BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 21  Viernes 24 de enero de 2020  Sec. I.   Pág. 6953
I. DISPOSICIONES GENERALES
COMISIÓN NACIONAL DE LOS MERCADOS
Y LA COMPETENCIA
1066 Circular 3/2020, de 15 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los 
peajes de transporte y distribución de electricidad.
El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las 
competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias 
derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE 
del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes 
para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, modificó, a estos efectos, la 
Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia y la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, a fin de transferir 
a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia las competencias dadas al 
regulador en la normativa europea.
A través de dicha modificación, la Ley 3/2013, de 4 de junio, citada, asignó a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la función de establecer mediante 
circular, previo trámite de audiencia y siguiendo criterios de eficiencia económica, 
transparencia, objetividad y no discriminación, la estructura y metodología para el cálculo 
de la parte de los peajes de acceso a las redes de electricidad destinados a cubrir la 
retribución del transporte y distribución, respetando el principio de sostenibilidad económica 
y financiera del sistema eléctrico de conformidad con la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.
La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, modificó el marco tarifario establecido en la Ley 
54/1997, de 27 de noviembre. En particular, diferenció los peajes de acceso destinados a 
cubrir la retribución de las actividades de transporte y distribución de energía eléctrica, en 
línea con lo dispuesto en la Directiva 2009/72/CE, de los cargos destinados a cubrir el 
resto de los costes regulados.
El artículo 9 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, establece que la energía 
autoconsumida de origen renovable, cogeneración o residuos estará exenta de todo tipo 
de cargos y peajes. En caso de que se produzca una transferencia de energía a través de 
la red de distribución en instalaciones próximas a efectos de autoconsumo, se podrán 
establecer las cantidades que resulten de aplicación por el uso de dicha red de distribución. 
Los excedentes de las instalaciones de generación asociadas al autoconsumo estarán 
sometidos al mismo tratamiento que la energía producida por el resto de las instalaciones 
de producción, al igual que los déficits de energía que los autoconsumidores adquieran a 
través de la red de transporte o distribución estarán sometidos al mismo tratamiento que 
los del resto de consumidores.
El artículo 16 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, dispone que la Comisión Nacional 
de los Mercados y la Competencia establecerá, mediante circular, la metodología para el 
establecimiento de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que 
deberán satisfacer los usuarios de las mismas. Asimismo, señala que los peajes serán 
únicos en todo el territorio nacional, que no incluirán ningún tipo de impuestos y que, con  s
carácter general, se actualizarán anualmente. A tal fin, las empresas que realicen las  oe.
actividades con retribución regulada facilitarán a la Comisión Nacional de los Mercados y  w.
la Competencia cuanta información sea necesaria. Por último, señala que la Comisión  66ww
Nsea cpiuobnlaicl adreá  leons  eMl e«rBcaodleotísn y O lafi cCiaol mdeple Etesntacidao a»p.robará los peajes mediante resolución que
La circular se adecua a los principios de buena regulación previstos en el artículo 129 
de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las 
Administraciones Públicas, dado que responde a los principios de necesidad y eficacia, 
siendo el instrumento más adecuado para garantizar la consecución de los objetivos que 
persigue.
La proporcionalidad de la circular deriva del hecho de contener la regulación 
imprescindible para determinar la metodología de cálculo de los peajes de acceso a las 
redes de transporte y distribución. Esto es, establece los principios generales que rigen la 
metodología de cálculo, las fórmulas para determinar los peajes de acceso a las redes de 
transporte y distribución y recoge los procedimientos que han de seguir y la información 
que han de aportar los distintos agentes para la determinación de los peajes.
Conforme a los principios de eficiencia y transparencia, la metodología de peajes de 
transporte y distribución establecida en la presente circular consiste en la definición de una 
estructura de peajes de acceso a las redes de transporte y distribución, así como de unas 
reglas explícitas para asignar la retribución de las actividades de transporte y la distribución 
de forma objetiva, transparente, no discriminatoria y siguiendo criterios de eficiencia en el 
uso de las redes. En este sentido, la asignación de la retribución de transporte y distribución 
de la metodología se rige según el principio de causalidad de los costes de redes, debido 
a que cada peaje se calcula en función de los factores que inducen el coste de las redes 
de transporte y distribución, en particular, de la demanda de diseño de cada nivel de 
tensión. Asimismo, se imputa la retribución de las redes de transporte y distribución 
teniendo en cuenta el uso que hacen de las mismas, para su suministro, los distintos 
grupos tarifarios. Por último, se diferencian los términos de facturación de los peajes de 
transporte y distribución en función de los distintos periodos horarios, incentivando el uso 
de redes en periodos donde la saturación de redes es menor y se desincentiva el uso de 
las redes en periodos horarios de mayor demanda del sistema eléctrico donde la 
probabilidad de saturación de las redes es más elevada.
Asimismo, durante la tramitación se han cumplido todas las exigencias normativas en 
materia de participación y audiencia de interesados.
Por otra parte, la circular busca generar las menores cargas administrativas para los 
administrados, así como los menores costes indirectos, fomentando el uso racional de los 
recursos necesarios.
Al margen de la derogación que se lleva a cabo de la Circular 3/2014, de 2 de julio, de 
la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la 
metodología para el cálculo de los peajes de transporte y distribución de electricidad, hay 
que tener en cuenta que esta circular desplaza ciertas disposiciones anteriores al Real 
Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, que regulaban los peajes de electricidad, disposiciones 
que, en las materias que son objeto de regulación en esta circular, devienen ahora 
inaplicables, conforme a lo establecido en el citado Real Decreto-ley.
Por todo lo anterior, conforme a las funciones asignadas por el artículo 7.1.a) de la Ley 
3/2013, de 4 de junio, previo trámite de audiencia, y de acuerdo con las orientaciones de 
política energética establecidas en la Orden TEC/406/2019, de 5 de abril, según las 
conclusiones alcanzadas a este respecto en la Comisión de Cooperación prevista en el 
artículo 2 del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, el Pleno del Consejo de la Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia, en su sesión de 15 de enero de 2020, ha 
acordado, de acuerdo con el Consejo de Estado, emitir la presente circular.
Artículo 1.  Objeto de la circular. s
Constituye el objeto de la presente circular el establecimiento de la metodología para  w.
el cálculo anual de los precios de los peajes de acceso a las redes de transporte y  66ww
distribución de electricidad.
Artículo 2.  Ámbito de aplicación.
1.  La circular será de aplicación para la determinación de los precios de los términos 
de facturación de los peajes de transporte y distribución aplicables a:
a)  Los consumidores en los términos previstos en el artículo 6.1.g) de la Ley 24/2013, 
de 26 de diciembre.
b)  Los productores de energía eléctrica, por los consumos propios, siempre que 
utilicen las redes de transporte o de distribución.
c)  Las importaciones y exportaciones de energía eléctrica que se realicen a través de 
interconexiones con países no miembros de la Unión Europea, independientemente del 
país de origen (importación) o destino (exportación).
d)  Las importaciones y exportaciones de energía eléctrica que se realicen a través de 
las interconexiones intracomunitarias del sistema eléctrico español, en caso de abandono 
del mecanismo ITC, «Inter-Transmission System Operator Compensation Mechanism», 
previsto en el Reglamento (UE) No 838/2010 de la Comisión, de 23 de septiembre de 
2010, por parte de alguno de los países vecinos interconectados eléctricamente.
2.  Quedan exceptuados del pago de peajes:
a)  Los productores de energía eléctrica por las inyecciones en la red de transporte o 
distribución
b)  La energía empleada por las empresas de transporte y distribución de energía 
eléctrica como consumos propios para el funcionamiento de sus instalaciones, que tendrá 
el mismo tratamiento que las pérdidas en sus redes.
Los consumos propios de la actividad de transporte que sean suministrados desde 
instalaciones de la red de distribución, se considerarán como puntos frontera entre la red 
de distribución y la red de transporte.
c)  La energía consumida por los bombeos de uso exclusivo para la producción 
eléctrica.
d)  Las baterías de almacenamiento de energía conectadas en la red de transporte o 
distribución, en los términos definidos en el artículo 2 en del Reglamento 2019/943 del 
Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio, relativo al mercado interior de la energía.
3.  Asimismo, la circular será de aplicación para la determinación de los pagos por el 
uso de las redes de los autoconsumidores por la energía consumida de la red y por la 
energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas a través de la red.
Artículo 3.  Definiciones.
A los efectos de lo establecido en esta circular se entenderá por:
a)  Grupo tarifario: Agrupación de suministros con las mismas características de 
conexión a un mismo nivel de tensión tarifario y con una misma discriminación horaria.
b)  Niveles de tensión tarifarios: Niveles de tensión que definen cada peaje de 
transporte y distribución, esto es NT0 (tensiones iguales o inferiores a 1 kV), NT1 
(tensiones superiores a 1 kV e inferiores a 30 kV), NT2 (tensiones iguales o superiores a 
30 kV e inferiores a 72,5 kV), NT3 (tensiones iguales o superiores de 72,5 kV e inferiores 
a 145 kV) y NT4 (tensiones iguales o superiores a 145 kV).
c)  Discriminación horaria: Diferenciación de las horas del año en periodos horarios  s
de cada peaje de transporte y distribución. oe.
d)  Periodo horario: Agrupación de las horas del año con las mismas características,  w.
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f)  Demanda en barras de central: Energía inyectada en la red procedente de las
centrales de generación y de las importaciones y deducidos los consumos en bombeo y  Bc
las exportaciones. Para el traslado de esta energía hasta los puntos de consumo se deben 
detraer las pérdidas originadas en la red de transporte y distribución.
g)  Monótona del sistema: Demanda horaria en barras de central ordenada de mayor 
a menor para todas las horas en un periodo, por ejemplo, el año.
h)  Curva de carga del sistema: Demanda horaria en barras de central para el sistema 
eléctrico en un periodo, por ejemplo, el año.
i)  Curva de carga de un colectivo de consumidores: Demanda horaria en barras de 
central de un colectivo de consumidores a lo largo de un periodo, por ejemplo, en un año.
j)  Consumos propios de generación: Energía utilizada por los elementos auxiliares de 
las centrales, necesaria para el funcionamiento de las instalaciones de producción. Los 
consumos propios incluyen los servicios auxiliares de centrales de producción (suministros 
de energía eléctrica necesarios para proveer el servicio básico en cualquier régimen de 
funcionamiento de la central, tales como en carga, arranques, paradas y emergencias) y 
suministros a equipamientos y accionamientos eléctricos asociados a los diversos 
procesos de la central (incluyen instalaciones de control, telecomunicaciones, instalaciones 
mecánicas, fuerza y alumbrado).
k)  Consumos propios de transporte y distribución: Consumos correspondientes a los 
servicios auxiliares que se produzcan en sus instalaciones eléctricas (subestaciones, 
centros de control, centros de reparto, centros de maniobra y centros de transformación). 
En ningún caso podrán considerarse como consumos propios los correspondientes a los 
suministros de oficinas y almacenes fuera del perímetro de las mismas.
Artículo 4.  Principios generales.
La metodología de asignación objeto de la presente circular se basa en los siguientes 
principios tarifarios:
a)  Suficiencia. Los peajes de transporte y distribución resultantes de la metodología 
de la presente circular, garantizan la recuperación de la retribución reconocida a dichas 
actividades, de acuerdo con las previsiones realizadas.
b)  Eficiencia. Los peajes de transporte y distribución calculados con la metodología 
de la presente circular, asignan la retribución de las redes a cada grupo tarifario según el 
principio de causalidad, evitando subsidios cruzados entre grupos tarifarios e incentivando 
la eficiencia en el uso de la red de transporte y distribución.
c)  Aditividad. Los peajes de transporte y distribución incluyen de forma aditiva la 
retribución del transporte y la distribución que les corresponde a cada grupo tarifario.
d)  Transparencia y objetividad. Los criterios de asignación de la retribución del 
transporte y la distribución, la información de entrada y los parámetros aplicados en la 
metodología están definidos explícitamente en la presente circular y son públicos.
e)  No discriminación en los peajes de transporte y distribución entre los usuarios de 
la red con las mismas características, esto es, que pertenecen al mismo grupo tarifario.
f)  Los peajes de transporte y distribución son únicos en todo el territorio nacional.
Artículo 5.  Costes considerados en la determinación de los peajes de transporte y 
distribución.
1.  Son objeto de asignación, conforme a la metodología descrita en la presente 
circular, los siguientes conceptos:
a)  La retribución anual de la actividad de transporte, establecida en la correspondiente  e.
resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. w.
b)  La  retribución  anual  de  la  actividad  de  distribución,  establecida  en  la  66ww
correspondiente resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
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3.  En la determinación de los peajes de transporte y distribución se incluyen:
a)  Los ingresos y pagos resultantes de las conexiones internacionales de electricidad, 
incluidos los derivados de los mecanismos de asignación de capacidad de intercambio y 
gestión de congestiones, según se establece en el artículo 19.3 del Reglamento (UE) 
2019/943 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 5 de junio de 2019, relativo al 
mercado interior de la electricidad.
b)  Las diferencias entre los ingresos inicialmente previstos y los ingresos reales que 
resulten de la aplicación de los peajes de transporte y distribución de ejercicios anteriores.
Artículo 6.  Definición de la estructura de peajes de transporte y distribución.
1.  Los peajes de transporte y distribución se diferencian por niveles de tensión 
tarifarios y periodos horarios y constan de un término de facturación por potencia 
contratada y un término de facturación por energía activa consumida. En su caso, se 
aplicará también un término de facturación por potencia demandada, cuando esta supere 
la potencia contratada, y un término de facturación por energía reactiva.
2.  Los peajes de transporte y distribución de aplicación a los consumidores, a los 
autoconsumidores por la energía demandada de la red y a los generadores por los 
consumos propios, son los siguientes:
a)  Peaje 2.0TD de aplicación a suministros conectados en redes de tensión no 
superior a 1 kV, con potencia contratada inferior o igual a 15 kW en todos los periodos. 
Este peaje consta de dos términos de potencia contratada y de tres términos de energía 
consumida.
b)  Peaje 3.0TD de aplicación a suministros conectados en redes de tensión no 
superior a 1 kV con potencia contratada superior a 15 kW en alguno de los seis periodos 
horarios. Este peaje consta de seis términos de potencia contratada y seis términos de 
energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que 
la potencia contratada en un periodo Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia 
contratada en el periodo anterior Pn.
c)  Peaje 6.1TD de aplicación a suministros conectados en tensiones superiores a 1 
kV e inferiores a 30 kV (nivel de tensión tarifario NT1). Este peaje consta de seis términos 
de potencia contratada y seis términos de energía consumida. Las potencias contratadas 
en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en un periodo Pn+1 sea 
siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo anterior Pn.
d)  Peaje 6.2TD de aplicación a suministros conectados en tensiones iguales o 
superiores a 30 kV e inferiores a 72,5 kV (nivel de tensión tarifario NT2). Este peaje consta 
de seis términos de potencia contratada y seis términos de energía consumida. Las 
potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en 
un periodo Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo 
anterior Pn.
e)  Peaje 6.3TD de aplicación a suministros conectados en tensiones iguales o 
superiores a 72,5 kV e inferiores a 145 kV (nivel de tensión tarifario NT3). Este peaje 
consta de seis términos de potencia contratada y seis términos de energía consumida. Las 
potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en 
un periodo Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo 
anterior Pn.
f)  Peaje 6.4TD de aplicación a suministros conectados en tensiones iguales o  es
superiores a 145 kV (nivel de tensión tarifario NT4). Este peaje consta de seis términos de  o
potencia contratada y seis términos de energía consumida. Las potencias contratadas en  66ww
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Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de 
puntos de medida del sistema eléctrico.
3.  Los pagos por el uso de la red de transporte y distribución de aplicación a los 
autoconsumidores por la energía autoconsumida en el caso de instalaciones próximas a 
través de red tendrán la siguiente estructura:
a)  Peaje 2.0TDA de aplicación a suministros conectados en redes de tensión no 
superior a 1 kV con potencia contratada inferior o igual a 15 kW en todos los periodos 
horarios. Este peaje consta de tres términos de energía por la energía autoconsumida.
b)  Peaje 3.0TDA de aplicación a suministros conectados en redes de tensión no 
superior a 1 kV con potencia contratada superior a 15 kW en alguno de los seis periodos 
horarios. Este peaje consta de seis términos de energía por la energía autoconsumida.
c)  Peaje 6.1TDA de aplicación a suministros conectados en tensiones superiores a 1 
kV e inferiores a 30 kV (nivel de tensión tarifario NT1). Este peaje consta de seis términos 
de energía por la energía autoconsumida.
d)  Peaje 6.2TDA de aplicación a suministros conectados en tensiones iguales o 
superiores a 30 kV e inferiores 72,5 kV (nivel de tensión tarifario NT2). Este peaje consta 
de seis términos de energía por la energía autoconsumida.
e)  Peaje 6.3TDA de aplicación a suministros conectados en tensiones iguales o 
superiores a 72,5 kV e inferiores a 145 kV (nivel de tensión tarifario NT3). Este peaje 
consta de seis términos de energía por la energía autoconsumida.
f)  Peaje 6.4TDA de aplicación a suministros conectados en tensiones iguales o 
superiores a 145 kV (nivel de tensión tarifario NT4). Este peaje consta de seis términos de 
energía por la energía autoconsumida.
4.  A las importaciones y exportaciones de energía de o hacia países terceros no 
miembros de la Unión Europea les será de aplicación el peaje 6.4TD.
Artículo 7.  Periodos horarios de los peajes de transporte y distribución.
1.  A efectos de la aplicación de la presente metodología, los periodos horarios de los 
términos de facturación de los peajes de transporte y distribución son los que se definen 
en el apartado siguiente.
2.  La discriminación horaria de seis periodos será de aplicación a los términos de 
potencia y energía de todos los peajes, con la excepción del peaje 2.0 TD.
La discriminación horaria de seis periodos diferencia las horas del año en seis periodos 
horarios (de P1 a P6) en función de la temporada, el día de la semana y la hora del día.
a)  Definición de las temporadas eléctricas: A efectos de la aplicación en los peajes de 
transporte y distribución, se considerará el año dividido en cuatro temporadas, incluyendo 
en cada una de ellas los siguientes meses:
Península:
(i)  Temporada alta: enero, febrero, julio y diciembre.
(ii)  Temporada media alta: marzo y noviembre.
(iii) Temporada media: junio, agosto y septiembre.
(iv) Temporada baja: abril, mayo y octubre.
Canarias: s
(i)  Temporada alta: julio, agosto, septiembre y octubre. w.
(ii)  Temporada media alta: noviembre y diciembre. 66ww
((iiivi))  TTeemmppoorraaddaa  mbaejad:ia a: bernil,e mroa, yfeob yr ejuron iyo .marzo.
Illes Balears:
(i)  Temporada alta: junio, julio, agosto y septiembre.
(ii)  Temporada media alta: mayo y octubre.
(iii) Temporada media: enero, febrero y diciembre.
(iv) Temporada baja: marzo, abril y noviembre.
Ceuta:
(i)  Temporada alta: enero, febrero, agosto y septiembre.
(ii)  Temporada media alta: julio y octubre.
(iii) Temporada media: marzo, noviembre y diciembre.
(iv) Temporada baja: abril, mayo y junio.
Melilla:
(i)  Temporada alta: enero, julio, agosto y septiembre.
(ii)  Temporada media alta: febrero y diciembre.
(iii) Temporada media: junio, octubre y noviembre.
(iv) Temporada baja: marzo, abril y mayo.
b)  Definición de los tipos de días: A efectos de la aplicación de los peajes de 
transporte y distribución, los tipos de días se clasifican de la siguiente forma:
(i)  Tipo A: de lunes a viernes no festivos de temporada alta.
(ii)  Tipo B: de lunes a viernes no festivos de temporada media alta.
(iii) Tipo B1: de lunes a viernes no festivos de temporada media.
(iv) Tipo C: de lunes a viernes no festivos de temporada baja.
(v)  Tipo D: sábados, domingos, festivos y 6 de enero.
Se consideran a estos efectos como días festivos los de ámbito nacional, definidos 
como tales en el calendario oficial del año correspondiente, con exclusión tanto de los 
festivos sustituibles como de los que no tienen fecha fija.
c)  Definición de los periodos horarios: Los horarios a aplicar por tipo de día en la 
Península son los siguientes:
Tipo de día
Periodo horario
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D
De 9 h a 14 h
P1 – – – –
De 18 h a 22 h
De 8 h a 9 h
De 9 h a 14 h
P2 De 14 h a 18 h – – –
De 18 h a 22 h
De 22 h a 0 h
De 8 h a 9 h
De 9 h a 14 h
P3 – De 14 h a 18 h – –
De 18 h a 22 h
De 22 h a 0 h
De 8 h a 9 h
De 9 h a 14 h
P4 – – De 14 h a 18 h –
De 22 h a 0 h De 18 h a 22 h e.es
De 8 h a 9 h w.
P5 – – – De 14 h a 18 h – 66ww
P6 De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h DDee  202 h h a a 8 0 h h Todas las horas del día.
Los horarios a aplicar por tipo de día en Illes Balears son los siguientes:
Tipo de día
Periodo horario
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D
De 10 h a 15 h
P1 – – – –
De 18 h a 22 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P2 De 15 h a 18 h – – –
De 18 h a 22 h
De 22 h a 0 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P3 – De 15 h a 18 h – –
De 18 h a 22 h
De 22 h a 0 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P4 – – De 15 h a 18 h –
De 18 h a 22 h
De 22 h a 0 h
De 8 h a 10 h
P5 – – – De 15 h a 18 h –
De 22 h a 0 h
P6 De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h Todas las horas del día.
Los horarios a aplicar por tipo de día en Canarias son los siguientes:
Tipo de día
Periodo horario
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D
De 10 h a 15 h
P1 – – – –
De 18 h a 22 h
De 10 h a 15 h De 10 h a 15 h
P2 – – –
De 18 h a 22 h De 18 h a 22 h 
De 8 h a 10 h De 8 h a 10 h
P3 De 15 h a 18 h De 15 h a 18 h – – –
De 22 h a 0 h De 22 h a 0 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P4 – – De 15 h a 18 h –
De 18 h a 22 h
De 22 h a 0 h
De 8 h a 10 h
P5 – – – De 15 h a 18 h –
De 22 h a 0 h
P6 De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h Todas las horas del día.
Los horarios a aplicar por tipo de día en Ceuta son los siguientes:
Tipo de día s
Periodo horario e.
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D b
De 10 h a 15 h 66ww
PP12 De 19 h– a 23 h DDee  1109  hh–  aa  1253  hh DDee  1109  hh–  aa  1253  hh  –– –– OE-A-2020-10able en https://
Tipo de día
Periodo horario
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P3 – De 15 h a 19h – –
De 19 h a 23 h
De 23 h a 0 h
De 8 h a 10 h De 8 h a 10 h
P4 De 15 h a 19 h – De 15 h a 19 h – –
De 23 h a 0 h De 23 h a 0 h
De 8 h a 10 h
P5 – – – De 15 h a 19 h –
De 23 h a 0 h
P6 De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h Todas las horas del día.
Los horarios a aplicar por tipo de día en Melilla son los siguientes:
Tipo de día
Periodo horario
Tipo A Tipo B Tipo B1 Tipo C Tipo D
De 10 h a 15 h
P1 – – – –
De 19 h a 23 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P2 De 15 h a 19 h – – –
De 19 h a 23 h
De 23 h a 0 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P3 – De 15 h a 19 h – –
De 19 h a 23 h
De 23 h a 0 h
De 8 h a 10 h
De 10 h a 15 h
P4 – – De 15 h a 19 h –
De 19 h a 23 h
De 23 h a 0 h
De 8 h a 10 h
P5 – – – De 15 h a 19 h –
De 23 h a 0 h
P6 De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h De 0 h a 8 h Todas las horas del día.
3.  Discriminación horaria de tres periodos: La discriminación horaria de tres periodos 
será de aplicación al término de energía del peaje 2.0 TD.
La discriminación horaria de tres periodos diferencia las horas del año en tres periodos 
horarios: periodo 1 (punta), periodo 2 (llano) y periodo 3 (valle). Se consideran horas 
punta, llano y valle las siguientes:
Invierno y verano (lunes a viernes laborables)
Península, Illes Balears y Canarias Ceuta y Melilla
P1 P2 P3 P1 P2 P3 e.e
8 h-10 h 8 h-11 h w.
10 h-14 h 14 h-18 h 0 h-8 h 11 h-15 h 15 h-19 h 0 h-8 h 66ww
18 h-22 h 22 h-24 h 19 h-23 h 23 h-24 h
Se consideran como horas del periodo 3 (valle) todas las horas de los sábados,
domingos, el 6 de enero y los días festivos de ámbito nacional, definidos como tales en el  Bc
calendario oficial del año correspondiente, con exclusión tanto de los festivos sustituibles 
como de los que no tienen fecha fija.
4.  Discriminación horaria de dos periodos: La discriminación horaria de dos periodos 
será de aplicación al término de facturación de potencia y excesos de potencia de 
aplicación al peaje 2.0 TD.
La discriminación horaria de dos periodos diferencia las horas del año en dos periodos 
horarios: punta y valle. El periodo punta de la discriminación horaria de dos periodos 
agrupa los periodos P1 y P2 de la discriminación horaria en tres periodos, mientras que el 
periodo valle de la discriminación horaria de dos periodos se corresponde con el periodo 3 
de la discriminación horaria de tres periodos.
Artículo 8.  Metodología de asignación de la retribución del transporte y la distribución.
La metodología de asignación de la retribución reconocida a las actividades de 
transporte y distribución para establecer los correspondientes peajes, cuyo desarrollo se 
recoge en el anexo I, consta de las siguientes etapas y responde a los siguientes criterios:
1.  Conforme al criterio de suficiencia, se determina la retribución de transporte y de 
distribución que debe recuperarse anualmente a través de los peajes de transporte y 
distribución.
2.  Conforme al criterio de causalidad, se asigna la retribución del transporte y la 
distribución por niveles de tensión tarifarios.
3.  Conforme al criterio de causalidad y reflejo de costes, se asigna la retribución del 
transporte y la distribución de cada nivel de tensión tarifario a los términos de facturación 
de los peajes de transporte y distribución.
4.  Conforme al criterio de eficiencia, se asigna la retribución del transporte y 
distribución de cada nivel de tensión y término de facturación por periodo horario, teniendo 
en cuenta la participación de los mismos en la punta.
5.  Conforme al criterio de aditividad y causalidad, se asigna la retribución de cada 
nivel de tensión a recuperar por término de facturación y periodo horario al propio nivel de 
tensión y a niveles de tensión inferiores, según un modelo de red simplificado.
6.  Se determinan los términos de facturación de la potencia contratada resultantes de 
la asignación de la retribución del transporte y la distribución.
7.  Se determinan los términos de facturación de energía consumida resultantes de la 
asignación de la retribución del transporte y la distribución.
8.  Se determinan los términos de facturación de energía consumida de los pagos de 
transporte  y  distribución  de  aplicación  a  los  autoconsumidores  por  la  energía 
autoconsumida en el caso de instalaciones próximas a través de red.
Artículo 9.  Aplicación de los peajes de transporte y distribución de electricidad.
1.  Los peajes de transporte y distribución constan de un término de facturación por 
potencia contratada, un término de facturación por energía consumida y, en su caso, un 
término de facturación por la potencia demandada y un término de facturación por la 
energía reactiva, los cuales se determinarán de acuerdo con las fórmulas que figuran en 
los apartados siguientes.
2.  Facturación de potencia: La facturación de potencia será el sumatorio resultante 
de multiplicar la potencia contratada en cada período horario por el precio del término de 
potencia correspondiente, según la fórmula siguiente: es
  e.
𝐹𝐹𝐹𝐹 = 𝑝𝑝∑𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑇𝑇𝑇𝑇𝑝𝑝 ∗𝐹𝐹𝑃𝑃𝑝𝑝  OE-A-2020-1066able en https://ww
 
