque la autoridad fija un objetivo sobre la
cantidad de energía eléctrica a ser inyectada a la red y que debe ser suministrada
mediante medios de generación ERNC, dejando la libertad a los actores
generadores para determinar con qué tipo de ERNC se generará la electricidad, al
igual que las tarifas con las que se comercializa la energía.
El Renewable Portfolio System se fundamenta en dos elementos, que son la
obligación (cuota) y los certificados. Los certificados de energía renovable
representan una unidad de energía eléctrica inyectada a las redes eléctricas
proveniente de medios de generación ERNC.

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Estos certificados son utilizados para acreditar el cumplimiento de la obligación, la
cual es fiscalizada al término de todos los años en una época determinada. El éxito
del sistema depende de que la cuantía de la multa aplicada en caso de
incumplimiento sea de un monto suficientemente alto para incentivar el
cumplimiento, es decir que sea mejor negocio cumplir. Cabe señalar que ésta
variante del sistema de cuotas ha sido adoptada por países como Australia, Italia,
Inglaterra (desde Abril tienen un sistema mixto con FIT) y algunos Estados de
EE.UU.
3.2.3 Tendering System
El Tendering System se basa en que la autoridad al fijar la cuota, establece que los
proveedores serán escogidos mediante un sistema de licitaciones, fijando asimismo
un valor máximo para las ofertas que sean recibidas. Para cumplir la cuota
establecida, la autoridad, en caso que sea necesario, calcula a cuánto equivale el
porcentaje de la misma, tomando como referencia la electricidad inyectada al
sistema eléctrico el año anterior. Posteriormente se abre un proceso de licitación
abierta, estableciéndose un precio máximo para las ofertas, como la fijación de otros
estándares sobre la operación.
Los actores del mercado pueden hacer ofertas por el total o parte del espectro
ofertado, al menor costo posible. Las ofertas serán seleccionadas partiendo por las
más baratas y así sucesivamente hasta que la cuota licitada sea enterada. Si una
vez seleccionada una oferta, esta no se ejecuta, se traduce en la aplicación de
multas a dicho oferente.
Este sistema, a pesar de incentivarse las ERNC menos costosas, trae consigo un
alza de las tarifas eléctricas, de lo contrario el mercado ya habría sido capaz de
desarrollarlas sin necesidad de instrumentos normativos o medidas de incentivo.

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3.3 Regulación del Pago de las Tarifas Eléctricas de las Generadoras
Residenciales nivel Nacional.
La Ley 20.571 fija los criterios de operación, medición, remuneración y pagos del
equipamiento de generación que inyecte sus excedentes a la red de distribución
eléctrica.
Algunas consideraciones a tener en cuenta para la descripción de la ley:
● Explícitamente, se aplica a:
a) Los clientes finales sujetos a regulación de precios, que dispongan para
su propio consumo de Equipamiento de Generación (EG), ya sea por medios
renovables no convencionales o de instalaciones de cogeneración eficiente,
que hagan uso de su derecho a inyectar la energía que de esta forma
generen a la red de distribución a través de sus respectivos empalmes y cuya
capacidad instalada no supere los 100kW.
b) Empresas Distribuidoras.
● Reconoce como ERNC las señaladas en los artículos 60° y 61° del DS N°244,
o sea, proveniente de fuentes hidráulicas de cursos de agua inferior a
20.000kW, energía geotérmica, solar, eólica, mareomotriz, y la obtenida por
biomasa que resulte a partir de los residuos y subproductos de procesos a
base de materias orgánicas.
● Reconoce como instalaciones de cogeneración eficientes a aquellas
descritas en el artículo 225 de la Ley General de Servicios Eléctricos en las
que se genera energía eléctrica y calor en un sólo proceso de elevado
rendimiento energético cuya potencia máxima suministrada al sistema sea
inferior a 20.000kW.
3.4 Requerimientos y Procedimientos para llevar a cabo la instalación.
Sólo podrán inyectar energía a la red en los términos adscritos en el
reglamento, los equipos que cumplan con los requisitos establecidos en la norma
sobre dispositivos de protección, sincronización y medida, los cuales serán exigidos
al propietario de los Equipos de Generación para solicitar y ejecutar una conexión a
la red de distribución. Esta conexión debe estar facilitada por la empresa
distribuidora sin perjudicar el normal funcionamiento de la red.
Para verificar el óptimo estado del equipo, el usuario deberá solicitar una inspección
del mismo realizada los organismos y entidades autorizados por la
Superintendencia de Energía y Combustible. Por otra parte, será deber de las
empresas mantener a disposición de sus clientes toda la información técnica de las
instalaciones que pueda ser requerida por éstos.

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Todo usuario que desee hacer uso de su derecho a inyectar energía eléctrica
deberá presentar una Solicitud de Conexión (SC) a la empresa distribuidora, en la
cual se detallarán los datos del cliente, el domicilio donde se hará la instalación, las
características del Equipo de Generación, la fuente energética y la potencia máxima
del equipo a conectar. Dicha solicitud deberá ser resuelta por la empresa
distribuidora en un plazo máximo de diez días hábiles desde el ingreso efectivo de
ésta a la oficina de partes.
En respuesta a la Solicitud de Conexión, se elaborará un Informe de Factibilidad
Técnica (IFT), otorgando la conformidad de la solicitud o realizando las
observaciones pertinentes que sean necesarias modificar. En este informe se
detallará la ubicación geográfica del punto de conexión a la red; la propiedad y
capacidad actualizada del empalme asociado al cliente; la capacidad máxima de
conexión referida a la respectiva red de distribución; niveles de tolerancia de voltaje,
armónicos y flicker.
Las observaciones con respecto a la Solicitud de Conexión podrán deberse a que
exista información errónea en la solicitud, a que se exceda la potencia máxima del
EG o a que se exceda la capacidad instalada permitida para la respectiva red.
En el IFT también pueden ser declaradas obras adicionales y adecuaciones
necesarios para la instalación del EG, las cuales deberán ser solventadas por el
usuario y no podrán significar costos adicionales para los demás clientes de la
empresa.
El usuario tendrá un plazo de 10 días hábiles para corregir dichas observaciones.
Si éstas no son modificadas, la empresa distribuidora podrá rechazar la SC con
fundamento en el incumplimiento de los requisitos especificados en el IFT. Si la
solicitud fue aprobada, ésta tendrá una vigencia de seis meses para que se realice
la instalación.
La conexión del EG estará a cargo de un instalador autorizado por la SEC. Una vez
instalado el equipo, el solicitante deberá requerir a una entidad de control
autorizada, la inspección de las instalaciones, a modo de realizar una serie de
pruebas para constatar que el equipo cumpla con las especificaciones establecidas.
Una vez hecha la inspección, los usuarios deberán declarar las nuevas instalaciones
interiores a través de procedimientos administrativos determinados por la
Superintendencia. Se debe, además, presentar una Notificación de Conexión (NC)
en donde se detallen los datos del cliente; la potencia máxima del EG, su tipo y
número de catástro; identificación y clases del instalador; memoria técnica de la
instalación; n° del IFT y una copia del registro de la declaración de la nueva
instalación.

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Ingresada la NC, se disponen de cinco días hábiles para firmar un contrato de
conexión entre el cliente y la empresa distribuidora. Suscrito dicho contrato, se
procede a comunicar a la SEC la puesta en servicio del Equipamiento de
Generación.
En el contrato se deben incluir los siguientes elementos:
a) Identificación de las partes;
b) Potencia Máxima del equipo;
c) Propiedad del medidor;
d) Fuente de energía primaria, ubicación o empalme y certificación;
e) Condiciones generales de inyección de energía;
f) Fecha de puesta en servicio;
g) Causas de modificación o resolución del contrato;
h) Período de marcha blanca para las inyecciones preliminares;
i) Remuneración de inyecciones;
j) Condiciones de caducidad por defectos al momento de la puesta en servicio;
k) Condiciones de operaciones de conexión y desconexión del servicio.
En caso de que en la puesta en servicio se detectaran divergencias entre lo indicado
en el Certificado de Inspección o se esté en presencia de alguna condición que
pudiera poner en riesgo la seguridad de los usuarios y la continuidad del suministro,
podrá oponerse a la realización de la puesta en servicio emitiendo un Informe de
Rechazo (IR) en donde se fundamente tal decisión.
El usuario contará dispondrá de 10 días hábiles para corregir dicha situación, al
cabo de los cuales la distribuidora concurrirá a realizar nuevamente la puesta en
servicio. En caso de persistir o aparecer nuevas condiciones de rechazo, se
formulará otro IR y la empresa podrá dejar sin efecto el contrato de conexión. Ante
esta situación, el cliente podrá impugnar ambos IR y el conflicto se resolverá ante
la SEC.
La ejecución, modificación, mantención y reparación de todo Equipamiento de
Generación, deberá ser realizada solamente por instaladores eléctricos autorizados
por la Superintendencia en la clase que corresponda.

