Zunehmende Überspannungen in Südkorea legen Lücken bei der Netzintegration von Solarenergie offen

78 Anlagen überschritten 2025 die Spannungsgrenzen

In Südkorea wurde 2025 an 78 großen Übertragungs- und Umspannwerksanlagen eine überhöhte Spannung gemessen, gegenüber vier im Jahr 2021. Grund ist, dass der Ausbau der Solarstromerzeugung den Betrieb konventioneller Kraftwerke verringert, die zugleich zur Stabilisierung des Stromnetzes beitragen. Der Anstieg setzt die Stromversorger unter zusätzlichen Druck: Sie müssen die Spannungsregelung dieser Kraftwerke ersetzen, Solaranlagen aufrüsten und Leistungen vergüten, für die der Strommarkt bislang keine Bezahlung vorsieht.

Daten des Korea Power Exchange, die dem Büro des Abgeordneten Lee Jong-bae vorgelegt wurden, zeigen, dass die Zahl der betroffenen Anlagen im 345-Kilovolt-Netz jedes Jahr stieg: von vier im Jahr 2021 auf 22 im Jahr 2022, 52 im Jahr 2023, 61 im Jahr 2024 und 78 im Jahr 2025. Der jüngste Wert ist 19,5-mal so hoch wie der Ausgangswert, gemessen anhand von fünf Jahreswerten über einen Zeitraum von vier Jahren.

Detailliertere Betriebsdaten weisen zudem auf wiederholte und lang anhaltende Spannungsprobleme hin. Zugleich kann die Beschaffung von Ausrüstung inzwischen bis zu drei Jahre dauern, und den Stromversorgern fehlt ein vollständiger Überblick darüber, in welchem Umfang installierte Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie aktiv die Spannung stützen oder bei Störungen am Netz bleiben können.

Südkorea verfolgt bereits technische Lösungen. Auf der Insel Jeju arbeitet die Korea Electric Power Corporation, kurz KEPCO, mit ABB an einer rotierenden Maschine, die sowohl Spannung als auch Frequenz stützen soll. Sie soll bis Ende 2026 in Betrieb gehen. Umfassendere Verbesserungen an Wechselrichtern sind bis 2029 vorgesehen, ein weiteres Programm für rotierende Stützungsanlagen läuft bis 2034.

Die unmittelbare Herausforderung besteht darin, Bau- und Modernisierungspläne an Betriebsbedingungen anzupassen, die sich bereits jetzt verändern. Am Mittag des 29. März 2026 lieferten Solaranlagen laut Daten des Korea Power Exchange rund 25,2 Gigawatt beziehungsweise 44,5 Prozent der Stromerzeugung, während Kohlekraftwerke auf etwa 6,1 Gigawatt kamen. Die Solarstromerzeugung war zu diesem Zeitpunkt mehr als viermal so hoch wie die Kohleverstromung.

Warum mehr Solarstrom die Spannungsregelung verändert

Spannung ist der elektrische Druck, der den Strom durch ein Netz bewegt. Sie muss innerhalb eines kontrollierten Bereichs bleiben. Die Frequenz gibt den Takt des Wechselstroms an. Beides muss kontinuierlich geregelt werden, doch dafür sind unterschiedliche Anlagen und Maßnahmen erforderlich.

Kohle- und Flüssigerdgaskraftwerke nutzen Synchrongeneratoren: rotierende Maschinen, die sich im Takt der elektrischen Netzfrequenz drehen. Neben der Stromerzeugung können sie Blindleistung bereitstellen oder aufnehmen, einen elektrischen Austausch, der zur Spannungsregelung beiträgt.

Blindleistung unterstützt die elektrischen Bedingungen, die nötig sind, um Wirkleistung durch das System zu übertragen. Zu viel oder zu wenig Blindleistung an einem bestimmten Ort kann die Spannung aus ihrem Sollbereich bringen. Bei geringer Stromnachfrage können Übertragungsleitungen zu einem Spannungsanstieg beitragen; dann werden Anlagen benötigt, die Blindleistung aufnehmen.

Die Solarstromerzeugung verändert das Betriebsgleichgewicht. Wenn Sonnenlicht mehr Strom liefert, können konventionelle Kraftwerke ihre Leistung drosseln oder abgeschaltet werden, damit die Gesamtversorgung dem Verbrauch entspricht. Mit einem abgeschalteten Generator entfällt auch ein Teil der Spannungsstützung, die diese Maschine zuvor bereitgestellt hat.

