78 instalaciones eléctricas superaron los límites de tensión en 2025
Corea del Sur registró una tensión excesiva en 78 importantes instalaciones de transmisión y subestaciones en 2025, frente a cuatro en 2021, mientras la expansión de la generación solar reduce el funcionamiento de las centrales convencionales que también ayudan a mantener estable la red. El aumento añade presión a las autoridades eléctricas para sustituir los servicios de control de tensión que prestan esas centrales, modernizar los equipos solares y pagar funciones que actualmente no reciben remuneración en el mercado eléctrico.
Contenido
- 78 instalaciones eléctricas superaron los límites de tensión en 2025
- Por qué una mayor generación solar cambia la gestión de la tensión
- Los incidentes recurrentes revelan una presión que va más allá del número de instalaciones
- Un modelo de la red coreana explica la presión geográfica
- La mayoría de las conexiones renovables está en redes locales
- Mantenerse conectado durante una perturbación
- Los centros de IA provocan cambios repentinos en la demanda
- Hay equipos previstos, pero la entrega y la financiación se retrasan
- Jeju ofrece un proyecto concreto y un plazo definido
- Puntos clave
Los datos de Korea Power Exchange facilitados a la oficina del legislador Lee Jong-bae muestran que el número de instalaciones afectadas en la red de 345 kilovoltios aumentó cada año: cuatro en 2021, 22 en 2022, 52 en 2023, 61 en 2024 y 78 en 2025. La cifra más reciente es 19,5 veces superior a la inicial, según cinco recuentos anuales realizados a lo largo de cuatro años.
Los datos operativos más detallados también apuntan a problemas de tensión frecuentes y prolongados. Además, la adquisición de equipos puede tardar hasta tres años y las autoridades eléctricas no disponen de un panorama completo de cuánta generación renovable instalada puede contribuir activamente al control de la tensión o mantenerse conectada durante las perturbaciones.
Corea del Sur ya ha comenzado a buscar soluciones técnicas. En la isla de Jeju, Korea Electric Power Corporation, o KEPCO, trabaja con ABB en una máquina rotativa diseñada para contribuir al control tanto de la tensión como de la frecuencia, cuya entrada en servicio está prevista para finales de 2026. Las mejoras más amplias de los inversores se prolongarán hasta 2029, mientras que otro programa de equipos rotativos de apoyo llegará hasta 2034.
El desafío inmediato consiste en ajustar esos calendarios de construcción y modernización a unas condiciones operativas que están cambiando ahora. Al mediodía del 29 de marzo de 2026, la energía solar aportó unos 25,2 gigavatios, o el 44,5% de la generación, mientras que el carbón aportó unos 6,1 gigavatios, según datos de Korea Power Exchange. En ese momento, la producción solar superó en más de cuatro veces la del carbón.
Por qué una mayor generación solar cambia la gestión de la tensión
La tensión es la presión eléctrica que hace circular la electricidad por una red. Los equipos necesitan que se mantenga dentro de un rango controlado. La frecuencia mide el ritmo de la corriente alterna. Ambas requieren una gestión constante, pero los equipos y las medidas necesarias para controlarlas son distintos.
Las centrales de carbón y gas natural licuado utilizan generadores síncronos, máquinas rotativas que giran al ritmo de la frecuencia eléctrica de la red. Además de producir electricidad, pueden suministrar o absorber potencia reactiva, un intercambio eléctrico que ayuda a controlar la tensión.
La potencia reactiva favorece las condiciones eléctricas necesarias para transportar la potencia útil por el sistema. Un exceso o una escasez en una zona determinada puede hacer que la tensión salga del rango deseado. En periodos de baja demanda eléctrica, las líneas de transmisión pueden contribuir a que aumente la tensión, por lo que se necesitan equipos que absorban potencia reactiva.
La generación solar cambia el equilibrio operativo. Cuando la luz solar aporta más electricidad, las centrales convencionales pueden reducir su producción o detenerse para mantener el equilibrio entre la oferta total y el consumo. Cuando un generador se detiene, también se pierde parte del apoyo a la tensión que proporcionaba esa máquina.
Baek Cheol-woo, profesor de la Universidad Femenina Duksung, atribuye gran parte del reciente aumento de la sobretensión a estas paradas más frecuentes de generadores. La tensión en aumento en las líneas de transmisión no es un fenómeno nuevo, afirmó, pero un menor número de centrales convencionales en funcionamiento dificulta su control.
Los inversores solares, que convierten la corriente continua producida por los paneles en corriente alterna para la red, también pueden contribuir al control de la tensión si cuentan con el equipamiento y la configuración adecuados. Por tanto, el desafío de Corea del Sur consiste tanto en añadir equipos específicos como en aprovechar mejor los generadores renovables ya conectados.
