Si tu empresa opera en alta tensión industrial con más de 450 kW de potencia contratada, tu tarifa de acceso es la 6.1TD. No la eliges: la determina la instalación eléctrica de tu planta. Pero lo que sí puedes elegir —con mucho margen— es cómo configurarla. Y esa decisión puede suponer entre 12.000 y 80.000 € al año de diferencia en una instalación industrial estándar, dependiendo de si las seis potencias están bien dimensionadas o no.
En esta guía explicamos qué es exactamente la tarifa 6.1TD, en qué se diferencia de la 3.0TD, cómo funcionan sus seis periodos, cuáles son los errores de configuración más caros y qué palancas de optimización están disponibles para grandes consumidores.
Qué es la tarifa 6.1TD y a quién aplica
La tarifa 6.1TD es la tarifa de acceso a la red eléctrica que aplica obligatoriamente a todos los suministros conectados en alta tensión (entre 1 kV y 36 kV) con potencia contratada superior a 450 kW en al menos uno de sus periodos. La regula la Circular CNMC 3/2020, que en junio de 2021 sustituyó a la antigua 6.1A (que tenía solo tres periodos) por la nueva estructura de seis periodos.
Aplica habitualmente a:
- Grandes naves industriales y plantas de fabricación (alimentación, química, metal, cerámica, papel).
- Centros de distribución logística de gran tamaño.
- Hospitales, universidades y centros de datos con alta demanda.
- Centros comerciales y grandes superficies con instalación propia de transformación.
- Polígonos industriales con subestación propia.
- Instalaciones de bombeo agrícola de gran escala.
📋 El mapa completo de tarifas industriales en España (2026):
| Tarifa | Nivel de tensión | Potencia típica |
|---|---|---|
| 3.0TD | Baja tensión (<1 kV) | 15–450 kW |
| 6.1TD | Alta tensión 1–36 kV | >450 kW |
| 6.2TD | Alta tensión 36–72,5 kV | Alta demanda industrial |
| 6.3TD | Alta tensión 72,5–145 kV | Gran industria |
| 6.4TD | Alta tensión >145 kV | Muy grande industria / generación |
La tarifa no la elige la empresa: la determina el nivel de tensión de la instalación y la potencia contratada. La más habitual en grandes industrias españolas es la 6.1TD.
3.0TD vs. 6.1TD: las diferencias clave
Aunque ambas tarifas tienen seis periodos horarios (P1 a P6), la 6.1TD presenta diferencias técnicas y económicas relevantes:
| Aspecto | 3.0TD (baja tensión) | 6.1TD (alta tensión) |
|---|---|---|
| Tensión de suministro | <1 kV (baja tensión) | 1–36 kV (alta tensión) |
| Potencia mínima | 15 kW | >450 kW (al menos en un periodo) |
| Periodos horarios | 6 (P1 a P6) | 6 (P1 a P6, mismo calendario) |
| Peajes de potencia | Regulados por CNMC (más altos por kW) | Más bajos por kW al conectarse en AT |
| Peajes de energía | Regulados por CNMC | Inferiores a los de baja tensión |
| Medición de potencia | Maxímetro cuarto-horario | Maxímetro cuarto-horario (más estricto en penalizaciones) |
| Transformador | Lo gestiona la distribuidora | El cliente es propietario del centro de transformación |
| Mantenimiento CT | No aplica | A cargo de la empresa (coste adicional 3.000–15.000 €/año) |
El punto crítico es el centro de transformación (CT): en alta tensión, la empresa es propietaria y responsable del mantenimiento del transformador que convierte la alta tensión de la red en la baja tensión utilizable en la planta. Ese coste de mantenimiento debe incluirse en el análisis de rentabilidad cuando se evalúa si tiene sentido pasar de baja a alta tensión.
Los 6 periodos de la tarifa 6.1TD: cuándo aplica cada uno
Los seis periodos de la 6.1TD siguen el mismo calendario que la 3.0TD en términos de temporadas y franjas horarias. La distribución de periodos combina tres factores: la temporada del año, la franja del día y el tipo de día (laborable, sábado, festivo).