Donde:
FP: Facturación de la potencia.
Tp : Precio del término de potencia del periodo horario p, expresado en €/kW y año.
p
Pc : Potencia contratada en el período horario p, expresada en kW.
p
i: Número de periodos horarios de los que consta el término de facturación de potencia 
del peaje correspondiente.
La facturación de potencia se prorrateará por el número de días, o el número de horas 
en el caso de contratos de duración inferior al día, que comprende el periodo de facturación, 
considerando que el día de lectura inicial está excluido y el día de lectura final está incluido.
Dentro del ámbito de aplicación internacional referido en los artículos 2.1.c) y 2.1.d), la 
facturación de potencia, en cada período tarifario, se calculará multiplicando el precio 
establecido para el término de potencia por la suma de las potencias efectivamente 
programadas en cada hora divididas por el número total de horas del período.
Si durante el periodo de facturación se hubiera producido una actualización de los 
precios de los términos de potencia, la facturación de la potencia tendrá en cuenta el 
número de días de vigencia de los precios de los términos de potencia en el periodo de 
facturación.
3.  Término de facturación de energía: El término de facturación de energía activa 
será el sumatorio resultante de multiplicar la energía consumida o, en su caso, estimada 
en cada período horario por el precio del término de energía correspondiente, de acuerdo 
 
