¿Cuánto cuesta un SAI? Precios por potencia, tipo y uso
27 de julio de 2026
El factor de potencia es uno de esos conceptos eléctricos que aparecen en la factura de la luz de cualquier industria, comercio o taller y que, sin embargo, muy poca gente sabe interpretar. Cuando en un recibo aparece un cargo por energía reactiva o una penalización que hace subir el importe sin que hayamos consumido más kilovatios hora, casi siempre la causa está en un factor de potencia bajo. Entender qué es y cómo se corrige puede suponer un ahorro anual muy significativo y, sobre todo, una instalación eléctrica más sana y con más capacidad disponible.
En términos sencillos, el factor de potencia mide qué parte de la energía que nos suministra la compañía eléctrica se convierte realmente en trabajo útil (movimiento de un motor, calor, luz) y qué parte se queda circulando por los cables sin producir un resultado aprovechable. Se representa con la expresión cos φ (coseno de fi) y es un número comprendido entre 0 y 1: cuanto más cerca de 1, mejor aprovechamos la instalación; cuanto más bajo, más energía «sobrante» estamos moviendo y más nos penaliza la comercializadora.
En esta guía, redactada desde la experiencia de El Corte Eléctrico como especialistas en material eléctrico e industrial, vamos a explicar de forma clara qué es el factor de potencia, cómo se relaciona con las potencias activa, reactiva y aparente, por qué se penaliza en la factura y, lo más importante, cómo mejorarlo mediante la compensación de energía reactiva con baterías de condensadores. Incluimos tablas de referencia y ejemplos numéricos para que puedas aplicarlo a tu propia instalación.
El factor de potencia se define como la relación entre la potencia activa (la que hace trabajo útil, medida en kW) y la potencia aparente (la total que suministra la red, medida en kVA). Matemáticamente se expresa como factor de potencia = potencia activa / potencia aparente. En instalaciones con corriente alterna sinusoidal y sin distorsión armónica, ese cociente coincide con el coseno del ángulo de desfase entre la tensión y la corriente, por eso se habla indistintamente de factor de potencia y de cos φ.
Imaginemos una analogía clásica: una caña de cerveza. La cerveza que realmente bebemos sería la potencia activa, la espuma que ocupa espacio pero no aprovechamos sería la potencia reactiva, y el total del vaso (cerveza más espuma) sería la potencia aparente. Si tenemos mucha espuma, el vaso parece lleno pero bebemos poco; en electricidad ocurre igual: si el factor de potencia es bajo, movemos mucha corriente por los cables pero aprovechamos poca energía útil. El objetivo es reducir esa «espuma» al mínimo posible.
El valor del cos φ oscila entre 0 y 1. Un factor de potencia igual a 1 (o «la unidad») significa que toda la energía que entra se transforma en trabajo útil, algo que solo ocurre con cargas puramente resistivas como una resistencia calefactora o una lámpara incandescente. En cambio, un factor de potencia de 0,7 indica que solo el 70% de la potencia aparente se está aprovechando y que el 30% restante es potencia reactiva que carga la instalación sin producir nada. Por eso el factor de potencia es, en el fondo, un indicador de la eficiencia con la que utilizamos nuestra acometida eléctrica.
Conviene aclarar desde el principio una idea que genera muchas confusiones: un factor de potencia bajo no significa que gastemos más kilovatios hora de energía útil, sino que la red tiene que transportar más corriente de la necesaria para entregarnos esos kilovatios. Esa corriente extra provoca pérdidas, sobrecarga los cables y transformadores, y activa las penalizaciones por reactiva en la factura. Corregirlo no reduce el consumo de energía activa, pero sí elimina cargos y libera capacidad, como veremos más adelante.
Para entender el factor de potencia es imprescindible dominar los tres tipos de potencia que conviven en cualquier instalación de corriente alterna. Estas tres magnitudes se relacionan geométricamente formando el famoso triángulo de potencias, un triángulo rectángulo en el que cada lado representa un tipo de potencia y el ángulo entre la potencia activa y la aparente es precisamente el ángulo φ cuyo coseno da nombre al cos φ. Comprender este triángulo es la base para dimensionar cualquier corrección posterior.