Franja horaria base (días laborables, Península)
| Franja del día | Horario (lunes a viernes laborables) | Periodo en temporada alta |
|---|---|---|
| 🔴 Punta | 10:00–14:00 h y 18:00–22:00 h | P1 (el más caro) |
| 🟡 Llano | 08:00–10:00 h, 14:00–18:00 h y 22:00–00:00 h | P2 |
| 🟢 Valle | 00:00–08:00 h (L-V) + todo sábado, domingo y festivos nacionales | P6 (siempre el más barato) |
Las 4 temporadas anuales (Península)
| Temporada | Meses | Punta | Llano |
|---|---|---|---|
| Alta | Enero, febrero, julio, diciembre | P1 | P2 |
| Media-alta | Marzo, noviembre | P2 | P3 |
| Media | Abril, mayo, octubre | P3 | P4 |
| Baja | Junio, agosto, septiembre | P4 | P5 |
P6 es siempre valle: la madrugada de lunes a viernes (00:00–08:00 h) y las 24 horas de sábados, domingos y festivos nacionales aplican siempre el periodo más barato, en cualquier temporada.
La potencia en la 6.1TD: donde está el mayor riesgo económico
En la 6.1TD, el término de potencia puede representar entre el 40 % y el 60 % de la factura total, dependiendo del sector y del perfil de consumo. Es la partida más grande y la más susceptible de errores de configuración. Las reglas son las mismas que en la 3.0TD, pero las magnitudes son mucho mayores:
Regla de potencia creciente
La normativa exige que la potencia contratada sea no decreciente de P1 a P6:
P1 ≤ P2 ≤ P3 ≤ P4 ≤ P5 ≤ P6
La potencia máxima va en P6 (el periodo más barato). La más baja puede ir en P1 (el más caro). Esto permite reducir significativamente la potencia contratada en las franjas caras si la actividad productiva no lo requiere.
El maxímetro y las penalizaciones en 6.1TD
En la 6.1TD, la medición de la potencia demandada se hace por cuartos de hora. Cuando la potencia contratada sea superior a 50 kW, la penalización se aplicará por cada cuarto de hora que se supere la potencia contratada. Esto significa que un arranque de maquinaria mal programado que durante 15 minutos supere la potencia contratada en P1 genera una penalización inmediata.
Los umbrales de penalización son:
- Excesos hasta el 5 % de la potencia contratada: sin penalización.
- Excesos entre el 5 % y el 10 %: se factura el doble del exceso.
- Excesos superiores al 10 %: se factura el triple del exceso.
En instalaciones con potencias de 500–2.000 kW, un exceso recurrente del 15 % en P1 durante un mes puede generar una penalización de entre 5.000 y 20.000 €. Es uno de los errores más frecuentes y más costosos en la gestión de la 6.1TD.
Los 5 errores más caros en la gestión de la 6.1TD
1. Contratar la misma potencia en todos los periodos
El error más frecuente: cuando nadie ha revisado la configuración desde que se instaló la planta, es habitual encontrar la misma potencia en P1, P2, P3, P4, P5 y P6. Para una instalación que trabaja de lunes a viernes en horario de mañana, en P6 (noches y fines de semana) sobra el 70–80 % de la potencia contratada. Es un coste fijo: lo pagas todo el año aunque no consumas un solo kWh.
2. No analizar el maxímetro histórico antes de ajustar
Reducir la potencia sin datos del maxímetro de los últimos 12 meses puede resultar en excesos recurrentes que anulan todo el ahorro del ajuste. El análisis del histórico cuarto-horario de la curva de carga es imprescindible antes de cualquier modificación de potencias.
3. Ignorar los excesos de potencia en la factura
Los excesos de potencia aparecen en la factura como una línea separada, a veces difícil de identificar. Muchos responsables de planta no los detectan durante meses. Una revisión mensual de la factura buscando la línea de «excesos de potencia» puede identificar un problema recurrente que esté costando entre 3.000 y 15.000 € al mes.