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Toda maniobra que implique la desconexión de un EG, así como su mantenimiento
o reparación, deberá ser coordinada con la empresa distribuidora y el titular del
equipo, de acuerdo a los procedimientos que tenga establecidos la empresa.
3.5 Valorización de la Energía Inyectada.
Estas inyecciones de energía eléctrica que realicen los usuarios finales que
dispongan de Equipamiento de Generación serán valorizadas a precio de nudo de
energía incorporando las menores pérdidas eléctricas de la concesionaria de
servicio público de distribución asociadas a las inyecciones de energía.
En aquellos sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200MW, el
precio de nudo de la energía corresponderá al precio de nudo promedio que la
concesionaria de servicio público deba traspasar a sus clientes regulados.
Para los sistemas cuya capacidad instalada sea entre 1500kW y 200MW, el precio
de nudo de la energía corresponderá al establecido en el decreto que fije los precios
de nudo a nivel de generación-transporte vigente para dichos sistemas.
En cuanto a la incorporación de las menores pérdidas eléctricas de la concesionaria,
asociadas a las inyecciones de energía efectuadas por el Equipo de Generación, el
precio de nudo deberá ser multiplicado por los factores de pérdidas medias de
energía asociados a la opción tarifaria del cliente.
La valorización de las inyecciones será descontada de la facturación
correspondiente al mes en el cual se realizaron dichas inyecciones. Si es que de
este descuento quedaran remanentes a favor del usuario, se traspasarán al mes
siguiente, descontando de las facturas subsiguientes. Si cumplidos seis meses no
han sido cubiertos todos los remanentes de la generación del mes inicial, deberán
ser pagados por la empresa distribuidora al propietario del Equipo de Generación.
3.6 Limitaciones técnicas de la implementación de la ley
La implementación de la ley, trae consigo una serie de restricciones técnicas
mínimas para los generadores, que tienen como fin asegurar la calidad de
suministro y estabilidad del sistema. Donde en el reglamento propuesto,
exactamente en el TITULO III, se definen los límites a la instalación de equipamiento
de generación como sigue:

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-La capacidad instalada permitida para el conjunto de usuarios de una red de
distribución de baja tensión asociada a un mismo transformador de distribución, y
que no requiera de obras adicionales para su conexión, deberá ser calculada por
las Empresas Distribuidoras basado en el impacto de la conexión del Equipamiento
de Generación tomando en cuenta lo siguiente:
i. Que la corriente neta circule por la red solo en dirección a los
consumos
ii. Efecto den la regulación y fluctuaciones del voltaje
iii. Contribución a la corriente de cortocircuito
Lo anterior considerando los siguientes parámetros del equipamiento:
iv. La potencia máxima del Equipamiento de Generación en
kilowatts
v. La tecnología de generación
vi. Perfil de generación diario previsto.
-Los parámetros de la red eléctrica que se utilizarán para el cálculo anterior
corresponderán a los siguientes:
vii. potencia de cortocircuito asociada al transformador de
distribución correspondiente a la red de baja tensión en kilo
volt-amperes;
viii. capacidad del transformador de distribución en kilo volt-
amperes,
ix. capacidad de apertura en cortocircuito de la protección
asociada a la red de baja tensión en amperes; y
x. perfil de demanda del transformador de distribución asociado.
-Para determinar en la corriente neta que circulará por la red, deberá considerarse
el perfil de demanda del transformador de distribución asociado y el perfil de
inyección esperada de este equipamiento.

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-El perfil de inyección esperada del Equipamiento de Generación que se conectará
a la red deberá ser provisto por el interesado, si no, se calculará en base a potencia
máxima de generación multiplicada por el factor de coincidencia del Equipamiento
de Generación. Este factor se estimará a partir de los perfiles reales de generación
diarios.
-Con respecto al impacto de la instalación de los equipamientos de generación
sobre los voltajes, se calculará la razón entre cortocircuito y potencia del lado de
baja tensión del transformador de distribución asociado. En base a este cálculo se
determinará si la instalación del nuevo equipamiento requerirá de obras adicionales.
-Con respecto a la contribución a la corriente de cortocircuito de la red sólo se
realizará en caso de que la capacidad a instalar por el usuario requiera la ampliación
de su empalme respectivo.
-La capacidad instalada permitida del conjunto de equipamientos de generación
conectados a la red y que no requiera de obras adicionales para su conexión, se
determinará como el mínimo que resulte de comparar la capacidad obtenida
mediante la evaluación de su impacto en términos de contribución a la corriente neta
que circulará por la red, y aquella obtenida haciendo uso de la relación cortocircuito
- potencia de la red respectiva.
-En el caso de clientes finales sujetos a fijación de precios que dispongan de
Equipamiento de Generación y se encuentren conectados a redes de media tensión,
los requerimientos técnicos asociados a su conexión así como la manera de
determinar las potenciales obras adicionales en la red serán definidas por la norma
técnica. Sin perjuicio de lo anterior, sólo se permitirá la conexión de unidades
trifásicas a redes de media tensión.

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3.7 Ejemplo Práctico
3.7.1 Implementación a nivel mundial
Actualmente la implementación de métodos de generación residencial se han visto
incentivados ejemplos claros son los países de Japón, Alemania e Inglaterra.
En Japón, luego de los problemas nucleares causados por el terremoto del año
2011, la demanda energética fue suplida en un 90% por combustibles fósiles. Tal
situación dio un incentivo a la elaboración de una política de generación a travez
de energías renovables, dando especial incentivo a la generación mediante
paneles solares instalados en los hogares. A partir de ello en el año 2012 se
implementó un sistema Feed-in Tarriff (FIT), para las energías renovables.
Con este sistema toda persona que desee implementar un sistema de generación
a través de energías renovables, debe cumplir con una acreditación para luego
conectarse a la red, ya conectado a la red logra recibir un pago especial (FIT), por
la cantidad de energía inyectada al sistema. Tal tarifa es definida cada año y
posee un valor superior los 3 primeros años para incentivar la inversión inicial. Por
otro lado las empresas distribuidoras tienen la obligación de cumplir el pago de la
tarifa y permitir la conexión al sistema.
Los valores de acurdo a la capacidad instalada son:
Tabla 3.1: Precios de energía
Capacidad de
generación
Más de 10
kW
Bajo 10 kW Bajo 10 kW
Residencial
Precio de Compra 396
US$/MWh
416
US$/MWh
475 US$/MWh
Duración del Contrato 20 Años 10 Años 10 Años

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Tal método ayudo a que durante el año 2011 se instalaran 1,3GW de generación
fotovoltaica con proyecciones al 2012 por 2 GW, alcanzando así alrededor de 6,5
GW de capacidad instalada en base a energía solar.
Figura 3.1: Capacidad fotovoltaica instalada en Japón
Alemania por otro lado, desde el año 2008 ha implementado tarifas similares a las
de Japón, estableciendo compras de energías especiales a quienes generen en
base a instalaciones fotovoltaicas con capacidades inferiores a 30 kW.
Durante los primeros meses del 2012 la generación por paneles fotovoltaicos
cubrió en promedio el 6% de la demanda total, durante los días con buenas
condiciones climáticas y baja carga del sistema, la energía fotovoltaica fue capaz
de suplir el 40% de la demanda del sistema.

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Figura 3.2: Carga y generación fotovoltaica
La actual tarifa, en conjunto con los subsidios para la instalación de paneles
fotovoltaicos, ha producido un fuerte aumento, logrando ser un 70% de los
generadores fotovoltaicos de tipo residenciales.
Figura 3.3: Capacidad de energías renovables

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También en Inglaterra a pesar de no tener un índice de radiación elevado se
implementó el sistema FIT para incentivar este tipo de generación.
Los valores de tarifa asociada a la generación residencial son mucho mayores a
los valores normales por generación de energía eléctrica, logrando con ello un
incentivo a instalar paneles fotovoltaicos.
Aproximada en dos años la generación mediante paneles fotovoltaicos ha llegado
al orden de las 1,5GW, de los cuales el 70% es mediante generación residencial.
Figura 3.4: Capacidad fotovoltaica instalada
Claramente los incentivos en materia de generación residencial, han logrado en
estos países lograr métodos de generación compartida entre generadores y
consumidores logrando la generación esencialmente mediante energías no
convencionales.

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3.7.2 Implementación en Chile
La implementación de un sistema de generación residencial en Santiago está
establecida principalmente por las cargas diarias de un hogar en un día normal,
tales curvas serán las indicadoras de la capacidad de los sistemas a instalar.
Figura 3.5: Curva de demanda (semana)
Figura 3.6: Curva de demanda (Fin de semana)
Figura 3.7: Curva generación fotovoltaica

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Para el análisis de un pago FIT, se puede calcular la tarifa a la que debe ser
comprada la energía residencial a manera de recuperar la anualidad de la
inversión. Llevando al cálculo valores de la tarifa BT1 para cada mes del año.
Por otro lado el caso Net Metering puro, el valor de la energía inyectada
corresponde al valor que los concesionarios de servicio público venden su energía
a los clientes regulados.
Dados los datos de generación y consumo en un día normal, se puede analizar la
relación existente entre las potencias de demanda y de generación residencial.
Figura 3.8: Ejemplo caso residencial.
0
0,5
1
1,5
2
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
kW
Horas
Generación Vs Consumo
Demanda Generación Demanda Media

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3.7.2.1 Implementación Net Metering Modificado (Net Billing).
Para el caso Net Metering modificado, en donde el excedente de energía inyectado
a la red, luego de realizarse un balance con la energía consumida desde la red a lo
largo del mes, se compra a una tarifa igual a la tarifa BT1 para los clientes regulados,
se realizó una simulación similar al anterior obteniéndose los siguientes resultados.
Tabla 3.2: Precio energía (Net Billing)
Tarifa BT1 Costo CLP $ Pago*Net Billing $
1 Kw*h 81,1331 53,0002
Donde según el grafico la demanda promedio en un día es aproximadamente 0,46
kW, y la generación durante 9 horas del día rodea los 1,4 kW.
Realizando los cálculos de generación-consumos se tiene el siguiente análisis
Tabla 3.3: Precios Net Billing
Aplicación Net Billing
Energía
consumida de la
red
Energía producida por paneles
fotovoltaicos
Producció
n usada
Gananci
a
kW*h 6,90 12,60 4,14 1,56
$
kW*h $ 559,82 $ 667,80 $ 219,42 $ 82,68
Siguiendo esto la ganancia diaria sería de $82,68 pesos, por lo consecuente en un
mes la ganancia por el método de Net Billing sería de $ 2.480,40 pesos.
1
Datos obtenidos de tarifas de suministro eléctrico para clientes sujetos a regulación de precios Chilectra
06-2014. Considerando al cliente en el área A1 (a) tarifa BT1
2
Datos obtenidos Informe de Comisión de Hacienda pag. 105 Historia de la Ley Nº 20.571

