La forte hausse des surtensions en Corée du Sud révèle les lacunes du réseau face au solaire

78 installations électriques ont dépassé les limites de tension en 2025

La Corée du Sud a enregistré une tension excessive dans 78 grandes installations de transport et de transformation en 2025, contre quatre en 2021. Cette hausse intervient alors que le développement de la production solaire réduit le recours aux centrales classiques, qui contribuent également à la stabilité du réseau. Elle accentue la pression sur les autorités de l’électricité, appelées à remplacer les services de régulation de la tension assurés par ces centrales, à moderniser les équipements solaires et à rémunérer des services que le marché de l’électricité ne compense actuellement pas.

Les données de Korea Power Exchange transmises au bureau du député Lee Jong-bae montrent que le nombre d’installations concernées sur le réseau de 345 kilovolts a augmenté chaque année : quatre en 2021, 22 en 2022, 52 en 2023, 61 en 2024 et 78 en 2025. Le dernier chiffre est 19,5 fois supérieur au niveau de départ, sur cinq relevés annuels couvrant quatre ans.

Des données d’exploitation plus détaillées révèlent également des problèmes de tension fréquents et prolongés. Par ailleurs, l’approvisionnement en équipements peut désormais prendre jusqu’à trois ans et les autorités de l’électricité ne disposent pas d’une vue complète de la capacité des installations renouvelables en service à réguler activement la tension ou à rester connectées en cas de perturbation.

La Corée du Sud a déjà commencé à mettre en œuvre des solutions techniques. Sur l’île de Jeju, Korea Electric Power Corporation, ou KEPCO, travaille avec ABB sur une machine tournante conçue pour contribuer à la régulation de la tension et de la fréquence. Sa mise en service est prévue d’ici fin 2026. Les améliorations plus générales des onduleurs doivent se poursuivre jusqu’en 2029, tandis qu’un autre programme d’équipements de soutien rotatifs s’étend jusqu’en 2034.

Le défi immédiat consiste à faire correspondre ces calendriers de construction et de modernisation à des conditions d’exploitation qui évoluent dès maintenant. À midi, le 29 mars 2026, le solaire fournissait environ 25,2 gigawatts, soit 44,5 % de la production, contre environ 6,1 gigawatts pour le charbon, selon les données de Korea Power Exchange. À cet instant, la production solaire était plus de quatre fois supérieure à celle du charbon.

Pourquoi la progression du solaire change la gestion de la tension

La tension est la pression électrique qui fait circuler l’électricité dans un réseau. Les équipements doivent la maintenir dans une plage maîtrisée. La fréquence mesure le rythme du courant alternatif. Les deux nécessitent une gestion constante, mais les équipements et les interventions nécessaires à leur régulation diffèrent.

Les centrales au charbon et au gaz naturel liquéfié utilisent des générateurs synchrones, des machines tournantes qui fonctionnent au rythme de la fréquence électrique du réseau. En plus de produire de l’électricité, elles peuvent fournir ou absorber de la puissance réactive, un échange électrique qui contribue à réguler la tension.

La puissance réactive maintient les conditions électriques nécessaires au transport de la puissance utile dans le système. Un excès ou un déficit dans une zone donnée peut faire sortir la tension de sa plage souhaitée. Lorsque la demande d’électricité est faible, les lignes de transport peuvent contribuer à une hausse de la tension, ce qui nécessite des équipements capables d’absorber la puissance réactive.

La production solaire modifie l’équilibre d’exploitation. Quand l’ensoleillement fournit davantage d’électricité, les centrales classiques peuvent réduire leur production ou s’arrêter afin d’équilibrer l’offre totale et la consommation. L’arrêt d’un générateur supprime aussi une partie du soutien à la tension qu’il assurait auparavant.

Baek Cheol-woo, professeur à l’université pour femmes Duksung, attribue une grande partie de la hausse récente des surtensions à ces arrêts plus fréquents des générateurs. La tension sur les lignes de transport avait déjà tendance à augmenter, a-t-il indiqué, mais la diminution du nombre de centrales classiques en fonctionnement complique la régulation.

Les onduleurs solaires, qui convertissent le courant continu produit par les panneaux en courant alternatif destiné au réseau, peuvent également contribuer à la régulation de la tension s’ils sont équipés et exploités à cette fin. La Corée du Sud doit donc à la fois ajouter des équipements dédiés et mieux tirer parti des installations renouvelables déjà raccordées.

La répétition des incidents révèle des tensions au-delà du nombre d’installations

Le chiffre de 78 correspond au nombre d’installations concernées. Les registres d’exploitation comptabilisent les événements répétés et le nombre total d’heures dans différents lieux, donnant une image plus détaillée de la charge pesant sur le réseau.