con la fórmula siguiente:
 
𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝  
𝐹𝐹𝐹𝐹 = ∑𝑇𝑇𝑇𝑇𝑝𝑝 ∗𝐹𝐹𝑝𝑝
𝑝𝑝𝑝𝑝
Donde:
FE: Facturación por energía, expresada en euros.
Te : Precio del término de energía del periodo horario p, expresado en €/kWh.
p
E : Energía consumida o estimada en el período horario p, expresada en kWh. En el 
p
caso de las importaciones y exportaciones de energía se considerará la energía 
programada en cada periodo horario.
i: Número de periodos horarios de los que consta el término de facturación de energía 
del peaje correspondiente.
4.  Término de facturación por la potencia demandada.
a)  Control de potencia: El control de la potencia demandada se realizará mediante 
los aparatos de control y medida de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento unificado 
     
de puntos de medida del sistema eléctrico, aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 
de agosto, conforme a lo siguiente:  
1)  En los puntos de medida tipo 5 con contadores que permitan la discriminación 
horaria y la telegestión el control de la potencia demandada se realizará mediante la 
apertura del elemento de corte del contador de energía instalado tarado a la 
correspondiente potencia o potencias contratadas. es
En los puntos de medida tipo 5 donde no se disponga de contador que permita la  bo
discriminación horaria y la telegestión, el control de la potencia demandada se realizará  66ww
mccooernrdtAeriaosltnple dtorenen a dlpatiieo vintanetmsent ceaainla alt aecs i,epó e onrnet ed aaneliqccl iueaine  cctlleooornnsru  tmrcpaatatsoaxordí smad .eee ntrc ooq,nu later ,op plo odtere n lapcsioa tc ecanorcanictart ae(trIaCísdPtaic)  natosa  rdpaeodldo sr áua mls aeinrm iisnptfreeorr,ai ojeerl    OE-A-2020-10able en https://
a la potencia que, en su caso, figure en el boletín de instalador para los equipos que no 
puedan ser interrumpidos.
2)  En los puntos de suministro con equipo de medida tipo 4, el control de la potencia 
demandada se realizará mediante la instalación de los correspondientes aparatos de 
medida que registrarán la potencia cuarto horaria máxima demandada en cada período 
tarifario.
3)  En los puntos de suministro con equipo de medida tipos 1, 2 y 3 el control de la 
potencia demandada se realizará por medio de las mediciones cuarto horarias de los 
equipos de medida.
b)  Facturación por la potencia demandada: En el caso de que la potencia demandada 
sobrepase en cualquier período horario el 105 por 100 de la potencia contratada en el 
mismo, se procederá, además, a la facturación los excesos registrados en cada período, 
de acuerdo con lo siguiente:
  1)  Puntos de suministro con equipos de medida tipos 4 y 5:
) 
𝐸𝐸𝑝𝑝𝑝
Donde: 𝐹𝐹𝐸𝐸𝐸𝐸 = ∑𝑝𝑝𝑝𝑝𝑡𝑡𝑝𝑝 ×2×(𝐹𝐹𝑃𝑃𝑗𝑗 −1,05×𝐹𝐹𝑃𝑃𝐸𝐸
F : Facturación en concepto de excesos de potencia.
EP
t :  Término de exceso de potencia, expresado en €/kW, del peaje correspondiente.
p
Pd: Potencia demandada en cada uno de los períodos horario p en que se haya 
j
sobrepasado Pc , expresada en kW.
p
Pc : Potencia contratada en el período horario p, expresada en kW.
p
i: Número de periodos horarios de los que consta el término de facturación de potencia 
del peaje correspondiente.
 