21
3.7.2.2 Implementación Net Metering Puro
Dado que este método utiliza un único medidor bidireccional, se tiene un balance
entre la generación y el consumo total, para un día promedio.
Utilizando el costo promedio por energía en Santiago, por la empresa Chilectra en
tarifa BT1 se tiene:
Tabla 3.4: Precio energía (Net Metering)
Tarifa BT1 Costo CLP $
1 Kw*h 81,1333
Donde según el grafico la demanda promedio en un día es aproximadamente 0,46
kW, y la generación durante 9 horas del día rodea los 1,4 kW.
Realizando los cálculos de generación-consumos se tiene el siguiente análisis:
Tabla 3.5: Precio Net Metering
Aplicación Net Metering Puro
Energía consumida
de la red
Energía producida por
paneles fotovoltaicos
Producción
usada
Gananci
a
kW*h 6,90 12,60 4,14 1,56
$
kW*h $ 559,82 $ 1.022,28 $ 335,89 $ 126,57
Donde las ganancias por generación propia rodean los $126,57 pesos diarios,
llevándolo a un plano mensual se tiene una ganancia promedio de $ 3.797,02
pesos.
3
Datos obtenidos tarifas de suministro eléctrico para clientes sujetos a regulación de precios Chilectra
06-2014. Considerando al cliente en el área A1 (a) tarifa BT1

22
3.8 Discrepancias con la Ley
Tras la promulgación de la Ley Net Metering 20.571 se han generado ciertas
discrepancias con respecto a su real aporte a incentivar la conexión de equipos de
generación en base a ERNC a la red eléctrica. A pesar de que el proyecto busca
reducir paulatinamente el consumo de los usuarios finales promoviendo las
energías renovables, el sector fotovoltaico de Chile argumenta que “el reglamento
desincentiva principalmente a los usuarios residenciales y pequeños comerciantes
a invertir en ERNC, quienes desean generar su propia electricidad o participar en
la cogeneración distribuida, lo que va en dirección opuesta al espíritu de la Ley que
tanto costó obtener”, aclara Peter Horn, CEO Representante Legal de Heliplast,
empresa con una larga y exitosa trayectoria en el desarrollo e implementación de
proyectos fotovoltaicos.
Algunas de estas discrepancias recaen en que la forma de considerar la energía
inyectada no sería la más adecuada si es que en realidad se trata de un sistema
Net Metering. Esto se debe a que en el Net Metering se realiza la cuenta neta de
unidades físicas de energía Kilowatts/Hora, previo a la valorización de ésta,
mediante un factor unitario de precio. Para ello además se debe utilizar un medidor
bidireccional de energía. En un sistema Net Billing, la contabilidad se realiza por la
valorización de la energía consumida de la inyectada separadamente para luego
realizar la cuenta neta en unidades monetarias. En el Net Metering, el valor unitario
de la energía producido y consumida es idéntico; en el Net Billing, el valor de la
energía producida es menor a la consumida. Debido a las características del
proyecto a implementar en Chile, se estaría en presencia de un sistema Net Billing.
El Presidente del Instituto de Ecología Política, Manuel Baquedano, también se
manifiesta con respecto a la ley. “En el caso de la ley chilena de net metering, no
existe este estímulo tarifario, dificultándose las iniciativas que pudieran existir para
implementar las energías renovables en el hogar. Pensamos que esta ley debiera
contemplar una tarifa que a lo menos fuera la misma que las empresas les cobran
a sus usuarios, pero lamentablemente, no establece eso, sino, un precio de
mayorista para el productor domiciliario que equivale sólo a un 60% del precio que
cobra la empresa distribuidora de electricidad”, argumenta el presidente de la
institución.
Ante esta situación se está buscando proponer que, por lo menos para el sector
domiciliario cuyo consumo esté por debajo de los 10kW y que tienen una tarifa BT-
1, prime la relación 1:1 entre ambos precios, es decir, que se aplique Net Metering
y no Net Billing. Aun así, estas propuestas deben estar en sintonía con las empresas
distribuidoras debido a que, en un mercado no regulado como el de Chile, cualquiera
de estos movimientos correspondientes a los costos podría disminuir la inversión.

23
Otra critica que se ha salido a luz es referida a la limitación en términos de capacidad
que establece la Ley 20.571, señalando que por la capacidad instalada máxima que
considera, se estaría limitando indirectamente la participación de clientes regulados
de carácter comercial y/o industrial. Puesto que para lograr una generación
equivalente a 100kW se requiere una superficie aproximada de 2.000 metros
cuadrados, se estaría desaprovechando la gran superficie que poseen algunos
centros comerciales, fábricas o industrias, sujetos a tarifas reguladas. Quienes
plantean esta problemática afirmar que la limitación que hace la ley debería estar
establecido solamente a la condición de clientes regulados y no en términos de
capacidad.

24
Capítulo 4. Conclusiones
En la actualidad, la mayor parte de la energía generada en Chile es de origen fósil,
lo que ha conllevado a la dependencia de factores externos como son los precios
de los combustibles y relaciones con otros países, además de que la
sobreexplotación de estos recursos ha acarreado problemas correspondientes a
una matriz que en definitiva no es ni sustentable ni está en armonía con el entorno.
Ante el gran potencial fotovoltaico y eólico presente en Chile (además de la
presencia de otras ERNC) es que se hace necesario el incorporar cuanto antes este
tipo de energías en la generación eléctrica del país. A partir de esta premisa, se ha
instaurado en los planes gubernamentales el objetivo de una matriz energética más
verde en el mediano plazo.
Entre las proyecciones de la incorporación de las ERNC a la generación eléctrica
se encuentra la apertura de las redes de distribución para que los usuarios finales
que dispongan de Equipos de Generación en base a ERNC puedan inyectar sus
excedentes de energía a la red. Para su incentivo, se ha propuesto establecer una
serie de decretos que rijan la operación, medición, remuneración y pagos del
equipamiento de generación que inyecte sus excedentes a la red de distribución
eléctrica; decretos que en su conjunto, forman la Ley 20.571. Esta ley se refiere al
modelo de Net Metering, conocido mundialmente como un mecanismo en el cual
las empresas distribuidoras reducen la factura total de los usuarios en relación a la
cantidad de energía inyectada por éstos a la red.
Mediante este informe se ha logrado interpretar el enfoque de dicha ley y desglosar
los distintos procedimientos que conlleva la conexión de un Equipo de Generación
ERNC a la red de distribución por parte de los usuarios finales, identificando las
diferentes limitaciones que deben considerarse, asegurando que no se perjudique
al resto de los usuarios ni a la continuidad del sistema. Se ha logrado complementar
esta información con ejemplos concretos sobre su aplicación en Chile.
Por lo pronto, no es posible afirmar que la Ley Net Metering dejará satisfecha a
todas las partes involucradas. Esto debido a que podrían haber cambios en su
formulación que significaran un mayor incentivo en la inyección de electricidad
generada en base a ERNC para las familias y pequeñas empresas debido a los
altos costos que éstos deben cubrir; así como también podría incentivarse la
participación de grandes industrias y centros comerciales que, en su condición de
clientes regulados, estarían desaprovechando la gran cantidad de espacio que
poseen en sus instalaciones en pos de generar energías más limpia e inyectarla a
la red.

25
Capítulo 5. Bibliografía
[1] Energía, Ministerio de, «Propuesta de reglamentación para la Ley que Regula
el Pago de las Tarifas Eléctricas,» Gobierno de Chile, Santiago, 2012.
[2] S. Leyton, «Central Energia,» 10 Agosto 2010. [En línea]. Available:
http://www.centralenergia.cl/2010/08/10/net-metering/. [Último acceso: 5 Junio
2014].
[3] S. Leyton, «Central Energía,» 26 Abril 2012. [En línea]. Available:
http://www.centralenergia.cl/2012/04/26/net-metering-en-chile-ley-20-[1]
571/comment-page-3/. [Último acceso: 5 Junio 2014].
[4] M. Baquedano, «Futuro Renovable,» 5 Mayo 2014. [En línea]. Available:
http://www.futurorenovable.cl/2014/05/net-metering-en-chile-impulsando-las-ernc/.
[Último acceso: 6 Junio 2014].
[5] C. Mateu, «Futuro Renovable,» 26 Diciembre 2012. [En línea]. Available:
http://www.futurorenovable.cl/2012/12/al-sector-fotovoltaico-chileno-no-le-gusta-la-
regulacion-del-net-metering/. [Último acceso: 6 Junio 2014].
[6] M. d. Economía, «Ley Chile,» 22 Marzo 2012. [En línea]. Available:
http://www.leychile.cl/Navegar?idNorma=1038211. [Último acceso: 5 Junio 2014].
[7] M. d. Energía, Centro de Energías Renovables, «Reporte CER,» Mayo 2014
http://cer.gob.cl/sobre-las-ernc/datos-y-estadisticas/.
[8] P.U.C. Proyecto de Investigacion «Es suficiente la actual legislación sobre Net
Metering,»http://web.ing.puc.cl/~power/alumno13/netmet/NET%20METERING.htm
#_6.1_An%C3%A1lisis_para_1

