Circular 3/2020: Peajes de transporte y distribución.
Entiende la metodología regulatoria para el cálculo de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica en España, con ejemplos interactivos del desglose de costes.
Del generador al consumidor: cada componente tiene un peaje.
Tu factura de electricidad incluye cargos por transporte y distribución. La Circular 3/2020 establece cómo calcularlos, qué criterios se usan (potencia, energía, horario) y cómo se discrimina entre usuarios.
Compensación de costes regulados
El peaje remunera la inversión en infraestructura de la red (cables, subestaciones, etc.) y los costes de operación y mantenimiento.
Basado en costes reales históricos
La metodología de la Circular 3/2020 usa datos de activos, producción y demanda de años anteriores para fijar los peajes del año siguiente.
Diferenciado por usuario y red
Existen categorías distintas de tarifas para BT (baja tensión, residencial), MT (media tensión, comercial/industrial) y AT (alta tensión).
Cómo se calculan los peajes según la Circular 3/2020.
La metodología desglosa costes históricos en componentes de potencia y energía, los distribuye entre categorías de usuarios, y aplica criterios de discriminación tarifaria para incentivar un consumo eficiente.
Fase 1: Costes regulados totales
La CNMC agrega todos los costes operacionales e inversiones de los distribuidores y transportistas del año anterior:
- OPEX: Mantenimiento, personal, seguros
- CAPEX: Renovación de infraestructuras (amortizado)
- Tasa de retorno: Rentabilidad regulada (~6–7%)
- Déficit tarifario: Deuda acumulada (si aplica)
Fase 2: Segregación por nivel de red
Los costes se reparten entre:
- Transporte (AT): Red principal 220/400 kV
- Distribución (MT): Redes de media tensión 10–30 kV
- Distribución (BT): Redes de baja tensión <1 kV (acometidas finales)
- Pérdidas: Coste de pérdidas técnicas en cada nivel
Fase 3: Segregación por componentes
Dentro de cada nivel, los costes se dividen en:
- Componente potencia (€/kW): Proporcional a demanda simultánea (hobbholder)
- Componente energía (€/MWh): Proporcional a volumen consumido/inyectado
- Componente fija (€/usuario): Conexión, lectura, inspección
- Otros cargos: Retirada de instalaciones, etc.
Fase 4: Aplicación de criterios de discriminación
Se aplican reglas para diferenciar entre usuarios según:
- Tensión de suministro: BT paga más (costes de distribución local)
- Horario: Pico vs. valle (incentivo a consumo en horas bajas)
- Estacionalidad: Invierno vs. verano
- Factor de carga: Usuarios con demanda simultánea alta pagan menos por kW
Fórmula simplificada del peaje anual
Donde:
- Tarifa potencia (€/kW/año): Fija en contrato, discriminada por AT/MT/BT y hora punta
- Tarifa energía (€/MWh): Se aplica al consumo real, con franjas arancelarias
- Cuota fija: No varía con consumo, cubre costes administrativos
Desglose detallado de cada elemento tarifario.
Los peajes mezclan componentes de capacidad, energía y servicios auxiliares. Cada uno responde a un coste distinto en la operación de la red.
| Componente | Unidad | Base de cálculo | Qué cubre | Ejemplo valor (2024) |
|---|---|---|---|---|
| Peaje potencia | €/kW/año | Potencia contratada in hora punta | Inversión en transformadores, líneas MT, acometidas | 35–50 €/kW |
| Peaje energía punta | €/MWh | kWh consumidos 12–22h (lun–vie, abr–oct) | Mantenimiento y operación de red en demanda máxima | 20–30 €/MWh |
| Peaje energía llano | €/MWh | kWh consumidos en horario intermedio | Operación equilibrada de la red | 10–15 €/MWh |
| Peaje energía valle | €/MWh | kWh consumidos 0–8h o 22–24h | Recuperación parcial de costes fijos (Discriminación horaria) | 3–8 €/MWh |
| Cuota fija | €/mes | Número de usuarios conectados | Lectura de contador, inspección, gestión administrativo | 0,50–2,00 €/mes |
| Margen de comercialización | €/MWh | Energía total | Retribución de la comercializadora (no es peaje, pero aparece en la factura) | 3–8 €/MWh |
Hogar medio: 300 kWh/mes, 3,45 kW contratados
| Peaje potencia (3,45 kW × 40 €/kW/año ÷ 12) | 11,50 € |
| Peaje energía punta (100 kWh × 25 €/MWh) | 2,50 € |
| Peaje energía llano (120 kWh × 12 €/MWh) | 1,44 € |
| Peaje energía valle (80 kWh × 5 €/MWh) | 0,40 € |
| Cuota fija (acceso a red) | 1,20 € |
| Total peaje + acceso (sin energía ni impuestos) | 17,04 € |
¿Por qué se discrimina horariamente?
