Documento: Reglamento PMGD D244
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DECRETO 244
APRUEBA REGLAMENTO PARA MEDIOS DE GENERACION NO
CONVENCIONALES Y PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACION
ESTABLECIDOS EN LA LEY GENERAL DE SERVICIOS
ELECTRICOS
Núm. 244.- Santiago, 2 de septiembre de 2005.- Vistos:
1. Lo dispuesto en el Artículo 32 número 8 de la Constitución Política de la República.
2. Lo dispuesto en los Títulos III y V del Decreto con Fuerza de Ley N°1 de 1982, del
Ministerio de Minería, que establece la Ley General de Servicios Eléctricos, y sus
modificaciones legales, especialmente las introducidas por la Ley N° 19.940 y la Ley N°
20.018.
3. El Decreto Supremo N° 327 del Ministerio de Minería, de 1997, que establece el
Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos.
Considerando:
1. Que, el Artículo 1° de la Ley N° 19.940, incorporó al DFL N°1, Ley General de Servicios
Eléctricos (en adelante e indistintamente, la "Ley") entre otras disposiciones, el artículo
71°-7, que regula los Medios de Generación cuya fuente sea no convencional y sus
excedentes de potencia suministradas al sistema sean inferiores a 20.000 kilowatts (en
adelante, "Medios de Generación no Convencionales" o "MGNC").
2. Que, el artículo 91° de la Ley, ordena reglamentar el procedimiento para la determinación
de precios y los mecanismos de estabilización de precios, aplicables a la energía inyectada
por medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema
eléctrico no superen los 9.000 kilowatts.
3.
Que, finalmente, es necesario desarrollar y ejecutar las disposiciones señaladas
de manera orgánica, coherente e integral con las demás normas de la Ley, a
efectos de permitir su aplicación efectiva.
Decreto:
Apruébese el siguiente reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños
medios de generación establecidos en los artículos 71°-7 y 91° de la Ley General de Servicios
Eléctricos:

Consultora de Ingeniería Eléctrica POWELEC LTDA.
Errázuriz 1178 Of. 75 Valparaíso – Fono 032-2214605

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TABLA DE CONTENIDO
TITULO I ...................................................................................................................... 3
CAPITULO PRIMERO – DISPOSICIONES GENERALES ....................................................... 3
CAPITULO SEGUNDO – DEFINICIONES .......................................................................... 4
TITULO II DE LOS PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACION DISTRIBUIDOS O "PMGD" .............. 5
CAPITULO PRIMERO – ANTECEDENTES GENERALES ........................................................ 5
CAPITULO SEGUNDO - DE LOS PROCEDIMIENTOS Y CONDICIONES PARA LA CONEXION,
MANTENIMIENTO E INTERVENCION DE LAS INSTALACIONES DE UN PMGD ........................ 7
CAPITULO TERCERO – DE LA DETERMINACION DE LOS COSTOS DE LAS OBRAS ADICIONALES
PARA LA CONEXIÓN DE UN PMGD ............................................................................... 12
CAPITULO CUARTO – DEL REGIMEN DE OPERACION, REMUNERACION Y PAGOS DE UN PMGD
.............................................................................................................................. 14
CAPITULO QUINTO – MEDICION Y FACTURACION DE UN PMGD ...................................... 17
TITULO III - DE LOS PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN O "PMG" .................................. 17
CAPITULO PRIMERO – ANTECEDENTES GENERALES ...................................................... 17
CAPITULO SEGUNDO - DEL REGIMEN DE OPERACION, REMUNERACION Y PAGOS DE UN PMG
.............................................................................................................................. 18
CAPITULO TERCERO – MEDICION Y FACTURACION DE UN PMG ...................................... 20
TITULO IV – DE LA EXENCIÓN A LOS MEDIOS DE GENERACIÓN NO CONVENCIONALES DEL PAGO
POR USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL ................................................ 20
TITULO V.................................................................................................................... 22
RECLAMOS Y CONTROVERSIAS .................................................................................. 22
TITULO VI DISPOSICION FINAL ..................................................................................... 23
DISPOSICIONES TRANSITORIAS ................................................................................... 23

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TITULO I
CAPITULO PRIMERO – DISPOSICIONES GENERALES
Artículo 1°: Las disposiciones del presente reglamento se aplicarán a las empresas que posean
medios de generación conectados y sincronizados a un sistema eléctrico cuya capacidad
instalada de generación sea superior a 200 megawatts y que se encuentren en alguna de las
categorías señaladas a continuación, sin perjuicio del cumplimiento de la restante normativa
vigente:
a) Medios de generación cuyos excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000
kilowatts, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a
instalaciones de una empresa eléctrica que posea líneas de distribución de energía.
eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público, en adelante pequeños medios de
generación distribuidos o "PMGD".
b) Medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema sean
menores o iguales a 9.000 kilowatts conectados a instalaciones pertenecientes a un
sistema troncal, de subtransmisión o adicional, en adelante pequeños medios de
generación o "PMG".
c) Medios de generación renovables no convencionales e instalaciones de cogeneración
eficiente cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sean inferiores a 20.000
kilowatts, en adelante medios de generación no convencionales o "MGNC". La categoría
de MGNC, no es excluyente con las categorías indicadas en los literales precedentes.
Artículo 2°: Los propietarios u operadores de los medios de generación señalados en el artículo
precedente, sincronizados a un sistema eléctrico en instalaciones pertenecientes a empresas
distribuidoras, de transmisión troncal, subtransmisión o adicionales, tendrán derecho a vender
la energía que evacuen al sistema al costo marginal instantáneo, así como sus excedentes de
potencia al precio de nudo de la potencia, debiendo participar en las transferencias de energía y
potencia establecidas en la Ley.
Asimismo, en el presente reglamento se establecen los procedimientos para la determinación de
los precios cuando los medios de generación señalados en el Artículo1° precedente, se conecten
directamente a las instalaciones indicadas en el inciso precedente, así como también los
mecanismos de estabilización de precios aplicables a la energía inyectada por medios de
generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema eléctrico no superen los
9.000 kilowatts, y la forma en la que se realizará el despacho y la coordinación de estos medios
de generación por el Centro de Despacho Económico de Carga, en adelante "CDEC".
Artículo 3°: Las disposiciones del presente reglamento, así como lo dispuesto en las normas
técnicas respectivas que a su efecto dicte la Comisión Nacional de Energía, en adelante la
“Comisión”, serán también aplicables a las empresas eléctricas concesionarias de distribución, o
a empresas propietarias de líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes
nacionales de uso público.
Dichas normas tendrán por objetivo establecer los procedimientos, exigencias y metodologías
necesarias que permitan especificar las disposiciones señaladas en el presente reglamento.

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Artículo 4°: Los PMG y los PMGD estarán sujetos a la coordinación del CDEC de acuerdo a lo
establecido en el artículo 137° de la Ley e integrarán los mismos, sin perjuicio de lo dispuesto
en el artículo 18 del Decreto Supremo Nº 291, de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción, que aprueba reglamento que establece estructura, funcionamiento y
financiamiento de los Centros de Despacho, Económico de Carga.
Artículo 5°: Los CDEC, los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad, o
bien las empresas eléctricas que posean líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen
bienes nacionales de uso público, deberán entregar toda la información que la Comisión requiera,
en la forma y oportunidad que ésta disponga, para efectos de dar cumplimiento a lo dispuesto
en el presente reglamento y a las normas técnicas referidas en el Artículo 3°.