26
Anexos
TARIFAS DE SUMINISTRO ELECTRICO PARA CLIENTES SUJETOS A REGULACIÓN DE PRECIOS
De acuerdo a lo establecido en el artículo Nº 191 de DFL Nº 4 de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, se detallan a continuación las tarifas que aplicará
Chilectra S.A. a los suministros sometidos a regulación de precios, a partir del 01 de Junio de 2014. Las opciones tarifarias y condiciones de aplicación son las establecidas en el
Decreto Nº 1T de 2012, del Ministerio de Energía.
Á R E A 1 A
( a )
Á R E A 1 A
( b )
Á R E A 1 A
( c )
ÁREA 1S Caso 1(a)
A.T. - SUBT.; B.T. - AÉREA
ÁREA 1S Caso 2(a)
A.T. - AÉREA; B.T. - SUBT.
ÁREA 1S Caso 3(a)
A.T. y B.T. - SUBTERRÁNEA
VALORES NETOS y C/IVA TARIFAS
DE SUMINISTRO
VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014
$ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA
BT-1
Cargo Fijo
Energía Base
E. Adicional de Invierno
($/cliente)
($/kWh)
($/kWh)
582,4705
68,1789
94,4058
693,14
81,133
112,343
809,1260
73,2142
104,4764
962,86
87,125
124,327
922,8655
83,0453
124,1386
1.098,21
98,824
147,725
582,4705
71,2596
100,5663
693,14
84,799
119,674
582,4705
70,7739
99,5957
693,14
84,221
118,519
582,4705
73,8554
105,7588
693,14
87,888
125,853
BT-2
BT-3
Cargo Fijo
Cargo Fijo
Energía
Cons. Parc. Pte. Pta
Cons. Pte. Punta
($/cliente)
($/cliente)
($/kWh)
($/kW/mes)
($/kW/mes)
582,4705
922,9915
41,9521
5.084,8571
8.180,5966
693,14
1.098,36
49,923
6.050,98
9.734,91
809,1260
1.310,6806
41,9521
6.192,5966
9.842,2016
962,86
1.559,71
49,923
7.369,19
11.712,22
922,8655
1.513,8823
41,9521
8.355,5042
13.086,5630
1.098,21
1.801,52
49,923
9.943,05
15.573,01
582,4705
922,9915
41,9521
5.762,5630
9.197,1512
693,14
1.098,36
49,923
6.857,45
10.944,61
582,4705
922,9915
41,9521
5.655,7394
9.036,9159
693,14
1.098,36
49,923
6.730,33
10.753,93
582,4705
922,9915
41,9521
6.333,7310
10.053,9075
693,14
1.098,36
49,923
7.537,14
11.964,15
BT-4
Cargo Fijo BT - 4.1
Cargo Fijo BT - 4.2
Cargo Fijo BT - 4.3
($/cliente)
($/cliente)
($/cliente)
582,4705
922,9915
1.011,6806
693,14
1.098,36
1.203,90
809,1260
1.310,6806
1.631,3697
962,86
1.559,71
1.941,33
922,8655
1.513,8823
1.638,5630
1.098,21
1.801,52
1.949,89
582,4705
922,9915
1.011,6806
693,14
1.098,36
1.203,90
582,4705
922,9915
1.011,6806
693,14
1.098,36
1.203,90
582,4705
922,9915
1.011,6806
693,14
1.098,36
1.203,90
Energía ($/kWh) 41,9521 49,923 41,9521 49,923 41,9521 49,923 41,9521 49,923 41,9521 49,923 41,9521 49,923
Pot Total Cont o Leída ($/kW/mes) 1.646,3781 1.959,19 2.045,9159 2.434,64 3.276,2352 3.898,72 1.732,8991 2.062,15 2.103,0840 2.502,67 2.189,8403 2.605,91
Dem. Máx. de Punta ($/kW/mes) 6.534,2184 7.775,72 7.796,2857 9.277,58 9.810,3277 11.674,29 7.464,2521 8.882,46 6.933,8319 8.251,26 7.864,0672 9.358,24
AT-2 Cargo Fijo ($/cliente) 582,4705 693,14 809,1260 962,86 922,8655 1.098,21 582,4705 693,14 582,4705 693,14 582,4705 693,14
AT-3 Cargo Fijo ($/cliente) 922,9915 1.098,36 1.310,6806 1.559,71 1.513,8823 1.801,52 922,9915 1.098,36 922,9915 1.098,36 922,9915 1.098,36
Energía ($/kWh) 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451
Cons. Parc. Pte. Pta ($/kW/mes) 3.201,5126 3.809,80 3.872,8823 4.608,73 4.562,6722 5.429,58 3.830,1008 4.557,82 3.201,5126 3.809,80 3.830,1008 4.557,82
Cons. Pte. Punta ($/kW/mes) 4.705,7394 5.599,83 5.544,9579 6.598,50 6.407,2016 7.624,57 5.491,4789 6.534,86 4.705,7394 5.599,83 5.491,4789 6.534,86
Cargo Fijo AT - 4.1 ($/cliente) 582,4705 693,14 809,1260 962,86 922,8655 1.098,21 582,4705 693,14 582,4705 693,14 582,4705 693,14
AT-4 Cargo Fijo AT - 4.2 ($/cliente) 922,9915 1.098,36 1.310,6806 1.559,71 1.513,8823 1.801,52 922,9915 1.098,36 922,9915 1.098,36 922,9915 1.098,36
Cargo Fijo AT - 4.3 ($/cliente) 1.011,6806 1.203,90 1.631,3697 1.941,33 1.638,5630 1.949,89 1.011,6806 1.203,90 1.011,6806 1.203,90 1.011,6806 1.203,90
Energía ($/kWh) 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451 39,8747 47,451

27
Pot Total Cont o Leída ($/kW/mes) 523,8235 623,35 915,4537 1.089,39 1.317,8319 1.568,22 890,4957 1.059,69 523,8235 623,35 890,4957 1.059,69
Dem. Máx. de Punta ($/kW/mes) 4.181,9159 4.976,48 4.629,5042 5.509,11 5.089,3697 6.056,35 4.600,9831 5.475,17 4.181,9159 4.976,48 4.600,9831 5.475,17
Todas las
Tarifas Cargo Único por uso Troncal ( $/kWh ) 0,80100 0,95319 0,80100 0,95319 0,80100 0,95319 0,80100 0,95319 0,80100 0,95319 0,80100 0,95319
LAS COMUNAS PARA EL ÁREA 1A y 1S SE DEFINEN SEGÚN DECRETO Nº 1T/2012 (E):
( a ) Comunas no indicadas en ( b ) y ( c ).
Á R E A 1 A
( a )
Á R E A 1 A
( b )
Á R E A 1 A
( c )
ÁREA 1S Caso 1(a)
A.T. - SUBT.; B.T. - AÉREA
ÁREA 1S Caso 2(a)
A.T. - AÉREA; B.T. - SUBT.
ÁREA 1S Caso 3(a)
A.T. y B.T. - SUBTERRÁNEA
VALORES NETOS y C/IVA
EMPALMES PROVISORIOS VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014 VIGENCIA 1-06-2014
$ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA $ NETO $ C/IVA
Suministro en Baja Tensión
Cargo fijo ($/cliente)
Energía ($/kWh)
Potencia contratada ($/kWh/mes)
582,4705
41,9521
10.225,7478
693,14
49,923
12.168,64
809,1260
41,9521
12.302,7563
962,86
49,923
14.640,28
922,8655
41,9521
16.358,2016
1.098,21
49,923
19.466,26
582,4705
41,9521
11.496,4369
693,14
49,923
13.680,76
582,4705
41,9521
11.296,1428
693,14
49,923
13.442,41
582,4705
41,9521
12.567,3865
693,14
49,923
14.955,19
Suministro en Alta Tensión
Cargo fijo ($/cliente)
Energía ($/kWh)
582,4705
39,8747
693,14
47,451
809,1260
39,8747
962,86
47,451
922,8655
39,8747
1.098,21
47,451
582,4705
39,8747
693,14
47,451
582,4705
39,8747
693,14
47,451
582,4705
39,8747
693,14
47,451
Potencia contratada ($/kWh/mes) 5.882,1764 6.999,79 6.931,2016 8.248,13 8.009,0000 9.530,71 6.864,3529 8.168,58 5.882,1764 6.999,79 6.864,3529 8.168,58
Suministro en A.T. - Medida en B.T.
Cargo fijo ($/cliente) 582,4705 693,14 809,1260 962,86 922,8655 1.098,21 582,4705 693,14 582,4705 693,14 582,4705 693,14
Energía ($/kWh) 41,2705 49,112 41,2705 49,112 41,2705 49,112 41,2705 49,112 41,2705 49,112 41,2705 49,112
Potencia contratada ($/kWh/mes) 6.088,0504 7.244,78 7.173,7899 8.536,81 8.289,3193 9.864,29 7.104,6050 8.454,48 6.088,0504 7.244,78 7.104,6050 8.454,48
LAS COMUNAS PARA EL ÁREA 1A y 1S SE DEFINEN SEGÚN DECRETO Nº 1T/2012 (E):
( a ) Comunas no indicadas en ( b )
y ( c ). ( b ) Colina. ( c ) Til Til.