Baek Cheol-woo, Professor an der Duksung Women's University, führt einen großen Teil des jüngsten Anstiegs der Überspannungen auf die häufigeren Abschaltungen von Generatoren zurück. Steigende Übertragungsspannungen habe es schon früher gegeben, sagte er, doch bei weniger in Betrieb befindlichen konventionellen Kraftwerken sei ihre Regelung schwieriger.

Auch Solarwechselrichter, die den von den Modulen erzeugten Gleichstrom für das Netz in Wechselstrom umwandeln, können zur Spannungsstützung beitragen, sofern sie dafür ausgelegt und entsprechend betrieben werden. Südkorea muss daher sowohl spezielle Anlagen hinzufügen als auch die bereits angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie besser nutzen.

Wiederholte Ereignisse zeigen den Druck über die Zahl der Anlagen hinaus

Die Zahl 78 gibt die betroffenen Anlagen an. Betriebsaufzeichnungen erfassen wiederholte Spannungsereignisse und die aufsummierte Dauer an verschiedenen Standorten und vermitteln so ein genaueres Bild der Belastung des Netzes.

Aus Zahlen eines Berichts zur Zuverlässigkeit des Stromnetzes, die bei Beratungen mit Regierungsvertretern verbreitet wurden, geht hervor, dass 2025 die Betriebsspannungs-Sollwerte 582-mal im 765-Kilovolt-Netz, 55.265-mal im 345-Kilovolt-Netz und 4.943-mal im 154-Kilovolt-Netz überschritten wurden.

In derselben Darstellung wird die Zahl der Überspannungen im 345-Kilovolt-Netz mit 55.526 angegeben, während die Tabelle zu den Sollwertüberschreitungen 55.265 nennt. In der parlamentarischen Auskunft von KEPCO war von rund 55.000 die Rede. Die genauen Gesamtzahlen sind damit widersprüchlich, liegen aber laut allen Angaben bei mehr als 55.000.

Die Ereignisreihe verzeichnet 18.753 Fälle im Jahr 2023, 36.717 im Jahr 2024 und 55.526 im Jahr 2025; die Zahl hat sich damit innerhalb von zwei Jahren nahezu verdreifacht. Die aufsummierte Dauer von Überspannungen, die länger als eine Stunde anhielten, stieg von 13.174 Stunden im Jahr 2024 auf 21.396 Stunden im Jahr 2025, also um rund 62 Prozent. Diese Stunden summieren sich über mehrere Anlagen. Spannungen von mehr als 366 Kilovolt lagen insgesamt 70 Stunden an.

Die Zahlen verwenden zudem unterschiedliche Spannungsmaßstäbe. Bei der Anlagenzählung gilt ein zulässiger Bereich von plus oder minus fünf Prozent gegenüber 345 Kilovolt, also etwa 327,75 bis 362,25 Kilovolt. Der Betriebsbericht verwendet einen engeren Sollbereich von 336 bis 360 Kilovolt. Ein Betriebszielwert sieht einen Eingriff vor, bevor die Spannung die weiter gefasste zulässige Grenze erreicht.

Die meisten Stunden mit Sollwertüberschreitungen entfielen auf das Umspannwerk Singajwa mit 3.857 Stunden, gefolgt von Sejong mit 3.032, Hwaseong mit 2.676 und Gunsan mit 2.420 Stunden. Diese Standorte zeigen, dass die Spannungsregelung in mehreren Regionen Aufmerksamkeit erfordert, auch in Gebieten, die große Verbrauchszentren versorgen.

Ein koreanisches Netzmodell erklärt die geografische Belastung

Die Forschenden hinter der wissenschaftlichen Arbeit KPG 193 study identifizieren aufkommende Überspannungsprobleme im Südwesten Südkoreas, wo sich Solaranlagen konzentrieren und das Übertragungsnetz vergleichsweise schwach ist.

Ihr anhand öffentlicher Daten erstelltes synthetisches Modell umfasst 193 elektrische Anschlusspunkte, sogenannte Knoten, 123 Generatoren und 407 Übertragungsleitungen. Es enthält 23,75 Gigawatt Solarkapazität, rund 18 Prozent der gesamten Erzeugungskapazität von 134,49 Gigawatt. Die Kapazität bezeichnet die mögliche Leistung, während die Zahlen vom 29. März die zu einem bestimmten Zeitpunkt tatsächlich erzeugte Strommenge wiedergeben.

Eine Simulation mit Bedingungen vom 22. Juli 2022 um 13 Uhr, dem Tag der höchsten Stromnachfrage im Sommer, ordnet rund 40 Prozent des Strombedarfs der Metropolregion zu. Große Kohle- und Kernkraftwerke liegen an der Küste; Kraftwerke im Osten übertragen Strom über mehr als 200 Kilometer in Richtung Hauptstadtregion.