La potencia activa, representada por la letra P y medida en kilovatios (kW), es la que realiza el trabajo real: gira el eje de un motor, calienta una resistencia, ilumina una lámpara o alimenta la electrónica de una máquina. Es la potencia por la que, en definitiva, pagamos el término de energía de la factura, ya que su integral en el tiempo son los kilovatios hora (kWh) consumidos. Toda la eficiencia energética de un proceso gira alrededor de reducir esta potencia sin perder producción.
La potencia reactiva, designada con la letra Q y medida en kilovoltamperios reactivos (kVAr), es la que necesitan las cargas inductivas para crear y mantener sus campos magnéticos. No produce trabajo útil directo: circula de ida y vuelta entre la red y la carga sesenta veces por segundo, pero es imprescindible para que un motor o un transformador funcionen. El problema es que esa energía viaja por los mismos cables que la activa, ocupando capacidad y generando pérdidas, y es justamente la magnitud que las comercializadoras facturan cuando resulta excesiva.
La potencia aparente, representada por la letra S y medida en kilovoltamperios (kVA), es la suma vectorial de la activa y la reactiva; es decir, la potencia total que la red debe generar y transportar hasta nuestra instalación. Se calcula como la raíz cuadrada de la suma de los cuadrados de la activa y la reactiva. Es la magnitud que determina el dimensionamiento de transformadores, cables y protecciones, porque estos elementos deben soportar toda la corriente, trabaje o no. Por eso los transformadores se especifican en kVA y no en kW.
La relación matemática entre las tres es directa y muy útil en la práctica: la potencia aparente al cuadrado es igual a la potencia activa al cuadrado más la potencia reactiva al cuadrado (S² = P² + Q²). A partir de ahí, el factor de potencia es el coseno del ángulo φ (P/S), la relación entre reactiva y activa es la tangente de ese ángulo (tan φ = Q/P) y la reactiva es el seno por la aparente. Estas fórmulas son las que se emplean para calcular cuánta compensación necesitamos instalar.
| Magnitud | Símbolo | Unidad | Qué representa | Fórmula |
|---|---|---|---|---|
| Potencia activa | P | kW (kilovatios) | Trabajo útil real (movimiento, calor, luz) | P = S · cos φ |
| Potencia reactiva | Q | kVAr (kilovoltamperios reactivos) | Energía para crear campos magnéticos, no produce trabajo | Q = S · sen φ |
| Potencia aparente | S | kVA (kilovoltamperios) | Total que la red debe suministrar y transportar | S = √(P² + Q²) |
La energía reactiva no aparece por casualidad ni por un defecto de la instalación: es una consecuencia física del funcionamiento de las cargas inductivas. Todo receptor que funcione mediante un bobinado y un campo magnético (motores, transformadores, reactancias, electroimanes) necesita energía reactiva para magnetizar su núcleo. Esa energía se toma de la red durante una parte del ciclo y se devuelve durante otra, sin consumirse realmente, pero manteniendo una circulación de corriente constante que la red debe soportar.
Entre las cargas inductivas más habituales en la industria y el comercio encontramos los motores eléctricos de asíncronos (los más extendidos en bombas, compresores, ventiladores y máquina herramienta), los transformadores de potencia, los balastos de las luminarias fluorescentes y de descarga tradicionales, los equipos de soldadura, los hornos de inducción y las máquinas con bobinados en general. Todos ellos hacen que la corriente se retrase respecto a la tensión, generando ese desfase angular φ que reduce el factor de potencia por debajo de la unidad.
Existe también el fenómeno inverso: las cargas capacitivas (condensadores, algunos equipos electrónicos, ciertas instalaciones con mucho cableado en vacío) generan energía reactiva en lugar de consumirla, adelantando la corriente respecto a la tensión. Esta propiedad es precisamente la que se aprovecha para corregir el factor de potencia: los condensadores aportan reactiva capacitiva que compensa la reactiva inductiva de los motores, de modo que ambas se cancelan localmente y la red ya no tiene que suministrarla. En eso consiste, en esencia, toda la técnica de compensación.
La proporción de reactiva depende del tipo de carga y de su régimen de funcionamiento. Un motor trabajando a plena carga tiene un factor de potencia relativamente bueno (en torno a 0,85), pero ese mismo motor girando en vacío o poco cargado empeora mucho su cos φ, porque sigue necesitando prácticamente la misma reactiva de magnetización mientras su potencia activa cae. Por eso las instalaciones con muchos motores sobredimensionados o funcionando a carga parcial son las que suelen presentar los peores factores de potencia y las penalizaciones más altas.
