Entender cómo funciona el sistema eléctrico español ayuda a leer la factura de una empresa, interpretar el apagón de abril de 2025 y valorar el papel de las renovables. En el capítulo 77 de Toque de Ingenio, Marc Farriol explica quién lleva la electricidad hasta una nave, cómo se fija el precio cada hora y por qué el almacenamiento es el paso pendiente.
Invitado: Marc Farriol, presentado en el episodio como director general de Audax Generación, la división de generación de Audax Renovables. Conversación publicada: 28 de abril de 2026. Episodio: 77. Duración: 2 h 5 min.
En este capítulo:
- Quién genera, transporta, distribuye y vende la electricidad en España.
- Qué se sabía del apagón de abril de 2025 y por qué la inercia de la red importa.
- Por qué las baterías son, según Marc, el paso que necesitan las renovables.
La conversación se grabó cuando Marc llevaba diez semanas publicando vídeos en su propio canal, alrededor de un año después del apagón. La primera hora se dedica al sector eléctrico; la segunda, a su carrera desde becario hasta directivo y a su decisión de exponerse en redes. Las cifras y planes corresponden al momento de la entrevista.
Cuatro agentes entre la planta y el enchufe
Marc describe Audax como una comercializadora nacida en 2009 en Badalona que en 2016 compró Fersa, una generadora pura, y con ello pasó a cotizar. Suministraba 16 teravatios hora al año y generaba medio. El equipo de generación que dirige tiene ocho personas: desarrolla los proyectos hasta que están listos para construir, encarga la obra a terceros y después gestiona los activos.
En la cadena de suministro distingue cuatro agentes. La generación vende en un mercado libre. Red Eléctrica transporta en alta tensión y una de las cuatro grandes distribuidoras lleva la acometida hasta la puerta; ambas están reguladas y no se pueden elegir. La comercializadora compra energía en el mercado en nombre del cliente y le pone precio.
De esa división salen dos ideas útiles. La comercializadora no responde de la calidad del suministro; un corte por tormenta o un apagón dependen de la distribuidora. Y físicamente la electricidad llega de la planta más cercana, aunque el contrato sea verde: los certificados de origen evitan vender más energía renovable de la producida, pero son un mecanismo financiero.
Cómo se fija el precio de la luz: el mercado marginalista
Marc explica que el pool es una subasta horaria donde la última oferta que entra fija el precio de todas las anteriores. Las comercializadoras ofertan al precio máximo, 3.000 euros por megavatio hora en ese momento, porque deben suministrar a sus clientes pase lo que pase. La nuclear oferta a cero porque no puede parar y arrancar a voluntad.
Según relata, el sistema está pensado para que cada tecnología quiera entrar lo más barata posible. Una fotovoltaica es poco más que un cristal al sol, sin apenas coste variable, así que prefiere cobrar un euro a quedarse fuera. Una eólica o una cogeneración ofertan a partir de su coste de mantenimiento o de oportunidad.
Ese diseño explica lo que ocurría en la primavera de la entrevista. Con mucha fotovoltaica y poca demanda de climatización, muchas horas de sol salían a cero o en negativo. Con precio negativo el productor paga por verter, así que Audax desacopla plantas en esas horas. Por eso, dice, una subida del gas apenas mueve el precio de las horas solares en España: el gas no llega a entrar en la subasta.
Para la comercializadora, el precio del pool es un traspaso. Marc afirma que el margen se pacta en euros por megavatio hora, no en porcentaje, y que un precio fijo a doce meses se cubre siempre con futuros o con producción propia.
Peajes: por qué la noche es tan barata en la factura
Edgar plantea el contrato de su coche eléctrico, con un precio nocturno muy bajo y una penalización fuerte fuera de la franja. Marc lo atribuye a los peajes, no a la energía. Según explica, la energía era entonces más barata de día, con horas a cero, y más cara de noche, a 150 o 180 euros por megavatio hora.
«La principal diferencia te viene del peaje, no del precio de la energía».
Marc Farriol, 47:56.
Los peajes remuneran a la distribuidora, se fijan por tramos horarios en el BOE y pueden diferir en unos 70 euros por megavatio hora entre día y noche. Se diseñaron cuando la demanda marcaba el precio y la red se congestionaba de día. Tras la inversión en renovables posterior a la pandemia, el patrón de precios cambió, pero los peajes siguen igual.
De ahí una regla práctica: la energía fluctúa cada día como una cotización, pero el peaje cambia a la hora marcada. Un descuido con el cambio horario se paga en peaje.
El apagón de abril de 2025: qué se sabe y qué no
Marc reconoce que la causa exacta no se conocía en el momento de la entrevista. Se comentaba una bajada de potencia en una planta fotovoltaica de Extremadura, que él no da por confirmada. Lo que sí explica es el mecanismo: la electricidad se produce y se consume en el mismo instante, y un desajuste hace saltar protecciones en cadena, como los magnetotérmicos de una vivienda.