Incentivar el desplazamiento de consumo desde horas punta: si todos consum consumieramos al máximo a la vez, la red sería muy cara. Desplazando demanda a horas bajas (carga de coches, lavadora, bomba solar) se aprovecha mejor la infraestructura.
Impacto en instalaciones FV: Una bomba de riego solar que funciona de día está en el horario "punta" o "llano" (dependiendo del mes). Si inyecta en red, el distribuidor se beneficia (la demanda externa baja). La compensación por inyectados también está basada en estos peajes: no se compensa el 100% porque la inyección "solo" evita algunos costes (por ejemplo, no evita costes de distribución capilar BT).
Calcula tu peaje anual según tus parámetros.
Introduce consumo, potencia contratada y tu tipo de usuario para ver el desglose completo de peajes de transporte y distribución.
Desglosa cada componente tarifario de forma independiente. Útil para analizar presupuestos o comparar escenarios. Para las fórmulas oficiales completas con sus referencias normativas, ver la sección 01 · Fundamento teórico.
Nota: La energía reactiva (kVAr) es penalizada si excede cierto factor de potencia (típicamente >0,95). Genera peaje adicional.
Nota: Las pérdidas técnicas en la red (efecto Joule) se reparten entre usuarios según demanda. Se añade un peaje para compensarlas.
Nota: Compara coste total si consumes en Punta vs Valle. Util para decisiones de desplazamiento de carga (bombas solares, contadores inteligentes).
| Escenario de consumo | Coste anual | €/MWh efectivo | Ahorro vs Punta |
|---|---|---|---|
| 100% en Punta | 75,00 € | 25,00 | — |
| 100% en Llano | 36,00 € | 12,00 | 39,0 € |
| 100% en Valle | 15,00 € | 5,00 | 60,0 € |
Recomendación
Si puedes desplazar consumo a Valle (tarifa roja nocional), ahorras hasta 60 € al año en este ejemplo. Es especialmente interesante para bombas solares controladas por horario o carga de vehículos eléctricos.
En el contexto de una instalación solar con autoconsumo compensado o productor: los peajes de transporte y distribución son un coste adicional. La factura de energía que "ahorras" con solar se reduce por estos peajes. Por eso es importante reducir la potencia contratada o desplazar consumo a Valle (tarifa roja nocional) cuando hay generación solar.
Todas las fórmulas oficiales de la Circular 3/2020, con sus referencias normativas.
Desarrollo completo de las fórmulas de facturación de peajes según el «Acuerdo por el que se contestan consultas relativas a la aplicación de la Circular 3/2020» de la CNMC (expediente CNS/DE/1467/20, 18 de marzo de 2021), con los cambios introducidos por la Circular 1/2025 y sus referencias normativas exactas.
📋 Cada fórmula es una pestaña independiente: pasa el ratón por «01 · Fundamento teórico» en el menú superior (o toca la flecha) para saltar directamente a F1–F7. Los ejemplos marcados con 📌 son interactivos: cambia los datos y el resultado se recalcula al instante y se añade automáticamente al informe final (botón 🧾 Informe).
🔸 Fórmula 1: Facturación por potencia contratada
Normativa: Circular 3/2020 de la CNMC (BOE-A-2020-1066), artículo 9. Desarrollada en el Acuerdo CNS/DE/1467/20, apartado 6.1 «Facturación por potencia».