2)  Puntos de suministro con equipos de medida tipos 1, 2 y 3:
𝐸𝐸𝑝𝑝𝑝 𝑛𝑛  
2
𝐹𝐹𝐸𝐸𝐸𝐸 = ∑𝐾𝐾𝐸𝐸 ×𝑡𝑡𝑒𝑒𝑝𝑝 ×√∑(𝐹𝐹𝑃𝑃𝑗𝑗 −𝐹𝐹𝑃𝑃𝐸𝐸)
𝑝𝑝𝑝𝑝 𝑗𝑗𝑝𝑝
 
Donde:
F : Facturación en concepto de excesos de potencia.
EP
K : Relación de precios por periodo horario p, calculada como el cociente entre el 
p
término de potencia del periodo p respecto del término de potencia del periodo 1 del peaje 
correspondiente.
t : Término de exceso de potencia, expresado en €/kW, del peaje correspondiente.
ep
El término del exceso de potencia, se determinará de forma que, dado el perfil del 
consumidor medio de cada peaje, la facturación de acceso que resulte de la optimización 
de las potencias sea equivalente a la facturación de acceso que resultaría de considerar 
las potencias contratadas máximas de cada periodo, con la restricción de que la facturación 
de acceso que resulta para el periodo 1 tras la optimización nunca sea negativa. El término 
resultante se incrementará en un 20 % al objeto de desincentivar la contratación de  s
potencias inferiores a las realmente demandadas. oe.
Pd: Potencia demandada en cada uno de los cuartos de hora j del período horario p  w.
emponet edqniudceajia  sn deoe  hmdaiasypnado asnodgbaar  eednpe a tcosadapodaso c loPidsca pcd,u  edaxertp orrsee sgdaiesd thraoo  ercanu. akrWto.h Eorna reial ,c asseo c odnes qidueer aerlá e lqau mipios mdae   2020-1066n https://ww
Pcp: Potencia contratada en el período horario p, expresada en kW.
i: Número de periodos horarios de los que consta el término de facturación de potencia  Bc
del peaje correspondiente.
5.  Término de facturación por energía reactiva: El término de facturación por energía 
reactiva, expresado en €/kVArh, será de aplicación a los sujetos contemplados en el 
apartado primero del artículo 2 con la excepción de los suministros conectados en baja 
tensión con potencia contratada inferior o igual a 15 kW en todos los periodos horarios y 
las importaciones y exportaciones referenciadas en los artículos 2.c) y 2.d).
Este término se aplicará sobre todos los períodos horarios, excepto en el período 6, 
siempre que el consumo de energía reactiva exceda el 33 por 100 del consumo de activa 
durante el período de facturación considerado y únicamente afectará a dichos excesos.
Los consumidores a los que se les facture el término de energía reactiva deberán 
disponer del contador de energía reactiva permanentemente instalado.
Artículo 10.  Peajes de aplicación a contratos de duración inferior al año.
1.  Los peajes de aplicación a contratos de duración inferior a un año serán de 
aplicación a aquellos contratos cuya duración prevista en el momento de contratación sea 
inferior al año, independientemente del tipo de contrato de que se trate.
2.  Los términos de potencia de los peajes de aplicación a los contratos de duración 
inferior a un año se incrementarán en los siguientes porcentajes, dependiendo de la 
duración de los mismos:
Duración de los contratos (D) Porcentaje de recargo
D ≤ 3 meses. 135
3 meses < D ≤ 4 meses. 90
4 meses < D ≤ 5 meses. 63
5 meses < D ≤ 6 meses. 45
D > 6 meses. 32
3.  A efectos de facturar estos contratos, se aplicará al término de potencia el recargo 
correspondiente a una duración del contrato inferior a tres meses, procediéndose en la 
última factura a la regularización de los importes facturados para adecuarse a la efectiva 
duración del contrato.
Artículo 11.  Coeficientes de pérdidas.
Los coeficientes de pérdidas para traspasar la energía suministrada en contador a 
energía suministrada en barras de central a los efectos de las liquidaciones previstas en el 
Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado 
de producción de energía eléctrica, son los recogidos en el cuadro siguiente:
Periodos horarios
Nivel de 
tensión
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% es
6.2  TD 5,2% 5,4% 4,9% 5,0% 3,5% 5,4% w.
66..34   TTDD 41,,26%% 41,,36%% 41,,06%% 41,,06%% 31,,05%% 41,,47%%
Artículo 12.  Obligaciones de información.
1.  La información que sirve de base para la asignación de la retribución reconocida a 
las actividades de transporte y distribución se actualizará con carácter anual en función de 
la información proporcionada por el Operador del Sistema y las empresas distribuidoras a 
la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.
2.  El Operador del Sistema y las empresas distribuidoras deberán proporcionar a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, con carácter anual y en el plazo 
que se establezca, la siguiente información:
a)  El Operador del Sistema deberá remitir:
(i)  Demanda eléctrica en barras de central desagregada por sistema (Península, Illes 
Balears, Canarias, Ceuta y Melilla) prevista para el cierre del ejercicio en curso y para los 
seis ejercicios siguientes. Se deberán aportar, al menos, tres escenarios de previsión de 
demanda (superior, central e inferior) junto con la descripción detallada de las hipótesis 
consideradas, especificando el efecto laboralidad, el efecto temperatura y el efecto 
actividad económica.
(ii)  Escenarios de cobertura para cada uno de los escenarios de previsión de la 
demanda en barras de central remitidos conforme al punto anterior, desglosada por 
tecnologías, incluyendo detalle de la energía vertida por las instalaciones de producción 
renovable, cogeneración de alta eficiencia y residuos y el desglose del saldo físico 
internacional, entre importaciones y exportaciones.
(iii) Balances de potencia desagregados por niveles de tensión para la hora de mayor 
demanda de cada periodo horario de la discriminación horaria en seis periodos establecida 
para el sistema peninsular, balear y canario correspondientes al último ejercicio con 
información completa.
(iv) Balances de energía desagregados por niveles de tensión referentes al último 
ejercicio con información completa, así como su desagregación por periodo horario de la 
discriminación horaria en seis periodos establecida para el sistema peninsular, balear y 
canario correspondientes al último ejercicio con información completa.
(v)  Demanda en barras de central horaria de cada uno de los sistemas Península, 
Illes Balears, Canarias, Ceuta y Melilla correspondiente al último ejercicio con información 
completa.
(vi) Cualquier otra información que la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia considere necesario aportar para la aplicación de la presente metodología.
b)  Las empresas distribuidoras, bien directamente o a través de las asociaciones de 
distribuidores a las que pertenezcan cuando se trate de empresas con menos de 100.000 
clientes conectados a sus redes, deberán remitir:
(i)  Previsiones del número de clientes, consumos, potencias y facturaciones, 
desagregadas por peaje de transporte y distribución, junto con la descripción de las 
hipótesis que hayan sido consideradas en cada caso, para el cierre del ejercicio y para los 
seis ejercicios siguientes. Adicionalmente, se incluirá la misma información para el último 
ejercicio cerrado.
(ii)  Previsión sobre el número de suministros acogidos a autoconsumo y volumen de 
autoconsumo para el cierre del ejercicio y para los seis ejercicios siguientes, desagregado 
por nivel de tensión y modalidad de autoconsumo.
(iii) La curva de carga horaria por grupo tarifario resultante de la agregación de las  e.
curvas de carga horarias de los clientes con medida horaria correspondiente al último  w.b
ejercicio con información anual completa. 66ww
Com(ipve) teCnucaialq cuoienrs idoetrrae  ninefcoermsaarcioió anp oqrutaer  plaa rCa olam aispilóicna cNióanc idoen alal  pdree sleonst eM merectoaddoolso gyí al.a
c)  Adicionalmente, las empresas distribuidoras de más de 100.000 clientes 
conectados a sus redes deberán enviar la siguiente información correspondiente al último 
ejercicio con información completa:
(i)  Balances de potencia desagregados por nivel de tensión para la hora de mayor 
demanda de cada periodo horario de la discriminación horaria en seis periodos establecida 
para el sistema peninsular, sistema balear y sistema canario correspondientes al último 
ejercicio con información completa.
(ii)  Balances de energía desagregados por niveles de tensión referentes al último 
ejercicio con información completa, así como su desagregación por periodo horario de la 
discriminación horaria en seis periodos establecida para el sistema peninsular, sistema 
balear y sistema canario correspondientes al último ejercicio con información completa.
  
3.  La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia podrá supervisar los 
criterios de la información solicitada, la calidad de la misma y solicitar, si se considera 
necesario, su correspondiente revisión.
4.  La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia publicará antes del 30 de 
junio de cada año en su página web los formularios electrónicos incluyendo, en su caso, 
los criterios que deberán seguir los sujetos afectados para cumplimentar la información 
solicitada, indicando la forma de envío y los plazos de remisión.
Artículo 13.  Publicación de los peajes de transporte y distribución según la metodología 
establecida e información que sirve para su cálculo.
1.  La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará anualmente y 
publicará en el «Boletín Oficial del Estado» mediante resolución los valores de los peajes 
de acceso a las redes de transporte y distribución, así como las cuantías de la retribución 
de las actividades de transporte y distribución de electricidad, conforme se establece en el 
artículo 7.1 bis de la Ley 3/2013, de 4 de junio.
2.  Adicionalmente, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia publicará 
en su página web la siguiente información agregada que ha servido para el cálculo de los 
peajes de transporte y distribución:
a)  Resolución por la que se establece la retribución de las actividades de transporte 
y distribución y los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución.
b)  Memoria justificativa que acompaña a la resolución.
c)  Previsión de la demanda en barras de central, desglosada por sistema.
d)  Previsión  del  número  de  clientes,  consumos,  y  potencias  contratadas, 
desagregadas por grupos tarifarios.
e)  Curvas de carga horaria por grupos tarifarios correspondientes al último ejercicio 
con información completa.
f)  Balances de potencia y energía agregados según el modelo simplificado de red, 
conforme al anexo III.
g)  Coeficiente s de asignación de la retribución del transporte y de la distribución a los 
grupos tarifarios (   y   calculados conforme al anexo II).
h)  Número de horas del periodo de punta a aplicar anualmente en función del perfil 
de las curvas de carga por grupos tarifarios.
i)  Modelo de cálculo simplificado, que permita a los usuarios de la red calcular los 
peajes de transporte y distribución para el periodo tarifario y cada uno de los periodos  s
tarifarios del resto del periodo regulatorio. oe.
j)  Cualquier otra información que se considere necesaria para la aplicación de la  w.
mcoerrtoedspoolongdíiae netsetsa pbeleacjeidsa d een t rlaan sppreosrteen yte d icsitrrcibuulacri,ó na. efectos de la determinación de los  2020-1066n https://ww
  
