Un apagón que borró instantáneamente 15 gigavatios de la red nacional en cuestión de segundos ha tenido consecuencias palpables en la provincia de Ourense. El ajuste técnico aplicado por el operador para estabilizar el sistema durante y después de ese episodio provocó que las turbinas hidráulicas y los aerogeneradores ourensanos funcionasen con freno durante gran parte de 2025: la producción provincial se redujo hasta los 5.544 GWh, casi 1.400 GWh menos que el año anterior, una caída cercana al 20%.

El parón a las renovables y las decisiones del operador

A finales de abril, el sistema eléctrico español sufrió un fallo que se tradujo en la pérdida de unos 15 GW en apenas cinco segundos. Para evitar una repetición del suceso, Red Eléctrica Española aplicó medidas destinadas a controlar la tensión y la estabilidad, priorizando el despacho de centrales convencionales y restringiendo la aportación de ciertas renovables consideradas de respuesta más rápida o variable.

De forma simultánea, las limitaciones en las líneas de evacuación hacia el noroeste —los llamados cuellos de botella— impidieron que la energía que Ourense podía generar se volcase con normalidad al resto del sistema. El resultado fue una doble penalización: menos horas de producción efectiva en parques eólicos y en saltos hidráulicos, y menor capacidad de exportación cuando la provincia generaba excedentes.

En el terreno, eso se tradujo en imágenes como la del aliviadero del embalse de Chandrexa de Queixa con menos movimiento de lo habitual y aerogeneradores girando por debajo de su potencial. Un técnico de operación consultado por este periódico, que pidió mantener el anonimato por motivos laborales, resumió la sensación: «Hubo semanas en las que sabíamos que había recurso —viento y agua— pero las directrices del operador nos obligaban a contener. Era energía limpia que no se pudo volcar».

Ourense, una provincia con capacidad pero limitada por la red

La historia energética de Ourense explica por qué el impacto resultó tan visible. La provincia lleva décadas aprovechando sus ríos y sus laderas ventosas para generar electricidad. Las concesiones hidráulicas, algunas de larga traza, y los parques eólicos instalados en puntos estratégicos convierten a Ourense en uno de los territorios con mayor potencial renovable del noroeste peninsular.

Sin embargo, esa capacidad de generación siempre ha chocado con una red de evacuación que, en tramos, no ha crecido al ritmo de la implantación renovable. Las demandas de refuerzos de la infraestructura —transformadores, nuevas líneas y subestaciones— llevan años sobre la mesa de la Xunta y de la Diputación, y en ocasiones han sido motivo de disputa política con el Gobierno central por prioridades de inversión.

La falta de esas mejoras hace que la provincia actúe a veces como un «embudo»: cuando la producción local aumenta, no siempre hay capacidad de transporte suficiente para llevar esa energía a otros puntos de consumo. El apagón y la reacción posterior del operador han servido de espejo: Ourense tenía recursos para generar más, pero las condiciones técnicas y las órdenes de contención limitaron el aprovechamiento.

Repercusiones económicas, sociales y políticas

Las consecuencias no son solo una cuestión de cifras en una hoja de cálculo. Para promotores de proyectos renovables, la menor producción equivale a menor facturación y a dificultades para justificar inversiones. En municipios con población envejecida, donde las infraestructuras renovables representan una fuente de ingresos y empleo indirecto, la pérdida de ritmo puede notarse en contratos de mantenimiento y en la economía local.

En el plano político, los ayuntamientos ourensanos y la Diputación han intensificado en los últimos meses sus reclamaciones para que se aceleren las obras de conexión y refuerzo en la red. «No es aceptable que Ourense sea penalizada por carencias de evacuación», aseguró a este diario una fuente de la corporación provincial. La Xunta, por su parte, insiste en que la transición energética debe ir acompañada de planificación de infraestructuras y de medidas que eviten que los activos renovables queden infrautilizados.

También hay un debate técnico abierto. Parte del sector plantea que, más allá de las líneas, hacen falta soluciones de almacenamiento que permitan absorber picos de generación y soltar energía cuando el sistema lo demande. Las posibilidades van desde el bombeo hidráulico hasta baterías a gran escala o el impulso de proyectos de hidrógeno verde en zonas con disponibilidad renovable.

¿Qué viene ahora? Medidas y escenarios futuros

Para 2026, los ojos están puestos en las inversiones que Red Eléctrica y las administraciones aprobadas pongan sobre la mesa. Los proyectos de refuerzo de capacidad en el noroeste figuran entre las prioridades técnicas; sin embargo, los plazos de ejecución suelen ser largos y la planificación administrativa no siempre acompasa la urgencia local.

En paralelo, los desarrolladores renuevan su presión para que se adopten mecanismos de compensación por las restricciones y que se flexibilicen las reglas de acceso a la red en momentos de alta disponibilidad local. La combinación de más almacenamiento en zonas estratégicas y una gestión más dinámica de la red podría atenuar el impacto de episodios extremos como el sufrido en abril.

Desde una perspectiva más amplia, el episodio de Ourense pone sobre la mesa una lección sencilla: disponer de recursos renovables no basta si la arquitectura eléctrica no permite integrarlos de forma segura y rentable. La transición energética exige, además de parques y presas, una red pensada para acogerlos.

Queda por ver si la lección calará en la agenda política y técnica con la suficiente celeridad. Mientras tanto, los ourensanos seguirán siendo productores de energía a medio gas: con recursos para dar más, pero sin la vía clara para que esa energía llegue cuando y donde se necesita.