A diferencia de varios países desarrollados donde se busca promover e incentivar la generación residencial mediante el uso de Netmetering o medición neta, en Chile se busca establecer tarifas que reflejen los costos reales de suministro para promover la eficiencia en el sistema. Es por esto que se utiliza el esquema de Facturación Neta. En este esquema, la energía inyectada se valoriza al costo evitado de energía y pérdidas por parte de la distribuidora. Es decir, al costo promedio que la distribuidora deja de pagar por comprar menos energía a grandes generadores (resultados de las licitaciones de suministro reguladas) más las menores pérdidas por la generación más cercana al consumo o el costo evitado. La medición de energía se realiza para la inyección y los retiros independientemente, y se valorizan por separado antes de realizar el balance monetario. En efecto, los precios de inyección y consumo de energía son distintos para los clientes residenciales BT1, pues este tipo de cliente en su tarifa de energía financia tanto la energía que ocupa como su demanda de potencia, que financia la infraestructura de la red que lo abastece (principalmente la red de distribución). Este tipo de proyectos no recibe un pago para remunerar su potencia.

En concreto, de acuerdo con el D.S. N°57 de 2020, los equipamientos de generación podrán operar en cualquiera de las siguientes modalidades:

• Generación individual.
• Generación individual con descuentos remotos.
• Generación conjunta.

La valorización de la energía inyectada a la red es descontada de los cargos en la boleta. Si los descuentos exceden los cargos, entonces los remanentes son descontados en las siguientes boletas. Los remanentes que no han podido ser descontados de las boletas después de un cierto periodo definido por contrato son liquidados, siendo pagados por la distribuidora al cliente bajo las siguientes condiciones:

1. Que los remanentes no provengan de un Equipamiento de Generación Conjunto;
2. Que los remanentes no provengan de un Equipamiento de Generación Individual con Descuentos Remotos, salvo en el caso de personas jurídicas sin fines de lucro;
3. Que el Equipamiento de Generación haya sido dimensionado para que, en condiciones normales de funcionamiento y en una base de tiempo anual, sus inyecciones de energía no produzcan remanentes que no puedan ser descontados de las facturaciones;
4. Que los remanentes no tengan su origen en incrementos en la capacidad de generación que no hayan cumplido con la condición anterior.

Para los clientes residenciales con potencia conectada hasta 20 kW o personas jurídicas sin fines de lucro con potencia conectada hasta 50 kW no será necesario cumplir con las exigencias de los literales 3) y 4).

Los PMGD pueden optar a vender su energía al sistema de costo marginal instantáneo (precio spot) o a un régimen de precio estabilizado que le permite acceder al precio de nudo de la zona donde inyecta. Esto último fue modificado por el D.S. N°88 de 2020, el cual calcula el precio estabilizado de forma diferenciada en seis bloques horarios por día. Esta opción de régimen de valorización comúnmente entrega resultados económicos muy distintos y debe ser comunicada al Coordinador, debiendo permanecer un mínimo de 4 años en el régimen elegido.

Si se elige valorizar la inyección a costo marginal, este corresponderá al calculado en la barra de la subestación de distribución primaria que lo alimenta.  Bajo este régimen el PMGD se somete a un alto riesgo, pues la variabilidad del costo marginal es alta y depende de muchos factores (uso del agua de los embalses, congestión y niveles de pérdidas de la red, inyección de energías renovables, entre otros aspectos). En el caso de elegir un régimen de precio estabilizado, la energía inyectada se valorizará al precio de nudo de corto plazo de energía en los distintos intervalos temporales (6 bloques) de la o las barras troncales asociadas a la barra de la subestación de distribución primaria de inyección. El precio de nudo de corto plazo es calculado semestralmente por la CNE como un promedio de los costos marginales de los siguientes 48 meses (calculados mediante la simulación del sistema eléctrico) y por tanto tiene mucha menor variabilidad que los costos marginales representando un menor riesgo para el PMGD. Las inyecciones de potencia se valorizan al precio de nudo de la potencia, sin importar el régimen elegido.