La rapidez de esa cascada tiene que ver con la inercia. Un generador rotativo, como el de un ciclo combinado o una hidráulica, sostiene la frecuencia durante un bache, igual que un coche en punto muerto sigue avanzando. La fotovoltaica y la eólica se acoplan a esa frecuencia, pero no la generan. Aquel día la mayor parte de la generación era fotovoltaica y, al caer una planta, la siguiente no pudo absorber el hueco.
«Las renovables en sí no son el problema».
Marc Farriol, 53:59.
Su conclusión es que una tecnología distinta exige gestionar la red de forma distinta. Tras el incidente, Red Eléctrica programó más plantas de respaldo, lo que encarece el coste de operación, un tercer componente de la factura junto a energía y peajes. Responde que un país 100 % renovable podría funcionar acoplado, con inversores grid forming que aportan frecuencia, pero que arrancar desde cero solo con renovables sería difícil; por eso la reposición se hizo planta a planta.
Almacenamiento con baterías: el paso que falta
Para Marc, España ha invertido mucho en renovables y menos en infraestructura, y el cuello de botella de un parque nuevo es administrativo: tres o cuatro años de trámites frente a uno o dos de obra. La fotovoltaica y la eólica dependen del sol y del viento. Las baterías les dan lo que les falta: parar y arrancar cuando la red lo pide.
Describe dos beneficios. Aplanar el precio: cargar en las horas a cero y verter en las de 180 acerca la producción al perfil de consumo y reduce lo que paga el cliente. Y estabilidad: un buffer que deja de verter cuando la red está saturada y aporta en un pico de demanda.
La inversión en baterías en España era entonces, según sus palabras, muy incipiente. Faltaba un marco que remunere la capacidad de respaldo, como el bombero que cobra aunque no haya incendio, porque el arbitraje entre horas no basta para rentabilizar la instalación. Audax empezaba con baterías detrás del contador para hibridar sus plantas y evitar vertidos perdidos, no con baterías conectadas directamente a la red.
Frente al bombeo hidráulico, que exige dos embalses, o la arena caliente, aún experimental, la batería en contenedor es la opción con más densidad y más fácil de desplegar, con la contrapartida del litio. Ninguna solución tiene coste cero.
Qué implica para una empresa industrial
Edgar cuenta que negociaba placas para cinco naves y que los instaladores le proponían un 50 % más de potencia de la que consume, para vender el excedente. La respuesta de Marc es directa: si vender energía no es tu negocio, dimensiona el autoconsumo por lo que necesitas, y recuerda que el interés del instalador es vender paneles. Añade que la comercializadora prefiere un cliente que renueve año tras año, así que asesorarle forma parte de su negocio a largo plazo.
El segundo aviso afecta a quien crece. Un aumento pequeño de potencia contratada es un trámite; pasar de 20 a 100 kilovatios exige una actuación de la distribuidora que, según Marc, puede tardar dos años por falta de capacidad en baja tensión. Cita clientes con naves nuevas alimentadas por un generador de gasoil porque todavía no tienen luz. Conviene pedir potencia con tanta antelación como la propia ampliación.
Qué puede aprender otro equipo de desarrollo
La conversación no describe un producto, sino un sistema complejo explicado desde dentro. Cuatro ideas para otros proyectos técnicos:
- Separar precio, peaje y operación. Antes de optimizar una factura o un proceso, conviene saber qué componente cambia y quién lo controla.
- Dimensionar por la necesidad real. El interés del proveedor no siempre coincide con el del cliente.
- Diseñar para la tecnología que se tiene. Una red con mucha fotovoltaica no se gestiona como una red de turbinas; lo mismo vale para una línea de producción.
- Contar con los plazos administrativos. Permisos y puntos de conexión pueden tardar más que la ingeniería y la obra juntas.
En el momento de la entrevista, Audax Renovables operaba en nueve países con unos 800 empleados y una facturación próxima a 2.000 millones de euros, con la generación 100 % renovable como segunda línea de negocio. La empresa, dice, entra en tecnologías ya probadas y estudiaba las electrolineras sin decidir aún.
Este episodio es una conversación de sector y no el relato de un desarrollo. Si te interesan las entrevistas sobre industria, energía y tecnología, sigue Toque de Ingenio; si quieres continuar la conversación, cuéntanos tu proyecto.
Para seguir leyendo: cómo desarrollar un producto tecnológico sostenible.
Fuente del artículo: entrevista de Edgar Guerrero con Marc Farriol en Toque de Ingenio. Los pasajes citados enlazan al minuto de la conversación. Las recomendaciones para otros proyectos son una síntesis editorial de i-mas.
