A subida das sobretensões na Coreia do Sul expõe falhas na preparação da rede para a energia solar

78 instalações elétricas ultrapassaram os limites de tensão em 2025

A Coreia do Sul registou tensão excessiva em 78 importantes instalações de transporte e subestações em 2025, contra quatro em 2021, à medida que a expansão da produção solar reduz o funcionamento dos geradores convencionais, que também ajudam a manter a estabilidade da rede. O aumento está a exercer nova pressão sobre as autoridades do sector eléctrico para substituírem os serviços de controlo de tensão prestados por esses geradores, modernizarem o equipamento solar e pagarem por funções que o mercado da electricidade actualmente não remunera.

Os dados da Korea Power Exchange fornecidos ao gabinete do deputado Lee Jong-bae mostram que o número de instalações afectadas na rede de 345 quilovolts aumentou todos os anos: quatro em 2021, 22 em 2022, 52 em 2023, 61 em 2024 e 78 em 2025. O valor mais recente é 19,5 vezes superior ao inicial, numa série de cinco contagens anuais ao longo de quatro anos.

Dados de operação mais pormenorizados também apontam para problemas de tensão repetidos e prolongados. Entretanto, a aquisição de equipamento pode demorar até três anos, e as autoridades do sector eléctrico não dispõem de um retrato completo da capacidade da produção renovável instalada para apoiar activamente a tensão ou permanecer ligada durante perturbações.

A Coreia do Sul já começou a procurar soluções técnicas. Na ilha de Jeju, a Korea Electric Power Corporation, ou KEPCO, está a trabalhar com a ABB numa máquina rotativa concebida para apoiar a tensão e a frequência, cuja entrada em serviço está prevista até ao final de 2026. As melhorias mais abrangentes dos inversores prolongam-se até 2029, enquanto outro programa de equipamento rotativo de apoio decorre até 2034.

O desafio imediato consiste em compatibilizar esses calendários de construção e modernização com condições de operação que estão a mudar agora. Ao meio-dia de 29 de Março de 2026, a energia solar fornecia cerca de 25,2 gigawatts, ou 44,5% da produção, enquanto o carvão fornecia cerca de 6,1 gigawatts, segundo dados da Korea Power Exchange. Nesse momento, a produção solar era mais de quatro vezes superior à produção a carvão.

Porque é que mais energia solar altera a gestão da tensão

A tensão é a pressão eléctrica que faz a electricidade percorrer uma rede. O equipamento precisa de a manter dentro de um intervalo controlado. A frequência mede o ritmo da corrente alternada. Ambas exigem uma gestão constante, mas o equipamento e as medidas necessários para as controlar são diferentes.

As centrais a carvão e a gás natural liquefeito utilizam geradores síncronos, máquinas rotativas que acompanham a frequência eléctrica da rede. Além de produzirem electricidade, podem fornecer ou absorver potência reactiva, uma troca eléctrica que ajuda a controlar a tensão.

A potência reactiva contribui para as condições eléctricas necessárias à circulação de potência útil no sistema. O seu excesso ou falta numa determinada zona pode fazer com que a tensão saia do intervalo desejado. Em períodos de baixa procura de electricidade, as linhas de transporte podem contribuir para o aumento da tensão, sendo necessário equipamento que absorva potência reactiva.

A produção solar altera o equilíbrio operacional. Quando a luz solar fornece mais electricidade, as centrais convencionais podem reduzir a produção ou parar para manter a oferta total ajustada ao consumo. Um gerador parado também deixa de fornecer parte do apoio à tensão que essa máquina assegurava.

Baek Cheol-woo, professor na Universidade Feminina Duksung, atribui grande parte do recente aumento das sobretensões às paragens mais frequentes dos geradores. Já se registaram subidas da tensão de transporte, afirmou, mas a redução do número de geradores convencionais em funcionamento torna o controlo mais difícil.

Os inversores solares, que convertem a corrente contínua produzida pelos painéis em corrente alternada para a rede, também podem apoiar a tensão, desde que estejam equipados e sejam operados para esse fim. O desafio da Coreia do Sul consiste, por isso, tanto em acrescentar equipamento específico como em aproveitar melhor os geradores renováveis já ligados à rede.

Eventos repetidos revelam uma pressão que vai além da contagem de instalações

O número de 78 corresponde às instalações afectadas. Os registos operacionais contabilizam eventos de tensão repetidos e o total de horas acumuladas em diferentes locais, oferecendo um retrato mais pormenorizado da pressão sobre a rede.

