El debate nuclear de Corea del Sur pone bajo escrutinio las previsiones de demanda eléctrica

Una previsión que podría influir en la decisión nuclear

En el debate público de Corea del Sur sobre la energía nuclear se preguntará qué proporción de la electricidad que consumirá el país en el futuro debería proceder de reactores. Los críticos sostienen que otra pregunta anterior merece la misma atención: ¿cuánta electricidad necesitará realmente el país?

En su segunda reunión, celebrada el 14 de octubre de 2026, el Comité de Deliberación Pública sobre Energía Nuclear fijó la agenda de los debates que contribuirán al 12.º Plan Básico de Oferta y Demanda de Electricidad. La pregunta principal es con qué tipo de electricidad vivirán los surcoreanos en el futuro, con un enfoque más específico en el papel y la proporción de la energía nuclear para satisfacer la demanda futura.

Lo que está en juego ha cobrado importancia a medida que las fábricas de semiconductores y los proyectos de inteligencia artificial se han incorporado a los cálculos del Gobierno. La proyección revisada sitúa la demanda máxima de electricidad en 2040 entre 158,4 y 165 gigavatios, hasta 26,8 gigavatios por encima de la estimación de abril. Ese aumento equivale aproximadamente a la capacidad de generación de 19 reactores nucleares APR1400.

Lee Heon-seok, miembro del comité de políticas de Energy Justice Actions, sostiene que tratar la previsión de demanda como un dato fijo podría inclinar a los participantes a apoyar más reactores antes de analizar si el consumo proyectado llegará a materializarse. Seok Gwang-hoon, miembro del comité de expertos del Foro de Transición Energética, advierte que las predicciones de escasez podrían ejercer presión psicológica sobre los representantes ciudadanos.

La disputa ya va más allá de los grupos de campaña. El ministro de Clima, Energía y Medio Ambiente, Kim Sung-hwan, reconoció durante una auditoría parlamentaria en octubre que, en algunos aspectos, se había sobrestimado la demanda de los centros de datos. La decisión afectará al gasto en centrales eléctricas y líneas de transmisión y, con el tiempo, a las facturas de electricidad.

Qué decidirán los ciudadanos

El comité se reunió en el Centro de Infraestructura Eléctrica, en el distrito de Yeongdeungpo de Seúl. Excluyó cuatro asuntos de la deliberación: la extensión de la operación de reactores individuales, los proyectos nucleares cuyos emplazamientos ya han sido seleccionados, los objetivos anunciados por el Gobierno para el despliegue de energías renovables y la selección de ubicaciones concretas para los proyectos.

Las extensiones de operación de los reactores quedaron excluidas porque corresponden a las revisiones de seguridad de la Comisión de Seguridad Nuclear. El debate restante tratará sobre el lugar de la energía nuclear en el sistema eléctrico, no sobre una votación acerca de un emplazamiento de construcción específico.

Está previsto que el proceso dure tres meses. Un panel ciudadano recibirá información, deliberará y responderá encuestas antes y después de los debates. Su trabajo estará acompañado de debates entre expertos y de comentarios del público por internet. Se prevé que un comité de supervisión de hasta 11 miembros reúna conocimientos de ámbitos como la estadística, la gestión de conflictos, la ciencia y las humanidades; los especialistas en energía nuclear ofrecerán asesoramiento por separado.

Un grupo de expertos de apoyo, integrado por un máximo de 10 personas de los ámbitos ambiental y nuclear, así como por expertos neutrales, preparará un documento informativo y videos en línea. Se pedirá a organizaciones ambientales y nucleares que recomienden especialistas. Los temas detallados de debate y las preguntas de la encuesta se elaborarán a partir de la próxima reunión del comité.