 
Artículo 14.  Parámetros que se han de aplicar para determinar los peajes de transporte 
y distribución.
Para la aplicación de la metodología de cálculo de los peajes de transporte y 
distribución se aplicarán los siguientes parámetros:
1.  Los porcentajes de reparto de la retribución de la distribución por niveles de 
tensión tarifarios serán los establecidos en el apartado 1 del anexo II.
2.  Los porcentajes de asignación de los costes anuales de transporte y distribución 
que se recuperan por el término de potencia y por el término de energía por niveles de 
tensión tarifarios resultantes de la aplicación de la metodología para los seis años del 
periodo regulatorio son los definidos en el apartado 2 del anexo II.
Disposición adicional primera.  Revisión de la metodología de asignación de peajes de 
transporte y distribución.
1.  Con carácter general, la metodología establecida en la presente circular será 
revisada cada seis años.
2.  No obstante, se podrá revisar la metodología a mitad del primer periodo regulatorio, 
que finalizará el 31 de diciembre de 2025, a efectos de incorporar, en su caso, los 
resultados que se obtengan del grupo de trabajo previsto en el apartado 3.
Adicionalmente, la metodología podrá revisarse, con carácter excepcional, si se 
producen cambios regulatorios que afecten a la estructura o a los componentes que se 
enumeran en el artículo 5 o modificaciones en la normativa europea con impacto en la 
misma, ya sea directo o indirecto.
3.  La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia creará un grupo de 
trabajo con el fin de analizar en profundidad, a efectos de la revisión de la metodología, la 
necesidad de mejorar las señales de precios a los usuarios de las redes, teniendo en 
cuenta, entre otros, el impacto del autoconsumo, el almacenamiento de energía, la 
agregación de consumos y la participación de la demanda en la prestación de servicios.
El grupo de trabajo será dirigido por la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia y estará integrado por representantes del operador del sistema, los 
transportistas, distribuidores, comercializadores y consumidores.
Disposición adicional segunda.  Peajes de transporte y distribución aplicables a los puntos 
de recarga de vehículos eléctricos acceso público.
1.  El titular de un punto de suministro para recarga de vehículo eléctrico de acceso 
público podrá solicitar la aplicación del peaje regulado en esta disposición ante el 
distribuidor, directamente o a través de su comercializadora, como opción alternativa a los 
peajes generales. Para ello, deberá acreditar:
a)  Que el punto de suministro será de utilización exclusiva para la recarga de 
vehículos eléctricos.
b)  Que el punto de recarga será de acceso público.
2.  Los peajes para recarga de vehículos eléctricos podrán ser de aplicación a 
aquellos puntos de suministro en redes de tensión inferior a 30 kV y con potencia 
contratada superior a 15 kW.
3.  Los peajes de aplicación a los puntos de recarga de vehículo eléctricos de acceso  es
público son los siguientes: bo
esulépceatrr)ii coorPs a ec a1ojen5 e 3kc.Wt0aT deDonsV  Eael ngd ureen daoep dslic eda elco ióste nns seaii óspn up nnetoroi oss dudopese  rshiuoomrr aainr ii1os tskr.oV  E pysa tcreao  npr eepcaoajtereg ncaco idnaes c taove ndhtreíac tusaeldoiass    2020-1066n https://ww
términos de potencia contratada y seis términos de energía consumida. Las potencias
contratadas en los diferentes periodos serán tales que la potencia contratada en un periodo  Bc
Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia contratada en el periodo anterior Pn.
b)  Peaje 6.1TDVE de aplicación a puntos de suministro para recarga de vehículos 
eléctricos conectados en tensiones superiores a 1 kV e inferiores a 30 kV (nivel de tensión 
tarifario NT1). Este peaje consta de seis términos de potencia contratada y seis términos 
de energía consumida. Las potencias contratadas en los diferentes periodos serán tales 
que la potencia contratada en un periodo Pn+1 sea siempre mayor o igual que la potencia 
contratada en el periodo anterior Pn.
4.  Los peajes para la recarga de vehículo eléctrico se determinarán de la siguiente 
forma:
a)  Los términos de potencia se determinarán de forma que recupere el 20% de la 
facturación por peajes de transporte y distribución de los correspondientes peajes de 
acceso establecidos en el artículo 6.2 apartados b) y c) supuesta una utilización del punto 
del 10%.
b)  Los términos de energía se determinarán de forma que recupere el 80% de la 
facturación por peajes de transporte y distribución de los correspondientes peajes de 
acceso establecidos en el artículo 6.2 apartados b) y c) supuesta una utilización del punto 
del 10%.
5.  En el caso de que se detectara que el punto de suministro no es de dedicación 
exclusiva a la carga de vehículos eléctricos de acceso público, se procederá la 
refacturación del mismo aplicando los correspondientes peajes de acceso a las redes de 
transporte y distribución con una penalización del 20%.
6.  Este peaje será de aplicación durante el período regulatorio 2020-2025.
Disposición adicional tercera.  Procedimiento de aplicación de los peajes de acceso a los 
consumos propios de instalaciones de producción de electricidad.
1.  En el plazo de tres meses desde la entrada en vigor de la presente circular, el 
operador del sistema remitirá a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia 
una propuesta para la determinación de criterios homogéneos a efectos de la aplicación 
de los peajes de acceso a las redes de transporte y distribución que deben satisfacer los 
productores de energía eléctrica por los consumos propios de la instalación de producción.
2.  La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia someterá a trámite de 
audiencia la propuesta del operador del sistema y establecerá mediante resolución el 
citado procedimiento de aplicación.
Disposición transitoria primera.  Adaptación de los equipos, los sistemas de facturación y 
los contratos.
1.  Las empresas distribuidoras y comercializadoras adaptarán los equipos de 
medida, los sistemas de facturación y los contratos a lo dispuesto en esta circular antes 
del 1 de noviembre de 2020.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia adaptará a lo dispuesto en 
esta  circular  los  ficheros  de  intercambio  de  información  entre  distribuidores  y 
comercializadores en el plazo de tres meses desde la publicación de la misma.
2.  Las potencias contratadas por periodo de los consumidores se mantendrán, en 
tanto estos no las modifiquen en sus contratos, con la excepción de las potencias 
contratadas por periodos de los consumidores conectados a redes de baja tensión y 
tensión comprendida entre 1 y 36 kV con potencia contratada igual o inferior a 450 kW en  e.e
todos los periodos, para los que se aplicará la siguiente regla: w.b
occoo innnstfaeru)ar mitoaiPrdd aoaarr  a 1en 5llo o  cksmoW cono,ds nliuafsimq upumiodetio dedroni crcahei aasl a  ccp oooenntnetetrnrcaacttaaidadda.oa se e nen n v eibgl aopjare  rtdieoend solai óv npa rlcleeos nse epnrotáet e lanci crpicaou tcleaonrn,c tireaan tqa utdaean  titigoeu neaell    OE-A-2020-10able en https://
b)  Para los consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada 
superior a 15 kW y los conectados en tensión comprendida entre 1 y 36 kV con potencia 
contratada igual o inferior a 450 kW en todos los periodos:
1)  La potencia contratada del periodo 1 del peaje de seis periodos será igual a la 
potencia contratada en el periodo 1 del peaje al que estuviera acogido el consumidor a la 
entrada en vigor de la circular.
2)  La potencia contratada en los periodos 2, 3, 4 y 5 del peaje de seis periodos será 
igual a la potencia contratada en el periodo 2 peaje al que estuviera acogido el consumidor 
a la entrada en vigor de la circular. En caso de incumplir el criterio de potencias crecientes, 
la potencia contratada en los periodos 2, 3, 4 y 5 será igual a la potencia contratada en el 
periodo 1.
3)  La potencia contratada en el periodo 6 del peaje en seis periodos será igual a la 
potencia contratada en el periodo 3 del peaje al que estuviera acogido el consumidor a la 
entrada en vigor de la circular. En caso de incumplir el criterio de potencia crecientes, la 
potencia contratada en el periodo 6 será igual a la potencia contratada en el periodo 5.
3.  El consumidor tendrá derecho a adaptar las potencias contratadas por periodo 
horario a los periodos definidos en la circular sin coste alguno, independientemente de si 
hubiera realizado un cambio de potencia en los doce meses anteriores.
4.  Las empresas comercializadoras informarán de forma clara y transparente a los 
consumidores de la nueva estructura de peajes junto con cada una de las facturas que les 
remitan desde la entrada en vigor de esta circular hasta la efectiva aplicación de los 
precios que resulten de la aplicación de la misma.
5.  Durante el periodo transitorio de adaptación de los sistemas establecido en el 
punto 1, las empresas distribuidoras aplicarán los peajes de acceso y condiciones de 
facturación que estuvieran en vigor con anterioridad a la entrada en vigor de la presente 
circular.
6.  Las empresas distribuidoras comunicarán a las comercializadoras, antes del 1 de 
noviembre de 2020, el momento en el que se ha adaptado el equipo de medida.
Disposición transitoria segunda.  Facturación por energía capacitiva en el periodo de 
valle.
1.  Durante el primer periodo regulatorio, todos los consumidores conectados en 
niveles de tensión superior a 1 kV deberán mantener de forma horaria un factor de potencia 
superior a 0,98 capacitivo en el periodo 6.
2.  Fuera del rango capacitivo anteriormente indicado, será de aplicación una 
penalización de 0,05 Euro/kVArh.
3.  La Comisión Nacional de los Mercados y Competencia podrá modificar la 
penalización establecida en el punto 2 mediante resolución, si el análisis de la información 
disponible o el cambio del comportamiento de los consumidores, lo hiciera aconsejable.
Disposición transitoria tercera.  Impacto gradual de la aplicación de la metodología.
1.  Conforme a la disposición final tercera del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero 
las variaciones de los peajes que resulten de la metodología de la circular se trasladarán, 
según corresponda, de forma gradual en un periodo máximo de cuatro años desde la 
entrada la entrada en vigor de la metodología de cálculo de cargos que establezca el  s
Gobierno. e.
2.  La Comisión Nacional de los Mercados y Competencia determinará en la  w.
resolución por la que se establezcan los valores de los peajes de transporte y distribución  66ww
ptrraesvlaisdtaar  elans  evla ariratcíciounloe s7 d.1e  bpirse cdioes l ad eL leoys  3p/e2a0je1s3 ,d udrea n4t ed ed icjuhnoi op,e reiol dporo tcraendsimitoierinot.o para
Disposición derogatoria única.  Derogación normativa.
Queda derogada la Circular 3/2014, de 2 de julio, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología para el cálculo de los 
peajes de transporte y distribución de electricidad.
Disposición final única.  Entrada en vigor.
La presente circular entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín 
Oficial del Estado».
Madrid, 15 de enero de 2020.–El Presidente de la Comisión Nacional de los Mercados 
y la Competencia, José María Marín Quemada.
ANEXO I
Metodología de asignación de la retribución de la actividad de transporte 
y de distribución
1.  Determinación de la retribución de las actividades de transporte y distribución 
que se debe recuperar a través de los peajes
a)  Determinación de la retribución de la actividad de transporte que se debe recuperar 
a través de los peajes de transporte: La retribución que se debe recuperar a través de los 
peajes de transporte se calculará aplicando la siguiente fórmula:
CT  = R  ± TSO  ± D
n T,n n T
Donde:
CT : Retribución del transporte a recuperar con cargo al peaje de transporte en el 
n
ejercicio n.
R : Retribución a la actividad de transporte prevista para el año n de determinación de 
T,n
peaje de transporte.
TSO : Previsión del resultado de ingresos/pagos resultantes de las conexiones 
n
internacionales de electricidad, incluidos los derivados de los mecanismos de asignación 
de capacidad de intercambio y gestión de congestiones que estén establecidos en la 
normativa vigente para el año de determinación de los peajes de transporte y distribución. 
D : Desvíos en retribución e ingresos previstos de ejercicios anteriores correspondientes 
T
a la actividad de transporte.
El desvío de retribuciones e ingresos de ejercicios anteriores (D ) se calculará 
T
conforme a la siguiente fórmula:
D  = DR  ± DIC  + DTSO
T T T
Donde:
DR : Revisiones de la retribución de la actividad de transporte correspondientes a 
T
ejercicios anteriores no contempladas en la determinación de peajes de transporte de los 
ejercicios correspondientes, que se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
∞ e.e
  w.
Donde: 𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇 = 𝑗𝑗𝑝∑𝑛𝑛𝑗𝑝(𝐷𝐷𝑇𝑇,𝑗𝑗 −𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇,𝑗𝑗) OE-A-2020-10able en https://
R : Retribución de la actividad de transporte reconocida en el año j. Bc
RTR,jTj: Revisión de la retribución de la actividad de transporte reconocida en el año j.
 
