Mostrar resumen Ocultar resumen
Red Eléctrica ha respondido por escrito a las críticas expuestas en el Senado por los responsables de Iberdrola y Endesa tras el apagón del 28 de abril, y pide que las conclusiones se apoyen en pruebas técnicas y no en conjeturas. La disputa no solo reabre el debate sobre la gestión del sistema eléctrico, sino que tiene implicaciones directas en costes operativos, regulación y planes de inversión.
En el comunicado, la empresa presidida por Beatriz Corredor defiende que la operación se llevó a cabo conforme a la normativa vigente y subraya la necesidad de un examen técnico detallado antes de atribuir responsabilidades. Según Red Eléctrica, la naturaleza del sistema eléctrico —con numerosos agentes, obligaciones cruzadas y parámetros estrictamente técnicos— exige análisis basados en datos registrados con precisión de milisegundos.
Qué dijeron los directivos y la réplica del operador
El 12 de febrero comparecieron en la comisión del Senado José Bogas (Endesa) y Mario Ruiz‑Tagle (Iberdrola España). Ambos señalaron fallos en la actuación del operador y afirmaron que habían alertado previamente sobre anomalías; Ruiz‑Tagle llegó a atribuir el apagón a «un error de planificación» aquel día, mientras que Bogas criticó la agilidad de la respuesta.
Plan estatal de vivienda de 7.000 millones llega al consejo de ministros
Política 9 de abril de 2026: lo esencial que afecta a tu día
Red Eléctrica recoge esas acusaciones para pedir que no se extraigan conclusiones generales sin respaldarlas con el análisis técnico completo de todos los registros. En su versión, la programación del día 28 se basó en criterios de seguridad (procedimiento N‑1) y en los límites de tensión aprobados.
| Actor | Alegación principal | Respuesta de Red Eléctrica |
|---|---|---|
| Iberdrola | Hubo un fallo de planificación y avisos previos no atendidos | Requiere análisis técnico de los registros: no aceptar conclusiones por conjeturas |
| Endesa | Falta de agilidad en la reacción del operador | Defiende que la actuación siguió normativa y procedimientos aprobados |
| Red Eléctrica | Operación según normativa; múltiples causas imprevistas | Señala oscilaciones, desconexiones de generación y control de tensión como factores |
Qué dicen los informes oficiales
El comunicado alude a los documentos ya publicados —el informe del Operador del Sistema, el del Comité MITERD y el factual report del Expert Panel europeo— para sostener que el apagón fue el resultado de una concatenación de eventos imprevistos: oscilaciones en la red, desconexiones de generación y deficiencias puntuales en el servicio de control de tensión.
Red Eléctrica enfatiza que en esos informes no aparece mencionada la carencia de inercia como causa principal, y pide que cualquier hipótesis se contraste con los datos registrados.
Además, la empresa rebate la cifra elevada que se ha divulgado sobre el coste de la operación reforzada: descarta los 1.100 millones y cifra el sobrecoste en **516 millones de euros**, que, según su contabilidad, equivalen al 2,18% de los costes del sistema.
Impacto técnico y regulatorio
Red Eléctrica recuerda que el sector eléctrico está fuertemente regulado y que la programación de operaciones obedece a normas aprobadas por las autoridades competentes. Operar de forma diferente a los parámetros vigentes —por ejemplo, plantear un límite de 420 kV en lugar de los 435 kV fijados— supondría un cambio estructural que, según la compañía, incrementaría de forma significativa los costes por restricciones técnicas sin garantizar la eliminación de riesgos.
- Para los reguladores: la compañía reclama basar decisiones en el análisis completo de datos técnicos antes de modificar procedimientos.
- Para las empresas energéticas: la tensión entre seguridad y eficiencia económica sigue marcando las operaciones diarias.
- Para los consumidores: cualquier cambio normativo o de operación puede tener efectos sobre tarifas y sobre el ritmo de las inversiones en la red.
En materia de mejoras, Red Eléctrica coincide con las compañías en que la puesta en marcha del control de tensión dinámico en instalaciones renovables, conforme al Procedimiento 7.4, aportará mayor robustez al sistema. No obstante, matiza que la habilitación de dichas instalaciones no depende de una llamada unilateral del operador: las plantas se incorporan cuando solicitan la habilitación y cumplen los requisitos técnicos exigidos.
La controversia mantiene la atención sobre tres frentes: la precisión del análisis técnico, la posible revisión de normas operativas y el reparto de responsabilidades entre agentes. Los próximos pasos pasarán por los informes forenses completos y, probablemente, por debates regulatorios que podrían traducirse en cambios de procedimiento o en exigencias técnicas adicionales.
En las próximas semanas se espera que los resultados técnicos detallados ayuden a aclarar la secuencia de fallos y a definir medidas concretas. Mientras tanto, la discusión pública y política seguirá condicionando el calendario de reformas en el sistema eléctrico.