El presidente del comité, Eun Jae-ho, dijo que esperaba que el proceso ayudara a superar las divisiones partidistas e ideológicas en torno a la política nuclear. El diseño del proceso recibe objeciones de ambas partes. Quienes se oponen a la expansión cuestionan las hipótesis de demanda, mientras que Moon Joo-hyun, profesor de ingeniería energética de la Universidad de Dankook, ha preguntado por qué la expansión de las energías renovables no se somete a una deliberación similar y ha advertido que el Gobierno podría trasladar a los ciudadanos la responsabilidad de su decisión.

Cómo se calcula la previsión de demanda

El borrador de las perspectivas de demanda del Ministerio de Clima, Energía y Medio Ambiente, debatido en la 38.ª reunión de la Comisión de Energía, describe un cálculo con varias etapas. Primero, un modelo utiliza la producción económica, la población y la temperatura percibida. Después se añaden estimaciones separadas de la electricidad destinada a industrias avanzadas, centros de datos y electrificación, es decir, la sustitución de combustibles como el petróleo y el gas por electricidad.

A continuación, el ministerio resta el ahorro previsto gracias a medidas de eficiencia y ajusta el cálculo para tener en cuenta el consumo trasladado fuera de las horas de mayor demanda. La demanda objetivo resultante ayuda a determinar cuánta capacidad de generación e infraestructura de red debe construir el país.

Las perspectivas preliminares incluían un consumo adicional de las industrias avanzadas de 29,3 teravatios hora en el escenario base y de 27,4 teravatios hora en el escenario más alto. El ministerio explicó que la cantidad añadida por separado depende de cuánto consumo industrial ya esté reflejado en el modelo económico. También aplazó la inclusión de parte de la demanda de semiconductores a más largo plazo para considerarla en planes posteriores, cuando las condiciones empresariales sean más claras.

Los centros de datos añadían 26,5 teravatios hora, calculados a partir de las proyecciones sobre la cantidad de servidores con CPU y GPU y de hipótesis sobre la eficiencia de la refrigeración. La electrificación añadía entre 112,6 y 119,4 teravatios hora. El ahorro previsto mediante la gestión de la demanda era igualmente elevado, de entre 123,2 y 125,6 teravatios hora.

Las hipótesis abarcan la vida cotidiana y la industria pesada. Incluyen los vehículos eléctricos, las bombas de calor para edificios, la producción de acero mediante electricidad y la electricidad utilizada para producir hidrógeno. El cálculo del transporte prolonga una tendencia de despliegue basada en 8,88 millones de vehículos eléctricos en 2035.

El consumo anual y la demanda máxima responden a preguntas distintas. Los teravatios hora miden la electricidad utilizada a lo largo del tiempo; los gigavatios miden la potencia necesaria en un momento determinado. Un país debe suministrar electricidad suficiente durante todo el año y, a la vez, cubrir las horas de mayor demanda. Por eso, la capacidad renovable, la capacidad de los reactores y el consumo anual de electricidad intervienen en distintas partes del cálculo de planificación.

Por qué las cifras cambiaron tan rápido

Los tres megaprojectos del Gobierno abarcan los semiconductores, la inteligencia artificial física y los centros de datos de inteligencia artificial. La inteligencia artificial física se refiere a sistemas que actúan en el mundo real, como robots y maquinaria automatizada. Su inclusión elevó considerablemente las estimaciones de las futuras necesidades de electricidad.

Kim Sung-hwan dijo que los proyectos confirmados de semiconductores e inteligencia artificial por sí solos requerían 30 gigavatios adicionales, y que el aumento podría superar los 50 gigavatios en 2040 al incluir los vehículos eléctricos y la calefacción de edificios. Por separado, el comité general del 12.º plan estimó que los megaprojectos generarían una demanda adicional de 36,5 gigavatios para 2040, incluidos 4,6 gigavatios para semiconductores y 11,9 gigavatios para centros de datos de inteligencia artificial.

Lee Jin-young, profesor de ingeniería eléctrica de la Universidad Nacional de Pukyong, describió la revisión en términos de consumo anual: la estimación para 2040 pasó de unos 658 teravatios hora en las perspectivas preliminares a unos 847 teravatios hora cuatro meses después. El aumento de 189 teravatios hora equivale aproximadamente al 29 % de la cifra anterior.