Es el sumatorio de multiplicar la potencia contratada en cada periodo horario por el precio del término de potencia correspondiente.
| FP | Facturación de la potencia. |
| Tpp | Precio del término de potencia del periodo horario p (€/kW y año). Se publica anualmente en la Resolución de precios de la CNMC (Anexo I). |
| Pcp | Potencia contratada en el periodo horario p (kW). |
| i | Número de periodos horarios del peaje aplicable: 2 para 2.0 TD (potencia) y 6 para el resto de peajes (3.0 TD, 6.1–6.4 TD). |
La facturación se prorratea por el número de días del periodo de facturación (día de lectura inicial excluido, día de lectura final incluido).
| Peaje | P1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 | Total |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 3.0 TD | 17,50 | 30,59 | 12,33 | 9,38 | 9,41 | 9,41 | 88,62 € |
| 6.1 TD | 523,85 | 523,85 | 379,09 | 286,56 | 18,42 | 23,02 | 1.754,80 € |
Valores ilustrativos con los términos de potencia de la Resolución CNMC de 18 de marzo de 2021 (se actualizan cada año).
✓ La Circular 1/2025 no modifica esta fórmula; solo afecta a la facturación por excesos de potencia (Fórmula 3).
🔷 Fórmula 2: Facturación por energía activa
Normativa: Circular 3/2020 de la CNMC (BOE-A-2020-1066), artículo 9.3. Desarrollada en el Acuerdo CNS/DE/1467/20, apartado 6.2 «Facturación por energía».
| FE | Facturación por energía (€). |
| Tep | Precio del término de energía del periodo horario p (€/kWh), publicado anualmente por la CNMC (Anexo I). |
| Ep | Energía consumida o estimada en el periodo horario p (kWh). En importaciones/exportaciones, la energía programada en ese periodo. |
| i | Número de periodos horarios del término de energía del peaje (3 para 2.0 TD; 6 para el resto). |
| Peaje | P1 (kWh) | P2 (kWh) | P6 (kWh) | Total |
|---|---|---|---|---|
| 3.0 TD | 1.349 → 24,94 € | 1.169 → 18,30 € | 1.566 → 0,53 € | 43,77 € |
| 6.1 TD | 21.124 → 397,92 € | 15.235 → 235,81 € | 12.792 → 4,19 € | 637,92 € |
En temporada alta solo hay consumo registrado en los periodos 1, 2 y 6; los periodos 3-5 quedan a cero en este ejemplo.
✓ La Circular 1/2025 tampoco modifica esta fórmula.
🔴 Fórmula 3: Facturación por excesos de potencia (potencia demandada)
Normativa: Circular 3/2020, artículo 9.4, apartados b.1) y b.2). Modificada por la Circular 1/2025, de 28 de enero (BOE-A-2025-2044), con efectos desde el 1 de abril de 2025 (Resolución CNMC de 6 de marzo de 2025, BOE-A-2025-5341).
La fórmula aplicable depende del tipo de equipo de medida del punto de suministro, no del peaje contratado. No se factura si la potencia demandada no supera a la contratada.
A) Puntos con equipo de medida tipo 4 y 5 (potencia contratada ≤ 50 kW en todos los periodos — art. 9.4.b.1). Sin cambios con la Circular 1/2025:
Se compara, periodo a periodo, la potencia contratada con la máxima demandada, y se factura el doble de la diferencia. El precio del exceso no tiene discriminación horaria: es el mismo en todos los periodos.