Südkorea muss folglich sowohl große Stromtransfers zum wichtigsten Verbrauchszentrum als auch die örtlichen Spannungsverhältnisse in Gebieten mit konzentrierter Stromerzeugung regeln. Die Konzentration von Solaranlagen im Südwesten stellt eine andere betriebliche Herausforderung dar als die langen Übertragungswege entlang der Küste.

Die Forschenden entwickelten KPG 193 als vereinfachte Testplattform. Reale Netzanlagen wie Parallelkondensatoren, statische synchrone Kompensatoren und Transformatoren mit einstellbaren Spannungswerten wurden nicht berücksichtigt. Auch detaillierte Netzinformationen sind nur eingeschränkt zugänglich. Daher gruppiert das Modell Anlagen anhand der regionalen Versorgungsgebiete von KEPCO und öffentlich verfügbaren Kartendaten.

Die Studie bietet eine Möglichkeit zu untersuchen, wie Stromerzeugung, Nachfrage und geografische Lage zusammenwirken. Ihr Aufbau zeigt zugleich, warum die Planung detaillierte Simulationen erfordert, die auch die an den einzelnen Standorten installierten Anlagen zur Spannungsregelung einbeziehen.

Die meisten Anschlüsse erneuerbarer Energien liegen in Verteilnetzen

Bei einer parlamentarischen Prüfung vorgelegte KEPCO-Daten zeigen, dass die Verteilnetze 30,7 Gigawatt der südkoreanischen Anschlusskapazität für erneuerbare Energien von insgesamt 41,1 Gigawatt tragen, also rund 75 Prozent. Gemessen an der Zahl der Anschlüsse nutzen 99 Prozent diese lokalen Netze, die Haushalte und Unternehmen mit Strom versorgen.

Nach Angaben von KEPCO arbeiten die Wechselrichter in den Verteilnetzen mit einem festen Leistungsfaktor von 1,0. Einfach ausgedrückt, ist diese Einstellung auf die Bereitstellung von Wirkleistung ausgerichtet, ohne Blindleistung zur Spannungsregelung auszutauschen. Wechselrichter, die Blindleistung anpassen können, benötigen geeignete Einstellungen und Betriebsanweisungen, um diese Aufgabe zu erfüllen.

Die Installationsvorschriften für Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie verlangen seit 2020 die Fähigkeit zur Spannungsregelung. Die Behörden haben jedoch nicht erfasst, wie diese Funktionen bei mehr als 30 Gigawatt installierter Anlagen tatsächlich eingesetzt und betrieben werden. Dieser fehlende Überblick erschwert auch Entscheidungen über Modernisierungen, Kosten und Betriebsanweisungen.

Song Seung-ho, Professor für Elektrotechnik an der Kwangwoon University, fordert, dass Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie als Teil des Stromsystems an der Blindleistungsregelung mitwirken. Außerdem plädiert er für mehr Simulationen und Personal sowie für die Auswahl der Anlagen nach den Bedingungen im jeweiligen Netzgebiet.

Jeon Young-hwan, Professor an der Hongik University, schlägt vor, Synchonkondensatoren zur Netzverstärkung und STATCOMs zur Spannungsregelung einzusetzen, wenn eine sofortige Verbesserung bestehender Wechselrichter schwierig ist. Beide Ansätze sollen die Unterstützung bereitstellen, die konventionelle Kraftwerke bisher während der Stromerzeugung geleistet haben.

Bei Störungen am Netz bleiben

Bei der Modernisierung von Wechselrichtern muss auch berücksichtigt werden, was passiert, wenn Spannung oder Frequenz kurzzeitig außerhalb des Normalbereichs geraten. Schutzeinrichtungen können Anlagen abschalten, um Schäden zu verhindern. Werden viele Generatoren gleichzeitig vom Netz getrennt, kann der plötzliche Ausfall ihrer Leistung die Störung verschärfen.

Die Pläne von KEPCO betreffen die als LVRT, LFRT und HVRT bekannten Funktionen. Sie ermöglichen es Anlagen, während festgelegter Zeiträume bei niedriger Spannung, abweichender Frequenz oder hoher Spannung weiterzuarbeiten. Mit geeigneten Einstellungen für hohe Spannungen kann ein Wechselrichter außerdem Blindleistung aufnehmen und dabei am Netz bleiben.

KEPCO-Präsident Kim Dong-cheol beschrieb bei der parlamentarischen Prüfung den bisherigen Stand und die geplante Ausweitung:

Wir haben sichergestellt, dass Anlagen ab 90 Kilowatt (kW) über die Fähigkeit zum Weiterbetrieb verfügen, und planen, diese Anforderung auf Anlagen ab 20 kW auszuweiten.