Los incidentes recurrentes revelan una presión que va más allá del número de instalaciones
La cifra de 78 corresponde a las instalaciones afectadas. Los registros operativos contabilizan incidentes repetidos de tensión y las horas acumuladas en distintos lugares, lo que ofrece una imagen más detallada de la carga que soporta la red.
Las cifras atribuidas a un informe sobre el desempeño de la fiabilidad de la red, difundido en reuniones de asesoramiento gubernamental, sitúan en 2025 las infracciones de los objetivos operativos de tensión en 582 en la red de 765 kilovoltios, 55.265 en la de 345 kilovoltios y 4.943 en la de 154 kilovoltios.
El mismo documento cifra en 55.526 el total de casos de sobretensión en la red de 345 kilovoltios, mientras que su tabla de incumplimientos de los objetivos indica 55.265. La información parlamentaria de KEPCO utilizó una cifra aproximada de 55.000. Por tanto, los totales exactos presentan una discrepancia, aunque todos sitúan el recuento anual por encima de 55.000.
La serie de incidentes registra 18.753 casos en 2023, 36.717 en 2024 y 55.526 en 2025, casi el triple en dos años. El tiempo acumulado asociado a sobretensiones que duraron más de una hora aumentó de 13.174 horas en 2024 a 21.396 en 2025, cerca de un 62%. Esas horas se acumulan entre distintas instalaciones. La tensión superior a 366 kilovoltios se mantuvo durante 70 horas.
Las cifras también utilizan distintos valores de referencia para la tensión. El recuento de instalaciones se basa en un margen permitido del 5% por encima o por debajo de 345 kilovoltios, es decir, aproximadamente entre 327,75 y 362,25 kilovoltios. El informe operativo utiliza un objetivo más estricto, de entre 336 y 360 kilovoltios. El objetivo operativo requiere intervenir antes de que la tensión alcance el límite permitido más amplio.
Las horas de incumplimiento del objetivo fueron más numerosas en la subestación de Singajwa, con 3.857 horas, seguida por Sejong, con 3.032; Hwaseong, con 2.676, y Gunsan, con 2.420. Estas ubicaciones muestran que la gestión de la tensión requiere atención en varias regiones, incluidas zonas que abastecen a importantes centros de consumo.
Un modelo de la red coreana explica la presión geográfica
Los investigadores responsables del estudio académico KPG 193 study identifican problemas emergentes de sobretensión en el suroeste de Corea del Sur, donde se concentran las instalaciones solares y la red de transmisión es relativamente débil.
Su modelo sintético, elaborado a partir de datos públicos, contiene 193 puntos de conexión eléctrica, llamados barras, 123 generadores y 407 líneas de transmisión. Incluye 23,75 gigavatios de capacidad solar, alrededor del 18% de sus 134,49 gigavatios de capacidad total de generación. La capacidad mide la producción potencial, mientras que las cifras del 29 de marzo describen la electricidad que se estaba generando en un momento determinado.
Una simulación basada en las condiciones de las 13:00 del 22 de julio de 2022, el día de máxima demanda del verano, sitúa alrededor del 40% de la demanda eléctrica en el área metropolitana. Las grandes centrales de carbón y nucleares se agrupan en la costa, y las centrales del este transmiten electricidad a lo largo de más de 200 kilómetros hacia la región de la capital.
Por consiguiente, Corea del Sur necesita gestionar tanto los grandes flujos de electricidad hacia su principal centro de demanda como las condiciones locales de tensión en las zonas con generación concentrada. La concentración de energía solar en el suroeste plantea un desafío operativo distinto al de las largas rutas de transmisión costeras.
Los investigadores crearon KPG 193 como una plataforma de prueba simplificada. Se omitieron equipos reales de la red, como condensadores en derivación, compensadores estáticos síncronos y transformadores con ajustes de tensión regulables. La información detallada de la red también está restringida, por lo que el modelo agrupa las instalaciones según las áreas de servicio regionales de KEPCO y datos cartográficos públicos.
El estudio ofrece una forma de probar cómo interactúan la generación, la demanda y la geografía. Su diseño también muestra por qué la planificación requiere simulaciones detalladas que incluyan los equipos de control de tensión instalados en cada ubicación.
La mayoría de las conexiones renovables está en redes locales
Los datos de KEPCO presentados durante el examen parlamentario muestran que las redes de distribución transportan 30,7 gigavatios de los 41,1 gigavatios de capacidad de conexión renovable de Corea del Sur, aproximadamente el 75%. Por número de conexiones, el 99% utiliza estas redes locales, que llevan electricidad a hogares y empresas.
KEPCO afirma que los inversores de las redes de distribución funcionan con un factor de potencia fijo de 1,0. En términos sencillos, esa configuración se centra en suministrar potencia útil sin intercambiar potencia reactiva para controlar la tensión. Los inversores capaces de ajustar la potencia reactiva necesitan una configuración adecuada y directrices operativas para realizar esa función.