DIC : Diferencia entre los ingresos previstos por peajes de transporte en año n-2 y los 
T
ingresos por peajes de transporte reales considerados en la Liquidación provisional 14 del 
ejercicio n-2, calculado según la siguiente fórmula:
DIC  = IC  – ICR
T T,n-2 T,n-2
Donde:
IC : Ingresos por peajes de transporte previstos en el año n-2, para consumidores 
T,n-2 
de energía eléctrica.
ICR : Ingresos por peajes de transporte del año n-2 para consumidores registrados 
T,n-2
en la Liquidación provisional 14 del sector eléctrico.
DTSO: Diferencia entre los importes previstos y reales de los ingresos/pagos 
resultantes de las conexiones internacionales, incluidos los derivados de los mecanismos 
de asignación de capacidad de intercambio y gestión de congestiones que estén 
establecidos en la normativa vigente para el año de determinación de los peajes de 
transporte y distribución, calculado según la siguiente fórmula:
DTSO = TSO  – TSOR
n-2 n-2
Donde:
TSO : Ingresos/pagos resultantes de las conexiones internacionales incluidos los 
n-2
derivados de los mecanismos de asignación de capacidad de intercambio y gestión de 
congestiones que estén establecidos en la normativa vigente para el año de determinación 
de los peajes de transporte y distribución previstos en el año n-2.
TSOR : Ingresos/pagos resultantes de las conexiones internacionales incluidos los 
n-2
derivados de los mecanismos de asignación de capacidad de intercambio y gestión de 
congestiones que estén establecidos en la normativa vigente para el año de determinación 
de los peajes de transporte y distribución reales en el año n-2.
b)  Determinación de la retribución de redes que se debe recuperar a través de los 
peajes de distribución.
La retribución de distribución que se debe recuperar a través del peaje de distribución 
de los consumidores se calculará aplicando la siguiente fórmula:
CD  = R  ± D
n D,n D
Donde:
CD : Retribución de distribución a recuperar con cargo al peaje de distribución en el 
n
ejercicio n.
R : Retribución a la actividad de distribución prevista para el año n.
D,n
D : Desvíos de costes e ingresos de ejercicios anteriores correspondientes a la 
D
actividad de distribución.
El desvío de retribuciones e ingresos de ejercicios anteriores D  se calculará conforme 
D
a la siguiente fórmula:
D  = DR  ± DIC
D D D
Donde: es
DRD: Revisiones de la retribución de la actividad de distribución correspondientes a  w.b
ejercicios anteriores no contempladas en la determinación de peajes de distribución de  66ww
ejercicios anteriores, que se calculará de∞ acuerdo con la siguiente fórmula:

𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷 = ∑ (𝐷𝐷𝐷𝐷,𝑗𝑗 −𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷,𝑗𝑗)
𝑗𝑗𝑝𝑛𝑛𝑗𝑝
     
 
Donde:
R : Retribución de la actividad de distribución reconocida en el año j.
D,j
RR : Revisión de la retribución de la actividad de distribución reconocida en el año j.
D,j
n: Año para el que se calculan los peajes de transporte.
DIC : Diferencia entre los ingresos previstos en el año n-2 y los ingresos por peajes de 
D
distribución reales considerados en la Liquidación n.º 14 del ejercicio n-2.
2.  Asignación de la retribución del transporte y la distribución por niveles 
de tensión tarifarios
Se asigna a cada grupo tarifario la retribución de las redes que utiliza para su 
suministro. Para ello se desglosa la retribución de las redes entre los distintos niveles de 
tensión tarifarios (NT0 a NT4).
La retribución del transporte prevista en el punto 1.a) de este anexo, se asigna al nivel 
de tensión tarifario NT4 (tensión superior a 145 kV).
La retribución de distribución prevista en el punto 1.b) de este anexo se desglosa entre 
los distintos niveles de tensión tarifarios (NT0 a NT3), teniendo en cuenta información 
declarada por las empresas distribuidoras en la Circular 4/2015, de 22 de julio, de la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de petición de información a las 
empresas distribuidoras de energía eléctrica para la supervisión y cálculo de la retribución 
de la actividad.
En particular, la retribución asociada a las redes de distribución se asignará a cada 
nivel de tensión tarifario aplicando los porcentajes establecidos en el apartado 1 del 
anexo II la presente circular.
3.  Asignación de la retribución del transporte y de la distribución a los términos 
de facturación por potencia y energía de los peajes de transporte y distribución
1.  La determinación de la parte de la retribución de las redes de transporte y 
distribución que se debe recuperar con cargo a los términos de facturación de potencia 
contratada y de energía consumida de los peajes de transporte y distribución, responde a 
los principios de aditividad y de causalidad de los costes de las redes descritos en el 
artículo 4 de la circular. En particular, los peajes de transporte y distribución se calculan  de 
forma aditiva y en función de factores que inducen el coste de las redes, siendo el factor 
fundamental la potencia en punta de diseño de la red de cada nivel de tensión tarifario.
Por ello se calcula el coste de transporte y distribución desglosado por nivel de tensión 
tarifario que está asociado a la potencia y a la energía circulada por las redes. La relación 
entre el coste de la red asociado a la potencia respecto del total, establece la recuperación 
de dicho coste a partir de los términos de potencia de los peajes de redes de transporte y 
distribución, y el resto del coste se recupera a partir de los términos de energía consumida.
2.  La asignación, en términos de objetivo a medio plazo, para un año base, de la 
parte de la retribución de las redes de transporte y distribución que se debe recuperar con 
cargo al término de potencia y al término de energía se realiza a partir de las ejecuciones 
de un modelo de red de referencia, teniendo en cuenta el coste de la red asociado a la 
potencia y el coste de la red justificado por la energía circulada por las redes.
El cálculo del coste asociado a la potencia tiene en cuenta el coste asociado a una red 
diseñada para satisfacer la potencia de punta del sistema respetando la restricción de 
caída de tensión. e
Los costes de calidad de las redes se asignan de la siguiente manera: bo
a)  Criterio de calidad N-1 de la red de reparto se asignará a la potencia. 66ww
asigbn)a ráCnr iate lraio vsa rdiaeb clea ldidea edn TeIrEgPíaI., NIEPI y Percentil 80 para la red de media tensión se
Del diseño completo de la red teniendo únicamente en cuenta un criterio de potencia
de punta se extrae un coste   para cada nivel de tensión i.
𝐷𝐷
𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝
 
     
 BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
Núm. 21  Viernes 24 de enero de 2020  Sec. I.   Pág. 6974
Del diseño de la red teniendo en cuenta, además de la potencia de punta, la energía 
que se consume, las pérdidas, así como los criterios de calidad relacionados con la 
energía (TIEPI, NIEPI, Percentil 80) se obtiene un nuevo coste   para cada nivel 
de tensión i.   𝐷𝐷𝐷𝐸𝐸
El cálculo del coste que se recupera a través de cada una𝐶𝐶 𝐶𝐶d𝑇𝑇e𝐶𝐶 l𝑝𝑝as dos variables de 
facturación se realiza a través de la relación entre los costes de las dos redes descritas. 
En cada nivel de tensión i, los porcentajes de coste que se asignan a la variable de 
potencia (ȠD) y a la variable de energía (ȠE) son, respectivamente:
 
 
𝐷𝐷
𝐷𝐷 𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝
𝜂𝜂 =  𝐷𝐷𝐷𝐸𝐸
𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝
 
𝐷𝐷𝐷𝐸𝐸 𝐷𝐷
𝐸𝐸 𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝 −𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝
𝜂𝜂 = 𝐷𝐷𝐷𝐸𝐸
𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝
Donde:
: Coste del nivel de tensión tarifario i que resulta del diseño de la red 
consideran𝐷𝐷do únicamente la potencia de punta.
𝐶𝐶𝐶𝐶𝑇𝑇𝐶𝐶𝑝𝑝 : Coste del nivel de tensión tarifario i que  resulta del diseño de la red 
  consideran𝐷𝐷d𝐷o𝐸𝐸 todas las variables.
Ƞ𝐶𝐶D𝐶𝐶: 𝑇𝑇P𝐶𝐶o𝑝𝑝rcentaje del coste del nivel de tensión i que se debe recuperar con cargo a los 
términos de potencia.
ȠE: Porcentaje del coste del nivel de tensión tarifario i que se debe recuperar con cargo 
a los términos de energía.
 
