Un episodio técnico que deixou fóra da rede 15 gigavatios en apenas cinco segundos terminou por forzar un freo xeneralizado das renovábeis en 2025 e acabou por golpear con especial dureza á produción eléctrica da provincia de Ourense. As cifras oficiais do peche anual situan 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 traduciuse en meses de turbinas frenadas e vendas de enerxía que non puideron materializarse.
Como se chegou ao colapso 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 inxección de xeración convencional —principalmente gas— e limitou a aportación 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: con unha perda masiva de potencia hai que controlar a tensión e a inercia do sistema, e iso, nese minuto, consíguese con máquinas convencionais.
Ademais da decisión operativa, Ourense arrastra un problema estrutural coñecido en Galicia: os colos de botella na evacuación de enerxía cara ao resto do país. As liñas de alta tensión, con capacidade limitada, e os atrasos nas obras de reforzo condicionan desde hai anos a produtividade enerxética da provincia. O resultado en 2025 foi que boa parte da enerxía limpa dispoñible —que podería ter sido vertida ao mercado— quedou paralizada sen poder ser evacuada de forma eficiente.
Anteriores: unha provincia con recursos e limitacións
Non é a primeira vez que Ourense, a pesar do seu potencial, se topa coa limitación da rede. A provincia conta con encoros como o de Chandrexa de Queixa e outras infraestruturas que foron clave na garantía do 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 de novo sobre a mesa debates que veñen de antigo: a necesidade de reforzar as liñas de 400 kV, incorporar maior capacidade de almacenamento (bombeo, baterías) e facilitar mecanismos de xestión da demanda. Políticamente, a cuestión foi obxecto de tensións entre a administración autonómica e o operador nacional; a Xunta e a Deputación de Ourense reclamaron investimentos que, segundo os actores locais, poderían ter amortiguado o impacto do apagón.
En paralelo, a paralización foi unha chamada 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 novas inversións.
Repercusións económicas e políticas: que pode pasar agora
O efecto inmediato é económico: menos xeración significa menos ingresos para os propietarios das 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 mantemento e a operación das instalacións supoñen emprego, a ralentización tivo un impacto tangible.
No ámbito político, a resposta é previsible. Desde Ourense exíxese acelerar as obras de evacuación e despregar recursos de almacenamento que garanticen que a enerxía verde poida ser utilizada cando o sistema o permita. Ao mesmo tempo, hai quen reclama revisar os protocolos de prioridade entre tecnoloxías: a aposta por descarbonizar non pode converterse nunha trampa que penalice aos territorios produtores de enerxías renovables.
Fonte do sector, a falta de confirmación oficial de todas as medidas a adoptar, subliña a importancia de combinar solucións técnicas e reguladoras. A instalación de baterías a gran escala, a finalización de liñas pendentes e a mellora da coordinación entre operadores e produtores aparecen na folla de ruta que moitos consideran urxente.
«Foi unha decisión técnica para salvagardar a estabilidade, pero o problema real é a falta de capacidade de evacuación e de almacenamento no noroeste», comenta un técnico do sector que prefire non ser identificado. Ese diagnóstico resume o senso común das administracións locais e das empresas.
Mirando cara ao futuro, a lição que nos deixa 2025 é clara: a transición enerxética non só require máis molinos e presas, senón tamén a infraestrutura necesaria para xestionalos. Ourense demostra que ter recursos non é suficiente se a rede non pode transportalos e o mercado non os absorbe con garantías. A provincia, cunha longa tradición hidroeléctrica e un parque eólico en crecemento, aspira agora a converter a experiencia —dolorosa en termos económicos— nun acelerador de investimentos en rede e almacenamento.
Aínda está por ver se as decisións tomadas tras o apagón e as promesas de investimento que xa circulan nos despachos da Xunta e en Madrid conseguirán pechar as fendas que explican a caída do 20 % na produción. Mentres tanto, as bombas dos encoros, os aeroxeradores e as comunidades locais observan con inquietude e expectación o calendario de actuacións: saben que o que se faga nos próximos meses condicionará non só o resultado económico de 2026, senón tamén a competitividade a longo prazo de Ourense como provincia produtora de enerxía verde.