La rapidez de ese cambio ha reforzado los llamados a incluir un escenario en el que la demanda crezca más lentamente. Entre las posibles razones figuran una menor inversión industrial, una mayor eficiencia de la computación de inteligencia artificial y retrasos en las fábricas o los centros de datos previstos.

Las perspectivas oficiales de demanda indican que los participantes en un debate público pidieron un escenario más bajo que reflejara la debilidad industrial y el incumplimiento del objetivo de emisiones para 2035. El ministerio respondió que no había información suficiente para elaborar ese escenario y que un exceso de escenarios podría complicar las decisiones. La discrepancia se refiere a cuán amplia debería ser la gama de futuros posibles que contemple el plan.

¿Qué tan firmes son los compromisos con los centros de datos?

El Foro de Transición Energética afirma que 7,4 de los 8,4 gigavatios de demanda inicial de los centros de datos, alrededor del 88 %, corresponden a instalaciones destinadas al alquiler cuyos futuros inquilinos aún no se han determinado. La ocupación es importante porque las necesidades de electricidad de un edificio propuesto dependen de que los clientes instalen y operen realmente equipos informáticos en él.

Kim Jeong-ho, diputado del Partido Demócrata y presidente del Comité de Clima, Energía, Medio Ambiente y Trabajo de la Asamblea Nacional, ha pedido pruebas más sólidas antes de incluir proyectos inciertos en el plan nacional. En una entrevista del 7 de octubre, sostuvo que parte de la demanda asociada a empresas tecnológicas globales carecía de planes de inversión o memorandos de entendimiento.

Kim explicó su preocupación por construir infraestructura pública antes de que existan compromisos privados:

«Si construimos centrales de generación o redes eléctricas para grandes empresas tecnológicas extranjeras que quizá vengan o quizá no, y no vienen, esos activos quedan sin uso. Lo correcto es excluir la demanda incierta».

También hay dudas sobre los plazos de las inversiones en semiconductores. Las empresas deben equilibrar el gasto en Corea del Sur con las inversiones en Estados Unidos, mientras que los preparativos de infraestructura para las instalaciones propuestas en el suroeste siguen incompletos. Esas decisiones afectan al momento en que las fábricas empiezan a consumir electricidad.

Seok Gwang-hoon compara el debate actual con las deliberaciones de 2017 sobre los reactores 5 y 6 de Shin Kori, hoy conocidos como unidades 3 y 4 de Saeul. Según sostiene, el hecho de que las obras ya estuvieran en marcha creó presión sobre los participantes. Hoy, una previsión de escasez de electricidad para la industria podría ejercer una presión similar y orientar el debate hacia la aceptación pública de los reactores, en lugar de examinar si son necesarios.

Las líneas eléctricas implican un gran riesgo financiero

Korea Electric Power Corporation planea invertir 83 billones de wones en redes eléctricas hasta 2038: 72,8 billones de wones en transmisión y subestaciones, y 10,2 billones de wones en redes de distribución. La transmisión transporta grandes cantidades de electricidad a largas distancias; la distribución la lleva después a hogares y empresas.

Datos de KEPCO presentados a Na Kyung-won, diputada del Partido del Poder Popular, mostraron que 20 de los 54 principales proyectos de transmisión y subestaciones del 11.º plan eléctrico afrontaban dificultades por la oposición local y los retrasos en los permisos. Esto representa alrededor del 37 % de los proyectos incluidos.

Kim Sung-hwan dijo en la auditoría parlamentaria del 8 de octubre que el Gobierno volvería a examinar el plan de la red durante la elaboración del 12.º plan y buscaría gastos innecesarios o que pudieran aplazarse. El Gobierno también estudia utilizar más las líneas existentes, con el apoyo del almacenamiento de electricidad y de límites a la generación cuando la red esté congestionada.

