Cargo por potencia

El cargo por potencia es el componente de la cuenta eléctrica que remunera la capacidad que el sistema debe tener disponible para atender al cliente, medida en kilowatts (kW), y es distinto e independiente del cargo por energía (kWh). Mientras la energía cobra cuánto se consumió a lo largo del mes, la potencia cobra el nivel máximo de demanda que el cliente exigió a la red en un instante: la infraestructura de generación, transmisión y distribución se dimensiona para ese peak, no para el promedio. En Chile este cargo aplica a las opciones tarifarias de mayor tamaño —BT2, BT3, BT4, BT5 y BT6 en baja tensión, y de AT2 a AT6 en alta tensión—, mientras que la tarifa residencial simple BT1 no mide la potencia y cobra sus componentes de potencia en pesos por kWh. La estructura y los precios de estas opciones los fija el Ministerio de Energía en los decretos tarifarios, sobre la base de los informes técnicos de la Comisión Nacional de Energía (CNE), y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) fiscaliza su aplicación.

En la práctica el cargo por potencia toma dos formas según la tarifa. En BT2 y AT2 se paga por potencia contratada: un valor fijo que el cliente acuerda por anticipado, se pague o no se use ese mes. En BT3, BT4 y las AT equivalentes se paga por potencia leída (o medida), donde el medidor registra la demanda máxima efectiva. Esa demanda máxima se define como el más alto de los valores de demanda integrados en períodos sucesivos de 15 minutos dentro del mes. Además, las tarifas tipo 4 (BT4.1, BT4.2, BT4.3 y sus pares AT4) separan la potencia en horas de punta y la potencia fuera de punta, con precios de kW distintos para cada una: la potencia demandada durante la punta se cobra más caro porque es cuando el sistema está más exigido.

El detalle de las horas de punta es clave para leer bien este cargo. Las horas de punta no las define el decreto de distribución, sino el decreto de precios de nudo de corto plazo que dicta cada semestre el Ministerio de Energía, previo informe técnico de la CNE, así que pueden cambiar. Para el decreto que rige desde el 1 de octubre de 2026, el informe técnico definitivo de julio de 2026 las fija, en los dos subsistemas del Sistema Eléctrico Nacional (Centro Norte, desde Arica, y Sur, hasta Chiloé), entre las 18:00 y las 22:00 horas de abril a septiembre —es decir, el invierno—, exceptuando sábados, domingos y festivos; el resto del año no hay horas de punta. Los sistemas medianos tienen su propia definición en su decreto tarifario. Este calendario existe porque el peak de demanda del país ocurre al anochecer de los meses fríos, cuando cae la generación solar y suben iluminación y calefacción. Por eso la potencia registrada en esa franja pesa distinto que la del resto del día.

Para una empresa que evalúa autoconsumo solar de hasta 300 kW bajo NetBilling, este es el matiz que más suele descuadrar la estimación de ahorro. Un sistema fotovoltaico reduce con fuerza el consumo de energía (kWh) durante el día, pero no necesariamente baja la potencia máxima que determina el cargo por potencia. Si esa demanda máxima se registra al anochecer —justo en las horas de punta de invierno, cuando el sol ya no genera—, el cargo por potencia puede quedar casi intacto aunque la factura de energía caiga bastante. La consecuencia es que el ahorro real depende de la curva de carga de la empresa, no solo de cuántos kWh genera el panel: una industria con peak diurno coincidente con el sol capturará mucho más ahorro en potencia que una con peak vespertino. Cerrar esa brecha suele exigir gestión de demanda o almacenamiento (baterías) que desplace consumo fuera de la punta, y por eso conviene modelar por separado el ahorro en energía y el ahorro en potencia antes de dimensionar un proyecto.