El consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha apuntado directamente a Red Eléctrica de España (REE) como única responsable del gran apagón del 28 de abril, al considerar que “no actuó con la agilidad suficiente ni en la previsión, ni en la programación, ni en la corrección de los errores”.
Durante su intervención en la Comisión de Investigación del Senado sobre la caída del suministro eléctrico y de las comunicaciones el 28 de abril de 2025, Bogas sostuvo que el operador del sistema “valoró inadecuadamente” las inestabilidades que se registraron en la red en esa jornada y que “no tuvo la agilidad de reacción que deberían haber tenido”.
El directivo rechazó también la hipótesis de la “causa multifactorial” recogida en el informe del Gobierno, “ya que todos los días existen incidentes” en el sistema eléctrico que deben ser gestionados por REE, y defendió que todas las instalaciones de Endesa “funcionaron correctamente” durante el episodio.
Según explicó, el origen “central y determinante” del apagón fue, a su entender, la decisión del operador del sistema de programar “un número reducido de grupos con capacidad de gestionar dinámicamente la tensión”. Esto, unido a que las renovables no pueden asumir esa tarea, habría colocado al sistema en una situación de riesgo.
Detalló que las plantas eólicas y solares “no están habilitadas para gestionar la tensión de forma dinámica”, de modo que la limitada potencia síncrona disponible aquel día dejó a la red en una posición de “debilidad extrema”. Enfatizó que la obligación de asegurar la estabilidad y continuidad del suministro recae en el operador del sistema, que dispone de las herramientas necesarias para ello.
Por este motivo, rebatió la idea de que el mix energético diario venga marcado únicamente por el mercado a través de la subasta del día anterior. “No es así”, afirmó, recordando que, tras la casación económica, Red Eléctrica debe determinar mediante restricciones técnicas qué grupos acaban operando para sostener la frecuencia y la tensión, con capacidad para sustituir unidades si lo considera preciso.
Bogas indicó que la configuración del mix el día del apagón seguía el patrón de jornadas previas, aunque ya se habían detectado avisos de oscilaciones de tensión a lo largo de 2025 y se habían producido varios episodios relevantes en días anteriores.
En particular, señaló que desde las 9,00 horas de ese mismo día se observaron “señales claras de inestabilidad” y que antes de las 11,00 horas Endesa había trasladado esta situación al operador del sistema, que, a su juicio, no le concedió la relevancia necesaria.
Relató que se registraron dos oscilaciones de frecuencia —una ligada a una central fotovoltaica en Badajoz y otra a la interconexión con Francia— que el operador del sistema logró corregir de forma rápida, aunque para ello tuvo que alterar la topología de la red, modificar los intercambios con Portugal y Francia y cambiar el modo de operación.
No obstante, Bogas consideró que estas medidas limitaron de manera significativa las herramientas disponibles para controlar la tensión. “Había poca potencia síncrona”, reiteró, apuntando que, pese a que la corrección de la frecuencia fue adecuada, el sistema quedó en una situación de “debilidad extrema”.
TODAS LAS CENTRALES DE ENDESA CUMPLIERON “RIGUROSAMENTE”
El ejecutivo defendió que, con la información de la que disponen, todas las centrales de Endesa cumplieron “rigurosamente” con los criterios de seguridad y solo se desconectaron cuando se alcanzaron los umbrales fijados. “Puedo afirmarlo con los datos que conocemos”, insistió.
Bogas afirmó que, con las actuales condiciones de “operación reforzada”, no prevé que se repita un apagón similar, ya que ahora se mantienen en servicio diario entre 15 y 20 grupos síncronos, frente a los nueve que estaban previstos el día del incidente. A su entender, esta “operación reforzada” debería pasar a ser la “operación normal” del sistema eléctrico.
Sin embargo, admitió que, con las condiciones previas al apagón, sí habría sido posible otro episodio parecido, puesto que ya existían “pruebas evidentes” de señales de inestabilidad. Reconoció además que “nunca” imaginó que pudiera producirse un apagón de estas características.
Subrayó que, a medida que aumenta la penetración de renovables en el sistema, se complica el control de la tensión, aunque existen mecanismos para atenuar estos efectos. En este contexto, recordó que se intentó elevar el umbral de tensión de 420 a 435 kilovoltios, una iniciativa inicialmente rechazada por la entonces Comisión Nacional de la Energía, pero para la que posteriormente Europa concedió a España una excepción para operar en ese rango.
Respecto a la implantación del mercado eléctrico en formato cuarto horario, Bogas opinó que no fue el detonante del apagón, aunque sí pudo contribuir, dado que la entrada y salida brusca de renovables intermitentes genera “picotazos” de tensión más frecuentes con ajustes cada 15 minutos que cuando se realizaban cada hora.
En relación con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), lo definió como un “buen plan” y “ambicioso”, pero defendió que debe adaptarse con flexibilidad a la realidad operativa del sistema. “No es una mala política, es una buena política mal gestionada”, afirmó, al tiempo que expresó su confianza en las instituciones y negó la existencia de acuerdos entre la CNMC y Red Eléctrica.
Sobre el régimen de operación reforzada vigente desde el apagón, calculó que supone un sobrecoste de unos 1.100 millones de euros por el incremento de los servicios complementarios asociados, y cifró en torno a 230 millones de euros el impacto para Endesa. Explicó que, por ejemplo, a los clientes domésticos con tarifa fija al 100% no se les repercute este encarecimiento en su precio contratado.
Por último, indicó que, por ahora, las reclamaciones recibidas por la compañía suman “pocos millones de euros”, aunque advirtió de que el mayor perjuicio económico podría derivarse del lucro cesante en la industria afectada.