Por tanto, para cada nivel de tensión tarifario i, el coste total que se recupera mediante 
      los térm inos  de potencia  ( )  y el coste total que se recupera mediante los términos de 
 
energía  ( )  son: 𝑇𝑇𝐷𝐷      
  𝐸𝐸 𝐶𝐶𝑝𝑝     
𝐶𝐶𝑝𝑝
𝑇𝑇𝐷𝐷 𝐷𝐷
𝐶𝐶𝑝𝑝 = 𝐶𝐶𝑝𝑝 ∗𝜂𝜂  
 
𝐸𝐸 𝐸𝐸
𝐶𝐶𝑝𝑝 = 𝐶𝐶𝑝𝑝 ∗𝜂𝜂
Donde:
C: Coste del nivel de tensión tarifario  i, determinado en el apartado anterior.
i
            ( :)  Coste del nivel de tensión tarifario i a recuperar con cargo a los términos de potencia.
 ( 𝑇𝑇:𝐷𝐷)  Coste del nivel de tensión tarifario i a recuperar con cargo a los términos de energía.
  𝐶𝐶ȠD𝑝𝑝𝐸𝐸: Porcentaje del coste del nivel de tensión tarifario i que se debe recuperar con cargo 
a los𝐶𝐶 𝑝𝑝términos de potencia.
ȠE: Porcentaje del coste del nivel de tensión tarifario i que se debe recuperar con cargo 
a los términos de energía.
4.  Asignación de la retribución del transporte y la distribución de cada nivel de tensión 
y término de facturación por periodo horario
1.  Conforme a los criterios establecidos en el apartado 4, del artículo 8 de la presente  b
circular, la metodología de asignación discrimina horariamente los términos de facturación  66ww
dpee rlioosd opse ahjeosra dreio str adnosnpdoert ela y  sdaistutrribauccióiónn ,d ien cleanst irveadnedso  elas  cmonetnraotra cyi ódne dsein lcae pnotitveanncdiao  elna 
cdoen straatutarcaicóinó n d dee p loatse nrecdiae se ne sp meráiosd eolse vhaodraar.io s de mayor demanda donde la probabilidad  BOE-A-cable e
    
 
 
   
   BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
Núm. 21  Viernes 24 de enero de 2020  Sec. I.   Pág. 6975
En consecuencia, la retribución del transporte y de la distribución, con desglose por 
niveles de tensión tarifarios, que debe ser recuperada anualmente con cargo a los términos 
de facturación, se asigna entre los distintos periodos horarios, teniendo en cuenta la 
participación de los mismos en la punta de la demanda de cada nivel de tensión. Se define 
la punta como el 10% de las horas de mayor demanda. En consecuencia, se establece el 
número de horas de punta en 876, sin perjuicio de lo establecido en el punto 3 del anexo II.
 
2.  La retribución de transporte y distribución que debe ser recuperado con cargo a los 
términos de facturación, potencia o energía, de cada nivel de tensión tarifario i se asigna 
entre los distintos periodos horarios, teniendo en cuenta la participación de los mismos en 
la punta de la demanda de cada nivel de tensión tarifario i.
A estos efectos se considerará como periodo de punta las H primeras horas de la 
monótona de cada nivel de tensión tarifario. La monótona de cada nivel de tensión incluye 
tanto los suministros conectados en el propio nivel de tensión como los suministros 
conectados en niveles de tensión inferiores en la proporción en que son suministrados 
desde dicho nivel de tensión, conforme al modelo de red de referencia incluido en el 
anexo III, incluyendo las pérdidas correspondientes.
Para ello:
1.º  Se calcula, de las H horas, el número de horas (h ) que pertenecen al periodo 
i,p
horario p, si dicho número de horas fuera nulo se considerará 1 hora, a efectos de permitir 
el cálculo del correspondiente término.
 
2.º  Se asigna la retribución del transporte y la distribución a recuperar a través de los 
términos de facturación en el nivel de tensión tarifario, proporcionalmente al número de 
horas que pertenecen a cada periodo. Así, el coste    del nivel de tensión tarifario i que 
se recupera mediante un cargo por potencia en el per𝑇𝑇io𝐷𝐷do horario p resulta:
𝐶𝐶𝑝𝑝,𝑝𝑝
 
𝑇𝑇𝐷𝐷 𝑇𝑇𝐷𝐷 ℎ𝑝𝑝,𝑝𝑝
𝐶𝐶𝑝𝑝,𝑝𝑝 = 𝐶𝐶𝑝𝑝 ∗( )
𝐻𝐻
Donde:
 
            ( :)  Retribución del transporte y la distribución del nivel de tensión tarifario  i a 
recup𝑇𝑇e𝐷𝐷rar con cargo a los términos de facturación.
𝐶𝐶𝑝𝑝 :  Retribución del transporte y la distribución a recuperar mediante los términos de 
factur𝑇𝑇a𝐷𝐷ción del nivel de tensión tarifario i en el periodo horario p.
𝐶𝐶H𝑝𝑝:, 𝑝𝑝Número de horas de punta.
h : Número de horas del periodo horario p comprendidas en las H primeras horas de 
i,p
la curva de carga del nivel de tensión tarifario i.
 
3.  El número de H de horas de punta podrá diferir para los términos de potencia y 
energía, dependiendo de la señal de precios que se estime oportuno proporcionar en cada 
término de facturación.
5.  Asignación de la retribución de cada nivel de tensión y periodo horario a recuperar 
por término de facturación al propio nivel de tensión y a niveles de tensión inferiores
1.  La retribución del transporte y de la distribución de cada nivel de tensión tarifario y 
 
periodo horario a recuperar por termi no de facturación se asigna al propio nivel de tensión 
y a niveles de tensión tarifarios inferiores de acuerdo con un modelo simplificado de red,  e.
que se incluye en el anexo III de la presente circular, teniendo en cuenta que el diseño de  w.b
la red se debe a los consumidores conectad os en el propio nivel de tensión tarifario y a  66ww
CIR/DaEq/0u02e2/1l.l 9o sL cao rneetrcibtaudcoiósn e dnCe / n BliaavCrsqeo ulrmieleliossd,i  ó5edn –se N  2 aat8ce 0iron0en4sac Milu odawpnedw ereloiwdrss .a -c M ntCra me/a rrBcci .aofteardlsiavor isiavo ,yé s5 lsa6 i   nC–d of0eem8 0rlpoi1eo8ster  Bentaécsirarc.m eloinnao s de potenci Paá gina 37 d e 46
  dteen usinó nn ivtaerli fdaer iote nNsTiój n( ctoanri faj r≤io i )i ,q suee  cvaalnc ual ap at egnaire l nodso c oenns ucumeidnotare esl  sfiltuujoa ddoes  peon teeln ncii𝐶𝐶va𝑝𝑝𝑇𝑇e, 𝑝𝑝𝐷𝐷ql ,𝑁𝑁ud𝑇𝑇ee𝑗𝑗     BOE-A-cable e
circula hacia niveles de tensión inferiores en la hora de máxima potencia. 
 
 
     
 
 
En general, para un periodo horario p, la retribución de la red del nivel de tensión 
   
tarifario NTi, se repartirá entre los niveles tarifarios NTj, con j ≤ i, de acuerdo a unos 
coeficientes     (Ver modelo simplificado en anexo III):
 
  𝑝𝑝
𝛼𝛼𝑗𝑗,𝑝𝑝  
  𝑇𝑇𝐷𝐷,𝑁𝑁𝑇𝑇𝑗𝑗 𝑇𝑇𝐷𝐷 𝑝𝑝
   
𝐶𝐶𝑝𝑝,𝑝𝑝 = 𝐶𝐶𝑝𝑝,𝑝𝑝 ∗𝛼𝛼𝑗𝑗,𝑝𝑝
Siendo los coeficientes   : 
 
  𝑝𝑝
  𝛼𝛼𝑗𝑗,𝑝𝑝
0
𝛼𝛼0,𝑝𝑝 =1  
𝑝 𝐷𝐷𝑝,𝑝𝑝
𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝 = 𝑝
𝐷𝐷𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
𝑝
𝑝 𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
𝛼𝛼0,𝑝𝑝 = 𝑝
𝐷𝐷𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
2 𝐷𝐷2,𝑝𝑝
𝛼𝛼2,𝑝𝑝 = 2 2
𝐷𝐷2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
2
2 𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 𝑝
𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝 = 2 2 ⋅𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝
𝐷𝐷2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
2 2
2 𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝 𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 𝑝
𝛼𝛼0,𝑝𝑝 = 2 2 + 2 2 ⋅𝛼𝛼0,𝑝𝑝
𝐷𝐷2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝 𝐷𝐷2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
3 𝐷𝐷3,𝑝𝑝
𝛼𝛼3,𝑝𝑝 = 3 3 3
𝐷𝐷3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
3
3 𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝 2
𝛼𝛼2,𝑝𝑝 = 3 3 3 ⋅𝛼𝛼2,𝑝𝑝
𝐷𝐷3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝++𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
 
3 3
3 𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝 2 𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 𝑝
𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝 = 3 3 3 ⋅𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝+ 3 3 3 ⋅𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝
𝐷𝐷3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝++𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝 𝐷𝐷3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
3 3
3 𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝   2 𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 𝑝
  𝛼𝛼0,𝑝𝑝 = 3  3 3 ⋅𝛼𝛼0,𝑝𝑝+ 3 3  3 ⋅𝛼𝛼0,𝑝𝑝
𝐷𝐷3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝   𝐷𝐷 3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝++𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
  3
𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
+ 3 3 3
𝐷𝐷3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝  +𝑤𝑤𝑃𝑃0,𝑝𝑝
4 𝐷𝐷4,𝑝𝑝
𝛼𝛼4,𝑝𝑝 = 4 4 4  
  𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝     
4
4 𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝      3
𝛼𝛼3,𝑝𝑝 = 4 4 4 ⋅𝛼𝛼3,𝑝𝑝
𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝  
4 4
4 𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝 3 𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝 2
𝛼𝛼2,𝑝𝑝 = 4 4 4 ⋅𝛼𝛼2,𝑝𝑝+ 4 4 4 ⋅𝛼𝛼2,𝑝𝑝
𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝
4 4
4 𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝 3 𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝
𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝 = 4 4 4 ⋅𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝+ 4 4 4
𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝   𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝
4
𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 𝑝
+ 4 4 4 ⋅𝛼𝛼𝑝,𝑝𝑝 es
𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 e.
𝛼𝛼04,𝑝𝑝 = 4 𝑤𝑤𝑃𝑃34,𝑝𝑝 4 4 ⋅𝛼𝛼03,𝑝𝑝+ 4 𝑤𝑤𝑃𝑃24,𝑝𝑝 4 4 66www.b
+𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝐷𝐷4𝑤𝑤,𝑝𝑝𝑃𝑃+34,𝑝𝑝𝑤𝑤𝑤𝑤+𝑃𝑃𝑃𝑃3𝑝4𝑤𝑤,,𝑝𝑝𝑝𝑝𝑃𝑃+24,𝑝𝑝𝑤𝑤+𝑃𝑃2𝑤𝑤,𝑝𝑝𝑃𝑃+𝑝4,𝑝𝑝𝑤𝑤⋅𝑃𝑃𝛼𝛼𝑝0𝑝,𝑝𝑝,𝑝𝑝  𝐷𝐷4,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃3,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃2,𝑝𝑝+𝑤𝑤𝑃𝑃𝑝,𝑝𝑝 OE-A-2020-10able en https://
 
     
  
BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
Núm. 21  Viernes 24 de enero de 2020  Sec. I.   Pág. 6977
Donde:
   
: : Flujo de potencia que circula del nivel de tensión tarifario i al j en la hora de 
 
máxima𝑗𝑗 potencia del periodo horario p.
D𝜔𝜔𝑃𝑃:𝑝𝑝 P,𝑝𝑝otencia contratada prevista en el nivel de tensión tarifario i en la hora de m áx ima   
i,p
potencia del periodo horario p.
3.  La retribución de las redes a recuperar a través de los términos de energía    
de un nivel de tensión tarifario i que van a pagar los consumidores situados en el niv𝐸𝐸e,l𝑁𝑁 d𝑇𝑇e𝑗𝑗 
tensión tarifario NTj (con j ≤ i), se calcula teniendo en cuenta el flujo de energía que 𝐶𝐶c𝑝𝑝ir,𝑝𝑝cula 
hacia niveles de tensión inferiores en cada periodo tarifario.
Al efecto, se aplicarán las fórmulas establecidas en el apartado 2 anterior, sustituyendo 
los coeficientes     por los    y los parámetros    y D  por    y E , 
i,p i,p
𝑝𝑝   𝑝𝑝 𝑗𝑗 𝑗𝑗
respectivamente,𝛼𝛼 s𝑗𝑗i,𝑝𝑝endo  𝛼𝛼𝑇𝑇 e𝛼𝑗𝑗l, 𝑝𝑝flujo de energía que𝜔𝜔 c𝑃𝑃i𝑝𝑝r,c𝑝𝑝ula del nive𝜔𝜔l 𝑇𝑇d𝛼e𝑝𝑝, 𝑝𝑝te nsión   
𝑗𝑗
tarifario i al j el periodo horario p y E  la energía consumida en el nivel de nivel de tensión 
𝜔𝜔𝑇𝑇𝛼𝑝𝑝,𝑝𝑝 i,p  
tarifario i al j el periodo horario p, obtenidos de la información del balance de energía.
 
