Un episodio técnico que deixou fóra da rede 15 gigavatios en apenas cinco segundos acabou por forzar un freo xeneralizado das renovables en 2025 e rematou por golpear con especial dureza a produción eléctrica da provincia de Ourense. As cifras oficiais do peche anual sitúan a xeración en 5.544 GWh, case 1.400 GWh (un 20%) menos que o récord do exercicio precedente. O que comezou como unha medida de emerxencia para estabilizar a rede traducíuse en meses de turbinas frenadas e vendas de enerxía que non puideron materializarse.

Como se chegou ao desplome e que se detivo

O episodio que bautizou o sector como «o gran apagón» consistiu na perda súbita dunha potencia próxima a 15 gigavatios (GW) en cuestión de segundos. Para evitar un colapso maior, o operador do sistema eléctrico priorizou a inxesta de xeración convencional —principalmente gas— e limitou a achega de fontes consideradas máis variables, como a eólica e algunhas instalacións hidráulicas en réxime de turbina rápida.

Ourense, historicamente intensa na xeración hidroeléctrica e con parques eólicos repartidos polo seu interior, foi unha das provincias que pagou a factura. Non se tratou só de parques que non xiraron por falta de vento; tamén houbo paradas programadas de centrais hidráulicas e de pequena e mediana potencia que podían elevar a tensión en momentos delicados. Técnicos do sector explican que a lóxica foi pragmática: coa perda masiva de potencia hai que controlar a tensión e a inercia do sistema, e iso, nese minuto, conséguese con máquinas convencionais.

Ademais da decisión operativa, Ourense arrastra un problema estrutural coñecido en Galicia: gargalos na evacuación da enerxía cara ao resto do país. Liñas de alta tensión con capacidade limitada e retrasos nas obras de reforzo levan anos condicionando a produtividade enerxética da provincia. O resultado en 2025 foi que boa parte da enerxía limpa dispoñible —que podería terse vertido ao mercado— quedou freada sen poder evacuarse eficientemente.

Antecedentes: unha provincia con recursos e limitacións

Non é a primeira vez que Ourense, pese ao seu potencial, topa coa limitación da rede. A provincia conta con encoros como o de Chandrexa de Queixa e outras infraestruturas que foron clave na garantía de subministro, pero a modernización da evacuación dos parques eólicos e das instalacións hidráulicas non acompañou o ritmo de despregamento das renovables na última década.

A situación puxo outra vez sobre a mesa debates que veñen de lonxe: a necesidade de reforzar liñas de 400 kV, incorporar maior capacidade de almacenamento (bombeo, baterías) e facilitar mecanismos de xestión da demanda. Politicamente, a cuestión foi obxecto de tensións entre a administración autonómica e o operador nacional; a Xunta e a Deputación de Ourense reclamaron investimentos que, ao xuízo dos actores locais, poderían terse amortecido o impacto do apagón.

En paralelo, a paralización foi un chamamento de atención para os promotores de proxectos renovables. As plantas que investiron en Ourense e que contan con contratos de acceso á rede viron como parte da súa produción quedaba en terra por decisións puramente operativas. Para moitas empresas, a perda non foi anecdótica: ingresos mermados, contratos con clientes que deixaron de cumprirse e unha maior incerteza á hora de planificar novos investimentos.

Repercusións económicas e políticas; que pode pasar agora

O efecto inmediato é económico: menos xeración significa menos facturación para os propietarios de centrais —desde cooperativas locais ata grandes empresas— e menor retorno fiscal e de actividade nas comarcas afectadas. En zonas como a montaña ourensá, onde as obras de manteni