30
MINUTA MINISTERIO DE ENERGÍA
11 Octubre de 2012
Propuesta de reglamentación para la Ley que Regula el Pago de las Tarifas Eléctricas
de las Generadoras Residenciales (Ley 20.571)
TITULO I CAPITULO PRIMERO DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 1°.- Las disposiciones del presente reglamento se aplicarán a:
Los clientes finales sujetos a fijación de precios, que dispongan para su propio consumo de
Equipamiento de Generación, ya sea por medios renovables no convencionales o de instalaciones
de cogeneración eficiente, que hagan uso de su derecho a inyectar la energía que de esta forma
generen a la red de distribución a través de sus respectivos empalmes, y cuya capacidad instalada
de generación no supere los 100 kilowatts.
Las Empresas Distribuidoras.
Artículo 2º.- Para efectos de acceder al derecho a que se refiere el literal a) del artículo precedente,
el Equipamiento de Generación deberá encontrarse comprendido en alguna de las categorías
indicadas a continuación:
Instalaciones de generación de energía eléctrica mediante medios renovables no convencionales,
cuya energía primaria provenga de alguna de las fuentes indicadas en los artículos 60° y 61° del DS
N° 244 o cualquier otra fuente que sea clasificada como renovable no convencional de acuerdo a lo
dispuesto en la letra aa) del artículo 225° Del DFL N° 4/20.018 del 2007, del Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción y en el artículo 64° del DS N° 244 antes citado.
Instalaciones de cogeneración eficiente señaladas en la letra ac) del DFL N° 4/20.018 del 2007, del
Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción y los artículos 62° y 63° del DS 244.
Artículo 3°.- La capacidad instalada permitida a cada usuario final que desee conectar su
Equipamiento de Generación a una red de distribución, estará sujeta a las limitaciones respecto a la
capacidad del empalme y aquellas a las que se refiere el Título III de este reglamento.
Artículo 4º.- Las Empresas Distribuidoras, deberán permitir y facilitar la conexión a sus redes del
Equipamiento de Generación a que se refiere el artículo 1º del presente reglamento, sin perjuicio
del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio que les impone el presente
reglamento y la normativa vigente.
Artículo 5°.- La instalación de Equipamiento de Generación por parte de un cliente final, no afecta
la calidad de usuario de éste y por tanto, le son aplicables todos los derechos y obligaciones que el
usuario posee en su calidad de tal, de conformidad a la normativa aplicable.

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Artículo 6°.- El cliente final que posea un Equipamiento de Generación en operación, deberá
mantener en todo momento el buen estado del empalme correspondiente a su conexión con las
instalaciones de la Empresa Distribuidora.
Artículo 7°.- Las Empresas Distribuidoras no podrán imponer a los clientes finales sujetos a fijación
de precios que desean proceder a la conexión de un Equipamiento de Generación, condiciones
técnicas de conexión u operación diferentes a las dispuestas en la Ley, este Reglamento y en las
normas técnicas a que éste se refiere.
Artículo 8°.- Para la fiscalización del cumplimiento de la reglamentación vigente en las
instalaciones a que se refiere el presente reglamento, la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, en adelante e indistintamente, la “Superintendencia”, podrá autorizar a Organismos
de Certificación (OC), Laboratorios de Ensayo (LE) y Organismos de Inspección (OI) u otras entidades
de control para que efectúen, bajo su exclusiva responsabilidad, la inspección de las mismas,
pruebas y ensayos que se estimen necesarios, de acuerdo a las disposiciones que para tal efecto
establezca mediante resolución exenta.
Tales entidades así autorizadas quedarán sujetas a la permanente fiscalización y supervigilancia de
la Superintendencia.
CAPITULO SEGUNDO TERMINOLOGÍA Y REFERENCIAS NORMATIVAS
Artículo 9°.- Para efectos del presente reglamento se entenderá por:
Equipamiento de Generación: conjunto de Unidades de Generación y aquellos elementos necesarios
para su instalación, conectados a la red de distribución a través del empalme del cliente. Incorpora
además las protecciones y dispositivos de control necesarios para su operación y control.
Unidad de Generación: equipo generador eléctrico que posee dispositivos de accionamiento o
conversión de energía propios, sin elementos en común con otros equipos generadores. Se
entenderá que existen elementos en común cuando una falla de algún elemento de una unidad
generadora implica la salida en servicio de otra unidad.
Empresa Distribuidora: Concesionarios de servicio público de distribución de electricidad, así como
aquellas empresas que posean líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes
nacionales de uso público.
Capacidad Instalada: corresponde a la suma de la potencia máxima de las Unidades de Generación
que conforman el Equipamiento de Generación instalado por un cliente.
Adecuaciones: Obras físicas menores de conexión, excluyendo las expansiones de líneas,
transformadores o subestaciones.

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CDEC: Centro de Despacho Económico de Carga.
DP: Dirección de Peajes del CDEC.
Artículo 10°.- Las normas técnicas nacionales que resultan aplicables por disposición del
presente reglamento son, entre otras, las siguientes:
Decreto Supremo Nº 91, de 1984, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción,
aprobatorio de la NCh Elec. 2/84., “Electricidad. Elaboración y Presentación de Proyectos”, en
adelante e indistintamente “NCh Elec. 2/84”, sus modificaciones o disposición que la
reemplace.10.2 Norma Chilena Oficial NCh Elec. 2/84. “Electricidad. Elaboración y Presentación de
Proyectos”
Decreto Supremo Nº 115, de 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción,
aprobatorio de la Norma Elec 4/2003, “Instalaciones de consumo en baja tensión”, o el que la
reemplace, en adelante e indistintamente, “Norma Elec 4/2003”.
Decreto Supremo N° 298, de 2005, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que
aprueba Reglamento para la certificación de productos eléctricos y combustibles y deroga decreto
que indica.
Resolución Exenta Nº 24, de fecha 22 de mayo de 2007, de la Subsecretaría de Economía Fomento
y Reconstrucción, que contiene la Norma Técnica sobre Conexión y Operación de Pequeños Medios
de Generación Distribuidos e Instalaciones de Media Tensión.
Artículo 11°.- Sin perjuicio de los procedimientos, metodologías y requisitos técnicos para la
conexión y operación del Equipamiento de Generación, establecidos en el presente reglamento, la
norma técnica que corresponda podrá establecer lo siguiente:
Los requisitos mínimos para los dispositivos de protección, sincronización y medida que serán
exigibles al propietario del Equipamiento de Generación, para solicitar y ejecutar una conexión a la
red de distribución;
La forma en que deberá operar el Equipamiento de Generación de manera que se cumpla con las
exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes;
Los formularios u otros formatos para las solicitudes de información y conexión, u otros
procedimientos necesarios para el funcionamiento del Equipamiento de Generación.
Artículo 12°.- La Superintendencia mantendrá un catastro actualizado de los Equipamientos de
Generación habilitados para ser instalados, de acuerdo a los fines que se indican en el presente
reglamento.
Para poder acceder al catastro antes indicado, el equipamiento mencionado deberá cumplir con los
requisitos definidos en el procedimiento que la Superintendencia establecerá mediante resolución
fundada de carácter general, de tal forma de velar por la seguridad de los usuarios y la calidad
técnica de los equipos.

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Solo podrán inyectar energía a la red en los términos descritos en el presente reglamento, aquel
Equipamiento de Generación que se encuentre incluido en el catastro indicado en el párrafo
anterior.
Todo otro material que se emplee en la construcción e instalación de un Equipamiento de
Generación, que esté sujeto a certificación de conformidad a los reglamentos y normas técnicas
vigentes, sólo podrá ser instalado si dispone del respectivo certificado de aprobación emitido por
una entidad autorizada por la Superintendencia.
Previo a la conexión material del Equipamiento de Generación a las instalaciones de una Empresa
Distribuidora, el titular deberá solicitar una inspección del mismo. Esta inspección solo podrá ser
realizada por los organismos y entidades autorizados por la Superintendencia.
La Superintendencia autorizará a OC, OI, LE u otras entidades de control para que realicen o hagan
realizar, bajo su exclusiva responsabilidad, las pruebas y ensayos, o la revisión documental, en su
caso, que la Superintendencia estime necesarias para incluir componentes en el catastro de
Equipamientos de Generación y realizar la inspección mencionada en el párrafo anterior. Esta
autorización se otorgará mediante resolución.
Los procedimientos para la autorización y control de las entidades señaladas en los párrafos
anteriores, serán establecidos por la Superintendencia mediante resolución fundada de carácter
general. Las entidades así autorizadas quedarán sujetas a la permanente fiscalización y
supervigilancia de la Superintendencia y estarán sometidas a las sanciones establecidas en el Título
IV de la ley Nº 18.410.
TITULO II PROCEDIMIENTO PARA LLEVAR A CABO LA CONEXIÓN DEL
EQUIPAMIENTO DE GENERACIÓN
CAPITULO PRIMERO REQUERIMIENTO DE INFORMACIÓN Y SOLICITUD DE CONEXIÓN
§ De la información básica requerida para la conexión de los Equipamientos de
Generación
Artículo 13°.- A fin de proceder a la conexión segura del Equipamiento de Generación, las
Empresas Distribuidoras deberán mantener a disposición de sus clientes la información técnica de
sus instalaciones que les sea requerida por éstos últimos, incluyendo la capacidad de inyección a la
red de distribución que no requiera de obras adicionales, para el adecuado diseño e instalación de
dichos equipos, en los plazos y términos que se establecen en el presente título.
Artículo 14°.- Los clientes finales que deseen hacer uso del derecho a inyectar energía eléctrica,
dispuesto en el artículo 1° del presente reglamento, deberán presentar una Solicitud de Conexión

