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title: "Banco de capacitores para corregir el factor de potencia | Entogo"
description: "Un banco de capacitores corrige el factor de potencia y evita el recargo de CFE, que se aplica si el promedio del periodo baja de 90 %."
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datePublished: 2026-10-09
dateModified: 2026-10-09
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Inicio › Análisis › Banco de capacitores automático: cómo corregir el factor de potencia y evitar la penalización de CFE

Calidad de la energía

# Banco de capacitores automático: cómo corregir el factor de potencia y evitar la penalización de CFE

Entogo 9 de octubre de 2026

![Hilera de medidores eléctricos con tubería conduit en un muro, donde se registran la energía activa y reactiva que definen el factor de potencia facturado](https://entogo.ca/_astro/power-factor-correction-utility-penalty.Cni84cCa_Z1Wm0EM.webp)

En resumen

Un banco de capacitores corrige el factor de potencia y evita el recargo de CFE, que se aplica si el promedio del periodo baja de 90 %. Con 72.3 % el recargo es de 14.7 % y a partir de 90 % hay bonificación de hasta 2.5 %. Se dimensiona con Qc = P × (tan φ1 − tan φ2).

## Puntos clave

- CFE cobra un recargo cuando el factor de potencia promedio del periodo es menor de 90 %, de 3/5 × (90/FP − 1) × 100 %, con tope de 120 %.
- Con factor de potencia de 90 % o más, CFE bonifica 1/4 × (1 − 90/FP) × 100 % de la factura, con tope de 2.5 %; a 95 % la bonificación es de 1.3 %.
- En el recibo GDMTH ilustrativo de la CONUEE, un factor de potencia de 72.30 % genera un recargo de 14.7 %, es decir $12,304.42 sobre $83,703.52.
- El banco se dimensiona con Qc = P × (tan φ1 − tan φ2): con 84 kW de demanda, pasar de 72.30 % a 95 % requiere 52.65 kVAR.
- La NOM-001-SEDE-2012 exige conductores de al menos 135 % de la corriente nominal del capacitor y descarga a 50 V o menos en un minuto.

Un **banco de capacitores para corregir el factor de potencia** es una de las primeras inversiones que conviene revisar en plantas y edificios conectados en media tensión. La razón está en el recibo: **CFE cobra un recargo** cuando el factor de potencia promedio del periodo es **menor de 90 %**, calculado como **3/5 × (90/FP − 1) × 100 %** del monto facturado, y **bonifica** cuando es de 90 % o más, hasta **2.5 %**. En el recibo GDMTH ilustrativo que publica la CONUEE, un factor de potencia de **72.30 %** produce un recargo de **14.7 %**: **$12,304.42** en un solo mes. Un banco automático dimensionado con **Qc = P × (tan φ1 − tan φ2)** elimina ese cargo y convierte el recargo en bonificación. Esta guía explica cómo funciona la penalización, cómo calcular los kVAR con un ejemplo real, cuándo elegir un banco fijo o automático y qué exige además el **Código de Red** a los centros de carga de 1 MW o más.

## ¿Para qué sirve un banco de capacitores?

Los motores, transformadores, balastros y variadores consumen **potencia reactiva** (kVAR) para crear campos magnéticos. Esa energía no produce trabajo, pero circula por la red y por los cables de la instalación. El **factor de potencia** mide qué parte de la potencia aparente es útil: FP = P ÷ S.

Un banco de capacitores entrega esa potencia reactiva junto a la carga. Con ello:

- sube el factor de potencia y desaparece el recargo de CFE;
- a partir de 90 % se obtiene bonificación en el recibo;
- baja la corriente, lo que libera capacidad en el transformador y los alimentadores y reduce pérdidas;
- mejora la regulación de tensión en la instalación.

## ¿Cómo penaliza CFE el bajo factor de potencia?

Las disposiciones complementarias a las tarifas (numeral 3, Factor de potencia) establecen dos fórmulas, con FP expresado en por ciento:

> Recargo (%) = 3/5 × (90 ÷ FP − 1) × 100, si FP < 90 %

> Bonificación (%) = 1/4 × (1 − 90 ÷ FP) × 100, si FP ≥ 90 %

Los resultados se redondean a un decimal. El recargo nunca supera **120 %** y la bonificación nunca supera **2.5 %**. La CONUEE resume la regla igual en su guía del recibo GDMTH: recargo si el factor baja de 90 % y bonificación si lo supera.

| Factor de potencia | Recargo o bonificación sobre la factura |
| --- | --- |
| 60 % | Recargo de 30.0 % |
| 70 % | Recargo de 17.1 % |
| 72.30 % | Recargo de 14.7 % |
| 75 % | Recargo de 12.0 % |
| 80 % | Recargo de 7.5 % |
| 85 % | Recargo de 3.5 % |
| 88 % | Recargo de 1.4 % |
| 90 % | 0 % |
| 92 % | Bonificación de 0.5 % |
| 95 % | Bonificación de 1.3 % |
| 98 % | Bonificación de 2.0 % |
| 100 % | Bonificación de 2.5 % (tope) |

La asimetría es clara: bajar de 90 % a 80 % cuesta 7.5 % de la factura, mientras que subir de 90 % a 100 % solo devuelve 2.5 %. El objetivo práctico es salir de la zona de recargo con margen, típicamente a 95 % o más.