Los consumidores tienen un interés directo en el resultado. El ministro dijo que los costos de la red se pagarían por adelantado y se recuperarían con el tiempo mediante las tarifas eléctricas y otros medios. Si el consumo industrial llega más tarde o es inferior al previsto, la costosa infraestructura podría funcionar por debajo de su capacidad prevista mientras continúan los costos de financiación.

Las condiciones locales también importan. Puede haber un excedente nacional y, al mismo tiempo, dificultades para llevar electricidad a una zona industrial concreta. Las perspectivas oficiales señalan que el siguiente paso será elaborar previsiones regionales de demanda vinculadas a la ubicación de las instalaciones de semiconductores y centros de datos y a la planificación de la red.

¿Podrían los precios y la eficiencia reducir la necesidad?

Rhie Sang-min, investigador principal del Instituto de Reforma Fiscal, sostiene que Corea del Sur tiene electricidad excedente durante unos 360 días al año, fuera de los periodos de mayor demanda del verano y el invierno. Le preocupa que construir centrales para cubrir picos breves pueda dejar a los consumidores pagando por instalaciones que pasan gran parte del año infrautilizadas.

El presidente Lee Jae Myung respaldó unas tarifas eléctricas que varíen según las condiciones de la oferta. En una reunión nacional sobre estrategia fiscal, describió el enfoque:

«Debemos pasar a un sistema en el que las tarifas sean más bajas cuando haya excedentes y suban cuando haya escasez».

Lee también dijo que cualquier aumento tendría que ir acompañado de una ampliación de los vales de energía para los hogares de bajos ingresos. Ese apoyo ayudaría a las personas que tienen pocas posibilidades de trasladar a las horas más baratas el consumo esencial para la calefacción, la refrigeración u otros usos.

Las perspectivas oficiales de demanda ya suponen que los vehículos eléctricos, las bombas de calor y las tarifas industriales según la hora de consumo trasladarán 1,3 gigavatios fuera de los periodos de máxima demanda en verano. Trasladar el consumo cambia el momento en que se necesita electricidad, mientras que la eficiencia reduce la cantidad necesaria.

La planificación nuclear también se desarrolla junto con un objetivo de al menos 100 gigavatios de capacidad renovable para 2030 y el retiro de la generación a carbón. Kim Sung-hwan advirtió que el crecimiento de la inteligencia artificial y los megaprojectos podrían poner en peligro el objetivo de reducción de gases de efecto invernadero para 2035 si la expansión de la electricidad limpia y el retiro del carbón no avanzan al mismo ritmo.

Las previsiones anteriores advierten sobre los límites de la precisión

El análisis de Lee Jin-young sobre los primeros 11 planes eléctricos detectó un error promedio de previsión del 11,4 % al proyectar a 10 años, frente al 1,1 % en las previsiones a un año. Los errores se produjeron en ambas direcciones. El primer plan proyectó 363 teravatios hora para 2011, cuando el consumo real llegó a 455; el sexto proyectó 579 teravatios hora para 2019, cuando el consumo real fue de 520.

Lee también identificó un cambio en la relación entre el crecimiento económico y el uso de electricidad. Entre 2001 y 2011, el consumo eléctrico aumentó un 1,3 % por cada 1 % de incremento de la producción económica. Entre 2011 y 2019, solo aumentó un 0,6 % por el mismo incremento de la producción.

La gestión de la demanda añade otra incertidumbre. Lee señaló que los planes quinto a undécimo restaron objetivos de ahorro equivalentes al 14 % o el 16 % de la demanda en sus últimos años. Describió un cálculo para el 12.º plan que resta 139 teravatios hora de 986 para llegar a 847. Estas cifras combinan una previsión de consumo con la expectativa de que las políticas lo reduzcan eficazmente.

Los plazos de construcción hacen que los errores sean costosos de corregir. Lee citó unos 167 meses, casi 14 años, para construir un nuevo reactor grande y 13 años para la infraestructura de la red. Propone separar las decisiones que deben tomarse pronto de las que pueden esperar a que haya pruebas más sólidas.