CAPITULO SEGUNDO – DEFINICIONES
Artículo 6°: Para efectos de la aplicación del presente reglamento, se establecen las siguientes
definiciones:
a) Medio de generación: conjunto de unidades de generación pertenecientes a un mismo
propietario que se conectan al sistema eléctrico a través de un mismo punto de conexión.
b) 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 de servicio de otra unidad.
c) Empresa distribuidora: Concesionarios de servicio público de distribución de electricidad,
así como aquellas empresas eléctricas que posean líneas de distribución de energía
eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público.
d) Punto de conexión: punto de las instalaciones de transporte o distribución de energía
eléctrica en la que se conecta uno o más medios de generación a un sistema
interconectado. La norma técnica respectiva a cada nivel de tensión fijará los criterios
para definir este punto.
e) Punto de repercusión: punto de la red eléctrica de la empresa distribuidora más cercano
a un PMGD, en el que está conectado un cliente o existe un proyecto de conexión de un
cliente. Es el punto de referencia para evaluar las repercusiones sobre la red, producidas
por la operación de un PMGD.
f) Costos de conexión: diferencia entre los costos de las obras adicionales en la red de
distribución y los ahorros por la operación del PMGD asociados a la inyección de los
excedentes de potencia de un PMGD en la red de una empresa distribuidora.
g) Costos adicionales en las zonas adyacentes a un PMGD: Costos de las obras adicionales
en la red de distribución en las zonas adyacentes al punto de conexión de un PMGD,
necesarias para permitir la inyección de los excedentes de potencia de un PMGD en dicha
red.
h) Excedente de potencia: cualquier potencia inyectada por un medio de generación a un
sistema interconectado o a las instalaciones de una empresa distribuidora, medida en su
punto de conexión. Los excedentes de potencia no consideran los consumos propios de
la instalación.
i) Medio de generación con autodespacho: medio de generación cuya operación no está
sujeta al resultado de la optimización de la operación del sistema efectuada por un CDEC.
j) Medio de generación sincronizado al sistema eléctrico: medio de generación que en su
punto de conexión, disponiendo de energía primaria, realiza inyecciones de energía
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eléctrica al sistema en forma permanente, cumpliendo con las exigencias de seguridad y
calidad de servicio vigentes.
k) Norma técnica de conexión y operación: norma técnica que establece los procedimientos,
metodologías y demás requisitos para la conexión y operación de los PMGD en
instalaciones de media y baja tensión, en adelante la "NTCO".
l) Contrato de conexión y operación: contrato suscrito entre el propietario de un PMGD y la
empresa distribuidora propietaria de las instalaciones del punto de conexión de dicho
PMGD.
m) Solicitud de conexión a la red: solicitud presentada por el interesado en conectarse o en
modificar las condiciones previamente establecidas para la conexión y/u operación de un
PMGD, a la empresa distribuidora, en adelante “SCR”.
n) Informe de criterios de conexión: informe emitido por la empresa distribuidora para dar
cumplimiento a las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes y permitir la
conexión y operación del PMGD o la modificación de las condiciones previamente
establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD existente, conforme a lo
dispuesto en el presente reglamento, en adelante “ICC”.

TITULO II DE LOS PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACION DISTRIBUIDOS O
"PMGD"
CAPITULO PRIMERO – ANTECEDENTES GENERALES
Artículo 7°: Las empresas distribuidoras deberán permitir la conexión a sus instalaciones de los
PMGD, cuando éstos se conecten a dichas instalaciones mediante líneas propias o de terceros.
Sin perjuicio de lo anterior, las empresas distribuidoras, para dar cumplimiento a las exigencias
de seguridad y calidad de servicio vigentes, deberán ejecutar los estudios necesarios que
permitan realizar una conexión segura de los PMGD a sus instalaciones, de acuerdo a lo indicado
en el Artículo 16° del presente reglamento y en la NTCO. Los estudios serán de costo del
interesado.
Los estudios a realizar por la empresa distribuidora deberán contener todos los antecedentes y
respaldos, necesarios y suficientes, para su completa revisión y reproducción en tiempo y forma,
por parte del interesado en conectar un PMGD, de acuerdo a lo señalado en la NTCO.
Artículo 8°: Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de los
excedentes de potencia de los PMGD deberán ser ejecutadas por las empresas distribuidoras
correspondientes y sus costos serán de cargo de los propietarios de los PMGD.
Para el cálculo de estos costos a nivel de distribución se considerarán tanto los costos adicionales
en las zonas adyacentes a los puntos de inyección, como los ahorros y costos en el resto de la
red de distribución producto de la operación de los PMGD, conforme a los criterios y
procedimientos establecidos en el Capítulo 3 del presente título.
El valor de estas instalaciones adicionales no se considerará parte del valor nuevo de reemplazo
de la empresa distribuidora correspondiente.

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Artículo 9°: Las empresas distribuidoras deberán entregar toda la información técnica de sus
instalaciones para el adecuado diseño, evaluación de la conexión y operación de un PMGD, que
les sea solicitada por empresas y particulares interesados para efectos del desarrollo de ese tipo
de proyectos de generación, en los plazos y términos que establece el presente reglamento y la
normativa vigente. Esta información incluirá los antecedentes técnicos de otros PMGD que hayan
manifestado su intención de conectarse a las instalaciones de la empresa distribuidora durante
los últimos 24 meses, que ya se encuentren operando en su red, o que estando conectados a la
red hayan manifestado su intención de modificar las condiciones previamente establecidas para
su conexión y operación, de acuerdo al Artículo 15° de este reglamento. Asimismo, las empresas
distribuidoras deberán entregar la información referida a los estándares de diseño y construcción
de sus instalaciones, necesarios para un adecuado diseño de la conexión y que deben ser
utilizados para valorar las eventuales obras adicionales en la red. Del mismo modo, los
interesados deberán entregar toda la información técnica que les sea solicitada por la respectiva
empresa distribuidora.
Para tal efecto, la NTCO establecerá formatos estándares tanto de solicitud como de entrega de
información, de modo de facilitar la entrega íntegra y oportuna de ésta.
Artículo 9° bis: Los propietarios de los PMGD deberán desarrollar las especificaciones de conexión
y operación de sus proyectos conforme a la información suministrada por la empresa
distribuidora y las normas vigentes.
Artículo 10º: Un PMGD conectado a las instalaciones de una empresa distribuidora mediante una
línea propia o de un tercero, adquiere la calidad de usuario de la red de distribución a la cual se
conecta y le serán aplicables los derechos y obligaciones a que se refiere el presente reglamento
y la normativa aplicable.
Artículo 11º: Las empresas distribuidoras garantizarán el acceso de los PMGD a su red, con la
misma calidad de servicio aplicable a los clientes finales sometidos a regulación de precios, o la
que se haya pactado en los contratos de suministro suscritos por empresas eléctricas que posean
líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público, según
corresponda, en la medida que la operación del PMGD se mantenga dentro de los límites
establecidos en la NTCO respectiva.
Artículo 12º: El propietario del PMGD deberá mantener en todo momento el buen estado de los
empalmes correspondientes a la conexión de éste con las instalaciones de la empresa
distribuidora. Dichos empalmes comprenden el conjunto de instalaciones y equipos eléctricos
entre su punto de conexión a la red de distribución y sus unidades de generación, incluyendo el
punto de conexión.
Artículo 13º: Los procedimientos, metodologías y requisitos técnicos para la conexión y
operación de los PMGD serán establecidos en la NTCO. Entre otras materias, dicha norma
establecerá al menos lo siguiente:
a) Los requisitos mínimos para los dispositivos de protección, sincronización y medida que
serán exigibles al propietario del PMGD para solicitar y ejecutar una conexión a
instalaciones de la empresa distribuidora.
b) La forma en que deberán operar los PMGD de manera que se cumplan las exigencias de
seguridad y calidad de servicio vigentes.
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c) Los procedimientos específicos a los que deberán sujetarse los propietarios de los PMGD
y las empresas distribuidoras para autorizar la conexión de los medios de generación a
su red y para autorizar las modificaciones a sus condiciones de operación.
d) Los procedimientos que deberán seguir el propietario de un PMGD y la empresa
distribuidora para la puesta en servicio de dicho PMGD.
e) Los protocolos de pruebas a los que se deberán someter los PMGD, a fin de verificar las
condiciones de su conexión a la red.
f) Los procedimientos y metodologías para establecer el impacto de los PMGD en la red de
la empresa distribuidora.
g) Los estudios que deberán realizar las empresas distribuidoras, conforme a lo dispuesto
en el numeral 3 del Artículo 16° del presente reglamento.
h) El criterio para determinar las zonas adyacentes al punto de conexión de un PMGD.
Artículo 14º: Las empresas distribuidoras no podrán imponer a los propietarios de PMGD
condiciones técnicas de conexión u operación diferentes a las dispuestas en la Ley y en las
normas técnicas a que se refiere el Artículo 3° del presente reglamento.