## Además del recibo: el Código de Red

El **Código de Red** de la CRE (Resolución RES/550/2021, publicada en el DOF el 31 de diciembre de 2021) agrega un requisito técnico independiente de la tarifa. Para centros de carga en **media tensión con demanda contratada de 1 MW o más** y para los de alta tensión, el factor de potencia debe estar entre **0.95 y 1 inductivo** en el punto de conexión, con registros de **cinco minutos**, evaluado de forma **mensual** al **percentil 95**. Los centros de carga en media tensión de menos de 1 MW no tienen este requisito, pero sí el recargo del recibo.

## Ejemplo resuelto: el recibo GDMTH de la CONUEE

El recibo ilustrativo de la CONUEE registra en un mes de 31 días **37,893 kWh** de energía activa, **36,205 kVArh** de energía reactiva, una demanda máxima de **84 kW** y **$83,703.52** de costos de energía.

1. **Factor de potencia del periodo**: 37,893 ÷ √(37,893² + 36,205²) = 37,893 ÷ 52,409 = **0.7230**, es decir **72.30 %**.
2. **Recargo**: 3/5 × (90 ÷ 72.30 − 1) × 100 = **14.69 %**, que se redondea a **14.7 %**.
3. **Monto del recargo**: 14.7 % × $83,703.52 = **$12,304.42**, la misma cifra que muestra el recibo como cargo por factor de potencia.
4. **kVAR para llegar a 95 %**: tan φ1 = 36,205 ÷ 37,893 = **0.9555**; tan φ2 = tan(arccos 0.95) = **0.3287**; Qc = 84 kW × (0.9555 − 0.3287) = **52.65 kVAR**.
5. **Compensación media del mes**: 37,893 × (0.9555 − 0.3287) = **23,750 kVArh**; entre 31 × 24 = 744 h son **31.9 kVAR** en promedio. La diferencia entre 31.9 y 52.65 kVAR es la razón para usar un **banco automático por escalones**, por ejemplo de **60 kVAR**: conecta solo lo necesario en cada momento.
6. **Resultado en el recibo con FP de 95 %**: bonificación de 1/4 × (1 − 90 ÷ 95) × 100 = **1.3 %**, es decir 1.3 % × $83,703.52 = **$1,088.15**. Frente al recargo, la diferencia es $12,304.42 + $1,088.15 = **$13,392.57** en el periodo, con la misma base de facturación.
7. **Conductores del banco** (si se conecta a 480 V): I = 60,000 ÷ (√3 × 480) = **72.2 A**; la NOM-001-SEDE-2012, sección 460-8 a), pide una ampacidad de al menos 135 % × 72.2 A = **97.4 A**, igual que el medio de desconexión (460-8 c).

> Qc = P × (tan φ1 − tan φ2)

> I = kVAR × 1000 ÷ (√3 × V)

**Paso 4 — kVAR necesarios para llegar a 95 %** — `Qc = P * (t1 - t2)` with P = 84 kW, t1 = 0.9555 tan, t2 = 0.3287 tan → **Qc = 52.65 kVAR**

El periodo de recuperación se calcula igual para cualquier oferta: **costo instalado del banco ÷ ahorro mensual** (en este caso, $13,392.57 si el patrón de consumo se repite).

## ¿Banco fijo o automático? ¿Y los armónicos?

| Situación | Solución recomendada |
| --- | --- |
| Carga constante (motor grande, bomba) | Capacitor fijo en el motor o en su alimentador |
| Carga variable durante el día | Banco automático por escalones con controlador |
| Variadores de frecuencia y rectificadores | Banco con reactores desintonizados (7 % o 14 %) |
| Cargas que cambian en segundos (soldadoras) | Conmutación por tiristores |

Los capacitores forman con la red un circuito resonante. Si hay muchos variadores, la resonancia puede amplificar armónicos y dañar los capacitores; por eso se usan **reactores desintonizados**. Para los límites de distorsión, véase [distorsión armónica y límites de IEEE 519](https://entogo.ca/es/insights/harmonic-distortion-ieee-519-limits/).

## Qué especificar

- **Tensión y frecuencia**: 220, 440 o 480 V, 60 Hz.
- **kVAR totales y escalones**: a partir de la demanda y del recibo (pasos 4 y 5), con escalones que sigan la variación de la carga.
- **Factor de potencia objetivo**: 95 % o más; 0.95 a 1 si aplica el Código de Red.
- **Armónicos**: medición previa y, si hay variadores, reactores desintonizados.
- **Protección y desconexión**: según el Artículo 460 de la NOM-001-SEDE-2012 (135 % de la corriente nominal, descarga a 50 V o menos en un minuto).
- **Gabinete**: interior o intemperie y espacio disponible junto al tablero.

