Un apagón que borró instantaneamente 15 gigavatios da rede nacional en cuestión de segundos provocou consecuencias palpábeis 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 aeroxeradores ourensanos 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%.
A parada das renovábeis e as decisións do operador
A finais de abril, o sistema eléctrico español sufríu un fallo que se traduziu na perda duns 15 GW en apenas cinco segundos. Para evitar unha repetición do suceso, Red Eléctrica Española aplicou medidas destinadas a controlar a tensión e a estabilidade, priorizando o despacho de centrais convencionais e restrinxindo a aportación de certas renovábeis 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 volvese 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 traduciuse en imaxes como a do aliviadoiro da presa de Chandrexa de Queixa con menos movemento do habitual e aeroxeradores girando 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 nos obrigaban a conter. Era enerxía limpa que non se puido volcar».
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 laderas 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 renovábel do noroeste peninsular.
Con todo, esa capacidade de xeración sempre chocou cunha rede de evacuación que, en tramos, non creceu ao ritmo da implantación renovábel. 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 dificultades para xustificar investimentos. Nos municipios con poboación envellecida, onde as infraestruturas renovables representan unha fonte de ingresos e emprego indirecto, a perda de ritmo pode notarse en contratos de mantemento e na economía local.
No plano político, os concellos ourensanos e a Deputación intensificaron nos últimos meses as súas reclamacións para que se aceleren as obras de conexión e reforzo na rede. «Non é aceptable que Ourense sexa penalizada por carencias de evacuación», asegurou a este xornal unha fonte da corporación provincial. A Xunta, pola súa banda, insiste en que a transición enerxética debe ir acompañada de planificación de infraestruturas e de medidas que eviten que os activos renovables queden infrautilizados.
Tamén hai un debate técnico aberto. Parte do sector plantea que, máis aló das liñas, fan falta solucións de almacenamento que permitan absorber picos de xeración e soltar enerxía cando o sistema o solicite. As posibilidades van dende o bombeo hidráulico ata baterías a gran escala ou o impulso de proxectos de hidróxeno verde en zonas con dispoñibilidade renovable.
Que vén agora? Medidas e escenarios futuros
Para 2026, os ollos están postos nas investimentos que Red Eléctrica e as administracións aprobadas poñan sobre a mesa. Os proxectos de reforzo de capacidade no noroeste figuran entre as prioridades técnicas; sen embargo, os prazos de execución adoitan ser longos e a planificación administrativa non sempre acompaña a urxencia local.
En paralelo, os desenvolvedores renovan a súa presión para que se adopten mecanismos de compensación polas restricións e que se flexibilicen as regras de acceso á rede en momentos de alta dispoñibilidade local. A combinación de máis almacenamento en zonas estratéxicas e unha xestión máis dinámica da rede podería atenuar o impacto de episodios extremos como o sufrido en abril.
Desde unha perspectiva máis ampla, o episodio de Ourense pon sobre a mesa unha lección sinxela: dispoñer de recursos renovables non basta se a arquitectura eléctrica non permite integralos de forma segura e rendible. A transición enerxética esixe, ademais de parques e presas, unha rede pensada para acollerlos.
Queda por ver se a lección calará na axenda política e técnica coa suficiente celeridade. Mentres tanto, os ourenzanos seguirán sendo produtores de enerxía a medio gas: con recursos para dar máis, pero sen a vía clara para que esa enerxía chegue cando e onde se necesita.