B) Puntos con equipo de medida tipo 1, 2 y 3 (potencia contratada > 50 kW en algún periodo — art. 9.4.b.2):
· Régimen vigente hasta el 31/03/2025 (Circular 3/2020 original):
· Régimen vigente desde el 01/04/2025 (tras la Circular 1/2025):
El producto Kp × tep queda internalizado en un único término, tep_p1-3, ya calculado y publicado directamente por periodo y por peaje en el Anexo II de la Resolución de precios anual (se elimina la necesidad de multiplicar dos factores publicados por separado). El resultado numérico para 2025 es equivalente al régimen anterior, ya que tep_p1-3 se calculó como el producto de Kp por el tep vigente en 2024: es un cambio de forma de publicación, no de importe.
| tep | Término de exceso de potencia del peaje correspondiente (€/kW). |
| Kp | Relación de precios del periodo p: cociente entre el término de potencia del periodo p y el del periodo 1 del peaje (hasta 31/03/2025; ya no se publica por separado desde entonces). |
| Pdp / Pdj | Potencia máxima demandada en el periodo p (tipo 4/5), o en cada cuarto de hora j del periodo p (tipo 1/2/3), en que se haya superado Pcp (kW). |
| Pcp | Potencia contratada en el periodo horario p (kW). |
Cuadro 10 (Acuerdo CNS/DE/1467/20) — precio del exceso y coeficientes Kp por peaje, ejercicio 2021 (ilustrativo):
| Peaje | tep (€/kW) | Kp·P1 | Kp·P2 | Kp·P3 | Kp·P4 | Kp·P5 | Kp·P6 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2.0 TD | 3,4075 | 1,0000 | 0,0410 | — | — | — | — |
| 3.0 TD | 3,5739 | 1,0000 | 0,8738 | 0,3523 | 0,2679 | 0,1076 | 0,1076 |
| 6.1 TD | 3,4779 | 1,0000 | 1,0000 | 0,5427 | 0,4103 | 0,0264 | 0,0264 |
| 6.2 TD | 3,6241 | 1,0000 | 1,0000 | 0,4901 | 0,4372 | 0,0301 | 0,0301 |
| 6.3 TD | 3,2822 | 1,0000 | 1,0000 | 0,5473 | 0,3199 | 0,0613 | 0,0613 |
| 6.4 TD | 3,2057 | 1,0000 | 0,7664 | 0,3686 | 0,2796 | 0,0521 | 0,0521 |
Desde el 01/04/2025 (Circular 1/2025) estos dos valores se publican ya multiplicados como un único término tep_p1-3 por periodo y peaje.
| Periodo | P1 | P2 | P3 | P4 | P5 | P6 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Pc (kW) | ||||||
| Pd máx (kW) |
Facturación = 4×3,4779×1,0000 + 7×3,4779×1,0000 + 1×3,4779×0,0264 = 14,71 + 23,46 + 0,05 = 38,22 € (frente a 42,43 € con la fórmula tipo 4/5 sobre el mismo consumidor).
Método de facturación optimizado (novedad de la Circular 1/2025, solo tipo 1/2/3):
Se compara la facturación teórica (la fórmula anterior, aplicada sobre los excesos detectados cuarto-horariamente) con una facturación optimizada basada en la curva de carga real del consumidor, y se factura siempre el importe menor de los dos resultados. El objetivo declarado por la CNMC es "equilibrar las penalizaciones para evitar sobrecostes excesivos... y mejorar la eficiencia en la contratación de potencia". Para los consumidores tipo 4 y 5 se espera una reducción de los costes por exceso de potencia en 2025 respecto a 2024.
🟢 Fórmula 4: Facturación por energía reactiva
Normativa: Artículo 9.3 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, cuyas condiciones de facturación mantiene la Circular 3/2020 (apartado 6.4 del Acuerdo CNS/DE/1467/20) en tanto no concluya el grupo de trabajo de control de tensión, salvo la disposición transitoria segunda relativa al periodo valle. Precios: Orden ITC/688/2011, de 30 de marzo, Anexo I. Actualización 2026: el artículo 9 del RD 1164/2001 fue derogado por el Real Decreto 88/2026, de 11 de febrero (BOE-A-2026-3212); en la práctica la fórmula y los términos siguen aplicándose porque ya están incorporados directamente en la Circular 3/2020 y en la Resolución de precios vigente para 2026.