## Errores comunes

- **Dimensionar con el promedio del mes.** En el ejemplo, 31.9 kVAR no bastan en la hora de demanda máxima, que requiere 52.65 kVAR.
- **Sobrecompensar.** Un banco fijo grande en horas de poca carga lleva el factor a capacitivo; el Código de Red pide 0.95 a 1 **inductivo**.
- **Ignorar los armónicos.** Instalar capacitores sin reactores en una planta con variadores puede crear resonancia y fallas.
- **Conectar sin descarga.** La NOM-001-SEDE-2012, sección 460-6, exige reducir la tensión residual a 50 V o menos en un minuto.

## Dónde encaja Entogo

Entogo es una empresa canadiense con **fábrica propia en China** que fabrica equipo de distribución de energía. Su [banco de capacitores automático](https://entogo.ca/es/products/power-factor-correction-capacitor-bank/) compensa por escalones a 480 V (240 y 600 V disponibles), 60 Hz, con controlador de factor de potencia, reactores desintonizados de 7 % o 14 % y conmutación por contactores o tiristores, en gabinete interior o intemperie. Está diseñado según UL 810, IEEE 18 y NEMA CP-1 y es certificable UL (cULus)/CSA bajo solicitud. Se integra con el [tablero autosoportado](https://entogo.ca/es/products/low-voltage-switchboard/) y con los [centros de control de motores](https://entogo.ca/es/products/low-voltage-switchgear-mcc/).

Para una planta nueva, el banco se define junto con la subestación (véase [subestación compacta: tipos, partes y cómo elegirla](https://entogo.ca/es/insights/subestacion-compacta-tipos-partes-como-elegir/)) y forma parte de las soluciones para [plantas industriales y EPC](https://entogo.ca/es/solutions/industrial-epc/). Las fabricaciones con especificación norteamericana se entregan en 16 a 24 semanas.

En resumen: revise el factor de potencia de su recibo, calcule el recargo con la fórmula de CFE, dimensione el banco con la demanda máxima y no con el promedio, y elija un banco automático con reactores si hay variadores. Salir de la zona de recargo se traduce en un ahorro mensual que permite calcular el retorno de cada oferta.

## Fuentes

1. [Acuerdo que modifica las disposiciones complementarias a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, numeral 3 Factor de potencia (SIDOF, 2000)](https://sidof.segob.gob.mx/notas/docFuente/2062903)
2. [CONUEE, Recibo de tarifa eléctrica Gran Demanda en Media Tensión Horaria (GDMTH)](https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/831924/DOCUMENTO-VF1.pdf)
3. [CRE, Código de Red (RES/550/2021), requerimientos para Centros de Carga (taller, julio de 2024)](https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/934756/20240702_Taller_C_digo_de_Red__eficiencia_energ_tica_y_requerimientos_para_Centros_de_Carga.pdf)
4. [NOM-001-SEDE-2012, Instalaciones Eléctricas (utilización), Artículo 460 Capacitores (DOF, 29/11/2012, cuarta sección)](https://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5280613&fecha=29/11/2012)

- Banco de capacitores
- Factor de potencia
- CFE
- Calidad de la energía
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FAQ

## Preguntas frecuentes

- **¿Para qué sirve un banco de capacitores?**: Entrega localmente la potencia reactiva que piden motores, transformadores y otras cargas inductivas, de modo que la red de CFE ya no tiene que suministrarla. Así sube el factor de potencia, desaparece el recargo del recibo, se obtiene bonificación y se libera capacidad en transformadores y cables.
- **¿Cuándo cobra CFE recargo por bajo factor de potencia?**: Cuando el factor de potencia promedio del periodo de facturación es menor de 90 % atrasado. El recargo es 3/5 × (90/FP − 1) × 100 % del monto facturado, redondeado a un decimal y con tope de 120 %. A partir de 90 % CFE bonifica hasta 2.5 %.
- **¿Cómo calculo los kVAR de un banco de capacitores?**: Con Qc = P × (tan φ1 − tan φ2), donde P es la demanda en kW, φ1 el ángulo del factor de potencia actual y φ2 el del factor objetivo. Para 84 kW, de 72.30 % a 95 %, Qc = 84 × (0.9555 − 0.3287) = 52.65 kVAR.
- **¿Banco de capacitores fijo o automático?**: Un banco fijo sirve para compensar una carga constante, como un motor grande. Si la carga varía durante el día, conviene un banco automático por escalones con controlador, que conecta solo los kVAR necesarios y evita sobrecompensar en horas de poca carga.
- **¿Qué factor de potencia exige el Código de Red?**: Para centros de carga en media tensión con demanda contratada de 1 MW o más, y para los de alta tensión, el Código de Red exige un factor de potencia entre 0.95 y 1 inductivo, medido con registros de cinco minutos y evaluado al percentil 95 del mes.
- **¿Cuánto cuesta un banco de capacitores?**: El precio depende de los kVAR, la tensión, el número de escalones, si lleva reactores desintonizados para armónicos, el tipo de conmutación (contactores o tiristores) y el gabinete. El retorno se estima dividiendo el costo del banco entre el ahorro mensual en recargo y bonificación.

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