CAPITULO SEGUNDO - DE LOS PROCEDIMIENTOS Y CONDICIONES PARA LA CONEXION,
MANTENIMIENTO E INTERVENCION DE LAS INSTALACIONES DE UN PMGD
Artículo 15º: Los interesados en conectar o en modificar las condiciones previamente
establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD, deberán comunicar su intención a la
respectiva empresa distribuidora, con copia a la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles, en adelante la "Superintendencia", adjuntando, según corresponda, lo siguiente:
a)
b)
c)
d)

Características principales del PMGD, incluyendo su vida útil y punto de conexión.
Características principales de la modificación en la conexión y/u operación del PMGD.
Identificación del interesado.
Solicitud de información de las instalaciones de la empresa distribuidora, relevantes para
el diseño, conexión y operación del PMGD.
e) Solicitud de información de las instalaciones de la empresa distribuidora, relevantes para
el diseño de la modificación en la conexión y/u operación de un PMGD existente.
La NTCO establecerá las características específicas respecto de la información que deba
comunicar el interesado, así como también los formatos de información y los antecedentes
mínimos que deberán ser aportados por la empresa distribuidora.
Adicionalmente, la empresa distribuidora deberá informar la comunicación antes señalada,
dentro de los 5 días siguientes a su recepción, a todos los interesados en conectar o en modificar
las condiciones previamente establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD, ubicados
en la zona adyacente al punto de conexión del PMGD, que hubieren efectuado esa misma
comunicación durante los últimos 24 meses, debiendo incluir las características principales del
PMGD o de su modificación, conforme a lo establecido en las letras a) y b) del presente artículo.
Artículo 16º: La empresa distribuidora deberá responder las solicitudes de información indicadas
en el artículo precedente, con copia a la Superintendencia, en un plazo máximo de 15 días
contados desde su recepción, incluyendo todos los antecedentes de sus instalaciones de
distribución que resultan relevantes para el diseño, conexión y operación del PMGD, o según

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corresponda, para la modificación de sus condiciones iniciales de conexión y operación, de
acuerdo a lo indicado en el Artículo 9° del presente reglamento.
Adicionalmente, la empresa distribuidora deberá adjuntar a su respuesta lo siguiente:
1. Copia del borrador de contrato de conexión y operación, en caso que se trate de la
conexión de un PMGD, o del borrador de la modificación de contrato de conexión y
operación, en caso que se trate de una modificación de las condiciones previamente
establecidas para la conexión y/u operación del PMGD.
2. Una nómina de los interesados en conectar o en modificar las condiciones previamente
establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD, así como de los PMGD que ya
se encuentren operando en su red, incluyendo sus puntos de conexión y características
principales.
3. Un listado de los estudios técnicos que ella deba realizar para elaborar el ICC. El listado
antes indicado, deberá incluir el costo de cada uno de los estudios técnicos, el tiempo de
ejecución de éstos, y la modalidad de pago de los mismos por el interesado.
La NTCO establecerá los antecedentes mínimos que deberán ser aportados por la empresa
distribuidora, incluyendo el detalle y origen de las previsiones de inyección y retiro desde las
instalaciones afectadas.
Artículo 16° bis: Previo a la conexión a las instalaciones de una empresa distribuidora o a la
modificación de las condiciones previamente establecidas para la conexión y/u operación del
PMGD, el interesado deberá presentar ante la empresa distribuidora respectiva, una SCR y un
cronograma de la ejecución del proyecto, ambos de acuerdo a lo especificado en la NTCO, y
señalar, si lo estimase pertinente, una propuesta de etapas para la realización de los estudios.
Copias de la SCR y del cronograma de la ejecución del proyecto deberán ser enviadas por la
empresa distribuidora a la Superintendencia y al CDEC que corresponda, dentro de los 3 días
siguientes a su presentación ante ésta.
Las SCR deberán ser resueltas en función de la hora y fecha de presentación de las mismas.
En un plazo máximo de 10 días contado desde la recepción de la SCR por parte de la empresa
distribuidora, ésta deberá comunicar la presentación de dicha solicitud a todos los interesados
en conectar un PMGD, y a aquellos interesados en modificar las condiciones previamente
establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD existente, que hayan presentado la
comunicación que trata el Artículo 15, en los últimos 24 meses.”
Artículo 16° ter: Dentro del mismo plazo señalado en el inciso final del artículo precedente, la
empresa distribuidora podrá pedir, por única vez, al interesado en conectar o modificar las
condiciones previamente establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD, que
complemente su SCR, de acuerdo a lo señalado en el Artículo 16° bis, debiendo éste responder
en un plazo no superior a 15 días contados desde la recepción de dicha solicitud.
Artículo 16° quáter: Dentro de los 15 días siguientes a la presentación de la SCR, a la
presentación de la información complementaria o a lo resuelto por la Superintendencia, la
empresa distribuidora deberá informar al interesado si el PMGD cuya conexión se está solicitando
o cuyas condiciones previamente establecidas de conexión y/u operación se desee modificar,
cumple con lo establecido en los artículos 34° bis y 34° ter del presente reglamento, e indicar
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los estudios técnicos a realizarse, las etapas de los mismos, los plazos y el costo de ellos, si
correspondiere, de acuerdo a lo establecido en el presente reglamento.
Artículo 16° quinquies: En el evento que los PMGD cumplan con lo establecido en los artículos
34° bis y 34° ter del presente reglamento, se entenderá que éstos producen un impacto no
significativo en la red de la empresa distribuidora y, por lo tanto, no requieren de obras
adicionales a efectos de su conexión o modificación de sus condiciones previamente establecidas
de conexión y/u operación, ni de la realización de los estudios técnicos a los que se refiere el
numeral 3 del Artículo 16° del presente reglamento.
La empresa distribuidora dentro del mismo plazo señalado en el artículo precedente, deberá
emitir el ICC y enviar una copia del mismo a la Superintendencia.”
Artículo 16° sexies: En el evento que los PMGD no cumplan con lo establecido en los artículos
34° bis y 34° ter del presente reglamento, se entenderá que éstos producen un impacto
significativo en la red de la empresa distribuidora y, por lo tanto, requerirán de la realización de
los estudios técnicos a los que se refiere el numeral 3 del Artículo 16° del presente reglamento,
para determinar la necesidad de ejecutar obras adicionales y los costos de conexión si estos
fueren procedentes, a efectos de su conexión o modificación de las condiciones previamente
establecidas de conexión y/u operación.
La empresa distribuidora dentro de un plazo máximo de tres meses contado desde la fecha de
presentación de la SCR, deberá emitir el ICC, el que deberá contener un informe de costos de
conexión de acuerdo a lo señalado en el Artículo 32° del presente reglamento, si correspondiere,
y deberá enviar una copia del mismo a la Superintendencia.
Artículo 17: Los estudios técnicos dependerán del impacto que la conexión o modificación de las
condiciones previamente establecidas de conexión y/u operación del PMGD, pueda causar en la
red de la empresa distribuidora y se realizarán considerando las características del PMGD y del
punto de conexión.
Los estudios técnicos señalados podrán realizarse en una o más etapas, según lo acuerden las
partes, podrán estar sujetos a fijación de precios de acuerdo a lo señalado en el numeral 4 del
artículo 147° de la Ley, y se realizarán una vez que el interesado hubiese manifestado su
conformidad con la realización de los mismos, con sus etapas, plazos y con el costo de éstos.
Dicha conformidad deberá manifestarse dentro del plazo de 5 días contado desde la entrega de
la información por parte de la empresa distribuidora, de acuerdo a lo señalado en el Artículo 16°
quáter.
Al concluir cada etapa, la empresa distribuidora comunicará al interesado los resultados de los
estudios, las eventuales obras adicionales a ejecutar y el costo aproximado de éstas.
Dentro de los 20 días siguientes a dicha comunicación, el interesado deberá ratificar o no a la
empresa distribuidora su interés de continuar con la realización de los estudios de la etapa
siguiente, si correspondiere, o con la ejecución de las obras adicionales.
En caso que el interesado no manifestare su conformidad de acuerdo a lo señalado en los incisos
precedentes, deberá presentar una nueva SCR.