| Ea | Energía activa registrada por el contador (kWh). |
| Er | Energía reactiva registrada (kVArh) — saldo neto entre los cuadrantes I (QR1) y IV (QR4). Si es positivo, factor de potencia inductivo; si es negativo, capacitivo. |
Condiciones de aplicación: Solo a consumidores en BT con potencia contratada > 15 kW y a todos los conectados en AT. Se aplica sobre todos los periodos excepto el periodo 6 (valle), y únicamente sobre el exceso de reactiva que supere el 33% de la activa del periodo (equivalente a cos φ < 0,95). En el periodo 6, todos los consumidores en niveles > 1 kV deben mantener cos φ > 0,98 capacitivo; la Resolución de precios de 2021 fijó, de forma transitoria, un precio de 0 €/kVAr para ese término en el periodo 6.
| cos φ | Término (€/kVArh) |
|---|---|
| 0,80 ≤ cos φ < 0,95 | 0,041554 |
| cos φ < 0,80 | 0,062332 |
Periodo 6: Er=3.123 kVArh (24,4%, capacitiva) — dentro del límite de penalización de 20% asociado a cos φ=0,98; además el término vigente en el periodo 6 es 0 €/kVAr → sin coste.
🟠 Fórmula 5: Coeficientes de pérdidas
Normativa: Circular 3/2020, artículo 11.
No es un peaje que se cobre directamente al consumidor: son coeficientes estándar, desagregados por nivel de tensión y periodo horario, que elevan la energía registrada en el contador a energía en barras de central, a efectos de las liquidaciones del mercado de producción reguladas en el RD 2019/1997. Se introdujeron en 1998 y se mantuvieron invariables hasta la Circular 3/2020.
| Peaje | Periodo 1 | Periodo 2 | Periodo 3 | Periodo 4 | Periodo 5 | Periodo 6 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2.0 TD | 16,7% | 16,3% | 18,0% | — | — | — |
| 3.0 TD | 16,6% | 17,5% | 16,5% | 16,5% | 13,8% | 18,0% |
| 6.1 TD | 6,7% | 6,8% | 6,5% | 6,5% | 4,3% | 7,7% |
| 6.2 TD | 5,2% | 5,4% | 4,9% | 5,0% | 3,5% | 5,4% |
| 6.3 TD | 4,2% | 4,3% | 4,0% | 4,0% | 3,0% | 4,4% |
| 6.4 TD | 1,6% | 1,6% | 1,6% | 1,6% | 1,5% | 1,7% |
✓ Cambio con la Circular 1/2025: se habilita a la CNMC a actualizar estos coeficientes mediante resolución (previo trámite de audiencia) cuando sea necesario, sin tener que modificar la Circular cada vez — los coeficientes originales de 2020 se basaban en datos de 2017-2018.
🔸 Fórmula 6: Recargo por contratos de duración inferior a un año
Normativa: Circular 3/2020, apartado 7. Aplica a contratos eventuales, de temporada y conexiones internacionales.
El término de potencia contratada se incrementa según la duración prevista del contrato. Se factura mensualmente con el recargo de "≤3 meses" (135%) y se regulariza en la última factura según la duración real.
| Duración (D) | Recargo |
|---|---|
| D ≤ 3 meses | 135% |
| 3 < D ≤ 4 meses | 90% |
| 4 < D ≤ 5 meses | 63% |
| 5 < D ≤ 6 meses | 45% |
| D > 6 meses | 32% |
Se factura mensualmente con el recargo provisional de "≤3 meses" (135%) y se regulariza en la última factura al recargo real según la duración efectiva.
🔷 Fórmula 7: Particularidades y exenciones
Normativa: Circular 3/2020, artículo 2 (ámbito) y artículo 9 (particularidades de facturación). Acuerdo CNS/DE/1467/20, apartados 2-3 y 6.
Exenciones del pago de peajes (artículo 2.2):
- Productores de energía eléctrica, por la energía neta generada vertida a la red (inyecciones).
- Empresas transportistas y distribuidoras, por sus consumos propios (mismo tratamiento que las pérdidas de red).