Nach Angaben von KEPCO sollen die Verbesserungen dieser Funktionen bis 2029 umgesetzt werden. Außerdem sind bis 2034 Synchonkondensatoren geplant, um die Netzträgheit zu sichern. Netzträgheit ist die in rotierenden Maschinen gespeicherte Energie, die eine plötzliche Änderung der Netzfrequenz verlangsamt und anderen Regelungssystemen Zeit zum Eingreifen verschafft.

Der Abgeordnete Kim Juyoung forderte außerdem, die Vorkehrungen für Notabschaltungen zu überprüfen. Bei der Unterfrequenz-Lastabschaltung werden ausgewählte Kundenanschlüsse getrennt, wenn die Stromversorgung nicht ausreicht und die Frequenz gefährlich sinkt. Ein Anschluss mit Solaranlagen kann den Netto-Strombedarf weniger stark verringern als erwartet, weil mit den Stromverbrauchern auch die örtliche Erzeugung vom Netz getrennt wird.

Kim verwies auf die Bewertung einer Expertengruppe von ENTSO-E zum Stromausfall in Spanien und Portugal im April 2025. Darin wurde Überspannung als unmittelbare Ursache innerhalb einer Kette aus 14 Faktoren identifiziert. Der Betrieb mit festem Leistungsfaktor und aufeinanderfolgende Abschaltungen von Solaranlagen gehörten zu den Faktoren, die den Spannungsanstieg laut Bericht verschärften.

KI-Zentren sorgen für abrupte Änderungen der Nachfrage

KI-Rechenzentren stellen eine weitere betriebliche Herausforderung dar: Ihr Stromverbrauch kann sich schnell ändern, wenn große Gruppen von Grafikprozessoren zwischen Berechnungen und Datenaustausch wechseln.

Baek schätzt, dass der Strombedarf eines großen KI-Trainingszentrums innerhalb kurzer Zeit um 30 bis 40 Prozent schwanken kann. Bei einem Zentrum mit einem Verbrauch von einem Gigawatt entspräche das einer Änderung um 300 bis 400 Megawatt.

Ein Vorfall im US-Bundesstaat Virginia im Juli 2024 zeigt die Auswirkungen eines plötzlichen Nachfragerückgangs. Einem Bericht zufolge, der der North American Electric Reliability Corporation zugeschrieben wird, verursachte ein Fehler in einer Übertragungsleitung einen kurzen Spannungseinbruch, der die Schutzsysteme eines Rechenzentrums auslöste. Rund 1.500 Megawatt an Nachfrage wurden vom Netz getrennt; anschließend stieg die Spannung auf 107 Prozent des Normalwerts. Ein großflächiger Stromausfall blieb aus.

Das südkoreanische Ministerium für Klima, Energie und Umwelt setzte im August 2026 eine Arbeitsgruppe ein, um Anforderungen für den Netzanschluss und den Betrieb von KI-Rechenzentren zu entwickeln. Detaillierte Vorgaben zu raschen Änderungen der Nachfrage und zu Schutzabschaltungen wurden noch ausgearbeitet.

Erzeugung und Verbrauch benötigen daher aufeinander abgestimmte Schutzeinstellungen. Wird eine große Solaranlage vom Netz getrennt, fällt plötzlich Stromerzeugung weg; bei der Abschaltung eines großen Rechenzentrums entfällt auf einen Schlag Nachfrage. In beiden Fällen muss sich das Netz schnell anpassen.

Anlagen sind geplant, doch Lieferung und Vergütung hinken hinterher

Synchonkondensatoren und STATCOMs sind im 11. langfristigen Plan Südkoreas für Übertragungs- und Umspannwerksanlagen enthalten, aber noch nicht installiert. Ein Synchonkondensator ist eine rotierende Maschine, die das Netz stützt, ohne Strom für den Verkauf zu erzeugen. Ein STATCOM nutzt Leistungselektronik, um die Blindleistung schnell anzupassen und die Spannung zu regeln.

Auch bestehende Anlagen stehen unter Druck. Zahlen aus dem Bericht zur Zuverlässigkeit des Stromnetzes zufolge stieg die ausgefallene Kapazität zur Spannungskompensation, darunter Parallelreaktoren und STATCOMs, 2025 auf 3.500 Megavoltampere Blindleistung. Das war etwa dreimal so viel wie 2024. Parallelreaktoren nehmen Blindleistung auf, um Spannungsanstiege zu begrenzen, insbesondere bei geringer Auslastung der Übertragungsleitungen.