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Artículo 18º: En cualquier caso, la circunstancia de haberse emitido el ICC deberá ser informada
por la empresa distribuidora a todos los interesados que hayan comunicado su intención de
conexión y de modificación de las condiciones previamente establecidas de conexión y/u
operación de un PMGD durante los últimos 24 meses, de acuerdo a lo indicado en el inciso tercero
del Artículo 15° del presente reglamento. Esta comunicación deberá incorporar la información,
elementos técnicos y antecedentes actualizados que disponga la empresa distribuidora.
Asimismo, la empresa distribuidora deberá enviar esta comunicación a la empresa transmisora
propietaria de las instalaciones de transmisión a la cual se referencian las inyecciones del PMGD.
Lo anterior deberá realizarse dentro de los 10 días siguientes al envío del ICC.
El ICC tendrá una vigencia de 9 meses, contados desde la comunicación enviada al interesado
en conectar o en modificar las condiciones previamente establecidas de conexión y/u operación
de un PMGD, prorrogable por una sola vez y hasta por el mismo periodo de tiempo, siempre
que, el interesado, antes del vencimiento del plazo presente a la empresa distribuidora un
informe que acredite el estado de avance de las obras del proyecto en concordancia con el
cronograma indicado en el Artículo 16° bis del presente reglamento.
Asimismo, el interesado podrá solicitar a la empresa distribuidora prorrogar la vigencia del ICC,
por un total de hasta 27 meses, en el evento que la empresa distribuidora no haya ejecutado
las obras adicionales necesarias para su conexión, de acuerdo al Capítulo Tercero del Título II
del presente reglamento. En caso que no se acceda a dicha prórroga, el interesado podrá recurrir
a la Superintendencia.
Artículo 19º: En caso de disconformidad del interesado o propietario de un PMGD respecto del
ICC o del informe señalado en el Artículo 32° del presente reglamento, éste podrá presentar una
solicitud de correcciones a dichos informes, en la cual incluya los antecedentes que fundamentan
su disconformidad. Dicha solicitud deberá ser remitida tanto a la empresa distribuidora como a
la Superintendencia, en un plazo máximo de 20 días contado desde la recepción de los informes
de parte de la empresa distribuidora.
La empresa distribuidora deberá responder la solicitud de correcciones en un plazo no superior
a 10 días contado desde la fecha de su recepción. Copia de dicha respuesta deberá ser remitida
por la empresa distribuidora a la Superintendencia dentro del plazo de 5 días contado desde su
despacho al interesado, propietario u operador del PMGD.”
Artículo 20º: Eliminado
Artículo 21º: El interesado o propietario de un PMGD deberá comunicar su interconexión a un
sistema eléctrico conforme a lo dispuesto en el artículo 13 del Decreto Supremo Nº 291, de
2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
Antes de la entrada en operación de un PMGD, su propietario deberá informar a la
Superintendencia el cumplimiento de los requisitos establecidos en la NTCO, de acuerdo a los
procedimientos establecidos en ésta. Asimismo, el propietario del PMGD y la empresa
distribuidora deberán haber firmado el contrato de conexión y operación respectivo.
La desconexión, retiro o modificación de un PMGD de un sistema deberá ser comunicada por su
propietario u operador conforme lo dispuesto en el artículo 13 del Decreto Supremo Nº 291, de
2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
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Artículo 22º: Los empalmes necesarios para la conexión a las instalaciones de la empresa
distribuidora de un PMGD serán de propiedad de éste, quien deberá hacerse cargo de los costos
asociados a su construcción y mantención.
Dichos empalmes deberán ser construidos en conformidad con la NTCO, y su construcción podrá
ser llevada a cabo indistintamente por la empresa distribuidora o por el propietario del PMGD
respectivo.
Sin perjuicio de lo anterior, las maniobras de conexión del PMGD a la red sólo podrán ser
efectuadas o supervisadas por la empresa distribuidora, dentro del plazo acordado con el
propietario del PMGD respectivo.
Artículo 23º: Todo PMGD deberá coordinar la operación e intervención de sus instalaciones con
la empresa distribuidora, de acuerdo a lo señalado en el presente reglamento.
Las instalaciones y equipamientos mínimos que deberá disponer el propietario u operador de un
PMGD para una adecuada coordinación de la empresa distribuidora serán especificados en la
NTCO.
Artículo 24º: Antes del 15 de diciembre de cada año, el propietario u operador de un PMGD
deberá informar a la empresa distribuidora el plan de mantenimiento del respectivo PMGD, para
el siguiente año calendario. Asimismo, deberá informar la ejecución de cualquier obra de
reparación o modificación de las instalaciones y/o equipamientos que permiten su conexión a la
red de distribución, en conformidad con lo señalado en el presente reglamento y la normativa
vigente.
Artículo 25º: Toda maniobra que involucre la conexión o desconexión de un PMGD de la red,
cualquiera sea el origen del requerimiento, deberá ser coordinada entre la empresa distribuidora
y el propietario u operador del PMGD, de acuerdo a los procedimientos que la empresa
distribuidora tenga establecidos para dichas operaciones y lo que indiquen las normas técnicas
dictadas en conformidad al Artículo 3° del presente reglamento. Copia de las comunicaciones
respectivas deberán ser enviadas a la Dirección de Operación del CDEC respectivo, en adelante,
"DO".
El propietario u operador de un PMGD deberá realizar el control de tensión y maniobras de
conexión y desconexión de equipos de compensación reactiva en forma coordinada con la
empresa distribuidora.
Artículo 26º: Las empresas de distribución deberán implementar los procedimientos y
metodologías que sean necesarios para la normal operación de un PMGD, considerando los
criterios establecidos en el presente reglamento y en la NTCO. Los procedimientos y
metodologías aquí señalados, serán de público acceso.
El propietario u operador de un PMGD deberá en todo momento acatar las instrucciones de la
empresa distribuidora que estén destinadas a resguardar la calidad y seguridad del servicio de
la red de distribución, en los tiempos y condiciones establecidas por la empresa distribuidora en
los procedimientos y metodologías señalados en el inciso anterior.

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Artículo 27º: Respecto de las condiciones de operación de un PMGD destinadas a resguardar las
exigencias de seguridad y calidad de servicio, la NTCO establecerá al menos, lo siguiente:
a) Las condiciones de operación de un PMGD en caso de fallas a nivel sistémico o en la red
de distribución a la cual se encuentre conectado.
b) Las variaciones de tensión máximas en el punto de repercusión asociado al PMGD en caso
de conexión o desconexión de éste.
c) Las magnitudes y variaciones u holguras de la tensión nominal de 50 Hz permitidas en el
punto de repercusión asociado al PMGD.
d) Los índices de severidad de parpadeo o "flicker" y de contaminación por inyección de
corrientes armónicas a la red, originados por los PMGD.
Artículo 28º: La compensación de reactivos asociada a un PMGD deberá ser consistente con la
banda de regulación de tensión establecida en la NTCO para el punto de repercusión respectivo.