Os dados atribuídos a um relatório sobre o desempenho da fiabilidade da rede, divulgado em reuniões consultivas governamentais, indicam que, em 2025, as violações dos objectivos de tensão de operação foram 582 na rede de 765 quilovolts, 55 265 na rede de 345 quilovolts e 4 943 na rede de 154 quilovolts.

A mesma fonte indica um total de 55 526 sobretensões na rede de 345 quilovolts, enquanto a tabela de violações dos objectivos regista 55 265. A informação divulgada pela KEPCO ao parlamento aponta para cerca de 55 000. Os totais exactos apresentam, portanto, uma discrepância, embora todos ultrapassem 55 000 ocorrências anuais.

A série de eventos regista 18 753 casos em 2023, 36 717 em 2024 e 55 526 em 2025, quase triplicando em dois anos. O tempo acumulado associado a sobretensões com duração superior a uma hora aumentou de 13 174 horas em 2024 para 21 396 horas em 2025, cerca de 62%. Essas horas são acumuladas em várias instalações. A tensão acima dos 366 quilovolts totalizou 70 horas.

Os dados utilizam também diferentes valores de referência para a tensão. A contagem de instalações considera um intervalo permitido de mais ou menos 5% em relação aos 345 quilovolts, aproximadamente entre 327,75 e 362,25 quilovolts. O relatório operacional utiliza um objectivo mais restrito, entre 336 e 360 quilovolts. Um objectivo operacional pressupõe uma intervenção antes de a tensão atingir o limite permitido mais amplo.

As horas de violação dos objectivos foram mais numerosas na subestação de Singajwa, com 3 857 horas, seguida de Sejong, com 3 032, Hwaseong, com 2 676, e Gunsan, com 2 420. Estes locais mostram que a gestão da tensão exige atenção em várias regiões, incluindo zonas que servem grandes centros de consumo.

O modelo da rede coreana explica a pressão geográfica

Os investigadores responsáveis pelo artigo académico estudo KPG 193 identificam problemas emergentes de sobretensão no sudoeste da Coreia do Sul, onde se concentram as instalações solares e a rede de transporte é relativamente fraca.

O modelo sintético, construído com dados públicos, contém 193 pontos de ligação eléctrica, denominados nós, 123 geradores e 407 linhas de transporte. Inclui 23,75 gigawatts de capacidade solar, cerca de 18% da capacidade total de produção, de 134,49 gigawatts. A capacidade mede a produção potencial, enquanto os valores de 29 de Março descrevem a electricidade efectivamente produzida num determinado momento.

Uma simulação com as condições das 13h00 de 22 de Julho de 2022, o dia de maior procura do Verão, situa cerca de 40% da procura de electricidade na área metropolitana. As grandes centrais a carvão e nucleares concentram-se ao longo da costa, e as centrais do Leste transportam electricidade por mais de 200 quilómetros em direcção à região da capital.

Por conseguinte, a Coreia do Sul tem de gerir tanto os grandes fluxos de electricidade para o seu principal centro de procura como as condições locais de tensão em zonas com forte concentração de produção. A concentração de energia solar no sudoeste cria um desafio operacional diferente do transporte de longa distância ao longo da costa.

Os investigadores criaram o KPG 193 como plataforma de ensaio simplificada. O equipamento real da rede, incluindo condensadores em derivação, compensadores síncronos estáticos e transformadores com regulação de tensão ajustável, foi excluído. As informações pormenorizadas sobre a rede também são restritas, pelo que o modelo agrupa as instalações com base nas áreas regionais de serviço da KEPCO e em dados cartográficos públicos.

O estudo permite testar a interacção entre produção, procura e geografia. A sua concepção mostra também por que motivo o planeamento exige simulações pormenorizadas que incluam o equipamento de controlo de tensão instalado em cada local.

A maioria das ligações renováveis está nas redes locais

Dados da KEPCO apresentados durante a análise parlamentar mostram que as redes de distribuição transportam 30,7 gigawatts dos 41,1 gigawatts de capacidade de ligação renovável da Coreia do Sul, aproximadamente 75%. Em número de ligações, 99% utilizam essas redes locais, que fornecem electricidade a casas e empresas.

A KEPCO afirma que os inversores de distribuição funcionam com um factor de potência fixo de 1,0. Em termos simples, essa configuração dá prioridade ao fornecimento de potência útil, sem troca de potência reactiva para controlo da tensão. Os inversores capazes de ajustar a potência reactiva precisam de configurações e instruções de operação adequadas para executar essa função.