- Energía consumida por bombeos de uso exclusivo para producción y por baterías de almacenamiento conectadas en la red de transporte o distribución.
a) Consumidores en BT con potencia contratada ≤ 15 kW (peaje 2.0 TD):
No se les factura la potencia demandada (Fórmula 3) si disponen de Interruptor de Control de Potencia (ICP): el exceso provoca directamente un corte de suministro en vez de un cargo. Si el suministro no puede interrumpirse (p. ej. ascensores), pueden optar por control mediante maxímetro, y en ese caso sí pagan excesos. Tampoco se les aplica la facturación por energía reactiva (Fórmula 4).
b) Conexiones internacionales:
No se contrata potencia. La facturación de potencia se calcula multiplicando el precio del término de potencia por la suma de las potencias efectivamente programadas en cada hora, dividida por el número total de horas del periodo. No se aplica facturación por potencia demandada (Fórmula 3) ni por energía reactiva (Fórmula 4).
c) Suministros de socorro (art. 5.6 RD 1164/2001):
Se facturan como suministros independientes, salvo que la alimentación la realice la misma empresa distribuidora, en cuyo caso se factura únicamente el 50% del término de potencia contratada del suministro de socorro.
📄 Cambios introducidos por la Circular 1/2025
La Circular 1/2025, de 28 de enero de 2025, de la CNMC (BOE-A-2025-2044) modifica la Circular 3/2020. Sus efectos prácticos se aplican desde el 1 de abril de 2025, tras la Resolución de la CNMC de 6 de marzo de 2025 que sustituyó el Anexo II de precios de la Resolución de peajes de 2025 (BOE-A-2025-5341). Distingue dos cosas que cambian de forma independiente cada año: los precios (resolución anual) y la metodología de cálculo (solo cambia si se modifica la Circular).
| Aspecto | Hasta 31/03/2025 | Desde 01/04/2025 |
|---|---|---|
| Tipo medida 4 y 5 | 2 × exceso × tep (art. 9.4.b.1) |
Sin cambios en la fórmula |
| Tipo medida 1, 2 y 3 | FEP = Σ Kp×tep×√Σ(Pd−Pc)² |
FEP = Σ tep_p(1-3)×√Σ(Pd−Pc)² |
| Publicación del precio | tep y Kp publicados por separado | Término único tep_p(1-3) ya combinado, publicado por periodo |
| Comparación con curva de carga | No existía | Se compara facturación teórica vs. optimizada y se aplica la menor |
| Coeficientes de pérdidas | Fijos desde 2020 (datos de 2017-18) | Actualizables por resolución cuando sea necesario |
| Efecto esperado en factura | — | Reducción de costes por exceso de potencia para consumidores tipo 4 y 5 en 2025 |
Otros cambios de la Circular 1/2025: ajustes complementarios para los puntos de recarga de vehículos eléctricos de acceso público (peajes 3.0 TDVE y 6.1 TDVE), a los que se aplican los mismos términos de exceso de potencia que a los peajes 3.0 TD y 6.1 TD respectivamente.
📖 Referencias normativas
-
🔷 Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC
Establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad.
BOE: BOE-A-2020-1066 (24 de enero de 2020).
Expediente CNMC: cirde00219 -
🔷 Circular 1/2025, de 28 de enero, de la CNMC
Modifica la Circular 3/2020 (nuevo método de facturación de excesos de potencia para tipo 1/2/3, habilitación para actualizar coeficientes de pérdidas por resolución).
BOE: BOE-A-2025-2044.
Expediente CNMC: cirde00122 -
🔷 Acuerdo CNS/DE/1467/20 (18 de marzo de 2021)
«Acuerdo por el que se contestan consultas relativas a la aplicación de la Circular 3/2020» — respuestas aclaratorias de la Sala de Supervisión Regulatoria de la CNMC a más de 100 cuestiones planteadas por 62 sujetos. Fuente de las fórmulas FP, FE, FEP y cos φ desarrolladas en esta página.
Documento: PDF en cnmc.es · Expediente: CNS/DE/1467/20 -
🔷 Resoluciones anuales de precios
Resolución de 4 de diciembre de 2024 (peajes 2025): BOE-A-2024-26218.