Desde 2020, las normas para la instalación de equipos renovables exigen que tengan capacidad de control de la tensión. Sin embargo, las autoridades no han determinado el estado real de aplicación y funcionamiento de esas funciones en los más de 30 gigavatios de equipos instalados. La falta de ese inventario también afecta las decisiones sobre mejoras, costos e instrucciones operativas.
Song Seung-ho, profesor de ingeniería eléctrica en la Universidad Kwangwoon, sostiene que los generadores renovables deberían participar en el control de la potencia reactiva como parte del sistema eléctrico. También pide más simulaciones y personal, y que los equipos se seleccionen según las condiciones de la red.
Jeon Young-hwan, profesor de la Universidad Hongik, propone utilizar compensadores síncronos para reforzar la red y STATCOM para gestionar la tensión cuando resulte difícil mejorar de inmediato los inversores existentes. Ambos enfoques buscan proporcionar el apoyo que antes ofrecían las centrales convencionales mientras generaban electricidad.
Mantenerse conectado durante una perturbación
Las mejoras de los inversores también deben abordar lo que sucede cuando la tensión o la frecuencia se apartan brevemente de las condiciones normales. Los dispositivos de protección pueden desconectar los equipos para evitar daños. Si muchos generadores se desconectan al mismo tiempo, la pérdida repentina de suministro puede agravar la perturbación.
Los planes de KEPCO abarcan funciones conocidas como LVRT, LFRT y HVRT. Estas permiten que los equipos sigan funcionando durante periodos específicos de baja tensión, frecuencia anómala o alta tensión. Una configuración adecuada para alta tensión también puede permitir que un inversor absorba potencia reactiva mientras permanece conectado.
El presidente de KEPCO, Kim Dong-cheol, describió la cobertura actual y su ampliación prevista durante el examen parlamentario:
«Hemos garantizado la capacidad de funcionamiento continuo de las instalaciones de 90 kilovatios (kW) o más y tenemos previsto ampliar la cobertura a las instalaciones de 20 kW o más».
KEPCO afirma que está impulsando mejoras para estas funciones hasta 2029 y prevé instalar compensadores síncronos hasta 2034 para asegurar la inercia. La inercia es la energía almacenada en maquinaria rotativa que ralentiza un cambio repentino en la frecuencia de la red y da tiempo a que respondan otros controles.
El legislador Kim Juyoung también solicitó revisar los mecanismos de desconexión de emergencia. El deslastre de carga por subfrecuencia desconecta determinados circuitos de clientes cuando la oferta eléctrica es insuficiente y la frecuencia cae a niveles peligrosos. Un circuito que incluya generadores solares puede reducir la demanda neta menos de lo previsto, porque al desconectarlo se retiran tanto los usuarios de electricidad como la generación local.
Kim citó una evaluación de un panel de expertos de ENTSO-E sobre el apagón de abril de 2025 en España y Portugal, en la que se identificó la sobretensión como causa directa dentro de una cadena de 14 factores. Entre los factores que, según el informe, agravaron el aumento de la tensión figuraban el funcionamiento con un factor de potencia fijo y las desconexiones sucesivas de instalaciones solares.
Los centros de IA provocan cambios repentinos en la demanda
Los centros de datos de inteligencia artificial plantean otro desafío operativo: el consumo de electricidad puede cambiar rápidamente cuando grandes cantidades de procesadores gráficos alternan entre el procesamiento y el intercambio de datos.
Baek calcula que la demanda de un gran centro de entrenamiento de inteligencia artificial puede variar entre un 30% y un 40% en un periodo breve. En un centro que consume un gigavatio, eso supondría un cambio de entre 300 y 400 megavatios.
Un incidente ocurrido en Virginia en julio de 2024 ilustra el efecto de una caída repentina de la demanda. Según un relato atribuido a la Corporación Norteamericana de Fiabilidad Eléctrica, una falla en una línea de transmisión provocó una breve caída de tensión y activó los sistemas de protección de centros de datos. Se desconectaron alrededor de 1.500 megavatios de demanda, tras lo cual la tensión aumentó hasta el 107% de su nivel normal. No se produjo un apagón generalizado.
El Ministerio de Clima, Energía y Medio Ambiente de Corea del Sur creó en agosto de 2026 un grupo de estudio para elaborar requisitos de conexión a la red y funcionamiento para los centros de datos de inteligencia artificial. Aún se estaban desarrollando requisitos detallados sobre los cambios rápidos de demanda y las desconexiones de protección.
Por tanto, es necesario coordinar los ajustes de protección de la generación y el consumo. Una desconexión importante de energía solar elimina repentinamente el suministro; la desconexión de un gran centro de datos elimina repentinamente la demanda. En ambos casos, la red debe ajustarse con rapidez.