Selon des chiffres attribués à un rapport sur les performances de fiabilité du réseau diffusé lors de réunions consultatives gouvernementales, les dépassements des objectifs d’exploitation de la tension en 2025 ont été au nombre de 582 sur le réseau de 765 kilovolts, de 55 265 sur celui de 345 kilovolts et de 4 943 sur celui de 154 kilovolts.

La même source fait état de 55 526 épisodes de surtension sur le réseau de 345 kilovolts, tandis que son tableau des dépassements d’objectifs en recense 55 265. Dans les informations communiquées par KEPCO au Parlement, le total est arrondi à environ 55 000. Les chiffres précis présentent donc un écart, mais tous situent le nombre annuel au-dessus de 55 000.

La série recense 18 753 cas en 2023, 36 717 en 2024 et 55 526 en 2025, soit près du triple en deux ans. Le cumul des périodes de surtension de plus d’une heure est passé de 13 174 heures en 2024 à 21 396 heures en 2025, une hausse d’environ 62 %. Ces heures s’additionnent sur plusieurs installations. La tension a dépassé 366 kilovolts pendant 70 heures.

Les chiffres reposent également sur différents seuils de tension. Le décompte des installations correspond à une plage autorisée de plus ou moins 5 % autour de 345 kilovolts, soit environ 327,75 à 362,25 kilovolts. Le rapport d’exploitation utilise une plage cible plus étroite, de 336 à 360 kilovolts. Un objectif d’exploitation appelle à intervenir avant que la tension n’atteigne la limite autorisée plus large.

Les dépassements horaires des objectifs ont été les plus nombreux au poste électrique de Singajwa, avec 3 857 heures, suivi de Sejong avec 3 032 heures, Hwaseong avec 2 676 et Gunsan avec 2 420. Ces chiffres montrent que la régulation de la tension exige une attention dans plusieurs régions, y compris celles qui desservent les principaux centres de consommation.

Un modèle du réseau coréen éclaire les tensions géographiques

Les chercheurs à l’origine de l’étude universitaire KPG 193 study identifient l’émergence de problèmes de surtension dans le sud-ouest de la Corée du Sud, où les installations solaires sont concentrées et le réseau de transport relativement fragile.

Leur modèle synthétique, élaboré à partir de données publiques, comprend 193 points de raccordement électrique, appelés jeux de barres, 123 générateurs et 407 lignes de transport. Il intègre 23,75 gigawatts de capacité solaire, soit environ 18 % de sa capacité totale de production, qui s’élève à 134,49 gigawatts. La capacité mesure la production potentielle, tandis que les chiffres du 29 mars décrivent l’électricité effectivement produite à un instant donné.

Une simulation fondée sur les conditions observées à 13 heures le 22 juillet 2022, jour de pic estival de la demande, situe environ 40 % de la consommation d’électricité dans la région métropolitaine. De grandes centrales au charbon et nucléaires sont concentrées le long du littoral, tandis que celles de l’est acheminent l’électricité sur plus de 200 kilomètres vers la région de la capitale.

La Corée du Sud doit donc gérer à la fois les importants transferts d’électricité vers son principal centre de consommation et les conditions locales de tension dans les zones où la production est concentrée. La concentration solaire dans le sud-ouest pose un défi d’exploitation différent de celui des longues lignes de transport côtières.

Les chercheurs ont conçu KPG 193 comme une plateforme de test simplifiée. Certains équipements réels du réseau, notamment les batteries de condensateurs, les compensateurs statiques synchrones et les transformateurs à réglage de tension, n’y figurent pas. Les informations détaillées sur le réseau sont également soumises à des restrictions, si bien que le modèle regroupe les installations selon les zones de desserte régionales de KEPCO et des données cartographiques publiques.

L’étude permet de tester les interactions entre production, demande et géographie. Sa conception montre également pourquoi la planification nécessite des simulations détaillées intégrant les équipements de régulation de la tension installés sur chaque site.

La plupart des raccordements renouvelables sont sur les réseaux locaux

Les données de KEPCO présentées lors d’un examen parlementaire montrent que les réseaux de distribution portent 30,7 gigawatts sur les 41,1 gigawatts de capacité de raccordement aux énergies renouvelables de la Corée du Sud, soit environ 75 %. En nombre de raccordements, 99 % passent par ces réseaux locaux, qui acheminent l’électricité vers les logements et les entreprises.

KEPCO indique que les onduleurs de distribution fonctionnent avec un facteur de puissance fixe de 1,0. En termes simples, ce réglage privilégie la fourniture de puissance utile sans échange de puissance réactive pour réguler la tension. Les onduleurs capables d’ajuster la puissance réactive doivent disposer de réglages adaptés et de consignes d’exploitation pour remplir cette fonction.