Algunos ejemplos internacionales ilustran ese enfoque. Reino Unido contrata capacidad eléctrica mediante subastas celebradas cuatro años y un año antes de la entrega, con objetivos de 43,7 y 7,5 gigavatios, respectivamente, en febrero de 2025. Lee también describió cómo el operador de la red estadounidense PJM examina la demanda de centros de datos a corto plazo para comprobar si existen contratos de suministro o compromisos de construcción. Ese examen, junto con las revisiones de las hipótesis sobre vehículos eléctricos y la economía, contribuyó a reducir en 4,4 gigavatios su previsión de demanda máxima para 2028.

Un calendario que se ha trasladado a 2027

La Ley de Servicios Públicos Eléctricos exige un nuevo plan eléctrico cada dos años, con un horizonte de 15 años. El 12.º plan abarca de 2026 a 2040. El 11.º, aprobado en febrero de 2025 y vigente hasta 2038, ya incluía dos reactores grandes y un reactor modular pequeño, un diseño de reactor de menor tamaño concebido para una construcción modular.

El anuncio del foro de abril del ministerio muestra que los debates sobre la demanda precedieron al panel nuclear. Señalaba que las perspectivas preliminares fueron el resultado de cuatro meses de trabajo y nueve debates entre expertos. Desde entonces, el proceso público ha avanzado en varias etapas:

• 30 de diciembre de 2025 y 7 de enero de 2026: Los dos primeros foros públicos examinaron la combinación energética y el uso de las energías renovables junto con la energía nuclear.
• 22 de abril de 2026: Se programó un tercer foro para las 10 de la mañana en Kobaco Hall, en el distrito de Yangcheon de Seúl, con asistencia presencial y transmisión en directo por internet.
• Agosto de 2026: Kim Sung-hwan anunció planes para iniciar las deliberaciones nucleares y pidió que el plan eléctrico estuviera terminado antes de diciembre.
• 2 de octubre de 2026: Se puso en marcha el comité de deliberación pública sobre energía nuclear.
• 14 de octubre de 2026: El comité acordó la agenda principal y los asuntos excluidos.

El calendario más reciente se ha retrasado con respecto al objetivo fijado por el ministro en agosto. Kim Jeong-ho dijo que los tres meses necesarios para la deliberación, seguidos de la planificación del Gobierno, situaban la finalización en el primer semestre de 2027. No se ha anunciado una fecha exacta de aprobación definitiva.

La opinión pública será uno de los elementos que se tendrán en cuenta. Una encuesta de junio a 2.000 adultos, encargada por la Agencia de Cultura e Información Energética de Corea y realizada por Korea Research International, concluyó que el 82,9 % apoyaba incluir nuevas centrales nucleares en el plan de suministro y que el 79,2 % consideraba necesaria su construcción. Se llevó a cabo antes de los anuncios sobre los megaprojectos. El panel ciudadano examinará el asunto mediante sesiones informativas y debates, y sus conclusiones se combinarán con evaluaciones de expertos sobre el suministro y la red.

Puntos clave

• La agenda del 14 de octubre se centra en el papel y la proporción de la energía nuclear para satisfacer la futura demanda de electricidad.
• La proyección revisada de la demanda máxima para 2040 se sitúa entre 158,4 y 165 gigavatios, hasta 26,8 gigavatios por encima de la cifra de abril.
• Los críticos piden escenarios de menor demanda y pruebas más sólidas de que los centros de datos propuestos atraerán clientes.
• KEPCO planea invertir 83 billones de wones en la red hasta 2038, mientras que 20 de los 54 principales proyectos de transmisión y subestaciones afrontan retrasos.
• La eficiencia, las tarifas eléctricas y el traslado del consumo fuera de las horas de máxima demanda también forman parte del debate sobre la planificación.
• El presidente del comité parlamentario prevé que el 12.º plan eléctrico se complete en el primer semestre de 2027, tras la deliberación pública.