Un episodio técnico que dejó fuera de la red 15 gigavatios en apenas cinco segundos terminó por forzar un freno generalizado de las renovables en 2025 y acabó por golpear con especial dureza a la producción eléctrica de la provincia de Ourense. Las cifras oficiales del cierre anual sitúan la generación en 5.544 GWh, casi 1.400 GWh (un 20%) menos que el récord del ejercicio precedente. Lo que empezó como una medida de emergencia para estabilizar la red se tradujo en meses de turbinas frenadas y ventas de energía que no pudieron materializarse.

Cómo se llegó al desplome y qué se detuvo

El episodio que bautizó el sector como «el gran apagón» consistió en la pérdida súbita de una potencia cercana a 15 gigavatios (GW) en cuestión de segundos. Para evitar un colapso mayor, el operador del sistema eléctrico priorizó la inyección de generación convencional —principalmente gas— y limitó la aportación de fuentes consideradas más variables, como la eólica y algunas instalaciones hidráulicas en régimen de turbina rápida.

Ourense, históricamente intensa en generación hidroeléctrica y con parques eólicos repartidos por su interior, fue una de las provincias que pagó la factura. No se trató solo de parques que no giraron por falta de viento; también hubo paradas programadas de centrales hidráulicas y de pequeña y mediana potencia que podían elevar la tensión en momentos delicados. Técnicos del sector explican que la lógica fue pragmática: con una pérdida masiva de potencia hay que controlar la tensión y la inercia del sistema, y eso, en ese minuto, se consigue con máquinas convencionales.

Además de la decisión operativa, Ourense arrastra un problema estructural conocido en Galicia: cuellos de botella en la evacuación de energía hacia el resto del país. Líneas de alta tensión con capacidad limitada y retrasos en obras de refuerzo llevan años condicionando la productividad energética de la provincia. El resultado en 2025 fue que buena parte de la energía limpia disponible —que podría haber sido volcada al mercado— quedó frenada sin poder evacuarse eficientemente.

Antecedentes: una provincia con recursos y limitaciones

No es la primera vez que Ourense, pese a su potencial, topa con la limitación de la red. La provincia cuenta con embalses como el de Chandrexa de Queixa y otras infraestructuras que han sido clave en la garantía de suministro, pero la modernización de la evacuación de los parques eólicos y de las instalaciones hidráulicas no ha acompañado al ritmo de despliegue de renovables en la última década.

La situación puso otra vez sobre la mesa debates que vienen de lejos: la necesidad de reforzar líneas de 400 kV, incorporar mayor capacidad de almacenamiento (bombeo, baterías) y facilitar mecanismos de gestión de la demanda. Políticamente, la cuestión ha sido objeto de tensiones entre la administración autonómica y el operador nacional; la Xunta y la Diputación de Ourense han reclamado inversiones que, a juicio de los actores locales, habrían podido amortiguar el impacto del apagón.

En paralelo, el parón ha sido una llamada de atención para los promotores de proyectos renovables. Las plantas que invirtieron en Ourense y que cuentan con contratos de acceso a la red vieron cómo parte de su producción se quedaba en tierra por decisiones puramente operativas. Para muchas empresas, la pérdida no fue anecdótica: ingresos mermados, contratos con clientes que dejaron de cumplirse y una mayor incertidumbre a la hora de planificar nuevas inversiones.

Repercusiones económicas y políticas; qué puede pasar ahora

El efecto inmediato es económico: menos generación significa menos facturación para los propietarios de centrales —desde cooperativas locales hasta grandes empresas— y menor retorno fiscal y de actividad en comarcas afectadas. En zonas como la montaña ourensana, donde las obras de mantenimiento y la operación de instalaciones suponen empleo, la ralentización ha tenido impacto tangible.

En el plano político la respuesta es previsible. Desde Ourense se exige acelerar las obras de evacuación y desplegar recursos de almacenamiento que garanticen que la energía verde se pueda usar cuando el sistema lo admita. Al mismo tiempo, hay quien reclama revisar los protocolos de prioridad entre tecnologías: la apuesta por descarbonizar no puede convertirse en una trampa que penalice a territorios productores de renovables.

Fuentes del sector, a falta de confirmación oficial de todas las medidas a adoptar, subrayan la importancia de combinar soluciones técnicas y regulatorias. La instalación de baterías a gran escala, la finalización de líneas pendientes y la mejora de la coordinación entre operadores y productores aparecen en la hoja de ruta que muchos dibujan como urgente.

«Fue una decisión técnica para salvaguardar la estabilidad, pero el problema real es la falta de capacidad de evacuación y de almacenamiento en el noroeste»,

comenta un técnico del sector que prefiere no ser nombrado. Ese diagnóstico resume el sentido común de administraciones locales y empresas.

Mirando hacia adelante, la lección que deja 2025 es clara: la transición energética no solo exige más molinos y pantanos, también infraestructura capaz de gestionarlos. Ourense demuestra que tener recursos no basta si la red no puede moverlos y el mercado no los absorbe con garantías. La provincia, con una larga tradición hidroeléctrica y un creciente parque eólico, aspira ahora a convertir la experiencia —dolorosa en términos económicos— en acelerador de inversiones en red y almacenamiento.

Queda por ver si las decisiones tomadas tras el apagón, y las promesas de inversión que ya circulan en despachos de la Xunta y en Madrid, terminarán por cerrar las brechas que explican la caída del 20% en la producción. Mientras tanto, las bombas de los embalses, los aerogeneradores y las comunidades locales miran con inquietud y expectación el calendario de actuaciones: saben que lo que se haga en los próximos meses condicionará no solo la cuenta de resultados de 2026, sino la competitividad a largo plazo de Ourense como provincia productora de energía verde.