4. No gestionar la energía reactiva
En instalaciones de alta tensión, el número de motores, transformadores y equipos inductivos es mayor, y el impacto de la energía reactiva en la factura también. Los cargos por reactiva pueden representar entre el 3 % y el 8 % de la factura mensual en instalaciones sin corrección. La instalación de una batería de condensadores automática (que ajusta la compensación en tiempo real) es prácticamente obligatoria en cualquier instalación de alta tensión correctamente gestionada.
5. No revisar el contrato con la comercializadora
La tarifa de acceso (6.1TD) es la misma con cualquier comercializadora: la fija la CNMC. Lo que varía entre Endesa, Iberdrola, Naturgy, Repsol o una comercializadora independiente son los márgenes de energía y potencia que añaden. En instalaciones con consumos de 3–15 GWh/año, una diferencia de 0,005 €/kWh en el precio negociado supone entre 15.000 y 75.000 € anuales de diferencia en la factura. La mayoría de grandes consumidores no renegocian con suficiente frecuencia ni comparan ofertas con datos de su curva de carga real.
Cuándo conviene saltar de 3.0TD a 6.1TD
El salto de baja a alta tensión no es una elección voluntaria en la mayoría de casos: lo determina la potencia necesaria. Sin embargo, hay situaciones en las que una empresa con instalación en baja tensión puede plantearse activamente el cambio a alta tensión para aprovechar los peajes más bajos de la 6.1TD:
- Cuando la potencia contratada en baja tensión se aproxima a los 450 kW y existe previsión de crecimiento. En ese rango, los peajes de alta tensión ya ofrecen un coste por kW significativamente inferior.
- Cuando la empresa va a instalar autoconsumo fotovoltaico de gran escala (más de 500 kWp) que requiere conexión en alta tensión.
- Cuando la ampliación de la instalación requiere de todas formas un nuevo centro de transformación, y el coste diferencial de conectarse en AT en lugar de BT es mínimo.
El coste de pasarse a alta tensión incluye la instalación del centro de transformación (CT) propio, que oscila entre 30.000 y 150.000 € dependiendo de la potencia y la complejidad, más el mantenimiento anual (3.000–15.000 €/año). Ese coste debe compararse con el ahorro anual en peajes al pasar de 3.0TD a 6.1TD para calcular el plazo de amortización.
⚡ Ejemplo orientativo: ahorro al pasar de 3.0TD a 6.1TD
Una empresa con 400 kW contratados en baja tensión y un consumo anual de 2.500.000 kWh puede ahorrar entre 15.000 y 35.000 €/año en peajes al conectarse en alta tensión, dependiendo de su perfil de consumo y de cómo distribuya esa energía entre los seis periodos.
Con un CT que cuesta 60.000 € y un ahorro anual de 20.000 €, la amortización se produce en 3 años. Los años siguientes son ahorro puro indefinido.
Optimización avanzada en 6.1TD: lo que puede hacer un gestor energético
En la 6.1TD, el margen de optimización es mayor que en la 3.0TD, pero también la complejidad. Las actuaciones más relevantes que un gestor energético especializado puede realizar son:
- Análisis cuarto-horario de la curva de carga por periodo durante los últimos 12 meses para identificar el dimensionado óptimo de cada potencia.
- Diseño del escalonado de potencias P1–P6 ajustado al perfil real de actividad productiva, minimizando el término fijo sin generar excesos.
- Monitorización en tiempo real con alerta automática cuando la demanda se aproxima al límite contratado en un periodo, para evitar penalizaciones.
- Gestión de arranques escalonados: programar el arranque secuencial de máquinas con alta potencia de arranque (compresores, motores industriales de gran tamaño) para no superar el límite cuarto-horario contratado en P1.
- Negociación anual del precio de energía con varias comercializadoras, con la curva de carga real como argumento de negociación.
- Gestión de la energía reactiva con batería de condensadores automática.
- Integración con autoconsumo fotovoltaico para reducir el consumo en P1 y P2 durante las horas solares, con el potencial adicional de ajustar la potencia contratada en esos periodos.