Depuis 2020, les règles d’installation des équipements renouvelables imposent une capacité de régulation de la tension. Les autorités n’ont toutefois pas établi l’état réel de mise en œuvre et d’exploitation de ces fonctions sur plus de 30 gigawatts d’équipements installés. L’absence de cet inventaire complique aussi les décisions concernant les modernisations, les coûts et les consignes d’exploitation.

Song Seung-ho, professeur de génie électrique à l’université Kwangwoon, estime que les installations renouvelables devraient participer à la régulation de la puissance réactive en tant que composantes du système électrique. Il appelle également à multiplier les simulations et à renforcer les équipes, en choisissant les équipements en fonction des conditions sur l’ensemble du réseau.

Jeon Young-hwan, professeur à l’université Hongik, propose d’utiliser des compensateurs synchrones pour renforcer le réseau et des STATCOM pour réguler la tension lorsqu’il est difficile d’améliorer immédiatement les onduleurs existants. Ces deux solutions visent à fournir le soutien qu’assuraient auparavant les centrales classiques lorsqu’elles produisaient de l’électricité.

Rester connecté en cas de perturbation

Les modernisations des onduleurs doivent aussi prendre en compte les situations où la tension ou la fréquence sort brièvement de la normale. Des dispositifs de protection peuvent déconnecter les équipements pour éviter qu’ils ne soient endommagés. Si de nombreux générateurs se déconnectent simultanément, la perte soudaine de production peut aggraver la perturbation.

Les plans de KEPCO couvrent des fonctions appelées LVRT, LFRT et HVRT. Elles permettent aux équipements de rester en fonctionnement pendant des périodes définies de basse tension, de fréquence anormale ou de haute tension. Des réglages adaptés en cas de haute tension peuvent aussi permettre à un onduleur d’absorber de la puissance réactive tout en restant connecté.

Le président de KEPCO, Kim Dong-cheol, a décrit la couverture actuelle et son élargissement prévu lors de l’examen parlementaire :

Nous avons garanti la capacité de fonctionnement continu des installations de 90 kilowatts (kW) ou plus et prévoyons d’étendre cette couverture aux installations de 20 kW ou plus.

KEPCO indique qu’elle prévoit d’améliorer ces fonctions jusqu’en 2029 et d’installer des compensateurs synchrones d’ici 2034 afin de sécuriser l’inertie. L’inertie est l’énergie stockée dans les machines tournantes qui ralentit les variations soudaines de la fréquence du réseau, laissant aux autres systèmes de régulation le temps de réagir.

Le député Kim Juyoung a également demandé que les dispositifs de déconnexion d’urgence soient vérifiés. Le délestage sous-fréquence déconnecte certains circuits clients lorsque l’offre d’électricité est insuffisante et que la fréquence chute dangereusement. Un circuit qui comprend des installations solaires peut réduire la demande nette moins que prévu, car sa déconnexion supprime à la fois les consommateurs et la production locale.

Kim a cité l’évaluation d’un groupe d’experts de l’ENTSO-E sur la panne d’électricité survenue en avril 2025 en Espagne et au Portugal. Celle-ci désigne la surtension comme cause directe, dans une chaîne impliquant 14 facteurs. Le fonctionnement à facteur de puissance fixe et les déconnexions successives d’installations solaires figuraient parmi les facteurs ayant aggravé la hausse de tension.

Les centres d’IA accentuent les variations soudaines de la demande

Les centres de données d’IA posent un autre défi opérationnel : leur consommation d’électricité peut varier rapidement, à mesure que de grands nombres de processeurs graphiques passent du calcul à l’échange de données.

Baek estime que la demande d’un grand centre d’entraînement de modèles d’IA peut varier de 30 à 40 % sur une courte période. Pour un centre consommant un gigawatt, cela représenterait une variation de 300 à 400 mégawatts.

Un incident survenu en Virginie en juillet 2024 illustre les effets d’une baisse soudaine de la demande. Selon un compte rendu attribué à la North American Electric Reliability Corporation, un défaut sur une ligne de transport a provoqué une brève chute de tension, déclenchant les systèmes de protection des centres de données. Environ 1 500 mégawatts de demande ont été déconnectés, après quoi la tension est montée à 107 % de la normale. Aucune panne généralisée ne s’est ensuivie.

Le ministère sud-coréen du Climat, de l’Énergie et de l’Environnement a créé un groupe d’étude en août 2026 pour élaborer des exigences de raccordement au réseau et d’exploitation pour les centres de données d’IA. Des exigences détaillées sur les variations rapides de la demande et les déconnexions de protection étaient encore en cours d’élaboration.

Les réglages de protection de la production et de la consommation doivent donc être coordonnés. La déconnexion soudaine d’une grande installation solaire supprime de la production ; celle d’un grand centre de données supprime de la demande. Dans les deux cas, le réseau doit s’adapter rapidement.