No existe un único umbral universal, pero sí una escala clara de referencia que utilizan instaladores y técnicos para valorar el estado de una instalación. El valor ideal es 1, aunque en la práctica es prácticamente inalcanzable de forma permanente porque siempre hay algo de reactiva. Un objetivo realista y recomendable es situar el factor de potencia por encima de 0,95, que además es el umbral a partir del cual la normativa española deja de penalizar la energía reactiva. Alcanzar y mantener ese valor es el estándar de una instalación bien compensada.
Cuando el factor de potencia baja de 0,95 empiezan los problemas: aparecen los cargos por reactiva, la corriente total sube y la instalación pierde capacidad. Por debajo de 0,90 la penalización se vuelve notable, y con valores inferiores a 0,80 el recargo se dispara y conviene actuar con urgencia. Un cos φ inferior a 0,80 no solo encarece la factura de forma importante, sino que revela cables y transformadores trabajando muy por encima de lo necesario, con el consiguiente calentamiento, envejecimiento prematuro y riesgo de disparos por sobrecarga.
Es importante entender que el factor de potencia relevante para la factura es el valor medio del periodo de facturación, no el valor instantáneo. Una instalación puede tener momentos de cos φ muy bajo (arranques de motores en vacío) y otros excelentes, y lo que cuenta es la relación global entre la energía reactiva y la activa acumuladas. Por eso las soluciones de compensación deben adaptarse a la variabilidad de la carga, tema que abordaremos al hablar de las baterías automáticas frente a las fijas.
| Valor de cos φ | Interpretación | Situación en la factura |
|---|---|---|
| 1,00 | Ideal (carga puramente resistiva) | Sin penalización, aprovechamiento total |
| ≥ 0,95 | Excelente (objetivo recomendado) | Sin penalización (umbral legal) |
| 0,90 – 0,95 | Mejorable | Empieza a facturarse reactiva |
| 0,80 – 0,90 | Deficiente | Penalización moderada, recargo apreciable |
| < 0,80 | Malo | Penalización elevada, actuar con urgencia |
En España, la penalización por energía reactiva está regulada por el Real Decreto 1164/2001 y sus revisiones posteriores, y se aplica como un término independiente dentro de la factura eléctrica de los suministros con potencia contratada relevante (típicamente tarifas de acceso 3.0TD y 6.xTD). El principio es sencillo: la comercializadora factura la energía reactiva cuando el consumo de reactiva supera un porcentaje del consumo de energía activa, algo que ocurre precisamente cuando el factor de potencia es inferior a 0,95.
El criterio técnico es que la energía reactiva empieza a facturarse cuando supera el 33% de la energía activa consumida en cada periodo (lo que equivale a una tangente de φ superior a 0,33 y, por tanto, a un cos φ por debajo de 0,95). La penalización se aplica de forma escalonada: existe un precio para los factores de potencia comprendidos entre 0,80 y 0,95, y un precio más elevado, que puede llegar a ser un 50% superior, para los factores de potencia inferiores a 0,80. Estos precios son valores regulados que se actualizan periódicamente en el BOE.
| Rango de factor de potencia | Precio orientativo de la reactiva (€/kVArh) |
|---|---|
| 0,80 ≤ cos φ < 0,95 | ≈ 0,041554 |
| cos φ < 0,80 | ≈ 0,062332 |
Un matiz importante es que la energía reactiva no se penaliza en el periodo valle (el periodo horario de menor demanda), donde tradicionalmente se ha querido favorecer el consumo y donde el sistema puede incluso tener exceso de reactiva capacitiva. Por eso, cuando se analiza una factura, hay que fijarse en la reactiva facturada por periodos: puede que solo penalice en las horas de mayor actividad de la fábrica o el comercio, que es cuando más motores están en marcha y peor es el cos φ.
El impacto económico acumulado suele ser mayor de lo que parece a primera vista. Aunque el precio por kVArh sea bajo, una instalación con un factor de potencia deficiente puede generar miles de kVArh al mes, de modo que el recargo mensual puede suponer varios cientos de euros que, año tras año, superan con creces el coste de una batería de condensadores. En la mayoría de los casos industriales, la inversión en compensación se amortiza en un plazo de entre unos meses y dos años, lo que la convierte en una de las medidas de ahorro con mejor rentabilidad de una instalación eléctrica.
