Tarifas eléctricas: BT1 frente a BT2, BT3 y BT4

Resumen en tres cifras

La diferencia de precio por kWh es solo una parte de la historia: BT2–BT4 pagan además cargos por potencia máxima que pueden pesar más que la energía en el total de la cuenta. Y el marco tarifario vigente —diseñado en 1981— arrastra un cargo fijo por potencia contratada que castiga especialmente a los pequeños consumidores.

1. Cargo por energía (kWh)

BT1 es la tarifa residencial simple: un precio único por kWh consumido, sin cargos de potencia separados ni discriminación horaria. BT2, BT3 y BT4 —destinadas a consumos mayores y a clientes con demanda controlable— pagan por kWh aproximadamente un 70% de lo que paga BT1.

Valores referenciales en $/kWh. No son una tarifa oficial: cambian según distribuidora, comuna, tensión de conexión, tipo de acometida y tramo de consumo.

Por qué el precio por kWh no es comparable directamente

En Chile, BT1, BT2, BT3 y BT4 pertenecen al segmento de clientes regulados (potencia conectada igual o inferior a 5.000 kW). Por lo tanto, el precio base de la energía (Precio de Nudo Promedio) proviene de las mismas licitaciones reguladas de suministro de largo plazo, fijado por la autoridad (CNE) mediante decretos tarifarios. No existe para estos tramos negociación semiregulada ni compra directa en el mercado spot, ni horarios diferenciados para la energía en baja tensión.

En consecuencia, la diferencia entre el $/kWh de BT1 y el de BT2–BT4 no se explica por un origen distinto del precio de la energía, sino por la estructura completa de la tarifa: BT2–BT4 incorporan cargos por potencia máxima y otros componentes que BT1 no separa de la misma forma. Comparar solo el $/kWh —o asumir que BT2–BT4 compran energía más barata en otro mercado— subestima el costo real de estas tarifas.

2. Origen del marco tarifario (1981): un modelo obsoleto que castiga a los pequeños consumidores

El sistema tarifario chileno actual se diseñó a principios de los años 80, inspirado en las reformas eléctricas de Inglaterra y otros países que promovían la competencia y una señal de precios basada en costos marginales. En su momento fue considerado exitoso y varios países lo adoptaron. Sin embargo, esa estructura responde a una realidad de hace más de cuatro décadas: grandes centrales, redes unidireccionales y consumidores pasivos.

El caso de BT1 es emblemático. Aunque mide solo la energía consumida (kWh), incluye un cargo fijo mensual por potencia contratada (kW) que no refleja el uso real de la red. El cliente paga por una capacidad que quizás nunca utiliza, y ese cargo es especialmente injusto para los hogares de bajo consumo, donde el componente fijo puede representar más del 40% de la boleta. Además, la potencia contratada se define en tramos rígidos, sin posibilidad de adecuarse a los hábitos de cada familia.

Este diseño beneficia a las distribuidoras —que recuperan costos fijos independientemente del servicio efectivamente prestado— y desincentiva la eficiencia energética: pequeños consumidores, adultos mayores, viviendas con un solo residente y familias de escasos ingresos terminan subsidiando infraestructura que no demandan. Mientras la regulación no se actualice, la opción más efectiva para escapar de ese cargo injusto y de la baja compensación por inyección es la autonomía con baterías: un sistema fotovoltaico con almacenamiento permite autoconsumir casi toda la generación y dejar la red solo como respaldo. A ello se suma la geografía chilena: el SEN se extiende más de 3.000 km y cada kWh generado en el norte y consumido en Santiago paga un alto costo de transporte; la generación local en techos evita ese gasto y alivia la red.

3. Cargo por potencia máxima: el costo invisible

BT2, BT3 y BT4 pagan cargos adicionales significativos por la potencia máxima demandada, medida en intervalos de 15 minutos. No se cobra la energía consumida, sino la intensidad con que se consume.

• Potencia en horas de punta: medida entre las 18:00 y las 23:00 h. Es el componente más caro y el que más castiga los peaks simultáneos.
• Potencia en horas de no punta: se mide en el resto del día y se factura por separado, con un precio menor.
• Ventana de 15 minutos: basta un cuarto de hora de alta demanda para fijar el cargo del período. Los consumos breves e intensos —calefacción, climatización, carga simultánea de equipos— tienen un costo desproporcionado.

En la práctica, un cliente BT2–BT4 que "administra mal" sus peaks puede terminar pagando, por el solo concepto de potencia, más que lo que ahorra en energía respecto de BT1.

4. Tarifa de inyección: el tercer precio

Quien inyecta excedentes a la red recibe aproximadamente $100/kWh. Ese valor también varía por comuna y, sobre todo, se reduce donde existe generación de energía: en zonas con mayor oferta local, el precio de inyección cae porque el excedente vale menos en el punto de conexión.

En Colbún, comuna con presencia de generación, la tarifa de inyección baja a la mitad ($100 → ≈ $50/kWh). Es un diferencial relevante para el retorno de la inversión en autogeneración: el mismo equipo, con la misma producción, vale la mitad según dónde esté instalado.

5. Cuadro comparativo

6. Qué implica en la práctica

• Comparar totales El $/kWh no basta. Dos clientes con el mismo consumo pueden tener cuentas muy distintas según su curva de potencia.
• Gestionar peaks Aplanar la demanda entre 18:00 y 23:00 h —y evitar peaks de 15 minutos— suele rendir más que reducir kWh.
• Revisar el cargo fijo El marco de 1981 cobra potencia contratada en tramos rígidos; para hogares de bajo consumo puede superar el 40% de la boleta.
• Leer la ubicación La tarifa de inyección depende de la comuna: donde hay generación, el excedente se paga hasta la mitad.
• Verificar localmente Los valores son referenciales; la tarifa efectiva se confirma con la distribuidora y el pliego tarifario vigente.