CAPITULO TERCERO – DE LA DETERMINACION DE LOS COSTOS DE LAS OBRAS ADICIONALES
PARA LA CONEXIÓN DE UN PMGD
Artículo 29º: La empresa distribuidora deberá determinar si la conexión o la modificación de las
condiciones previamente establecidas para la conexión y/u operación de un PMGD cumple con
los criterios establecidos en los artículos 34° bis y 34° ter del presente reglamento, en cuyo caso
les será aplicable lo dispuesto en el Artículo 16° quinquies. En caso contrario, será aplicable lo
dispuesto en el Artículo 16° sexies del presente reglamento.
Artículo 30º: Los costos de conexión con cargo al propietario de un PMGD que desea conectarse
a las instalaciones de una empresa distribuidora, se determinarán mediante la sumatoria entre
los costos adicionales en las zonas adyacentes al punto de conexión de un PMGD y los ahorros
o costos por la operación del PMGD respectivo.
La empresa distribuidora podrá acreditar que los costos adicionales en las zonas adyacentes al
punto de conexión de un PMGD y los costos por operación del PMGD correspondiente son
mayores a los ahorros asociados a la operación de éste, mediante el informe de costos de
conexión señalado en el Artículo 32° del presente reglamento. En caso contrario, los costos de
conexión señalados en el inciso precedente serán nulos.
Artículo 31º: Eliminado
Artículo 32º: El informe con los costos de conexión deberá contener un estudio del impacto del
PMGD en las redes de la empresa distribuidora.
Para la determinación del costo de conexión, la empresa distribuidora deberá calcular el impacto
de las inyecciones provenientes del PMGD que solicita conexión. Para ello, la empresa
distribuidora deberá estimar el valor presente del costo de inversión, operación y mantenimiento
de sus instalaciones de distribución, sin considerar la existencia del PMGD que solicita conexión,
denominado costo de red sin PMGD. Este análisis se realizará para un período de tiempo igual a
la vida útil del PMGD y deberá incorporar el crecimiento esperado de la demanda y las inversiones
necesarias para dar cumplimiento a las exigencias de la normativa técnica vigente conforme los
estándares indicados en el Artículo 9° del presente reglamento.
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Posteriormente, la empresa distribuidora deberá estimar el valor presente del costo de inversión,
operación y mantenimiento de sus instalaciones de distribución considerando la existencia del
PMGD que solicita conexión, denominado costo de red con PMGD. Este análisis se realizará para
un período de tiempo igual a la vida útil del PMGD, deberá incorporar el crecimiento esperado
de la demanda, las inversiones necesarias para dar cumplimiento a las exigencias de la
normativa técnica vigente considerando la conexión y operación del PMGD conforme los
estándares indicados en el Artículo 9° antes señalado y el perfil de generación del PMGD.
El costo de conexión corresponderá a la suma de los efectos que producen las inyecciones del
PMGD en el valor presente de inversión, operación, mantenimiento y pérdidas de la empresa
distribuidora.
En dichos análisis la empresa distribuidora deberá considerar la existencia de los PMGD
actualmente conectados a su red, así como aquellos que cuenten con un ICC. Para estos efectos,
se considerará que la operación de estos PMGD se efectúa respetando los lineamientos y
condiciones indicadas en el contrato de conexión y operación suscrito entre el propietario del
PMGD y la empresa distribuidora.
En los referidos análisis, la valorización de las inversiones deberá basarse en los valores de
componentes, costos de montaje asociados y recargos, establecidos en el Valor Nuevo de
Reemplazo (VNR) de las instalaciones de distribución, fijado por la Superintendencia o el Panel
de Expertos, según corresponda. En caso que los componentes considerados no se encuentren
fijados en el VNR, las partes deberán acordar el valor de dicho componente, homologándolo a
otro componente de similares características establecido en el VNR, correspondiendo a la
Superintendencia dirimir ante la falta de acuerdo entre las partes a petición de una de ellas.
Para los efectos de estos cálculos, la empresa distribuidora deberá regirse tanto por los
supuestos y metodologías utilizadas para el cálculo de la demanda de planificación con motivo
de la fijación de precios de nudo de corto plazo vigente, como por el consumo registrado por los
clientes conectados a dicho alimentador durante a lo menos los últimos 5 años. La empresa
distribuidora deberá explicitar en el informe la metodología utilizada para estimar la demanda
de energía y los antecedentes que sustentan el cálculo realizado, incluyendo el consumo histórico
registrado en el alimentador donde se conectará el PMGD.
Para efectos de valorizar los costos y ahorros anuales de operación por concepto de pérdidas de
energía y compras de potencia asociadas a la operación del PMGD, deberá ocuparse el precio de
nudo promedio de la energía y de la potencia en la subestación primaria correspondiente a la
empresa distribuidora a la cual se conecta el PMGD, de acuerdo al decreto vigente que fija los
precios de nudo promedio, sin considerar el ajuste señalado en el artículo 157° de la Ley.
Para efectos del cálculo del valor presente indicado en el inciso segundo de este artículo, deberá
ocuparse la tasa de descuento indicada en el artículo 182° de la Ley.
En los cálculos indicados en los incisos anteriores, la empresa distribuidora deberá considerar en
todo momento los requerimientos necesarios para mantener los estándares de seguridad y
calidad de servicio en su red.
Artículo 32° bis: En caso de desacuerdo respecto de la metodología y los resultados del informe
de costos de conexión, el interesado o propietario del PMGD podrá recurrir a la Superintendencia
para presentar sus reclamos, de conformidad al Título V del presente reglamento.
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Artículo 33º: Si como resultado del informe de costos de conexión se establece que el costo de
red con PMGD supera al costo de red sin PMGD, la empresa distribuidora deberá proponer al
propietario del PMGD alternativas para el pago de los costos de conexión.
En caso que el resultado de la valorización indicada en los incisos segundo y tercero del Artículo
32°, muestre que la operación del PMGD conlleva mayores costos por concepto de compras de
energía y potencia para la empresa distribuidora, la compensación anual que realizará el PMGD
a la empresa distribuidora, respecto a dichos costos, corresponderá a la anualidad del valor
presente que resulte de esta valorización, conforme la tasa de descuento y vida útil consideradas
en su cálculo. No obstante lo anterior, en caso que la referenciación a la que se refiere el inciso
tercero del Artículo 38° del presente reglamento, refleje los mayores costos por concepto de
compras de energía y potencia de la distribuidora, no será procedente la compensación anual.
La respectiva empresa distribuidora deberá incluir las alternativas de pago en el correspondiente
informe de costos de conexión, indicando el detalle de estos costos y el plazo de ejecución de
las obras adicionales necesarias para la conexión o modificación de las condiciones previamente
establecidas para la conexión y/u operación del PMGD. Los plazos de ejecución de estas obras
adicionales serán acordados entre las partes, las que en caso de desacuerdo podrán recurrir ante
la Superintendencia. Los costos y plazos deberán ser presentados de acuerdo al formato que
establezca la NTCO.
Artículo 34º: La empresa distribuidora podrá solicitar al propietario del PMGD respectivo aportes
financieros reembolsables para cubrir los costos adicionales en las zonas adyacentes al punto de
conexión de un PMGD que no sean cubiertos por los costos de conexión señalados en el Artículo
30º del presente reglamento. Dichos aportes podrán efectuarse de acuerdo a las disposiciones
previstas en los artículos 126°, 127°, 128° y 129° de la Ley para los aportes financieros
reembolsables, destinados al financiamiento de las ampliaciones de capacidad que requieran las
empresas distribuidoras para dar suministro a los usuarios que soliciten servicio.
Artículo 34° bis: Los criterios para determinar los impactos no significativos en la red de la
empresa distribuidora deberán ser calculados por ésta y corresponderán a los siguientes:
a) Flujo de potencia del alimentador en megawatt comparado con la capacidad de diseño
del alimentador;
b) La relación de cortocircuito-potencia para determinar el impacto sobre la tensión del
alimentador; y
c) El aporte del PMGD a la corriente de cortocircuito de la subestación primaria de
distribución y las redes de distribución.
Artículo 34° ter: Para establecer el impacto de los criterios señalados en el artículo precedente,
la empresa distribuidora deberá ajustarse a los procedimientos y metodologías establecidos en
la NTCO.