La forma más inmediata de conocer el factor de potencia es revisar la propia factura eléctrica, donde figura la energía reactiva facturada y, en muchos casos, el cos φ medio de cada periodo. Es el primer diagnóstico gratuito: si aparecen cargos por reactiva, el factor de potencia está por debajo de 0,95 y hay margen de mejora. Sin embargo, la factura solo ofrece un valor medio y no revela cómo se comporta la instalación a lo largo del día ni qué cargas concretas están generando el problema.
Para un diagnóstico preciso se recurre a los analizadores de red, equipos que miden en tiempo real la tensión, la corriente, las potencias activa, reactiva y aparente, el factor de potencia y, en los modelos avanzados, el contenido de armónicos y la calidad de la onda. Marcas de referencia como Circutor ofrecen tanto analizadores portátiles, ideales para auditorías puntuales, como analizadores fijos que se instalan de forma permanente en el cuadro para monitorizar la evolución del cos φ y verificar que la compensación funciona correctamente.
El procedimiento habitual de una auditoría consiste en conectar un analizador durante al menos una semana completa de actividad normal, de modo que se registre el comportamiento real de la instalación en todos sus regímenes de trabajo. Con esos datos se obtiene el perfil de reactiva, se identifican las cargas más problemáticas y se dimensiona la batería de condensadores necesaria. Si quieres profundizar en qué equipos elegir y cómo interpretar sus lecturas, puedes consultar nuestro artículo específico sobre el analizador de energía, donde detallamos su funcionamiento y aplicaciones.
Además de la medición, conviene revisar visualmente la instalación: el estado de los motores, si trabajan sobredimensionados o en vacío durante largos periodos, el tipo de iluminación (los balastos ferromagnéticos antiguos empeoran mucho el cos φ) y la presencia de variadores de frecuencia o equipos electrónicos que puedan introducir armónicos. Toda esta información es la que permite decidir no solo cuánta compensación instalar, sino de qué tipo y en qué punto de la instalación.
Mejorar el factor de potencia consiste en aportar localmente la energía reactiva que necesitan las cargas inductivas para que la red no tenga que suministrarla. Esto se consigue instalando condensadores, que generan reactiva capacitiva de signo contrario a la inductiva de los motores. Al colocarlos cerca de las cargas, la reactiva «va y viene» entre el motor y el condensador sin recorrer toda la instalación ni llegar al contador, de modo que el factor de potencia visto desde la red sube hacia la unidad y desaparece la penalización.
La cantidad de condensadores a instalar se calcula con una fórmula muy directa: la potencia reactiva de compensación necesaria es igual a la potencia activa multiplicada por la diferencia entre la tangente del ángulo inicial y la tangente del ángulo objetivo (Qc = P · (tan φ₁ − tan φ₂)). Es decir, partiendo del cos φ actual y fijando el cos φ que queremos alcanzar (habitualmente 0,98 para tener margen), obtenemos directamente los kVAr de batería que hay que instalar. Este cálculo es el corazón de cualquier proyecto de compensación.
Una batería de condensadores fija aporta una cantidad constante de reactiva y está siempre conectada. Es la solución ideal cuando la carga inductiva es estable y previsible, como la compensación de un transformador, de un motor grande que trabaja siempre a la misma carga o de una instalación con un consumo de reactiva muy regular. Es la opción más económica y sencilla, pero tiene un inconveniente: si la carga varía y en algún momento hay poca demanda, la batería puede sobrecompensar y generar reactiva capacitiva, lo cual también es indeseable.
La batería de condensadores automática resuelve ese problema incorporando un regulador de energía reactiva que mide continuamente el cos φ y conecta o desconecta escalones de condensadores mediante contactores, ajustando la compensación a la demanda real en cada instante. Es la solución más extendida en industria y comercios con cargas variables, porque mantiene el factor de potencia dentro del objetivo tanto a plena carga como en vacío, evitando penalizaciones sin caer en la sobrecompensación. Su mayor complejidad y coste se compensan con creces por su eficacia y flexibilidad.
Existen tres estrategias según dónde se coloquen los condensadores. La compensación global se instala en la cabecera de la instalación, junto al cuadro general, y compensa el conjunto; es la más habitual y económica, elimina la penalización de factura pero no descarga el cableado interior. La compensación por grupos o parcial se sitúa en los cuadros secundarios que alimentan grupos de máquinas, aliviando además las líneas principales. Y la compensación individual se coloca en bornes de cada receptor grande, siendo la más eficaz porque descarga toda la instalación aguas arriba, aunque también la más costosa.