Hay equipos previstos, pero la entrega y la financiación se retrasan
Los compensadores síncronos y los STATCOM están incluidos en el 11.º plan a largo plazo de Corea del Sur para las instalaciones de transmisión y subestaciones, pero las instalaciones aún no se han completado. Un compensador síncrono es una máquina rotativa que apoya la red sin generar electricidad para su venta. Un STATCOM utiliza electrónica de potencia para ajustar rápidamente la potencia reactiva y controlar la tensión.
Los equipos existentes también están sometidos a presión. Las cifras atribuidas al informe sobre la fiabilidad de la red sitúan en 3.500 megavoltamperios reactivos la capacidad de compensación de tensión averiada, incluidos reactores en derivación y STATCOM, en 2025, aproximadamente el triple que en 2024. Los reactores en derivación absorben potencia reactiva para frenar los aumentos de tensión, sobre todo cuando las líneas de transmisión tienen poca carga.
KEPCO afirma que los plazos de adquisición de equipos de compensación se han prolongado de alrededor de un año hasta tres años, y que los fabricantes nacionales también atienden pedidos del extranjero. Por ello, los calendarios de reparación y expansión deben tener en cuenta esperas más largas.
El mercado eléctrico plantea otra limitación: los servicios de control de potencia reactiva no reciben una remuneración independiente. Una máquina construida principalmente para regular la tensión no genera ingresos habituales por venta de electricidad que justifiquen la inversión.
Yoo Seung-hoon, profesor de la Universidad Nacional de Ciencia y Tecnología de Seúl, sostiene que la inversión en equipos como los STATCOM debería incluirse al evaluar los costos de la energía renovable. Lee Jong-bae pide normas que mantengan la expansión de las energías renovables en consonancia con la estabilidad de la tensión, la frecuencia y la calidad de la electricidad.
Las decisiones prácticas incluyen quién paga, qué inversores existentes necesitan mejoras, dónde pueden aportar más las nuevas máquinas y con qué rapidez se pueden entregar. Los objetivos de construcción, por sí solos, no completan la tarea operativa: los equipos deben estar conectados, probados y disponibles.
Jeju ofrece un proyecto concreto y un plazo definido
KEPCO y ABB han firmado un memorando de entendimiento para instalar el primer compensador síncrono de Corea del Sur acoplado a un volante de inercia para proporcionar una inercia elevada. El anuncio del proyecto de Jeju de ABB sitúa la máquina cerca de la estación norteña de corriente continua de alta tensión de la isla, donde un cable submarino conecta Jeju con el territorio continental.
La unidad tiene una potencia nominal de 50 megavoltamperios reactivos para apoyar la tensión y de cerca de 500 megavatios-segundo de energía rotacional almacenada. El volante de inercia añade masa rotativa y aumenta la energía disponible para ralentizar cambios repentinos de frecuencia. ABB está diseñando y fabricando el sistema en Suecia, y está previsto que entre en funcionamiento para finales de 2026.
Jeju, donde viven alrededor de 670.000 personas, aspira a alcanzar emisiones netas cero para 2035 mediante las energías renovables y el hidrógeno limpio. El proyecto aporta a esa transición una infraestructura de apoyo concreta y un objetivo de puesta en servicio a corto plazo.
Las fechas principales muestran cómo coinciden las presiones operativas y las respuestas previstas:
- 2021 a 2025: las instalaciones que superaron los límites de tensión aumentaron de cuatro a 78.
- Julio de 2024: una perturbación en Virginia desconectó aproximadamente 1.500 megavatios de demanda de centros de datos.
- 29 de marzo de 2026: la energía solar aportó el 44,5% de la generación surcoreana al mediodía.
- Finales de 2026: está previsto que entre en funcionamiento el compensador síncrono con volante de inercia de Jeju.
- 2029: el programa de KEPCO para mejorar el desempeño de los inversores se prolonga hasta ese año.
- 2034: KEPCO prevé instalar compensadores síncronos para asegurar la inercia.
Puntos clave
- Corea del Sur registró sobretensión en 78 importantes instalaciones en 2025, frente a cuatro en 2021.
- Una mayor generación solar reduce el funcionamiento de las centrales convencionales, que también proporcionan apoyo a la tensión.
- Las redes de distribución transportan alrededor del 75% de la capacidad de conexión renovable, por lo que los ajustes y el desempeño de los inversores son fundamentales para la estabilidad de la red.
- Las autoridades necesitan un inventario completo de las capacidades de los inversores instalados, mientras que la entrega de equipos puede tardar hasta tres años.
- Está previsto que el nuevo compensador síncrono de Jeju entre en funcionamiento para finales de 2026; las mejoras más amplias se prolongarán hasta 2029 y 2034.
