Un corte de luz que borrou instantaneamente 15 gigavatios da rede nacional en cuestión de segundos tivo consecuencias palpables na provincia de Ourense. O axuste técnico aplicado polo operador para estabilizar o sistema durante e despois dese episodio provocou que as turbinas hidráulicas e os aeroxeneradores ourensáns funcionasen con freo durante gran parte de 2025: a produción provincial reduciuse ata os 5.544 GWh, case 1.400 GWh menos que o ano anterior, unha caída próxima ao 20%.

O parón ás renovables e as decisións do operador

A finais de abril, o sistema eléctrico español sufriu unha avaría que se traduciuse na perda duns 15 GW en apenas cinco segundos. Para evitar a repetición do suceso, Red Eléctrica Española aplicou medidas destinadas a controlar a tensión e a estabilidade, priorizando o despacho de centrais convencionais e restringindo a achega dalgunhas renovables consideradas de resposta máis rápida ou variable.

De forma simultánea, as limitacións nas liñas de evacuación cara ao noroeste —os chamados cuellos de botella— impidiron que a enerxía que Ourense podía xerar se vertese con normalidade ao resto do sistema. O resultado foi unha dobre penalización: menos horas de produción efectiva en parques eólicos e en saltos hidráulicos, e menor capacidade de exportación cando a provincia xeraba excedentes.

No terreo, iso traducíuse en imaxes como a do aliviadeiro do encoro de Chandrexa de Queixa con menos movemento do habitual e aeroxeneradores xirando por debaixo do seu potencial. Un técnico de operación consultado por este xornal, que pediu manter o anonimato por motivos laborais, resumiu a sensación: «Houbo semanas nas que sabíamos que había recurso —vento e auga— pero as directrices do operador obrigábanos a conter. Era enerxía limpa que non se puido verter».

Ourense, unha provincia con capacidade pero limitada pola rede

A historia enerxética de Ourense explica por que o impacto resultou tan visible. A provincia leva décadas aproveitando os seus ríos e as súas ladeiras ventosas para xerar electricidade. As concesións hidráulicas, algunhas de longa traza, e os parques eólicos instalados en puntos estratéxicos converten a Ourense nun dos territorios con maior potencial renovable do noroeste peninsular.

Con todo, esa capacidade de xeración sempre xogou en contra dunha rede de evacuación que, nalgúns tramos, non creceu ao ritmo da implantación renovable. As demandas de reforzos da infraestrutura —transformadores, novas liñas e subestacións— levan anos sobre a mesa da Xunta e da Deputación, e en ocasións foron motivo de disputa política co Goberno central por prioridades de investimento.

A falta desas melloras fai que a provincia actúe ás veces como un «embudo»: cando a produción local aumenta, non sempre hai capacidade de transporte suficiente para levar esa enerxía a outros puntos de consumo. O apagón e a reacción posterior do operador serviron de espello: Ourense tiña recursos para xerar máis, pero as condicións técnicas e as ordes de contención limitaron o aproveitamento.

Repercusións económicas, sociais e políticas

As consecuencias non son só unha cuestión de cifras nunha folla de cálculo. Para promotores de proxectos renovables, a menor produción equivale a menor facturación e a dificultade para xustificar investimentos. En concellos cunha poboación envellecida, onde as infraestruturas renovables representan unha fonte de ingresos e de emprego indirecto, a perda de ritmo pode notarse nos contratos de mantemento e na economía local.

No plano político, os concellos ourensáns e a Deputación intensificaron nos últimos meses as súas reclamacións para que se aceleren as obras