La elección depende del tamaño de la instalación, del reparto de las cargas y del objetivo perseguido. Muchas industrias combinan estrategias: compensación individual en los motores más grandes y una batería automática global para el resto. Un aspecto técnico crítico es la presencia de armónicos: cuando la instalación tiene variadores de frecuencia, fuentes electrónicas o mucha carga no lineal, los condensadores deben protegerse con reactancias de rechazo (baterías con filtros) para evitar resonancias que podrían destruir los propios condensadores. Este detalle marca la diferencia entre una instalación fiable y una que da problemas.
El beneficio más evidente y el que suele motivar la inversión es el ahorro en la factura eléctrica, al eliminar por completo los cargos por energía reactiva. Pero este es solo el primero de una lista de ventajas técnicas y económicas. Al subir el factor de potencia, la corriente total que circula por la instalación disminuye, y con ella se reducen todos los problemas asociados a una corriente elevada, generando ahorros indirectos que a menudo superan al propio ahorro en la penalización.
La reducción de pérdidas por efecto Joule es uno de esos beneficios. Las pérdidas en cables y transformadores son proporcionales al cuadrado de la corriente, de modo que al bajar la corriente, aunque solo sea un 20%, las pérdidas caen mucho más (hasta un 35-40%). Esto se traduce en menos energía disipada en forma de calor inútil, menor temperatura de trabajo del cableado y una vida útil más larga de toda la aparamenta. Es un ahorro de energía activa real, aunque menos visible que el de la penalización.
Otro beneficio de gran valor es la liberación de capacidad. Al reducir la potencia aparente demandada, los transformadores y las líneas quedan menos cargados y pueden alimentar más receptores sin necesidad de ampliaciones. Una empresa que quiera instalar nueva maquinaria puede, en muchos casos, hacerlo simplemente compensando la reactiva existente, evitando la costosa ampliación de la potencia contratada o del transformador. Esta capacidad recuperada es dinero que no hay que invertir en infraestructura.
A todo ello se suman una mejora del nivel de tensión en la instalación (menos caídas de tensión al final de las líneas, lo que hace que las máquinas trabajen mejor) y la posibilidad, en algunos casos, de reducir la potencia contratada al disponer de más margen. En conjunto, corregir el factor de potencia es una de las intervenciones con mejor relación entre coste y beneficio en cualquier instalación industrial o comercial, con periodos de amortización que rara vez superan los dos años.
Es muy frecuente confundir el factor de potencia con la eficiencia energética, e incluso pensar que instalar condensadores «hace que la máquina gaste menos». Conviene aclararlo bien porque son conceptos distintos y complementarios. El factor de potencia se refiere a la calidad de la demanda eléctrica, a cómo de bien aprovechamos la potencia aparente que nos suministra la red; corregirlo actúa sobre la energía reactiva y sobre las pérdidas de transporte, pero no reduce la energía útil que consume el proceso.
La eficiencia energética, en cambio, se refiere a consumir menos energía activa (menos kWh) para obtener el mismo resultado productivo: sustituir motores por otros de clase superior, cambiar iluminación fluorescente por LED, mejorar aislamientos, ajustar procesos o instalar variadores de frecuencia que adapten el consumo a la necesidad real. Estas medidas sí reducen directamente los kilovatios hora que aparecen en el término de energía de la factura, que es la mayor parte del recibo.
La clave para no confundirlos está en entender qué reduce cada medida. Una batería de condensadores no reduce los kWh de energía activa que consume tu instalación; reduce la energía reactiva facturada (la penalización) y las pérdidas por efecto Joule, que son una fracción pequeña del consumo total. Por eso es un error prometer que la compensación «reduce el consumo un 20%»: lo que hace es eliminar la penalización y descargar la instalación, un ahorro real pero de naturaleza distinta al de las medidas de eficiencia.
En la práctica, ambas estrategias se abordan juntas dentro de una auditoría energética completa. Primero se mide todo con un analizador de red, se identifica la energía reactiva que penaliza y se dimensiona la compensación; en paralelo, se detectan las cargas menos eficientes y se planifica su sustitución. La combinación de un buen factor de potencia con equipos eficientes es lo que realmente optimiza el coste eléctrico de una industria o un comercio, atacando tanto el término de reactiva como el de energía activa.