CAPITULO CUARTO – DEL REGIMEN DE OPERACION, REMUNERACION Y PAGOS DE UN PMGD
Artículo 35º: Todo PMGD operará con autodespacho. Lo anterior implica que el propietario u
operador del respectivo PMGD será el responsable de determinar la potencia y energía a inyectar
en la red de distribución en la cual está conectado. Sin perjuicio de lo anterior, el propietario u

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operador del PMGD podrá acordar con la empresa distribuidora la limitación horaria de sus
inyecciones de energía.
Para efectos de la programación de la operación global del sistema eléctrico así como de la
determinación de las correspondientes transferencias entre generadores, el propietario u
operador de un PMGD deberá coordinar dicha operación tanto con la empresa distribuidora como
con el CDEC respectivo, de acuerdo a lo señalado en el presente capítulo.
Artículo 36º: A más tardar el día 25 de cada mes o el día hábil siguiente, el propietario u operador
de un PMGD, que participe de las transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas
que se encuentren sujetas a la coordinación del CDEC, deberá enviar un Informe de Operación
Mensual, en adelante el "IOM", a la empresa distribuidora y a la DO del CDEC respectivo, en el
cual señale su disponibilidad de excedentes esperados para el mes siguiente.
La DO deberá incorporar la información del IOM en la planificación de la operación del sistema
para el siguiente mes, refiriendo los aportes del PMGD a la subestación primaria de distribución
más cercana al PMGD.
Artículo 37º: En el evento que durante el mes el propietario u operador advierta que no puede
operar conforme a la previsión informada en el IOM, el propietario u operador de dicho PMGD
deberá informar a la empresa distribuidora y la DO respectiva, a más tardar 48 horas después
de constatada dicha situación, procediendo a actualizar el IOM consecuentemente con su nueva
disponibilidad de excedentes para el resto del mes.
Una vez finalizado cada mes, la DO o la empresa distribuidora que corresponda, podrán solicitar
al propietario u operador del PMGD un informe en el cual se justifiquen las desviaciones
producidas entre la operación esperada y la operación real.
Artículo 38º: Los propietarios u operadores de un PMGD tendrán derecho a participar de las
transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren sujetas a la
coordinación del CDEC. Para tal efecto, deberán solicitar a la DO del CDEC que corresponda, la
inclusión en el respectivo balance de inyecciones y retiros, en adelante, "balance de inyecciones
y retiros".
Para el caso de las transferencias de potencia, se deberán aplicar las disposiciones que
establezca la reglamentación vigente para dichas transferencias. Para efectos del balance de
inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá referir las inyecciones de energía y potencia de
un PMGD a la barra de la subestación primaria de distribución asociada a dicho medio de
generación. La norma técnica respectiva establecerá las metodologías y consideraciones que
deberá utilizar el CDEC para referir las inyecciones aquí señaladas.
La subestación primaria de distribución asociada a un PMGD, a la que se refiere el inciso
precedente, es aquella que presenta la menor distancia eléctrica al punto de conexión del PMGD,
o a lo que determine la normativa vigente. De ocuparse dicha distancia mínima, ésta será medida
a lo largo de las líneas eléctricas que puedan permitir la conexión, independientemente de sus
características técnicas y de si los circuitos operan normalmente cerrados o no.
Para la determinación del balance de inyecciones y retiros señalados, el propietario u operador
del PMGD incluido en dicho balance estará obligado a informar a la empresa distribuidora y
oportunidad que disponga la normativa vigente, su inyección horaria en el punto de conexión.
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Artículo 39º: El propietario u operador de un PMGD incluido en los balances de inyecciones y
retiros podrá optar a vender su energía al sistema a costo marginal instantáneo o a un régimen
de precio estabilizado, opción que deberá ser comunicada al CDEC respectivo al menos 6 meses
antes de la entrada en operación del PMGD. El período mínimo de permanencia en cada régimen
será de 4 años y la opción de cambio de régimen deberá ser comunicada al CDEC con una
antelación mínima de 12 meses.
Artículo 40º: El costo marginal instantáneo con el cual se deberán valorar las inyecciones de
energía de un PMGD que no opte por el régimen de precio estabilizado a que se refiere el artículo
precedente, corresponderá el costo marginal horario calculado por el CDEC en la barra de la
subestación primaria de distribución que corresponda de acuerdo a lo indicado en el inciso
tercero del Artículo 38° del presente reglamento.
Artículo 41º: En cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar
que los precios estabilizados con los cuales se deberán valorizar las inyecciones de energía de
cada PMGD que haya optado por dichos precios, corresponderán al promedio de los costos
marginales esperados en el período de cálculo utilizado para la determinación del Precio Básico
de Energía en la barra de la subestación primaria de distribución asociada a la inyección del
PMGD, determinado semestralmente por la Comisión en el decreto de precio de nudo de corto
plazo, sin aplicar el ajuste a la Banda de Precios de Mercado establecida en el numeral 3 del
artículo 167° de la Ley.
Independiente del régimen de precio de la energía al cual haya optado el propietario del PMGD,
en cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar que los precios
con los cuales se deberán valorizar las inyecciones de potencia, corresponderán al precio de
nudo de la potencia aplicable a las inyecciones de potencia.
Del mismo modo, los retiros o compromisos que estén asociados al PMGD deberán informarse
al CDEC para ser incluidos en el balance de inyecciones y retiros.
La diferencia entre la valorización de las inyecciones del PMGD a precio estabilizado, y el costo
marginal horario correspondiente, será asignado por el CDEC respectivo a prorrata de los retiros
de energía del sistema correspondiente, entre todos quienes efectúen retiros.
Las empresas distribuidoras y los PMGD incluidos en los balances de inyecciones y retiros
deberán enviar toda la información que el CDEC solicite para efectos de determinar los balances
de inyecciones y retiros de potencia y energía, en la forma y oportunidad que éste disponga.
Artículo 42º: El CDEC respectivo efectuará las liquidaciones que corresponda aplicar entre las
empresas eléctricas que participan del balance de inyecciones y retiros, considerando el régimen
de precios al que haya optado el PMGD y las inyecciones indicadas en el Artículo 38º del presente
reglamento, de acuerdo al inciso cuarto del Artículo 41° del presente reglamento.
Artículo 43º: Los propietarios u operadores de los PMGD que participen en las transferencias de
energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren coordinadas por un CDEC,
deberán concurrir al pago de los costos de transmisión asociados al uso que sus medios de
generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, subtransmisión y de transmisión
adicionales conforme a la legislación vigente. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios de los
PMGD y que sean clasificados como MGNC estarán exceptuados del pago total o de una porción
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de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas
de transmisión troncal, conforme a lo establecido en el Título IV del presente reglamento.
El uso que la inyección de los excedentes de potencia suministrables al sistema por un PMGD
hace de las instalaciones de las empresas de distribución no da lugar al pago de peajes.
Los PMGD que hagan uso de las instalaciones de un concesionario de servicio público de
distribución para dar suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro
de la zona de concesión del concesionario, deberán pagar un peaje de distribución determinado
de acuerdo a lo establecido en el Artículo 115° de la Ley.

CAPITULO QUINTO – MEDICION Y FACTURACION DE UN PMGD
Artículo 44º: La emisión de las facturas por parte de un PMGD y el correspondiente pago de las
mismas por parte de las empresas eléctricas, se llevará a cabo de acuerdo a los procedimientos

que se encuentren vigentes en cada CDEC.
Artículo 45º: Los propietarios de PMGD deberán contar con los equipos de medida y facturación
suficientes que permitan registrar las lecturas de energía y potencia suministradas al sistema,
de acuerdo a lo exigido en la normativa vigente.
Sin perjuicio de lo anterior, los retiros que el PMGD efectúe con objeto de satisfacer sus servicios
auxiliares podrán ser considerados de la misma forma que un compromiso comercial del PMGD
en el balance de inyecciones y retiros a costo marginal, o bien abastecidos por su suministrador
según el régimen de precios que le corresponda, para lo cual las lecturas de energía y potencia,
inyectadas y retiradas del sistema, deberán guardar consistencia a fin de evitar una doble
contabilización de dichos retiros.
El propietario u operador de un PMGD podrá efectuar por sí mismo, o contratar con la empresa
distribuidora el servicio de medición y contabilización de la energía inyectada o retirada del
sistema.
Artículo 46º: Sin perjuicio de la información señalada en el presente reglamento a entregar a los
CDEC, para efectos de la planificación del sistema eléctrico, los propietarios u operadores de los
PMGD deberán suministrar al CDEC respectivo y a la Comisión un informe anual sobre sus
estadísticas y proyecciones de operación mensual para los siguientes 12 meses, durante el mes
de diciembre del año anterior a la proyección.