34
(SC) a la Empresa Distribuidora respectiva, en la cual conste su intención de instalar Equipamiento
de Generación, adjuntando la siguiente información:
Nombre completo y RUN-RUT del solicitante. En caso que el interesado sea una persona distinta al
propietario del inmueble, deberá acreditar la autorización de este último, mediante un mandato
autorizado ante Notario;
Domicilio donde se instalará el Equipamiento de Generación;
Número de cliente,
Teléfono, correo electrónico u otro medio de contacto,
Equipamiento de Generación y fuente de energía primaria utilizada.
Potencia máxima del Equipamiento de Generación a conectar.
Artículo 15°.- La empresa distribuidora deberá resolver la SC dentro de un plazo máximo de 10
días hábiles desde el ingreso efectivo de ésta en su oficina de partes o por otro medio que se
establezca para estos efectos.
En función de la información otorgada por el cliente de acuerdo al artículo anterior y con el objeto
de materializar su respuesta, la empresa distribuidora elaborará un Informe de Factibilidad Técnica
(IFT), otorgando la conformidad a la SC o realizando las observaciones necesarias, incluyendo la
siguiente información:
La ubicación geográfica del punto de conexión a la red, de acuerdo al número de cliente;
La propiedad y capacidad actual del empalme asociado al cliente en kilowatts;
La capacidad máxima de conexión establecida para la respectiva red de distribución o para el sector
de ella dónde se ubicará el Equipamiento de Generación, que no requiera de obras adicionales, en
función de lo dispuesto en el presente reglamento.
Los requisitos relativos al suministro a inyectar, definiendo tolerancias de voltaje, armónicos y flicker
de manera fundada.
En el caso que requiera la presentación de documentación adicional, la Empresa Distribuidora la
solicitará por escrito al interesado en el plazo de 5 días hábiles a partir de la recepción de la SC,
justificando la procedencia de tal petición.
En el supuesto de que el interesado haya indicado una dirección de correo electrónico válida de
acuerdo al inciso 1 de este artículo, ésta determinará la forma de comunicación entre el solicitante
y la Empresa Distribuidora.
En caso de que el IFT observare la SC indicando la necesidad de obras adicionales necesarias en la
red y/o incorpore adecuaciones que se requieran para la conexión del mismo, éstas deberán ser
justificadas técnicamente por la Empresa Distribuidora, descritas en detalle y referirse únicamente
a la información contenida en la SC.
Artículo 16°.- Las observaciones que podrá efectuar la Empresa Distribuidora a la SC sólo podrán
versar sobre las siguientes materias:

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Por fundarse la SC en información incompleta o errónea, que sea exigida por el presente reglamento
y la norma técnica para proceder a la conexión del Equipamiento de Generación;
Por no encontrarse el Equipamiento de Generación comprendido en aquellos indicados en el
artículo 2° del presente reglamento;
Por exceder la potencia máxima del Equipamiento de Generación, la capacidad del empalme del
interesado;
Por exceder la instalación del Equipamiento de Generación indicado, la capacidad instalada
permitida para la respectiva red de distribución o para el sector de ella dónde se ubicará este
equipamiento, determinado en conformidad con lo dispuesto en el Tìtulo III, del presente
reglamento.
Artículo 17°.- El interesado podrá solicitar a la Empresa Distribuidora que reconsidere su SC, en
un plazo no superior a 10 días hábiles desde la fecha de recepción del IFT, debiendo adjuntar a la
misma nuevos antecedentes que aclaren y/o enmienden los ya aportados en su solicitud original.
La Empresa Distribuidora deberá resolver la SC en base a los nuevos antecedentes aportados por el
interesado dentro de los 10 días corridos siguientes a su recepción, debiendo comunicarle su
conformidad o rechazo por escrito.
El rechazo a la SC sólo podrá fundarse en no haberse subsanado las observaciones contenidas en el
IFT, de conformidad con lo dispuesto en los artículos precedentes, o en no haberse dado respuesta
a las mismas dentro del plazo señalado en el inciso primero del presente artículo.
Sin perjuicio de lo anterior, en el caso que la Empresa Distribuidora no dé respuesta de acuerdo a lo
indicado en el artículo precedente en los plazos antes señalados o rechace la SC, el interesado podrá
recurrir a la Superintendencia, la cual resolverá de acuerdo a lo dispuesto en la ley 18.410.
En caso de que la Superintendencia resuelva el reclamo a que se refiere el inciso anterior en favor
del interesado, la Empresa Distribuidora deberá emitir un nuevo IFT en el plazo de 10 días corridos
contados desde la fecha de última notificación de la resolución de la Superintendencia, debiendo
incorporar lo resuelto por ésta última, otorgando su conformidad a la SC o indicando las obras
adicionales necesarias, según corresponda
Artículo 18°.- Corresponderá a las Empresas Distribuidoras que reciban una SC, mantener el
debido orden de prioridad en función de la hora y fecha de presentación de las respectivas
solicitudes, para efectos de otorgar su conformidad a dichos proyectos.
Asimismo, corresponderá a las Empresas Distribuidoras mantener actualizada permanentemente la
base de datos respecto de la capacidad instalada permitida de Equipamientos de Generación a sus
redes que no requieran de obras adicionales, a objeto de otorgar la conformidad a los clientes que
presenten una SC.
Artículo 19°.- La conformidad prestada por la Empresa Distribuidora a una SC para un determinado
Equipamiento de Generación, tendrá una vigencia de seis meses desde la fecha en que sea
notificada al interesado la comunicación del IFT en el que se manifieste dicha conformidad, o desde

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que le sea notificada la resolución favorable a la conexión del Equipamiento de Generación por parte
de la Superintendencia.
§ De la instalación, inspección y declaración a la Superintendencia del Equipamiento de Generación
Artículo 20°.- La instalación de un Equipamiento de Generación deberá ejecutase dentro del plazo
señalado en el articulo precedente por un instalador autorizado por la Superintendencia, en
conformidad a lo establecido en los reglamentos, normas técnicas vigentes y en condiciones de
evitar peligro para las personas o daño en las cosas.
Una vez efectuada la instalación del Equipamiento de Generación, el solicitante deberá requerir a
un OI u otra entidad de control autorizada por la Superintendencia, la realización de una inspección
a las instalaciones, a fin de que realicen o hagan realizar, bajo su exclusiva responsabilidad, las
pruebas y ensayos que la Superintendencia, mediante resolución, estime necesarias para constatar
que el Equipamiento de Generación cumpla con las especificaciones establecidas en el presente
reglamento y en las normas vigentes. Deberá formar parte de esta inspección la constatación de
que el Equipamiento de Generación instalado se encuentre en el registro actualizado que mantiene
la Superintendencia, indicado en el artículo 12° del presente reglamento.
Los OI deberán informar a la Superintendencia y al cliente que solicitó la inspección el resultado de
la misma, mediante la emisión de un Certificado de Inspección, en la forma, contenido y plazo que
establezca la Superintendencia mediante resolución.
En caso de que las revisiones del Equipamiento de Generación alcancen a uno o más inmuebles, el
OI deberá informar a los copropietarios que lo utilicen y al Administrador o Comité de
Administración del edificio o condominio, quién deberá mantener una copia del informe de
inspección, la que deberá estar permanentemente a disposición de los copropietarios.
Una vez realizada la inspección, los clientes deberán declarar las nuevas instalaciones interiores a
través de los procedimientos administrativos que determine la Superintendencia.
§ De la notificación de conexión y firma de contrato
Artículo 21°.- Otorgada la conformidad a la SC, el titular del Equipamiento de Generación deberá
presentar una Notificación de Conexión (NC), que deberá contener lo siguiente:
El nombre del titular, RUN-RUT, domicilio, número de cliente, certificado de dominio vigente del
inmueble otorgado por el CBR. En el caso de que el titular sea una persona distinta al propietario
del inmueble, deberá acreditar la autorización de este último, mediante un mandato autorizado
ante Notario;
La potencia máxima del Equipamiento de Generación, su tipo, número de identificación en el
catastro indicado en el artículo 12° de este reglamento;
La Identificación y clase del instalador;
Memoria técnica de la nueva instalación;
N° de identificación del IFT dado por la Empresa Distribuidora.

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Una copia del registro de la declaración de la nueva instalación realizada ante la Superintendencia.
Artículo 22°.- Dentro del plazo de 5 días hábiles contados desde el ingreso de la NC en la oficina
de partes de la Empresa Distribuidora o en otro medio dispuesto para estos efectos, esta última y
el cliente deberán firmar un contrato de conexión, que deberá contener las menciones mínimas
señaladas en el artículo siguiente.
Una vez suscrito dicho contrato el cliente deberá comunicar por escrito a la Superintendencia y con
una anticipación no inferior a 15 días, la puesta en servicio del Equipamiento de Generación,
adjuntando una copia del mismo.
Artículo 23°.- El contrato de conexión, cuyo contenido deberá especificarse en la norma técnica,
deberá contener como mínimo las siguientes menciones:
Identificación de las partes;
Potencia máxima del equipo;
Propiedad del medidor;
Fuente de energía primaria, ubicación o empalme y certificación del equipo;
Condiciones generales de inyección de energía;
Fecha de puesta en servicio;
Causas de modificación o resolución del contrato;
Período de marcha blanca para las inyecciones preliminares;
Remuneración de inyecciones;
Condiciones de caducidad por defectos al momento de la puesta en servicio;
Condiciones de operaciones de conexión y desconexión del servicio.
El contrato de conexión deberá guardar estricta sujeción al contenido del IFT, en relación a todos
los elementos técnicos que él contenga.
§ De la Puesta en Servicio del Equipamiento de Generación y sus modificaciones
Artículo 24°.- La Empresa Distribuidora procederá a efectuar la puesta en servicio del
Equipamiento de Generación dentro de los plazos y en cumplimiento de lo indicado en el contrato
de conexión.
En caso que al momento de realizar la puesta en servicio la Empresa Distribuidora detectara
divergencias entre lo indicado en el Certificado de Inspección u otra condición que pusiera en riesgo
la seguridad de los usuarios y la continuidad del suministro, podrá oponerse a la realización de la
puesta en servicio emitiendo un informe de rechazo (IR) que indique y fundamente su decisión.