Preguntas frecuentes sobre la tarifa 6.1TD
¿Qué es la tarifa 6.1TD?
Es la tarifa de acceso a la red eléctrica que aplica obligatoriamente a todos los suministros conectados en alta tensión (entre 1 kV y 36 kV) con potencia contratada superior a 450 kW. Tiene seis periodos horarios (P1 a P6) tanto para la energía como para la potencia, y los peajes regulados por la CNMC son inferiores a los de baja tensión por kW contratado. No se puede elegir: la determina la instalación eléctrica de la empresa.
¿Cuál es la diferencia entre la tarifa 3.0TD y la 6.1TD?
Ambas tienen seis periodos horarios, pero la 3.0TD aplica a suministros en baja tensión (hasta 450 kW) y la 6.1TD a suministros en alta tensión (más de 450 kW conectados entre 1 y 36 kV). Los peajes regulados de la 6.1TD son más bajos por kW, pero la empresa debe ser propietaria y responsable del mantenimiento de su centro de transformación, lo que añade un coste adicional de 3.000–15.000 €/año.
¿Qué potencia mínima requiere la tarifa 6.1TD?
La 6.1TD aplica cuando la potencia contratada en al menos uno de los seis periodos supera los 450 kW y la instalación está conectada en alta tensión (entre 1 y 36 kV). No existe un límite máximo de potencia para la 6.1TD dentro de ese rango de tensión; para tensiones superiores (36–72,5 kV) aplica la 6.2TD.
¿Cuánto cuesta una mala configuración de la 6.1TD?
Una configuración incorrecta de las potencias contratadas en los seis periodos puede suponer entre 12.000 y 80.000 € de sobrecoste anual en una instalación industrial estándar. Los errores más frecuentes son contratar la misma potencia en todos los periodos (pagando capacidad que no se usa en P6 y fines de semana) y los excesos de potencia cuarto-horarios en P1 sin detección, que generan penalizaciones multiplicadas.
¿Se puede cambiar la potencia contratada en la 6.1TD?
Sí. La Orden TED/133/2026 permite ajustar las potencias contratadas mensualmente, frente a la limitación anterior de un solo cambio anual. Este cambio es especialmente valioso para empresas con actividad estacional intensa, que pueden subir la potencia en los meses de máxima producción y bajarla en los de menor actividad. El cambio es gratuito salvo que implique modificaciones en el centro de transformación.
¿Qué es la energía reactiva en una instalación de alta tensión y cómo se corrige?
La energía reactiva la generan los motores, compresores, transformadores y equipos inductivos de la planta. Cuando el factor de potencia está por debajo de 0,95, la distribuidora aplica un recargo mensual que puede representar entre el 3 % y el 8 % de la factura total. En instalaciones de alta tensión, la corrección se realiza con baterías de condensadores automáticas que ajustan la compensación en tiempo real según la carga real de la instalación.
¿Cuándo conviene pasarse de baja a alta tensión?
Cuando la potencia necesaria se aproxima o supera los 450 kW, cuando la empresa va a instalar autoconsumo fotovoltaico de gran escala que requiere conexión en AT, o cuando la ampliación de la instalación requiere de todas formas un nuevo centro de transformación. El coste del CT (30.000–150.000 €) debe compararse con el ahorro anual en peajes para calcular el plazo de amortización, que en instalaciones grandes suele ser de 3–5 años.
¿Puede una empresa en 6.1TD instalar autoconsumo fotovoltaico?
Sí, y es especialmente rentable. Las instalaciones fotovoltaicas en alta tensión industrial suelen ser de gran potencia (500 kWp–5 MWp), lo que maximiza las economías de escala en el coste por kWp. Además, la combinación de autoconsumo con la gestión activa de los periodos P1 y P2 puede reducir simultáneamente el coste variable de la energía y permitir ajustar a la baja la potencia contratada en esos periodos caros. En instalaciones bien gestionadas, la combinación de 6.1TD optimizada + autoconsumo fotovoltaico + gestión de la curva de carga puede reducir la factura eléctrica total entre un 30 % y un 50 %.