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.
- Factor de potencia del periodo: 37,893 ÷ √(37,893² + 36,205²) = 37,893 ÷ 52,409 = 0.7230, es decir 72.30 %.
- Recargo: 3/5 × (90 ÷ 72.30 − 1) × 100 = 14.69 %, que se redondea a 14.7 %.
- Monto del recargo: 14.7 % × $83,703.52 = $12,304.42, la misma cifra que muestra el recibo como cargo por factor de potencia.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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)
Qc = 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.
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 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 y con los centros de control de motores.
Para una planta nueva, el banco se define junto con la subestación (véase subestación compacta: tipos, partes y cómo elegirla) y forma parte de las soluciones para plantas industriales y 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.