Les équipements sont prévus, mais les livraisons et la rémunération tardent

Les compensateurs synchrones et les STATCOM figurent dans le 11e plan à long terme de la Corée du Sud pour les installations de transport et de transformation, mais leur installation n’est pas terminée. Un compensateur synchrone est une machine tournante qui soutient le réseau sans produire d’électricité destinée à la vente. Un STATCOM utilise l’électronique de puissance pour ajuster rapidement la puissance réactive et réguler la tension.

Les équipements existants sont également sous pression. Selon des chiffres attribués au rapport sur la fiabilité du réseau, la capacité de compensation de tension défaillante, notamment celle des réactances shunt et des STATCOM, atteignait 3 500 mégavoltampères réactifs en 2025, soit environ trois fois le niveau de 2024. Les réactances shunt absorbent la puissance réactive afin de limiter la hausse de tension, en particulier lorsque les lignes de transport sont peu chargées.

KEPCO indique que les délais d’approvisionnement en équipements de compensation sont passés d’environ un an à trois ans, les fabricants nationaux fournissant également des commandes à l’étranger. Les calendriers de réparation et d’extension doivent donc tenir compte de ces délais plus longs.

Le marché de l’électricité constitue une autre contrainte : les services de régulation de la puissance réactive ne sont pas rémunérés séparément. Une machine construite principalement pour réguler la tension ne génère pas de recettes ordinaires liées à la vente d’électricité pour justifier son investissement.

Yoo Seung-hoon, professeur à l’université nationale des sciences et technologies de Séoul, estime que les investissements dans des équipements tels que les STATCOM devraient être pris en compte lorsque les responsables publics évaluent le coût des énergies renouvelables. Lee Jong-bae réclame des règles permettant de concilier le développement des énergies renouvelables avec la stabilité de la tension, de la fréquence et de la qualité de l’électricité.

Les décisions concrètes portent sur les acteurs qui financeront les équipements, les onduleurs existants à moderniser, les lieux où les nouvelles machines seront les plus utiles et les délais de livraison. Les objectifs de construction ne suffisent pas à achever le travail opérationnel : les équipements doivent encore être raccordés, testés et disponibles.

Jeju offre un projet concret assorti d’une échéance

KEPCO et ABB ont signé un protocole d’accord pour construire le premier compensateur synchrone de Corée du Sud couplé à un volant d’inertie afin d’augmenter l’inertie du réseau. Selon l’annonce du projet de Jeju publiée par ABB, la machine sera installée près de la station de courant continu à haute tension du nord de l’île, où un câble sous-marin relie Jeju au continent.

L’unité est conçue pour fournir 50 mégavoltampères réactifs en soutien à la tension et près de 500 mégawatts-secondes d’énergie de rotation stockée. Le volant d’inertie ajoute une masse en rotation et augmente l’énergie disponible pour ralentir les variations soudaines de fréquence. ABB conçoit et fabrique le système en Suède ; sa mise en service est prévue d’ici fin 2026.

Jeju, qui compte environ 670 000 habitants, vise la neutralité carbone d’ici 2035 grâce aux énergies renouvelables et à l’hydrogène propre. Le projet dote cette transition d’une infrastructure d’accompagnement concrète et d’une échéance de mise en service proche.

Les principales dates montrent comment les tensions actuelles et les réponses prévues se chevauchent :

• 2021 à 2025 : le nombre d’installations dépassant les limites de tension est passé de quatre à 78.
• Juillet 2024 : une perturbation en Virginie a entraîné la déconnexion d’environ 1 500 mégawatts de demande des centres de données.
• 29 mars 2026 : à midi, le solaire fournissait 44,5 % de la production d’électricité sud-coréenne.
• Fin 2026 : le compensateur synchrone à volant d’inertie de Jeju doit entrer en service.
• 2029 : le programme de KEPCO visant à améliorer les performances des onduleurs se poursuit jusqu’à cette année.
• 2034 : KEPCO prévoit d’installer des compensateurs synchrones afin de sécuriser l’inertie.

Points clés

• La Corée du Sud a enregistré des surtensions dans 78 grandes installations en 2025, contre quatre en 2021.
• La progression de la production solaire réduit le recours aux centrales classiques, qui contribuent également au soutien de la tension.
• Les réseaux de distribution portent environ 75 % de la capacité de raccordement aux énergies renouvelables, ce qui rend essentiels les réglages et les performances des onduleurs pour la stabilité du réseau.
• Les autorités doivent établir un inventaire complet des capacités des onduleurs installés, tandis que la livraison des équipements peut prendre jusqu’à trois ans.
• La mise en service du nouveau compensateur synchrone de Jeju est prévue d’ici fin 2026 ; les améliorations plus générales doivent se poursuivre jusqu’en 2029 et 2034.