La transición hacia una movilidad eléctrica en América Latina no depende sola de incentivos a la compra o la disponibilidad de modelos: el costo de la carga es hoy uno de los factores más determinantes a la hora de optar por un vehículo eléctrico.

Desde estructuras horarias segmentadas hasta tarifas por tipo de conector, los países de la región adoptan estrategias diversas para regular —o liberalizar— este aspecto clave de la infraestructura.

Según un relevamiento realizado por Mobility Portal Latinoamérica, las tarifas de carga en estaciones públicas oscilan de manera significativa: desde los USD 0.17 por kWh en Ecuador para cargadores lentos, hasta más de USD 0.40 por kWh equivalentes en Brasil, dependiendo de la región.

Estos valores no sólo afectan al usuario particular, sino que también inciden en la rentabilidad de las estaciones de carga y la expansión de redes en flotas privadas y transporte público.

Modelos diferenciados de tarifas según país

Ecuador ofrece uno de los sistemas tarifarios más detallados de la región. La Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL) segmenta los precios según el horario y la potencia del cargador.

Por ejemplo, la carga en el hogar cuesta USD 0.05/kWh durante la noche y hasta USD 0.10/kWh en horas pico, mientras que los usuarios de electrolineras públicas pagan hasta USD 0.2851/kWh en cargadores rápidos superiores a 50 kW. 

En contraste, Brasil permite una mayor libertad tarifaria. Aunque la Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) regula el marco general, los precios varían ampliamente según el operador y la región: se registran valores desde R$0,30 hasta R$2,10 por kWh, con una media cercana al real por kilovatio/hora. 

Cada país tiene realidades tarifarias diferentes.

En Chile, la estructura horaria también marca la diferencia. Los precios para recargar un vehículo eléctrico en horario nocturno pueden partir de CLP$300/kWh, mientras que en cargadores rápidos urbanos llegan a los CLP$380/kWh.

Empresas como Enel X lideran la expansión de la red, ajustando los precios en función del tipo de cargador y ubicación. 

En relación a la evolución de los precios de carga, Noemie Noel, de la Agencia de Sostenibilidad Energética de Chile, señaló recientemente a este medio: «En Chile tienes algunos canales como proveedores de infraestructura de carga pero son pocos. Está bajando el precio».

«En Europa, la carga cuesta un equivalente de entre 800 pesos chilenos a 1100 el Kw/h, versus acá que son 600. Incluso en ciertos puntos pueden ser 200, 300», agregó.

México muestra una relativa estabilidad: las tarifas para carga varían entre MXN$2.50 y MXN$5.00/kWh, tanto en estaciones privadas como públicas.

Por su parte, Uruguay y Colombia presentan precios promedio similares —alrededor de USD 0.30 por kWh—.

En el caso de Uruguay, los cargadores públicos operados por UTE mantienen una tarifa fija de aproximadamente 10 UYU/kWh (0,25 USD/kWh) sin importar el horario. Si bien algunas empresas privadas han comenzado a operar con esquemas de precios variables, estos aún son incipientes y sus costos superan los ofrecidos por la red estatal. Es importante no confundir este modelo con el sistema tarifario eléctrico general de UTE, que sí varía según tres franjas horarias.

A su vez, en Colombia los propietarios de vehículos eléctricos también pueden beneficiarse de tarifas diferenciadas según dónde y cómo carguen, con precios de entre COP$500 y COP$900 por kWh.

Uno de los principales factores que permiten esta reducción en Colombia es la exoneración del cargo por contribución, que corresponde al 20% de la tarifa eléctrica residencial. 

Este sobrecosto se aplica en el servicio de energía con el propósito de subsidiar a los usuarios de estratos socioeconómicos bajos. 

Sin embargo, cuando la electricidad se destina a la carga de vehículos eléctricos, esta contribución no se cobra, lo que reduce directamente el precio final del kWh.

En países como Panamá, con una gran cobertura de recarga para vehículos eléctricos, el principal desafío no es la cantidad de puntos instalados, sino el modelo tarifario actual, que limita la escalabilidad del sistema.

“Lo más relevante para que el parque de recarga pública rápida avance es evaluar una nueva tarifa de electricidad, que evite la volatilidad del cargo por demanda”, indica Alexander Fragueiro, consultor estratégico eMobility. 

Hoy, el modelo vigente permite la comercialización por kilovatio hora, pero en la práctica, ese esquema resulta inestable para los operadores de carga rápida. Como alternativa, se propone un modelo que ya funciona en otros mercados de la región.

“Lo ideal sería emular lo que hicieron Costa Rica y República Dominicana, con una tarifa diferenciada que permita estabilidad y competitividad”, remarca.

Rentabilidad, usuarios y flotas: ¿quién gana con estas tarifas?

Las empresas que operan infraestructura de carga en la región deben adaptar sus modelos de negocio a estos entornos tarifarios fragmentados.

En países como Colombia o Uruguay, la previsibilidad regulatoria permite planificar inversiones a mediano plazo. En otros mercados, la alta dispersión de precios implica que la rentabilidad dependa en gran medida de la ubicación y la estrategia comercial del operador.

Esto afecta también a las flotas comerciales. Como explican empresas del sector, la competitividad del vehículo eléctrico frente al diésel o la gasolina depende en gran medida del costo de carga, especialmente en flotas de reparto, transporte urbano o movilidad por aplicación.

Un esquema tarifario claro y escalable es esencial para que las empresas apuesten por la electrificación.

En ese sentido, las estructuras por potencia parecen favorecer una transición progresiva, permitiendo que los usuarios comiencen con cargadores lentos o intermedios a precios accesibles, y migren luego a carga rápida cuando el volumen lo justifique.

¿Y el usuario particular?

Para los hogares, el costo de recarga nocturna en países como Chile, Ecuador o Uruguay puede representar un ahorro considerable frente a los combustibles fósiles.

Sin embargo, la falta de tarifas planas, beneficios fiscales específicos o integración con generación distribuida (como paneles solares) limita el potencial real de crecimiento.

En zonas donde la red eléctrica es débil o los precios fluctúan sin control, la decisión de compra de un vehículo eléctrico se vuelve más compleja.

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