Nada aclara mejor estos conceptos que un ejemplo concreto. Supongamos un motor industrial que demanda una potencia activa de 100 kW con un factor de potencia de 0,75, un valor deficiente pero muy habitual en motores poco cargados. La potencia aparente que la red debe suministrar es P dividida entre cos φ, es decir, 100 / 0,75 = 133,3 kVA. La potencia reactiva es la raíz de la diferencia de cuadrados, que da aproximadamente 88,2 kVAr. La red está transportando 133,3 kVA para entregar solo 100 kW útiles.
Ahora corrijamos el factor de potencia hasta 0,98. Aplicando la fórmula de compensación, la reactiva necesaria es Qc = 100 · (0,882 − 0,203) ≈ 68 kVAr, así que instalaríamos una batería de condensadores de unos 70 kVAr. Tras la corrección, la nueva potencia aparente baja a 100 / 0,98 = 102 kVA, frente a los 133,3 kVA iniciales. Solo con este cambio, la red pasa de mover 133 kVA a mover 102, una reducción del 23% en la potencia total transportada por los mismos cables.
El efecto sobre la corriente es igual de revelador. En una red trifásica de 400 V, la corriente inicial con cos φ 0,75 sería del orden de 192 A, mientras que tras compensar hasta 0,98 baja a unos 147 A: cuarenta y cinco amperios menos circulando por la instalación. Como las pérdidas por calor son proporcionales al cuadrado de la corriente, esa reducción se traduce en aproximadamente un 41% menos de pérdidas en cables y transformador, un ahorro de energía activa real que se suma a la eliminación de la penalización.
En el plano de la factura, imaginemos que esa reactiva de 88 kVAr genera a lo largo del mes unos 15.000 kVArh penalizables. Con un precio de referencia en torno a 0,0416 €/kVArh para un cos φ entre 0,80 y 0,95 (y superior si baja de 0,80), el recargo mensual rondaría varios cientos de euros. Frente a ello, una batería automática de 70 kVAr representa una inversión moderada que, en un caso así, suele amortizarse en menos de un año, quedando después el ahorro como beneficio directo mes tras mes.
Un buen factor de potencia debe situarse por encima de 0,95, que es el umbral a partir del cual la normativa española deja de facturar energía reactiva. El valor ideal es 1, aunque en la práctica se busca un objetivo de 0,98 para tener margen. Por debajo de 0,90 la penalización se vuelve apreciable y por debajo de 0,80 conviene corregir con urgencia.
Te penalizan porque tu factor de potencia es inferior a 0,95, lo que significa que consumes más energía reactiva de la que la normativa considera admisible (más del 33% de la energía activa). Esa reactiva obliga a la red a transportar corriente adicional sin producir trabajo útil, y por eso se factura como un término independiente. Al corregir el cos φ con condensadores, la penalización desaparece.
En instalaciones con corriente alterna sinusoidal y sin armónicos, el factor de potencia y el cos φ coinciden y se usan indistintamente. La diferencia aparece cuando hay distorsión armónica (variadores, electrónica de potencia): entonces el factor de potencia real es algo menor que el cos φ, porque incluye también el efecto de los armónicos. En la mayoría de casos prácticos, sin embargo, ambos términos se emplean como sinónimos.
No, una batería de condensadores no reduce el consumo de energía activa (los kWh) que aparecen en el término de energía de la factura. Lo que hace es eliminar la penalización por energía reactiva y reducir las pérdidas por efecto Joule en la instalación. El ahorro es real, pero proviene de eliminar cargos y descargar los cables, no de que las máquinas consuman menos energía útil.
Lo más habitual es la compensación global, instalando la batería en la cabecera de la instalación junto al cuadro general, porque es la solución más económica y elimina la penalización de factura. En instalaciones grandes se recurre a la compensación por grupos o individual, colocando condensadores cerca de las máquinas más importantes para descargar también el cableado interior. La elección depende del tamaño y del reparto de las cargas.
La potencia reactiva a compensar se calcula multiplicando la potencia activa por la diferencia entre la tangente del ángulo actual y la del ángulo objetivo (Qc = P · (tan φ₁ − tan φ₂)). Para conocer tu situación de partida lo ideal es realizar una medición con un analizador de red durante una semana de actividad normal, que registra el perfil real de reactiva y permite dimensionar con precisión la batería de condensadores.
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