Resolución de 6 de marzo de 2025 (sustituye Anexo II, efectos desde 01/04/2025): BOE-A-2025-5341.
Resolución de 18 de diciembre de 2025 (peajes 2026): BOE-A-2025-26348. -
🔷 Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre
Tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución. Su artículo 9.3 regulaba la facturación por energía reactiva; la Circular 3/2020 mantuvo esas condiciones en tanto no concluyeran los trabajos de la CNMC sobre control de tensión.
BOE: BOE-A-2001-20850
⚠ Actualización 2026: su artículo 9 (incluido el 9.3) fue derogado por el Real Decreto 88/2026, de 11 de febrero — ver más abajo. Los términos y la fórmula de cos φ siguen aplicándose en la práctica porque la propia Circular 3/2020 y la Resolución de precios de 2026 los incorporan directamente, con independencia de la derogación del RD 1164/2001. -
🔷 Orden ITC/688/2011, de 30 de marzo
Anexo I: términos de facturación por energía reactiva inductiva vigentes (0,041554 y 0,062332 €/kVArh).
BOE: BOE-A-2011-5757 -
🆕 Real Decreto 88/2026, de 11 de febrero (última publicación relevante de 2026)
Aprueba el Reglamento general de suministro, comercialización y agregación de energía eléctrica. Deroga expresamente el artículo 9 del Real Decreto 1164/2001 (entre otros), que hasta entonces regulaba la facturación por energía reactiva.
BOE: BOE-A-2026-3212 (12 de febrero de 2026) -
🔷 Portal CNMC
www.cnmc.es — expedientes, circulares y resoluciones de precios por distribuidor y tarifa.
Peajes según nivel de red y tipo de usuario.
Los peajes varían significativamente entre BT (residencial), MT (comercial) e industria. Esta sección compara costes normalizados.
| Categoría | Potencia típica | Peaje potencia (€/kW/año) | Peaje energía medio (€/MWh) | Cuota fija (€/mes) | Coste anual típico (300 kWh/mes) |
|---|---|---|---|---|---|
| BT Residencial | 3,45 kW | 38–45 | 12–15 | 1,00–1,50 | 180–220 € |
| BT Pequeño comercio | 6–10 kW | 38–45 | 12–16 | 2,00–3,50 | 450–650 € |
| MT Comercial (20–100 kW) | 50 kW | 30–38 | 10–13 | 5,00–10,00 | 2500–3500 € |
| MT Industrial (100–500 kW) | 200 kW | 25–32 | 8–11 | 20,00–50,00 | 7500–10000 € |
| AT Alta tensión (>10 MW) | 5000 kW | 15–20 | 6–9 | 500+ | 150000+ € |
Efecto del factor de carga en tarifa MT
| Potencia contratada | 50 kW (fija) |
| Consumo anual | 150 MWh |
| Peaje potencia (50 kW × 32 €/kW/año) | 1600 € |
| Peaje energía (150 MWh × 10 €/MWh medio) | 1500 € |
| Total anual | 3100 € |
| €/MWh de acceso (peaje/consumo) | 20,67 €/MWh |
Nota: Si el factor de carga fuese el doble (300 MWh), el coste de acceso bajaría a ~15,33 €/MWh. Esto incentiva la plenificación de la demanda.
| Potencia contratada (kW) | Consumo anual red (MWh) | Peaje anual (€) | Ahorro potencial | Riesgo: caídas por baja capacidad |
|---|---|---|---|---|
| 10 kW (estándar) | 50 MWh | 625 € | — | Bajo |
| 7 kW (reducida solar) | 50 MWh (consumo neto igual) | 437 € | 188 € (30%) | Bajo-Medio |
| 5 kW (solar máximo) | 50 MWh (consumo neto igual) | 312 € | 313 € (50%) | Medio (caídas en invierno) |
Una instalación solar que reduzca la potencia contratada evita peaje de potencia (el componente fijo). Pero si hace tan frío que solar no genera y demanda de simultaneidad sube (calefacción), la distribuidora activa un control de demanda y corta el suministro. Por eso es recomendable bajar solo 20–30% de la potencia original.