La presidenta de Redeia, Beatriz Corredor, inaugura las jornadas de Sostenibilidad 2025 organizadas por Redeia en el auditorio de la Fundación Giner de los Ríos, a 15 de octubre de 2025, en Madrid (España). Competencia ha recortado un 84% el incentivo variable de Red Eléctrica por su operación en 2025 . La compañía disparó la programación de energía (especialmente gas) para resolver las restricciones técnicas con las que estabiliza el sistema y garantiza la seguridad de suministro, en el centro de la polémica desde el apagón del 28 de abril de 2025. Además, tuvo más errores en sus previsiones de demanda y generación renovable de las establecidas por el regulador para optar al bonus. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha recortado hasta los 251.454,84 euros el importe a recibir por Red Eléctrica correspondiente al pago por incentivos que establece la ley por su desempeño en distintos indicadores de eficiencia y calidad, desde el máximo de 1,544 millones que puede recibir. Entre ellos figuran la energía que necesita programar para resolver restricciones técnicas, la precisión de sus previsiones de demanda y la capacidad para anticipar la generación renovable que termina entrando en el sistema. La CNMC calcula las bonificaciones y penalizaciones de cada apartado y obtiene un saldo final que se incorpora a la retribución del operador. En 2025, tres indicadores lastraron especialmente el resultado para Red Eléctrica. El que más destaca es el del volumen de energía que programó la compañía que preside Beatriz Corredor para resolver las restricciones técnicas, alcanzando los 23.209,51 gigavatios hora (GWh), más del doble de los 10.232,47 GWh que marca la CNMC como umbral para aplicar la penalización máxima. Red Eléctrica recibió por este concepto el recorte máximo previsto, de 257.300 euros. A ello se sumaron los errores en las previsiones de demanda, que supusieron una penalización neta de 163.545 euros, y los fallos en la previsión de generación renovable, que restaron otros 78.422 euros. Concretamente, el error de previsión diaria de la demanda fue del 1,694%, por encima del límite del 1,602% que activa la penalización máxima de la CNMC. En el horizonte intradiario, el desvío alcanzó el 1,249%, también superior al umbral del 1,164% y la previsión anual tuvo un error del 1,765% En cuanto a las renovables, la desviación de las previsiones intradiarias de producción eólica y fotovoltaica se situó en el 6,945% . Superó la banda a partir de la cual se empieza a penalizar, aunque no llegó al nivel que habría supuesto el castigo máximo. Más allá de la cifra concreta, el volumen de energía que recoge la resolución de la CNMC adquiere especial relevancia por el contexto en el que se produjo, en un año marcado por el histórico apagón que dejó sin luz a la península ibérica y parte de Francia. Red Eléctrica activó desde el día siguiente una programación reforzada para operar con mayores márgenes de seguridad, aumentar la disponibilidad de generación síncrona y reducir los riesgos asociados a las oscilaciones de tensión. En la práctica, se ha traducido en un uso intensivo de las centrales convencionales para dar mayor estabilidad al sistema, con especial protagonismo de los ciclos combinados de gas , como parte de la denominada operación reforzada de Red Eléctrica. Además, el incremento de estas intervenciones también se ha trasladado a los costes. Según el informe del sistema eléctrico de Red Eléctrica, los servicios de ajuste alcanzaron los 3.812 millones de euros en 2025, un 43% más que el ejercicio anterior. Las restricciones técnicas sumaron 3.351 millones, un 63% más , con una repercusión en el precio medio final de la energía de 9,89 euros por megavatio hora, frente a los 5,20 euros de 2024, según los datos del operador. Un informe elaborado por PwC en febrero de este año atribuye parte de este encarecimiento a la operación reforzada posterior al apagón. La consultora calcula que la producción de los ciclos co
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