Desde 2020, as regras de instalação de equipamento renovável exigem capacidade de controlo da tensão. Contudo, as autoridades não estabeleceram o estado efectivo da aplicação e operação dessas funções em mais de 30 gigawatts de equipamento instalado. A falta desse inventário também afecta as decisões sobre modernizações, custos e instruções de operação.

Song Seung-ho, professor de engenharia electrotécnica na Universidade Kwangwoon, defende que os geradores renováveis devem participar no controlo da potência reactiva enquanto membros do sistema eléctrico. Apela também a mais simulações e pessoal especializado, com a escolha de equipamento ajustada às condições de toda a rede.

Jeon Young-hwan, professor na Universidade Hongik, propõe a utilização de compensadores síncronos para reforçar a rede e de STATCOM para gerir a tensão nos locais onde seja difícil melhorar de imediato os inversores existentes. Ambas as soluções procuram fornecer o apoio que os geradores convencionais prestavam enquanto produziam electricidade.

Manter-se ligado durante uma perturbação

As modernizações dos inversores também têm de responder ao que acontece quando a tensão ou a frequência se afastam momentaneamente das condições normais. Os dispositivos de protecção podem desligar o equipamento para evitar danos. Se muitos geradores se desligarem ao mesmo tempo, a perda súbita de produção pode agravar a perturbação.

Os planos da KEPCO abrangem funções conhecidas como LVRT, LFRT e HVRT. Estas permitem que o equipamento continue a funcionar durante períodos definidos de baixa tensão, frequência anormal ou tensão elevada. Configurações adequadas para tensão elevada também podem permitir que um inversor absorva potência reactiva sem se desligar.

O presidente da KEPCO, Kim Dong-cheol, descreveu a cobertura actual e a expansão prevista durante a análise parlamentar:

Assegurámos a capacidade de funcionamento contínuo para instalações de 90 quilowatts (kW) ou mais e planeamos alargar a cobertura às instalações de 20 kW ou mais.

A KEPCO afirma que está a promover melhorias destas funções até 2029 e prevê instalar compensadores síncronos até 2034 para assegurar inércia. A inércia é a energia armazenada em máquinas rotativas que abranda uma alteração súbita da frequência da rede, dando tempo a outros controlos para responderem.

O deputado Kim Juyoung solicitou também a verificação dos mecanismos de corte de emergência. O corte selectivo de carga por subfrequência desliga circuitos de determinados consumidores quando a oferta de electricidade é insuficiente e a frequência desce para níveis perigosos. Um circuito com geradores solares pode retirar menos procura líquida do que o esperado, porque a sua desconexão interrompe tanto o consumo como a produção local.

Kim citou uma avaliação de um painel de especialistas da ENTSO-E sobre o apagão de Abril de 2025 em Espanha e Portugal, que identificou a sobretensão como causa directa no âmbito de uma cadeia que envolveu 14 factores. O funcionamento com factor de potência fixo e os sucessivos cortes da produção solar figuravam entre os factores apontados como agravantes da subida da tensão.

Os centros de IA provocam variações súbitas na procura

Os centros de dados de IA representam outro desafio operacional: o consumo de electricidade pode mudar rapidamente quando grandes quantidades de processadores gráficos alternam entre o processamento e a troca de dados.

Baek estima que a procura de um grande centro de treino de IA pode variar entre 30% e 40% num curto período. Num centro que consuma um gigawatt, isso corresponderia a uma variação de 300 a 400 megawatts.

Um incidente ocorrido na Virgínia em Julho de 2024 ilustra o efeito de uma perda súbita de procura. Segundo um relato atribuído à North American Electric Reliability Corporation, uma avaria na rede de transporte provocou uma breve queda de tensão, activando os sistemas de protecção de centros de dados. Cerca de 1 500 megawatts de procura foram desligados, após o que a tensão subiu para 107% do valor normal. Não se seguiu um apagão generalizado.

O Ministério do Clima, Energia e Ambiente da Coreia do Sul criou um grupo de estudo em Agosto de 2026 para desenvolver requisitos de ligação à rede e de operação para centros de dados de IA. Continuavam a ser elaborados requisitos pormenorizados para responder a variações rápidas da procura e a cortes accionados pelos sistemas de protecção.

A produção e o consumo exigem, por isso, configurações de protecção coordenadas. O corte súbito de uma grande instalação solar retira produção; o corte de um grande centro de dados retira procura. Em ambos os casos, a rede tem de se ajustar rapidamente.

