El consejero delegado de Endesa, José Bogas, ha situado a Red Eléctrica de España (REE) como responsable único del apagón eléctrico del 28 de abril de 2025. Su tesis: que el operador del sistema no reaccionó con la rapidez necesaria en tres momentos clave: previsión, programación y corrección de los problemas que fueron apareciendo.
Bogas lo expuso en su comparecencia ante la Comisión de Investigación del Senado sobre la interrupción del suministro eléctrico y de las comunicaciones de aquel día. Su diagnóstico es directo. REE valoró mal las inestabilidades y no tuvo la agilidad de reacción que, en su opinión, exigía la situación.
Una discrepancia frontal con el informe del Gobierno
El directivo rechazó la explicación de la “causa multifactorial” recogida en el informe del Gobierno. Incidentes hay todos los días en un sistema eléctrico, precisamente por eso, defendió, el operador debe anticiparse, contenerlos y corregirlos.
En paralelo, Bogas sostuvo que todas las centrales de Endesa funcionaron correctamente durante el episodio. Según su versión, cumplieron los protocolos y no se desconectaron hasta alcanzar los umbrales establecidos.
El núcleo del problema. Poca potencia síncrona y tensión sin “amortiguadores”
Bogas señaló como motivo “central y determinante” la programación de un número reducido de grupos con capacidad para gestionar dinámicamente la tensión. A partir de ahí, el sistema se queda con menos “amortiguadores” físicos.
En su explicación, las renovables eólica y solar no estaban habilitadas para realizar ese control dinámico de tensión, lo que dejó al sistema con escasez de potencia síncrona disponible.
Por qué la tensión importa tanto
La tensión es el “margen de estabilidad” que permite que el sistema aguante oscilaciones sin entrar en una espiral de correcciones. Con poca potencia síncrona, afirmó Bogas, el sistema quedó en una situación de “debilidad extrema”.
Y aquí colocó la línea roja de responsabilidades: garantizar la seguridad y la continuidad del suministro corresponde al operador del sistema, que además dispone de herramientas para hacerlo.
El mix no lo decide solo el mercado. Entra el bisturí de las restricciones técnicas
Bogas también negó que el mix diario lo determine exclusivamente el mercado mediante la subasta del día anterior. No es así, sostuvo. Tras la subasta económica, REE decide mediante restricciones técnicas qué grupos deben operar finalmente para sostener la estabilidad de frecuencia y tensión. Incluso, puede sustituir unas unidades por otras si lo considera necesario.
Avisos previos y señales tempranas la misma mañana del apagón
Según Bogas, el diseño del mix aquel día seguía la pauta de jornadas anteriores. Pero subrayó que durante 2025 ya existían avisos de oscilaciones de tensión, y recordó que hubo señales relevantes también en días previos.
Aseguró que el 28 de abril, desde las 9.00 horas, se registraron indicios claros de inestabilidad. Y añadió un detalle con reloj. Antes de las 11.00, Endesa habría comunicado la situación al operador del sistema, que, en su opinión, no le dio la importancia debida.
Dos episodios de oscilación de frecuencia
Bogas relató dos oscilaciones de frecuencia:
- Una asociada a una central fotovoltaica en Badajoz.
- Otra relacionada con la interconexión con Francia.
Indicó que REE corrigió rápidamente estos eventos, pero para hacerlo tuvo que modificar la topología de la red, ajustar intercambios con Portugal y Francia y alterar el modo de operación.
Aquí llega su conclusión técnica: la corrección de la frecuencia fue adecuada, pero dejó menos margen para controlar la tensión. Resultado, menos herramientas disponibles, justo cuando más falta harían.
Endesa defiende el cumplimiento “riguroso” de sus centrales
Bogas insistió en que, con los datos disponibles, las centrales de Endesa cumplieron “rigurosamente” las normas de seguridad. No se desconectaron antes de tiempo, afirmó, sino cuando se alcanzaron los umbrales previstos. Remató con una frase de certeza, “Puedo afirmarlo con los datos que conocemos”.
