Las claves

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El consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha señalado a Red Eléctrica de España (REE) como el principal responsable del apagón eléctrico del 28 de abril, ya que "no actuó con la agilidad suficiente ni en la previsión, ni en la programación, ni en la corrección de los errores".

En su comparecencia en la Comisión de Investigación en el Senado sobre la interrupción del suministro eléctrico y de las comunicaciones el 28 de abril de 2025, Bogas consideró que el operador del sistema "valoró inadecuadamente" las inestabilidades de la red ese día de autos y que "no tuvo la precaución suficiente para reaccionar como debería haber hecho".

Sin embargo, también apuntó a la "falta de agilidad de la CNMC (Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia) a la hora de aprobar los procedimientos de operación (PO) necesarios para que las renovables pudieran dar estabilidad al sistema.

El máximo responsable de la eléctrica ha dicho en numerosas ocasiones que el regulador debería tener más rapidez y sensibilidad con la urgencia técnica de actualizar el PO 7.4, subrayando que el regulador dejó durante años la normativa sin aprobar, pese a su necesidad para evitar episodios como el del apagón.

El ejecutivo de la eléctrica descartó asimismo la teoría de la "causa multifactorial" del informe del Gobierno, "ya que todos los días existen incidentes" en el sistema eléctrico y deben ser controladas por REE, y defendió que todas las centrales de Endesa "funcionaron correctamente" ese día.

De esta manera, estimó así que el motivo "central y determinante" del incidente, a su juicio, fue la programación por parte del operador del sistema eléctrico de "un número reducido de grupos con capacidad de gestionar dinámicamente la tensión", lo que, unido a la imposibilidad de las renovables de realizar esa función, generó una situación de riesgo en el sistema.

Asimismo, explicó que las centrales eólicas y solares "no están habilitadas para gestionar la tensión de forma dinámica", por lo que la escasez de potencia síncrona disponible ese día dejó al sistema en una posición de "debilidad extrema".

En este sentido, insistió en que la responsabilidad de garantizar la seguridad y continuidad del suministro corresponde al operador del sistema, que dispone de las herramientas para ello.

Por ello, Bogas rechazó la tesis de que el mix energético diario lo determine exclusivamente el mercado a través de la subasta del día anterior.

"No es así", afirmó, al señalar que, tras la subasta económica, Red Eléctrica debe decidir, mediante restricciones técnicas, qué grupos deben finalmente operar para garantizar la estabilidad en frecuencia y tensión, pudiendo sustituir unos por otros si es necesario.

El consejero delegado de Endesa sostuvo que el diseño del mix el día del apagón seguía la pauta de jornadas anteriores, aunque existían avisos previos de oscilaciones de tensión a lo largo de 2025. Además, recordó que durante el año también hubo varios avisos relevantes en días anteriores.

En concreto, aseguró que ya ese mismo día desde las 9.00 horas se registraron "señales claras de inestabilidad" y que antes de las 11.00 horas Endesa ya había comunicado esta situación al operador del sistema, que, en su opinión, no le otorgó la importancia debida.

A este respecto, relató que se produjeron dos oscilaciones de frecuencia -una vinculada a una central fotovoltaica en Badajoz y otra con la interconexión con Francia-, que el operador del sistema corrigió rápidamente, pero para ello tuvo que modificar la topología de la red, los intercambios con Portugal y Francia y el modo de operación.

No obstante, Bogas estimó que estas actuaciones redujeron de forma sustancial las herramientas disponibles para controlar la tensión. "Había poca potencia síncrona", insistió, subrayando que, aunque la corrección de frecuencia fue adecuada, dejó al sistema en una situación de "debilidad extrema".

Las centrales cumplieron

Igualmente, defendió que, con los datos disponibles, todas las centrales de Endesa cumplieron "rigurosamente" con las normas de seguridad y no se desconectaron hasta que se alcanzaron los umbrales establecidos. "Puedo afirmarlo con los datos que conocemos", remarcó.

Bogas aseguró que, en las actuales condiciones de operación reforzada, no cree que pueda repetirse un apagón similar, ya que ahora operan diariamente entre 15 y 20 grupos síncronos, frente a los nueve que estaban programados el día del incidente. A su juicio, esta "operación reforzada" debería ser considerada la "operación normal" del sistema.

No obstante, consideró que, en las condiciones previas al apagón, sí podría haberse repetido un episodio similar, dado que ya existían "pruebas evidentes" de señales de inestabilidad.

A este respecto, Bogas, que reconoció que "nunca" pensó que podría ocurrir un apagón, también subrayó que cuanto mayor es la penetración de renovables en el sistema, más complejo resulta el control de la tensión, si bien existen herramientas para mitigar estos efectos.

En este contexto, explicó que ya se intentó elevar el umbral de tensión de 420 a 435 kilovoltios, medida que inicialmente fue rechazada por la entonces Comisión Nacional de la Energía, hace ya más de 10 años, aunque posteriormente se reconoció por Europa a España una excepción para operar en ese rango.

Sobre la implantación del sistema de mercado eléctrico cuarto horario, Bogas consideró que no fue la causa del apagón, aunque sí pudo influir, ya que la entrada y salida brusca de renovables intermitentes provoca "picotazos" de tensión más continuos con el cuarto horario que cuando los ajustes se realizaban cada hora.

Respecto al Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), Bogas lo calificó de "buen plan" y "ambicioso", aunque defendió que debe adaptarse con flexibilidad a la realidad diaria del sistema.

"No es una mala política, es una buena política mal gestionada", afirmó, al tiempo que expresó su confianza en las instituciones y descartó acuerdos entre la CNMC y Red Eléctrica.

Operación reforzada

En lo que se refiere a la operación reforzada en que funciona el sistema eléctrico desde el apagón, estimó que representa un coste de unos 1.100 millones de euros por el incremento de los costes de los servicios complementarios derivados de ese modo y cifró, por ello, en unos 230 millones de euros el impacto para Endesa, ya que, por ejemplo, a los clientes domésticos que tienen normalmente al 100% un precio fijo, en ese precio fijo no se les traslada.

Por otra parte, señaló que, por el momento, las reclamaciones recibidas por la compañía ascienden a "pocos millones de euros", si bien advirtió de que el mayor impacto podría corresponder al lucro cesante de la industria.