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La Empresa Distribuidora otorgará al cliente un plazo de 10 días hábiles para que éste efectúe las
correcciones contenidas en el IR, al cabo de los cuales la distribuidora concurrirá nuevamente a
realizar la puesta en servicio. En caso de persistir o aparecer nuevas condiciones de rechazo se
emitirá un nuevo IR, dejando sin efecto el contrato de conexión, en cumplimiento de la cláusula de
caducidad por defectos al momento de la puesta en servicio. El cliente podrá impugnar ambos IR
ante la Superintendencia, la que resolverá escuchando a las partes.
Artículo 25°.- La ejecución, modificación, mantención y reparación de todo Equipamiento de
Generación, deberá ser realizada sólo por instaladores eléctricos autorizados por la
Superintendencia en la clase que corresponda, de acuerdo a lo establecido en los reglamentos y
normas técnicas vigentes.
Artículo 26°.- Toda maniobra que involucre la desconexión de un Equipamiento de Generación,
así como su mantenimiento o reparación, cualquiera sea el origen del requerimiento y siempre que
no altere el proyecto original, deberá ser coordinada entre la empresa distribuidora y el titular del
mismo, de acuerdo a los procedimientos que la empresa distribuidora tenga establecidos para
dichas operaciones, y en conformidad a lo indicado en el presente reglamento y en las normas
técnicas vigentes.
Cualquier modificación al Equipamiento de Generación que implique una alteración en las
condiciones previamente establecidas entre el titular del mismo y la Empresa Distribuidora, deberá
ser informada a ésta última, de acuerdo al procedimiento contemplado para la tramitación de una
solicitud de conexión dispuesta en el artículo 14° del presente reglamento.
Artículo 27°.- La Empresa Distribuidora deberá velar porque cualquier modificación realizada al
Equipamiento de Generación que implique un cambio en las magnitudes esperadas de inyección o
en otras condiciones técnicas, cumpla con las exigencias establecidas por el reglamento y por la
normativa vigente.
CAPITULO SEGUNDO
DE LA DETERMINACIÓN DE LAS OBRAS ADICIONALES A LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Y ADECUACIONES QUE SEAN REQUERIDAS PARA LA CONEXIÓN DE UN
EQUIPAMIENTO DE GENERACIÓN.
Artículo 28°.- Las obras adicionales en la red y las adecuaciones, necesarias para la instalación de
un Equipamiento de Generación, deberán ser solventadas por el solicitante, y no podrán significar
costos adicionales a los demás clientes de la Empresa Distribuidora.

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Artículo 29°.- La Empresa Distribuidora podrá acreditar la necesidad de realizar obras adicionales
en la red y adecuaciones mediante el IFT, de acuerdo a lo indicado en el inciso último del artículo
15° del presente reglamento.
Los costos que invoque la Empresa Distribuidora por concepto de la realización de obras adicionales
en la red, deberán calcularse considerando los requerimientos necesarios para mantener los
estándares de calidad de suministro establecidos por la normativa vigente. Asimismo, dichos costos
deberán basarse en los criterios establecidos para la empresa modelo en el cálculo del valor
agregado por concepto de costos de distribución de la última fijación de los valores agregados de
distribución. Para estos efectos se utilizará la componente del costo del valor agregado de
distribución a que se refiere el numeral 3 del artículo 182 de la Ley del estudio de costos encargado
por la Comisión Nacional de Energía.
Establecida la necesidad de efectuar obras adicionales en la red y adecuaciones, la empresa
distribuidora deberá incluir las alternativas de pago para las mismas en el IFT, las que podrán
consistir en la utilización del mecanismo de aportes financieros rembolsables contemplado en los
artículos 126º y siguientes de la Ley.
Artículo 30°.- Las obras adicionales que se realizaren en la red de la empresa distribuidora con
arreglo a las disposiciones precedentes, no se considerarán parte del valor nuevo de remplazo de la
misma.
Artículo 31°.- Los costos que invoque la Empresa Distribuidora podrán ser asumidos por un grupo
de solicitantes a prorrata de su potencia máxima, en caso que ésta reciba solicitudes de conexión
las cuales requieran, para su materialización, efectuar obras adicionales y adecuaciones sobre los
mismos elementos.
Artículo 32°.- En caso que la instalación de un Equipamiento de Generación requiera la adecuación
del empalme respectivo, los costos asociados a su ampliación, recambio y mantención, serán de
cargo del solicitante.
Dichos empalmes deberán ser construidos, ampliados o modificados en conformidad con la
normativa vigente, y su ejecución podrá ser llevada a cabo indistintamente por la Empresa
Distribuidora o por el propietario del Equipamiento de Generación respectivo.
Sin perjuicio de lo anterior, las maniobras de puesta en servicio y de conexión del Equipamiento de
Generación a la red sólo podrán ser efectuadas por la Empresa
Distribuidora.
Artículo 33°.- Es deber de todo propietario de un Equipamiento de Generación, mantenerlo en
buen estado de conservación, y en condiciones de evitar peligro para las personas o daños en las
cosas.
La norma técnica que corresponda, podrá establecer requisitos de seguridad diferenciados para
cada tipo de tecnología instalada para la generación eléctrica señalada en el artículo 4° del presente
reglamento.

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TÍTULO III CAPÍTULO PRIMERO DE LOS LÍMITES A LA INSTALACIÓN DE EQUIPAMIENTO DE
GENERACIÓN
Artículo 34°.- La capacidad instalada permitida para el conjunto de usuarios de una red de
distribución de baja tensión asociada a un mismo transformador de distribución, y que no requiera
de obras adicionales para su conexión, deberá ser calculada por las Empresas Distribuidoras a partir
de un conjunto de parámetros de la red eléctrica donde se solicita la conexión, y del Equipamiento
de Generación que se encuentre conectado a la red de distribución de baja tensión previamente
mencionada.
Artículo 35°.- Los parámetros de la red eléctrica de baja tensión que se utilizarán para el cálculo
anterior corresponderán a los siguientes:
Potencia de cortocircuito asociada al transformador de distribución correspondiente a la red de baja
tensión en kilo volt-amperes;
Capacidad del transformador de distribución en kilo volt-amperes,
Capacidad de apertura en cortocircuito de la protección asociada a la red de baja tensión en
amperes; y
Perfil de demanda del transformador de distribución asociado.
Artículo 36°.- Los parámetros del Equipamiento de Generación que se utilizarán para el cálculo
indicado en el artículo 34°, son la potencia máxima del Equipamiento de Generación en kilowatts,
la tecnología de generación y el perfil de generación diario previsto.
Artículo 37°.- La determinación de la capacidad instalada permitida por el conjunto usuarios en
una red de distribución de baja tensión asociada a un mismo transformador de distribución y que
no requiera de obras adicionales para su conexión, se basará en el impacto que la conexión del
Equipamiento de Generación produzca en términos de la corriente neta que circule por la red en
dirección a los consumos, el efecto en regulación y fluctuaciones de voltaje, y la contribución a la
corriente de cortocircuito.
Artículo 38°.- Para determinar el impacto de la conexión del Equipamiento de Generación en la
corriente neta que circulará por la red, deberá considerarse el perfil de demanda del transformador
de distribución asociado y el perfil de inyección esperada de este equipamiento.
El perfil de inyección esperada del Equipamiento de Generación que se conectará a la red deberá
ser provisto por el interesado. En su defecto, para este cálculo se utilizará la potencia máxima de
generación multiplicada por el factor de coincidencia del Equipamiento de Generación a la hora de
demanda mínima en el transformador de distribución asociado. Este factor se estimará a partir de
los perfiles reales de generación diarios.