Operación reforzada tras el apagón. De medida excepcional a “normalidad” de facto
Sobre el escenario posterior, Bogas dijo que en las actuales condiciones de operación reforzada no cree que pueda repetirse un apagón similar. La comparación numérica es su mejor munición. Ahora operan diariamente entre 15 y 20 grupos síncronos, frente a los nueve programados el día del incidente.
Su lectura es casi irónica, lo “reforzado” se parece demasiado a lo que debería ser “normal”, y lo “normal” resultó frágil.
Al mismo tiempo, admitió que en las condiciones previas sí podría haberse repetido un episodio similar, porque ya había pruebas evidentes de inestabilidad. También reconoció que nunca pensó que un apagón pudiera ocurrir.
Renovables y control de tensión. Complejidad creciente y herramientas disponibles
Bogas apuntó que cuanto mayor es la penetración renovable, más complejo se vuelve el control de la tensión. No lo planteó como una condena, sino como un problema operativo que requiere instrumentos y reglas claras.
En ese contexto, recordó que se intentó elevar el umbral de tensión de 420 a 435 kilovoltios. La medida fue inicialmente rechazada por la entonces Comisión Nacional de la Energía, aunque posteriormente Europa habría reconocido a España una excepción para operar en ese rango.
Mercado cuarto horario. No es la causa, pero puede “picar” más
Sobre la implantación del mercado eléctrico cuarto horario, Bogas afirmó que no fue la causa del apagón. Pero sí pudo influir. Su explicación se basa en las entradas y salidas bruscas de renovables intermitentes generan “picotazos” de tensión más continuos cuando los ajustes se hacen cada 15 minutos, frente a cuando se realizaban cada hora.
PNIEC. “Buen plan”, pero con ejecución discutida
Respecto al PNIEC, lo calificó como un plan “bueno” 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”. A la vez, expresó confianza en las instituciones y descartó la existencia de acuerdos entre la CNMC y Red Eléctrica.
Control dinámico de tensión en Endesa. 90% de plantas listas, según la compañía
Bogas afirmó que el 90% de las plantas renovables de Endesa ya estarían capacitadas “a día de hoy” para realizar control dinámico de tensión, tal como prevé el procedimiento operativo 7.4. Y añadió que el resto lo estaría en los próximos meses.
Recurso contra el informe del Gobierno y críticas al informe europeo
El consejero delegado explicó que Endesa ha recurrido el informe del Gobierno porque, a su juicio, les dejaba en una situación de “indefensión”. Argumentó que en un sistema tan complejo, aceptar un informe sin conocer bien sus consecuencias ni imputaciones concretas resultaba inasumible para la empresa.
Además, consideró poco correcto que REE participara en el informe europeo de ENTSO-E, al tratarse, según su opinión, de una parte implicada con gran responsabilidad en el episodio.
Coste de la operación reforzada y reclamaciones
Bogas estimó que la operación reforzada supone un coste de unos 1.100 millones de euros, por el aumento de los costes de servicios complementarios derivados de ese modo de operación. En el caso de Endesa, cifró el impacto en torno a 230 millones de euros, indicando que a muchos clientes domésticos con precio fijo no se les traslada ese coste en su tarifa.
Sobre reclamaciones, señaló que por ahora ascienden a “pocos millones de euros”. Aunque advirtió de un frente potencialmente más pesado, el posible lucro cesante de la industria.
Cierre. Un debate que va más allá de buscar culpables
La comparecencia de Bogas coloca el foco en una cuestión incómoda y muy concreta. Quién decide realmente el equilibrio entre coste y estabilidad cuando el sistema opera al límite de sus márgenes técnicos.
En el fondo, la disputa no es solo sobre un día de abril. Es sobre qué entendemos por “operación normal” en un sistema cada vez más renovable. Y qué precio estamos dispuestos a pagar para que la luz no dependa de una cadena de aciertos perfectos.
A esperas del informe
La Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (ENTSOE) ha anunciado que publicará un informe sobre el “apagón ibérico” en el Q1 de 2026, la expectación sobre este crece y aunque la fecha exacta de publicación se desconoce existe una web dónde se puede hacer un seguimiento de los acontecimientos sobre este.