TITULO III - DE LOS PEQUEÑOS MEDIOS DE GENERACIÓN O "PMG"
CAPITULO PRIMERO – ANTECEDENTES GENERALES
Artículo 47º: De acuerdo a lo señalado en el Artículo 1° del presente reglamento, los PMG están
conectados a un sistema eléctrico, a través de instalaciones pertenecientes a un sistema troncal,
de subtransmisión o adicional. Los PMG tienen por tanto el carácter de entidades sujetas a la
coordinación del CDEC respectivo, debiendo ceñirse para tal efecto a las normas y
procedimientos que rigen el funcionamiento de dicho organismo coordinador.
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Artículo 48º: El interesado o propietario de un PMG deberá comunicar su interconexión a un
sistema eléctrico conforme lo dispuesto en el artículo 13 del Decreto Supremo Nº 291, de 2007,
del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. El CDEC podrá solicitar la información
que estime pertinente respecto de las instalaciones del PMG, de acuerdo a los procedimientos y
exigencias generales aplicables a las instalaciones de generación y transmisión del respectivo
sistema.
La desconexión, retiro o modificación de un PMG de un sistema deberá ser comunicado por su
propietario u operador conforme lo dispuesto en el artículo 13 del Decreto Supremo Nº 291, de
2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

CAPITULO SEGUNDO - DEL REGIMEN DE OPERACION, REMUNERACION Y PAGOS DE UN PMG
Artículo 49º: Todo PMG deberá coordinar su operación con el CDEC respectivo, de acuerdo a las
normas y procedimientos que rigen el funcionamiento de dicho organismo coordinador así como
las demás condiciones establecidas en el presente título.
Los propietarios u operadores de un PMG que sea clasificado medio de generación renovable no
convencional o cogeneración eficiente, de acuerdo a lo establecido en el Artículo 255°, literales
aa) y ac) de la Ley, podrán optar operar con autodespacho. Lo anterior implica que el propietario
u operador del respectivo PMG que esté en dicha condición, será el responsable de determinar
la potencia y energía a inyectar al sistema. Se considerará que los PMG que opten operar con
autodespacho no disponen de capacidad de regulación de sus excedentes.
Sin perjuicio de lo anterior, el propietario u operador de cualquier PMG podrá solicitar a la DO
del CDEC correspondiente, de manera fundada, una operación con autodespacho. La DO deberá
responder dicha solicitud en un plazo no superior a 30 días de su recepción. De ser aceptada
dicha condición de operación, ésta se mantendrá por al menos 12 meses.
El operador o propietario de un PMG con autodespacho deberá enviar a más tardar el día 25 de
cada mes, un IOM a la DO, indicando su disponibilidad de excedentes esperados para el siguiente
mes.
La DO deberá incorporar la información del IOM en la planificación de la operación del sistema
para el siguiente mes, considerando los aportes del PMG en la barra informada por el propietario
u operador como punto de conexión al sistema.
Artículo 50º: En el evento que durante el mes el propietario u operador de un PMG con
autodespacho advierta que no puede operar conforme a la previsión informada en el IOM, el
propietario u operador de dicho PMG deberá informar a la DO respectiva, a más tardar 48 horas
después de constatada dicha situación, procediendo a actualizar el IOM consecuentemente con
su nueva disponibilidad de excedentes para el resto del mes.
Una vez finalizado cada mes, la DO que corresponda, podrá solicitar al propietario u operador
del PMG un informe en el cual se justifiquen las desviaciones producidas entre la operación
esperada y la operación real.
Artículo 51º: Los propietarios u operadores de un PMG tendrán derecho a participar de las
transferencias de energía y potencia entre empresas eléctricas que se encuentren sujetas a la
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coordinación del CDEC, a través del respectivo balance de inyecciones y retiros, conforme a los
procedimientos generales vigentes para tal efecto, incluyendo las disposiciones establecidas en
el presente capítulo.
Para el caso de las transferencias de potencia, se deberán aplicar las disposiciones que
establezca la reglamentación vigente para dichas transferencias.
Artículo 52º: El propietario de un PMG podrá optar a vender su energía al sistema a costo
marginal instantáneo o a un precio estabilizado, opción que deberá ser comunicada al CDEC
respectivo al menos 6 meses antes de la entrada en operación del PMG. El período mínimo de
permanencia en cada régimen será de 4 años y la opción de cambio de régimen deberá ser
comunicada al CDEC con una antelación mínima de 12 meses.
Artículo 53º: El costo marginal instantáneo con el cual se deberán valorar las inyecciones de
energía de un PMG que no opte por el régimen de precio estabilizado a que se refiere el artículo
precedente, corresponderá el costo marginal horario calculado por el CDEC en el punto de
conexión del PMG al sistema.
Artículo 54º: En cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar
que los precios estabilizados con los cuales se deberán valorizar las inyecciones de energía de
cada PMG que haya optado por dicho régimen, corresponderán al promedio de los costos
marginales esperados en el período de cálculo utilizado para la determinación del Precio Básico
de Energía en la barra asociada a la inyección del PMG, determinado semestralmente por la
Comisión en el decreto de precio de nudo de corto plazo, sin aplicar el ajuste a la Banda de
Precios de Mercado establecida en el numeral 3 del artículo 167° de la Ley.
Independiente del régimen de precio de la energía al cual haya optado el propietario del PMG,
en cada balance de inyecciones y retiros, el CDEC respectivo deberá considerar que los precios
con los cuales se deberán valorizar las inyecciones de potencia, corresponderán al precio de
nudo de la potencia aplicable a las inyecciones de potencia.
Del mismo modo, los retiros o compromisos que estén asociados al PMG deberán informarse al
CDEC para ser incluidos en el balance de inyecciones y retiros.
La diferencia entre la valorización de las inyecciones del PMG a precio estabilizado, y el costo
marginal horario correspondiente, será asignado por el CDEC respectivo a prorrata de los retiros
de energía del sistema correspondiente, entre todos quienes efectúen retiros.
Artículo 55º: El CDEC respectivo deberá utilizar los procedimientos vigentes tal que permitan
efectuar las liquidaciones que corresponda aplicar entre las empresas eléctricas que participan
del balance de inyecciones y retiros, considerando el régimen de precios al que haya optado el
PMG.
Artículo 56º: Los propietarios de los PMG deberán concurrir al pago de los costos de transmisión
asociados al uso que sus medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal,
subtransmisión y de transmisión adicionales conforme a la legislación vigente. Sin perjuicio de
lo anterior, los propietarios de los PMG que además sean MGNC estarán exceptuados del pago
total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación

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hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a lo establecido en el Artículo 79° de la
Ley y en el Título IV del presente reglamento.

CAPITULO TERCERO – MEDICION Y FACTURACION DE UN PMG
Artículo 57º: La emisión de las facturas por parte de un PMG y el correspondiente pago de las
mismas por parte de las empresas eléctricas, según lo determine el CDEC, se llevará a cabo de
acuerdo a los procedimientos establecidos en el reglamento interno que se encuentre vigente en
cada CDEC.
Artículo 58º: Los propietarios de PMG deberán contar con los equipos de medida y facturación
suficientes que permitan registrar las lecturas de energía y potencia suministradas al sistema de
acuerdo a lo exigido en la normativa vigente.
Artículo 59º: Sin perjuicio de la información señalada en el presente reglamento a entregar a los
CDEC, para efectos de la planificación del sistema eléctrico, los propietarios de los PMG deberán
suministrar al CDEC respectivo y a la Comisión un informe anual sobre sus estadísticas y
proyecciones de operación mensual para los siguientes 12 meses, durante el mes de diciembre
del año anterior a la proyección.