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Para efecto de lo indicado en el artículo 34° del presente reglamento, la contribución del
Equipamiento de Generación a la corriente neta deberá ser tal que esta última siempre circule desde
el transformador de distribución asociado en dirección al consumo.
Artículo 39°.- A efectos de evaluar el impacto de la conexión de Equipamiento de Generación en
términos de voltaje, la Empresa Distribuidora calculará la razón cortocircuitopotencia en el lado de
baja tensión del transformador de distribución asociado. Por este concepto, la instalación de nuevo
Equipamiento de Generación no requerirá de obras adicionales cuando esta razón, producto de su
instalación, sea mayor o igual al mínimo indicado en la norma técnica.
Artículo 40°.- La evaluación del impacto del Equipamiento de Generación en la contribución a la
corriente de cortocircuito de la red sólo se realizará en caso de que la capacidad a instalar por el
usuario requiera la ampliación de su empalme respectivo. La norma técnica respectiva fijará la
manera como determinar la contribución a cortocircuito del Equipamiento de Generación en
función de su tecnología.
Artículo 41°.- La capacidad instalada permitida del conjunto de equipamientos de generación
conectados a la red y que no requiera de obras adicionales para su conexión, se determinará como
el mínimo que resulte de comparar la capacidad obtenida mediante la evaluación de su impacto en
términos de contribución a la corriente neta que circulará por la red, y aquella obtenida haciendo
uso de la relación cortocircuito - potencia de la red respectiva. La capacidad máxima permitida que
no requiera de obras adicionales para su conexión, se expresará como porcentaje de la capacidad
del transformador de distribución asociado a la red de baja tensión.
Artículo 42°.- En el caso de clientes finales sujetos a fijación de precios que dispongan de
Equipamiento de Generación y se encuentren conectados a redes de media tensión, los
requerimientos técnicos asociados a su conexión así como la manera de determinar las potenciales
obras adicionales en la red serán definidas por la norma técnica. Sin perjuicio de lo anterior, sólo se
permitirá la conexión de unidades trifásicas a redes de media tensión.
TÍTULO IV CAPÍTULO PRIMERO DE LA OPERACIÓN, MEDICIÓN,
REMUNERACIÓN Y PAGOS DEL EQUIPAMNIENTO DE GENERACIÓN
Artículo 43°.- La norma técnica establecerá las exigencias de operación que deberán cumplir los
Equipamientos de Generación de manera que se cumplan las exigencias de seguridad y calidad de
servicio vigentes.
Con dicho fin, la norma técnica fijará, al menos, lo siguiente:

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Las condiciones de operación de un Equipamiento de Generación en caso de fallas a nivel sistémico
o en la red de distribución a la cual se encuentre conectado.
Las variaciones de tensión máximas en el punto de repercusión asociado al Equipamiento de
Generación en caso de conexión o desconexión de éste.
Las magnitudes y variaciones u holguras de la tensión nominal de 50 Hz permitidas en el punto de
repercusión asociado al Equipamiento de Generación.
Los índices de severidad de parpadeo o "flicker" y de contaminación por inyección de corrientes
armónicas a la red, originados por el Equipamiento de Generación.
Artículo 44°.- La Empresa Distribuidora será responsable de realizar la medición de las inyecciones
de energía eléctrica efectuadas por el Equipamiento de Generación.
Artículo 45°.- Las inyecciones de energía eléctrica que realicen los clientes que dispongan de
Equipamiento de Generación, serán valorizadas al precio de nudo de energía incorporando las
menores pérdidas eléctricas de la concesionaria de servicio público de distribución asociadas a las
inyecciones de energía.
Artículo 46°.- En aquellos sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW el precio
de nudo de energía corresponderá al precio de nudo promedio de energía que la concesionaria de
servicio público de distribución deba traspasar a sus clientes regulados, de acuerdo a lo indicado en
el decreto de precio de nudo promedio vigente al momento que se producen las inyecciones de
energía eléctrica.
En aquellos sistemas eléctricos con capacidad instalada entre 1500 kW y 200 MW, el precio de nudo
de energía corresponderá al establecido en el decreto que fije los precios de nudo a nivel de
generación – transporte vigente en dichos sistemas.
Artículo 47°.- La valorización de las inyecciones antes indicada, incorporará además las menores
pérdidas de la concesionaria de servicio público de distribución, asociadas a las inyecciones de
energía efectuadas por el Equipamiento de Generación. Para ello, el precio de nudo de la energía
deberá ser multiplicado por los factores de pérdidas medias de energía asociados a la opción
tarifaria del cliente.
Artículo 48°.- La valorización de las inyecciones de energía será descontada de la facturación
correspondiente al mes en el cual se realizaron dichas inyecciones.
En caso de que, una vez aplicado dichos descuentos, resultare un remanente a favor del propietario
del Equipamiento de Generación que no haya podido ser descontado de la respectiva facturación,
el mismo deberá ser imputado y descontado de la o las facturas subsiguientes, las cuales no podrán
exceder de seis. El saldo que deba ser descontado de las facturaciones respectivas en los meses
siguientes a aquél en que se hicieron efectivas las inyecciones correspondientes, se reajustará

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mensualmente según la variación que experimente el Índice de Precios del Consumidor, o el
instrumento que lo remplace, según las instrucciones que imparta la Superintendencia.
Artículo 49°.- El remanente de inyección del Equipamiento de Generación que no haya podido ser
descontado de las facturas emitidas durante el período establecido en el artículo anterior, deberá
ser pagado por la Empresa Distribuidora al mes siguiente de éste, salvo que el cliente haya optado
por otro mecanismo de pago en el contrato de conexión.
El pago de las obligaciones de dinero emanadas de las inyecciones no descontadas del
Equipamiento de Generación mediante las facturaciones pertinentes podrá, asimismo, realizarse
por otros medios y bajo otras modalidades, pactadas entre la Empresa
Distribuidora y el cliente.
CAPÍTULO SEGUNDO DEL TRASPASO DE EXCEDENTES ERNC CON OCASIÓN DE
LA INYECCIÓN DE
ENERGÍA MEDIANTE EQUIPAMIENTO DE GENERACIÓN
Artículo 50°.- Las inyecciones de energía efectuadas de acuerdo al presente reglamento, podrán
ser consideradas por las empresas eléctricas que efectúe retiros de energía desde los sistemas
eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW, a objeto de acreditar ante la DP del CDEC
respectivo el cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150 bis de la Ley.
Artículo 51°.- Para efecto del cumplimiento del artículo anterior, anualmente y cada vez que sea
solicitado, la Empresa Distribuidora que corresponda remitirá al cliente un certificado que dé cuenta
de las inyecciones realizadas por este último.
Copia de dicho certificado será remitida a las DP de los CDEC para efectos de su incorporación al
registro a que se refiere el inciso sexto del artículo 150 bis de la Ley, documento que deberá ser
enviado diez días antes de la fecha de cierre del balance preliminar de inyecciones mediante medios
de generación renovables no convencionales que lleven ambos CDEC.
Conjuntamente con cada facturación, la Empresa Distribuidora deberá informar al cliente el monto
agregado de inyecciones realizadas desde la última emisión del certificado a que se refiere el inciso
anterior.
Artículo 52°.- El cliente podrá convenir directamente, a través de la Empresa Distribuidora o por
otro tercero, el traspaso de tales inyecciones a cualquier empresa eléctrica que efectúe retiros en
los sistemas eléctricos. Una copia autorizada del respectivo convenio deberá entregarse a la DP del
CDEC respectivo para que se imputen tales excedentes a la acreditación según corresponda.
En el contrato a que se refiere el artículo 22° del presente reglamento, el cliente podrá convenir con
la Empresa Distribuidora, que esta última sea la encargada de transar estos excedentes.
Artículo 53°.- Sin perjuicio de lo anterior, la Comisión Nacional de Energía mediante resolución
podrá establecer las disposiciones que sean necesarias para la adecuada implementación de lo
dispuesto en el presente capítulo.

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TÍTULO V
CAPITULO PRIMERO RECLAMOS Y CONTROVERSIAS
Artículo 54°.- Sin perjuicio de los casos en que el presente Reglamento faculta al cliente o a la
Empresa Distribuidora recurrir a la Superintendencia, éstos podrán en todo momento solicitar la
intervención de dicho órgano, el que deberá resolver los reclamos y controversias presentadas, en
virtud de las facultades dispuestas y de acuerdo al procedimiento establecido en la ley 18.410.
Disposiciones Transitorias
Artículo 1°.- Mientras no sea dictada la norma técnica a la cual se refiere el presente reglamento,
facúltese a la Comisión Nacional de Energía para que mediante uno o más actos administrativos
establezca las condiciones que sean necesarias para su correcta ejecución.
Artículo 2°.- Las Empresas Distribuidoras tendrán un plazo de 24 meses a contar de la entrada en
vigencia del presente reglamento, para efectuar el cálculo al que se refiere el artículo 34° del
presente reglamento. En el intertanto, el porcentaje a que se refiere el inciso último del artículo 41°
será de un 20% para redes rurales, y de un 35% para redes urbanas.
La clasificación de redes como urbanas o rurales, deberá ajustarse a lo establecido en la RM Exenta
N° 53, de 2006, de la Subsecretaría de Economía, o aquella que la remplace.
Artículo 3°.- Respecto de la contribución a corriente de cortocircuito por tipo de máquina y
mientras no se promulgue la norma técnica respectiva, los valores que se utilizarán serán: para
unidades de generación que se conecten por medio de un inversor la contribución a cortocircuito
será igual a su corriente nominal, para unidades de generación que se conecten por medio de una
máquina asincrónica la contribución a cortocircuito será igual a seis veces su corriente nominal y
para aquellas que se conecten por medio de una máquina sincrónica la contribución a cortocircuito
será igual a ocho veces su corriente nominal

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Artículo 4°.- Mientras no se dicte la norma técnica respectiva, para efectos de lo indicado en el
artículo 40° de este reglamento, la razón cortocircuito – potencia en el lado de baja tensión del
transformador de distribución asociado, deberá ser, en el caso de redes rurales, mayor o igual a 12,
mientras que para redes urbanas será mayor o igual a 17.
La clasificación de redes como urbanas o rurales, deberá ajustarse a lo establecido en la RM Exenta
N° 53 de 2006, de la Subsecretaría de Economía, o aquella que la remplace.
Artículo 5°.- Mientras no se dicte la norma técnica a que hace mención el artículo 62° del DS 244,
para efectos de este reglamento se entenderá como cogeneración eficiente al proceso de
cogeneración que posea un Rendimiento Eléctrico Efectivo (REE) mayor o igual a 0.55, el que se
calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
Donde:
E : Energía eléctrica generada medida en bornes de generador, expresada en KWh. Q : Energía
suministrada por el combustible utilizado, calculada en kWh y con base a su poder calorífico inferior.
V: Calor útil Producido expresado en kWh.

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