Nach Angaben von KEPCO haben sich die Beschaffungszeiten für Kompensationsanlagen von rund einem Jahr auf bis zu drei Jahre verlängert. Auch südkoreanische Hersteller beliefern ausländische Märkte. Bei Reparaturen und Erweiterungen muss daher mit längeren Wartezeiten gerechnet werden.

Der Strommarkt setzt eine weitere Grenze: Für die Bereitstellung von Blindleistung zur Spannungsregelung gibt es keine gesonderte Vergütung. Für eine Maschine, die vor allem der Spannungsregelung dient, lassen sich die Investitionskosten nicht mit gewöhnlichen Stromverkäufen rechtfertigen.

Yoo Seung-hoon, Professor an der Seoul National University of Science and Technology, fordert, Investitionen in Anlagen wie STATCOMs bei der Bewertung der Kosten erneuerbarer Energien durch die Politik zu berücksichtigen. Lee Jong-bae setzt sich für Regeln ein, die den Ausbau erneuerbarer Energien mit stabiler Spannung, Frequenz und Stromqualität in Einklang halten.

Zu klären ist, wer die Kosten trägt, welche bestehenden Wechselrichter modernisiert werden müssen, wo neue Maschinen den größten Nutzen bringen und wie schnell sie geliefert werden können. Mit Bauzielen allein ist die Aufgabe im laufenden Betrieb nicht erledigt: Die Anlagen müssen erst angeschlossen, getestet und verfügbar sein.

Jeju: ein konkretes Projekt mit festem Termin

KEPCO und ABB haben eine Absichtserklärung über Südkoreas ersten Synchonkondensator unterzeichnet, der zur Erhöhung der Netzträgheit mit einem Schwungrad gekoppelt ist. ABBs Projektankündigung für Jeju sieht den Bau der Anlage nahe der nördlichen Hochspannungs-Gleichstrom-Station der Insel vor, an der ein Seekabel Jeju mit dem Festland verbindet.

Die Anlage ist auf 50 Megavoltampere Blindleistung zur Spannungsstützung und knapp 500 Megawattsekunden gespeicherte Rotationsenergie ausgelegt. Das Schwungrad erhöht die rotierende Masse und damit die verfügbare Energie, um plötzliche Frequenzänderungen zu verlangsamen. ABB entwickelt und fertigt das System in Schweden; die Inbetriebnahme ist bis Ende 2026 vorgesehen.

Jeju, Heimat von rund 670.000 Menschen, will bis 2035 mit erneuerbaren Energien und sauberem Wasserstoff Netto-Null-Emissionen erreichen. Das Projekt liefert einen konkreten Beitrag zur unterstützenden Infrastruktur dieses Wandels und setzt einen zeitnahen Termin für die Inbetriebnahme.

Die wichtigsten Termine zeigen, wie sich der aktuelle Betriebsdruck und die geplanten Maßnahmen überschneiden:

• 2021 bis 2025: Die Zahl der Anlagen, die Spannungsgrenzen überschritten, stieg von vier auf 78.
• Juli 2024: Bei einer Störung in Virginia wurden rund 1.500 Megawatt an Nachfrage eines Rechenzentrums vom Netz getrennt.
• 29. März 2026: Solarstrom deckte am Mittag 44,5 Prozent der südkoreanischen Stromerzeugung.
• Ende 2026: Der Synchonkondensator mit Schwungrad auf Jeju soll in Betrieb gehen.
• 2029: Bis zu diesem Jahr läuft das Programm von KEPCO zur Verbesserung der Leistungsfähigkeit von Wechselrichtern.
• 2034: KEPCO plant die Installation von Synchonkondensatoren zur Sicherung der Netzträgheit.

Die wichtigsten Punkte

• 2025 wurde in Südkorea an 78 großen Anlagen eine Überspannung gemessen, gegenüber vier im Jahr 2021.
• Mehr Solarstrom verringert den Betrieb konventioneller Kraftwerke, die auch zur Spannungsstützung beitragen.
• Rund 75 Prozent der Anschlusskapazität für erneuerbare Energien entfallen auf Verteilnetze. Damit sind Einstellungen und Leistungsfähigkeit der Wechselrichter entscheidend für die Netzstabilität.
• Den Behörden fehlt ein vollständiger Überblick über die Fähigkeiten der installierten Wechselrichter; zugleich kann die Lieferung von Anlagen bis zu drei Jahre dauern.
• Der neue Synchonkondensator auf Jeju soll bis Ende 2026 in Betrieb gehen; weitergehende Verbesserungen sind für 2029 und 2034 vorgesehen.