O equipamento está previsto, mas a entrega e a remuneração ficam para trás

Os compensadores síncronos e os STATCOM estão incluídos no 11.º plano de longo prazo da Coreia do Sul para instalações de transporte e subestações, mas as instalações ainda não estão concluídas. Um compensador síncrono é uma máquina rotativa que apoia a rede sem produzir electricidade para venda. Um STATCOM utiliza electrónica de potência para ajustar rapidamente a potência reactiva e controlar a tensão.

O equipamento existente também está sob pressão. Os dados atribuídos ao relatório de fiabilidade da rede indicam que a capacidade de compensação de tensão avariada, incluindo reactâncias em derivação e STATCOM, atingiu 3 500 megavolt-ampere reactivos em 2025, cerca do triplo do valor de 2024. As reactâncias em derivação absorvem potência reactiva para conter as subidas de tensão, sobretudo quando as linhas de transporte estão pouco carregadas.

A KEPCO afirma que os prazos de aquisição de equipamento de compensação passaram de cerca de um ano para até três anos, uma vez que os fabricantes nacionais também fornecem encomendas do estrangeiro. Os calendários de reparação e expansão têm, por isso, de contar com esperas mais longas.

O mercado da electricidade coloca outro obstáculo: os serviços de controlo de potência reactiva não são remunerados separadamente. Uma máquina construída sobretudo para regular a tensão não gera receitas habituais da venda de electricidade que justifiquem o investimento.

Yoo Seung-hoon, professor na Universidade Nacional de Ciência e Tecnologia de Seul, defende que o investimento em equipamento como os STATCOM deve ser incluído na avaliação dos custos da energia renovável pelos decisores políticos. Lee Jong-bae apela a regras que mantenham a expansão das renováveis alinhada com a estabilidade da tensão, da frequência e da qualidade da electricidade.

As decisões práticas dizem respeito a quem paga, a quais inversores existentes precisam de ser modernizados, aos locais onde novas máquinas trarão maiores benefícios e à rapidez com que podem ser entregues. As metas de construção, por si só, não resolvem as necessidades operacionais: o equipamento tem de ser ligado, testado e colocado à disposição da rede.

Jeju oferece um projecto concreto e um prazo definido

A KEPCO e a ABB assinaram um memorando de entendimento para instalar na Coreia do Sul o primeiro compensador síncrono acoplado a um volante de inércia de elevada inércia. O anúncio do projecto de Jeju da ABB situa a máquina perto da estação de corrente contínua de alta tensão no norte da ilha, onde um cabo submarino liga Jeju ao território continental.

A unidade tem uma potência nominal de 50 megavolt-ampere reactivos para apoio à tensão e cerca de 500 megawatt-segundos de energia rotacional armazenada. O volante acrescenta massa rotativa, aumentando a energia disponível para abrandar variações súbitas da frequência. A ABB está a conceber e fabricar o sistema na Suécia, estando a entrada em funcionamento prevista até ao final de 2026.

Jeju, onde vivem cerca de 670 000 pessoas, pretende atingir emissões líquidas nulas até 2035 através de energias renováveis e hidrogénio limpo. O projecto oferece a essa transição uma infra-estrutura de apoio concreta e uma meta de entrada em serviço a curto prazo.

As principais datas mostram como as pressões operacionais coincidem com as respostas previstas:

• 2021 a 2025: o número de instalações que ultrapassaram os limites de tensão aumentou de quatro para 78.
• Julho de 2024: uma perturbação na Virgínia desligou cerca de 1 500 megawatts de procura de centros de dados.
• 29 de Março de 2026: ao meio-dia, a energia solar forneceu 44,5% da produção da Coreia do Sul.
• Final de 2026: está prevista a entrada em funcionamento do compensador síncrono com volante de inércia de Jeju.
• 2029: o programa da KEPCO para melhorar o desempenho dos inversores prolonga-se até este ano.
• 2034: a KEPCO prevê instalar compensadores síncronos para assegurar a inércia.

Pontos principais

• A Coreia do Sul registou sobretensões em 78 instalações importantes em 2025, contra quatro em 2021.
• O aumento da produção solar reduz o funcionamento dos geradores convencionais, que também prestam apoio à tensão.
• As redes de distribuição transportam cerca de 75% da capacidade de ligação renovável, tornando as configurações e o desempenho dos inversores fundamentais para a estabilidade da rede.
• As autoridades precisam de um inventário completo das capacidades dos inversores instalados, enquanto a entrega de equipamento pode demorar até três anos.
• A entrada em funcionamento do novo compensador síncrono de Jeju está prevista até ao final de 2026; as melhorias mais abrangentes prolongam-se até 2029 e 2034.