6.  D  eterminación de los términos de potencia de los pe ajes de transporte y distribución  
 
De acuerdo con los criterios previstos en los apartados 2, 3 y 4, del artículo 8 de la 
 
presente circular, el término de potencia de cada periodo horario  ( )  del peaje de 
transporte y distribución correspondiente a un consumidor conectado en e𝑇𝑇l𝐷𝐷 nivel de tensión 
tarifario i se obtiene como resultado de dividir la retribución a recup𝑇𝑇e𝑝𝑝,𝑝𝑝rar con cargo al 
término de potencia del periodo horario p de su nivel de tensión tarifario y de los niveles de 
tensión tarifarios superiores al que está conectado, entre la potencia contratada en el 
periodo horario p del nivel de tensión tarifario i, prevista para el ejercicio siguiente. Esto es,
 
 
𝑇𝑇𝐷𝐷,𝑁𝑁𝑇𝑇𝑝𝑝
𝑇𝑇𝐷𝐷 ∑𝑘𝑘𝑘𝑝𝑝[𝐶𝐶𝑘𝑘,𝑝𝑝 ]
𝑇𝑇𝑝𝑝,𝑝𝑝 =
Donde: 𝐷𝐷𝑝𝑝,𝑝𝑝
:  T érmino de potencia del periodo horario p del nivel de tensión tarifario i.
𝑇𝑇𝐷𝐷
: Retribución de las redes del nivel de tensión tarifario k que hay que recuperar 
𝑇𝑇𝑝𝑝,𝑝𝑝
con ca𝑇𝑇r𝐷𝐷g,𝑁𝑁o 𝑇𝑇a𝑝𝑝 los términos de potencia del nivel de tensión tarifario i en el periodo horario p.
D𝐶𝐶𝑘𝑘,:𝑝𝑝 Potencia contratada prevista del nivel de tensión tarifario i en el periodo horario p.
i,p
Si el término de potencia del peaje del nivel de tensión tarifario i para  un periodo 
tarifario p no fuera superior al del periodo p+1, se podrá establecer el mismo término de 
potencia para ambos periodos tarifarios, asegurando en todo caso la suficiencia de 
ingresos.
7.  Determinación de los términos de energía de los peajes de transporte y distribución
De acuerdo con los criterios previstos en los apartados  2, 3 y 4, del artículo 8 de la 
presente circular, el término energía de cada periodo horario ( )  del peaje de transporte 
y distribución correspondiente a un consumidor conectado en e𝐸𝐸l nivel de tensión tarifario i   e
resulta de dividir la retribución a recuperar con cargo al térm𝑇𝑇i𝑝𝑝n,𝑝𝑝o de energía del periodo  boe.
horario p de su nivel de tensión tarifario y de los niveles de tensión tarifarios superiores al  66ww
qpureev eisstotá  pcaornae eclt aedjeor,c eicnitor es ieg lu cieonntseu.m Eos teon e esl, periodo horario p del nivel de tensión tarifario i,
  BOE-A-cable e
𝐸𝐸 ∑𝑘𝑘𝑘𝑝𝑝[𝐶𝐶𝑘𝑘𝐸𝐸,,𝑝𝑝𝑁𝑁 𝑇𝑇𝑝𝑝]
  𝑇𝑇𝑝𝑝,𝑝𝑝 =    
 𝐹𝐹𝑝𝑝,𝑇𝑇
 
 
     
 
 
     
      
  
  

 
Donde:
 
:  
: Término de energía del periodo horario p del peaje correspondiente al nivel de 
tensió𝐸𝐸n tarifario i.
𝑇𝑇𝑝𝑝,𝑝𝑝
:  R  etribución de redes del nivel de tensión tarifario k del periodo horario p que 
hay qu𝐸𝐸e,𝑁𝑁 r𝑇𝑇e𝑝𝑝cuperar con cargo al término de energía del nivel de tensión tarifario i.
E𝐶𝐶𝑘𝑘p,𝑝𝑝: Energía consumida prevista del nivel de tensión tarifario i en el periodo horario p.
i,
Si el término de energía del peaje del nivel de tensión tarifario i para un periodo tarifario p 
no fuera superior al del periodo p+1, se podrá establecer el mismo término de potencia 
para ambos periodos tarifarios, asegurando en todo caso la suficiencia de ingresos.
8.   Determinación de los términos de energía de los peajes de autoconsumidores 
  por la energía autoconsumida en el caso instalaciones próximas
El término energía de cada periodo horario  ( )  del peaje de transporte y 
distribución correspondiente a un autoconsumidor con𝐸𝐸ectado en el nivel de tensión 
tarifario i resulta de dividir la retribución de su propio niv𝑇𝑇e𝑇𝑇l 𝑝𝑝d,𝑝𝑝e tensión a recuperar con cargo   
al término de energía del periodo horario p de su nivel de tensión tarifario, entre el consumo 
en el periodo horario p del nivel de tensión tarifario i, previsto para el ejercicio siguiente.   
 
Esto es,
 
𝐸𝐸,𝑁𝑁𝑇𝑇𝑝𝑝
𝐸𝐸 𝐶𝐶𝑝𝑝
𝑇𝑇𝑇𝑇𝑝𝑝,𝑝𝑝 =
𝐹𝐹𝑝𝑝,𝑇𝑇
Donde:
 
:  T érmino de energía del peaje de autoconsumidores por la energía autoconsumida 
del peri𝐸𝐸odo horario p del peaje correspondiente al nivel de tensión tarifario i.
𝑇𝑇𝑇𝑇𝑝𝑝,𝑝𝑝 :  R  etribución de la red del nivel de tensión tarifario i del periodo horario p que 
hay qu𝐸𝐸e,𝑁𝑁 r𝑇𝑇e𝑝𝑝cuperar con cargo al término de energía.
E𝐶𝐶𝑝𝑝p: Energía consumida prevista del nivel de tensión tarifario i en el periodo horario p.
i,
Si el término de energía del peaje del nivel de tensión tarifario i para un periodo 
tarifario p no fuera superior al del periodo p+1, se podrá establecer el mismo término de 
energía para ambos periodos tarifarios, asegurando en todo caso la suficiencia de 
     
ingresos.
   
ANEXO II
 
Porcentajes mencionados en el artículo 14 y el anexo I aplicables durante el primer 
periodo regulatorio
1.  Los porcentajes a aplicar para asignar la retribución de la distribución por niveles 
de te nsión tarifarios durante el prime r periodo regulatorio, son los siguientes:
Nivel de Tensión Porcentaje
NT0 (NT ≤ 1 kV) 38,32 oe.
NT1 (1 kV < NT < 30 kV) 40,57 66ww
NT2 (30 kV ≤ NT < 72,5 kV) 11,61
NT3 (72,5 kV ≤ NT < 145 kV) 9,50
Total. 100,00 Bc
2.  Los porcentajes resultantes de la metodología en la asignación de la retribución de 
transporte y distribución por nivel de tensión que se deben recuperar por el término de 
potencia y por el término de energía son los siguientes.
Componente  Componente 
Nivel de tensión
de potencia de energía
NT0 (NT ≤ 1 kV) 100% 0%
NT1 (1 kV ≤ NT < 30 kV) 75% 25%
NT2 (30 kV ≤ NT < 72,5 kV) 75% 25%
NT3 (72,5 kV ≤ NT < 145 kV) 75% 25%
NT4 (NT ≥ 145 kV) 75% 25%
Una vez se obtiene la retribución que debe recuperarse a través de los términos fijos y 
variables de los peajes de transporte y distribución, los peajes de redes de los 
consumidores conectados en baja tensión con potencia contratada inferior o igual a 15 kW 
(2.0 TD) se ajustarán a efectos de asegurar que el 75% de la facturación de peajes de 
redes sea recuperada a través del término fijo y el 25% a través del término variable.
3.  El primer año en que se aplique la metodología de la presente circular, el parámetro H 
tomará un valor de 2.000 horas. Este valor se podrá ir reduciendo progresivamente a lo 
largo del periodo regulatorio hasta alcanzar 876 horas en último año. En todo caso, el 
número de horas considerado en el año de cálculo de los peajes no podrá ser superior al 
considerado en el año precedente.
ANEXO III
Modelo simplificado de red
El modelo de red simplificado utilizado en la metodología de asignación de la 
  retribución del transporte y la distribución de la presente circular, es el siguiente:
GG
44
NT
44
ww44 w4 w4
Pérdidas EE ,,DD 33 2 1 GG
44 44 33
NT
33
w3 ww33
Pérdidas EE ,,DD 2 11 GG
33 33 22
NT
22
Pérdidas E2,D2 ww2211 w20 GG11
NT s
11 e
Pérdidas E1,D1 w10 GG00 66www.
NT00
  Pérdidas EE00,,DD00   cve: BOE-A-Verificable e 

En dicho modelo de red existen cinco niveles de tensión tarifarios: NT0 (menor 
que 1 kV), NT1 (tensiones superiores a 1 kV e inferiores a 30 kV), NT2 (tensiones 
superiores a 30 kV e inferiores a 72,5 kV), NT3 (tensiones superiores a 72,5 kV e inferiores 
 
a 145 kV) y NT4 (tensiones superiores a 145 kV). Las variables presentadas en el modelo 
son las siguientes:
E : Energía consumida en el nivel de tensión tarifario i durante el periodo horario p.
i,p
D : Potencia contratada en el nivel de tensión tarifario i para el periodo horario p.
i,p
:   Flujo de energía que circula en el nivel de tensión tarifario i al j en el periodo 
horario𝑗𝑗 p para balances de energía.
𝜔𝜔𝑝𝑝,𝑝𝑝
:  Flujo de potencia que circula del nivel de tensión tarifario i al j en la hora de 
máxima𝑗𝑗 potencia del periodo p horario para balances de potencia.
𝜔𝜔𝑃𝑃𝑝𝑝,𝑝𝑝