TITULO IV – DE LA EXENCIÓN A LOS MEDIOS DE GENERACIÓN NO
CONVENCIONALES DEL PAGO POR USO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN
TRONCAL
Artículo 60 – 61 – 62 – 63 – 64: Eliminado
Artículo 65º: Los propietarios de los MGNC estarán exceptuados del pago total o de una porción
de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de las
instalaciones de transmisión troncal del respectivo sistema.
Artículo 66º: Para efecto de la determinación de la exención señalada en el artículo precedente,
los excedentes de potencia suministrados al sistema serán determinados por la Dirección de
Peajes, en adelante la "DP", del CDEC respectivo, en el correspondiente punto de conexión del
MGNC.
Artículo 67º: La DP respectiva podrá solicitar al propietario del MGNC una verificación de los
excedentes de potencia suministrable al sistema por el MGNC, de acuerdo a los procedimientos
que ésta establezca.
Artículo 68º: El peaje por el uso que las inyecciones de los MGNC hacen del sistema de
transmisión troncal, considerando la exención a que se refiere el Artículo 65º del presente
reglamento, se determinará de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) Se determinará el peaje del MGNCi (PNC1i ), expresado en unidades monetarias,
conforme a lo siguiente:
NOTA: VER D.O. 17.01.2006, PAGINA 7 donde:
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Pbasei es el peaje que le correspondería pagar al MGNCi , conforme a las normas
generales de peajes, expresado en unidades monetarias.
FPi es el factor proporcional asociado al MGNCi para el cálculo de la exención, expresado
en unidades adimensionales y calculado como:
Si EPNCi es inferior a 9.000 kilowatts, entonces FPi = 0, y Si EPNCi es mayor o igual a
9.000 kilowatts, Entonces
NOTA: VER D.O. 17.01.2006, PAGINA 7
donde EPNCi es el excedente de potencia suministrada al sistema por el MGNCi ,
expresado en kilowatts.

b) Se determinará el pago adicional de peaje del MGNCi (PNC2i ), expresado en unidades
monetarias, conforme a lo siguiente:
Si CEP es inferior o igual a 0,05*CIT, entonces:
PNC2i = 0
Si CEP es mayor a 0,05*CIT, entonces:
NOTA: VER D.O. 17.01.2006, PAGINA 7 donde:



CEP es la capacidad conjunta exceptuada de peajes, expresada en kilowatts.
CIT es la capacidad instalada total del sistema eléctrico, expresada en kilowatts.
El parámetro CEP se obtiene de la relación:
NOTA: VER D.O. 17.01.2006, PAGINA 8

c) Finalmente, el pago total de peaje de transmisión troncal del MGNCi (PNCtoti)
corresponderá a la suma de las componentes determinadas en los literales a) y b) del
presente artículo, esto es:
NOTA: VER D.O. 17.01.2006, PAGINA 8
Artículo 69º: El monto correspondiente a la suma de la exención de peajes de todos los MGNC
será pagado por las demás empresas eléctricas que efectúan inyecciones de energía al sistema
a prorrata de dichas inyecciones, las cuales corresponderán a inyecciones promedio de energía
según despacho proyectado en el período para el que se realiza el cálculo de peajes.

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TITULO V
RECLAMOS Y CONTROVERSIAS
Artículo 70º: Sin perjuicio de la facultad para resolver reclamos de la Superintendencia, dispuesto en el

artículo 3° N° 17 de la Ley N° 18.410, los propietarios u operadores de los medios de generación señalados
en la letra a) del Artículo 1° del presente reglamento, así como las empresas distribuidoras, podrán presentar
a la Superintendencia reclamos por controversias que se refieran a las siguientes materias originadas por la
aplicación de este reglamento:
a) Informe de Criterios de Conexión;
b) Conexión, modificación y desconexión de las instalaciones de un medio de generación a las
instalaciones de una empresa distribuidora;
c) Calidad de servicio;
d) Conflictos por la operación técnica de las instalaciones;
e) Conflictos relativos a la falta de acuerdo sobre la forma de efectuar las transferencias de energía o
potencia, y forma de transportar dicha energía y potencia;
f) Respecto de procedimientos o metodologías que se establezcan por las empresas distribuidoras para
la operación coordinada con el sistema eléctrico, en cumplimiento del presente reglamento;
g) Respecto de la solicitud de prórroga del ICC;
h) Respuesta a la solicitud de correcciones dispuesta en el Artículo 19° del presente reglamento;
i) Conflictos relativos a la falta de acuerdo con la información que debe otorgar la empresa distribuidora
conforme lo señalado en el Artículo 16° del presente reglamento;
j) Conflictos relativos al contenido de la solicitud de complementación de la SCR que efectúe la empresa
distribuidora al interesado en conectar o modificar las condiciones previamente establecidas para la
conexión y/u operación de un PMGD.
Artículo 71º: El reclamo ante la Superintendencia deberá presentarse por el interesado dentro
del plazo de un mes desde que se produzca el desacuerdo señalado en el artículo anterior,
mediante informe fundado, y adjuntando los antecedentes que correspondan.
La solicitud podrá presentarse en cualquier oficina de la Superintendencia o mediante correo
certificado entregado en la oficina de correos que corresponda hasta el último día del plazo.
Dentro del plazo de quince días contados desde la presentación del reclamo, la Superintendencia
podrá declararlo inadmisible si constata el incumplimiento de alguno de los requisitos señalados
en este artículo.
Artículo 72º: La Superintendencia resolverá sobre la materia objeto del reclamo en el plazo de
sesenta días contado desde la declaración de admisibilidad.
La Superintendencia podrá solicitar informes a otros organismos para ser considerados en su
resolución y además podrá solicitar directamente a los interesados informes sobre la materia
objeto de la controversia, de acuerdo al número 17 del artículo 3° de la Ley N° 18.410.

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No obstante lo dispuesto en la ley Nº 19.880, en el tiempo que medie entre la resolución
definitiva de la Superintendencia, ésta podrá ordenar medidas provisionales. La resolución que
las establezca será notificada por carta certificada a los interesados.
Artículo 73º: Las controversias que se susciten al interior de un CDEC y que se refieran a
empresas que posean medios de generación conectados y sincronizados a un sistema eléctrico
que se encuentran en las categorías expresadas en las letras b) y c) del Artículo 1° del presente
reglamento, serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos establecido en el Título VI de la
Ley, y su procedimiento se sujetará a lo dispuesto en el Artículo 32 del Decreto Supremo N° 181
del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2004, con exclusión de las que se
refieran a un PMGD que califique igualmente en la categoría de la letra c) del Artículo 1° referido,
las que serán resueltas por la Superintendencia en conformidad a los Artículos 70º, 71º y 72º
de este reglamento.

TITULO VI DISPOSICION FINAL
Artículo 74º: Para efectos de la aplicación del presente reglamento, los plazos se entenderán de
días hábiles, salvo que se indique expresamente lo contrario. En caso que alguno de los plazos
venza un día sábado, domingo o festivo, se prorrogará al día hábil siguiente.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS
Artículo 1º: El presente reglamento entrará en vigencia treinta días después de su publicación
en el Diario Oficial.
Artículo 2º: En tanto no se haya dictado la norma específica para PMGD, conectados en baja
tensión, las condiciones técnicas de su conexión se regirán por lo establecido en la NCh Elec 42003 de la Superintendencia, y los criterios generales establecidos en este reglamento.
Artículo 3º: Los CDEC deberán adaptar e implementar los procedimientos y metodologías que
sean necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en el presente reglamento, en particular
para la incorporación en el balance de inyecciones y retiros de los medios de generación a que
se refiere el presente reglamento.
Los procedimientos y metodologías señalados en el inciso previo serán de público acceso y
deberán ser informados a la Comisión para su aprobación conforme según lo dispone el DS 327,
de 1997, del Ministerio de Minería, en un plazo no mayor a los 90 días corridos, contados desde
la fecha de publicación en el Diario Oficial del presente reglamento.
Artículo 4º: En tanto no se dicte la NTCO a que se refiere el presente reglamento, las variaciones
de tensión señaladas en los literales b) y c) del Artículo 27º del presente reglamento no podrán
exceder a ± 6%.
Artículo 5°: Los propietarios u operadores de los medios de generación a que se refiere el
presente reglamento participarán del financiamiento y composición del CDEC respectivo
conforme se establezca en la reglamentación que se dicte de acuerdo a lo dispuesto en la Ley
N° 20.018.

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Anótese, tómese razón y publíquese.- RICARDO LAGOS ESCOBAR, Presidente de la República.Carlos Alvarez Voullieme, Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción (S).
Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda atentamente a Ud., Carlos Alvarez
Voullieme, Subsecretario de Economía, Fomento y Reconstrucción.

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