Die Ukraine importiert Rekordmengen an Elektrizität aus der EU, aber Millionen von Verbrauchern sitzen trotzdem 12 bis 16 Stunden und länger ohne Strom da. Das heißt, es gibt Importe, aber keinen Strom. Da stellt sich logischerweise die Frage: Wo „verschwinden” die Megawatt?
Das Paradoxon lässt sich jedoch einfach erklären: Importe sind kein „Strom aus der Steckdose”, sondern lediglich eine zusätzliche Energiequelle. Damit der Strom in ein bestimmtes Viertel oder Haus gelangt, müssen Hauptleitungen, Umspannwerke und Verteilungsnetze funktionieren – genau dort liegen heute die größten Probleme.
Das Problem wird zusätzlich dadurch verschärft, dass nach den massiven Beschussangriffen Anfang Dezember die Leistung der Kernkraftwerke (die die Basis der ukrainischen Energieversorgung bilden) reduziert wurde. Nach Angaben der IAEO führte die Beschädigung der Netze dazu, dass einige Blöcke stillgelegt oder auf reduzierte Leistung umgestellt wurden. Daher wird das Thema Import in letzter Zeit auf allen Ebenen sehr lebhaft diskutiert.
Bereits im November zeigte sich eine systematische Lücke. Die Stromexporte gingen im Vergleich zum Oktober 2025 um 94 % auf 5,3 Tausend MWh zurück und kamen ab dem 11. November praktisch zum Erliegen. Zur Erinnerung: Im Oktober waren die ukrainischen Stromexporte im Vergleich zum September um 85 % zurückgegangen. Die Importe stiegen hingegen um 17 % auf etwa 415 Tausend MWh und erreichten damit den höchsten Stand seit Jahresbeginn.
Daten für Dezember liegen natürlich noch nicht vor, aber es ist bereits klar, dass die Ukraine den zweiten Monat in Folge Nettoimporteur von Strom bleibt. Die Struktur der Lieferungen hat sich etwas verändert: Der größte Lieferant ist wie im Oktober Ungarn (etwa 44 %), aber die Anteile der Slowakei (um das Zehnfache) und Moldawiens (um das Zweifache) sind deutlich gestiegen. Gleichzeitig sind Polen und Rumänien in der Struktur der „Stromimporte” zurückgefallen.
Seit dem 1. Dezember wurde die maximal verfügbare Importkapazität von 2,1 auf 2,3 GW erhöht, aber es muss sofort angemerkt werden, dass beide Zahlen bisher eher theoretischer Natur sind. Denn die durchschnittliche tatsächliche Auslastung der Kapazität lag im November nur bei etwa 27 %, mit Spitzenwerten von bis zu 88 % in bestimmten Stunden.
Das heißt, die Ressource ist vorhanden, aber nicht immer dort und dann, wo sie benötigt wird. Es lassen sich die Hauptgründe dafür nennen, dass selbst die vorhandene Elektrizität nicht bis zum Endverbraucher gelangt.
Der Markt reagiert auf den Mangel mit Preiserhöhungen. Im November 2025 wurde der ukrainische Markt für die nächste 24 Stunden zu einem der teuersten in Europa (mit einem Preis von etwa 140 Euro pro 1/MWh), während der Preis in Schweden bei etwa 36 Euro/MWh und beispielsweise in Frankreich bei 43 Euro/MWh lag.
Das hat nichts mit der „Gier” der Verkäufer und Lieferanten zu tun, sondern mit dem Mangel an günstigen eigenen Angeboten und den Beschränkungen der Netze.
Die EU verstärkt die zwischenstaatlichen Stromflüsse – das senkt die Preise und sorgt für mehr Flexibilität. Im Jahr 2024 baute Frankreich seine Atom- und Wasserkraftwerke aus und wurde zum größten Nettoexporteur in der Region.
Aber selbst der Rekordüberschuss Frankreichs ist kein automatisches „Wundermittel” für die Ukraine. Der Grund dafür ist die Asymmetrie von Zeit und Ort: Überschüsse entstehen oft zu Zeiten, zu denen wir ein anderes Lastprofil haben, und an Knotenpunkten, von denen aus wir die Megawatt nicht schnell „umpumpen” können.
Einige EU-Länder haben ebenfalls einen Stromüberschuss, insbesondere in den sogenannten Sonnen- und Windfenstern, und suchen ebenfalls nach Möglichkeiten, ihre Überschüsse zu verkaufen. Dabei treten jedoch die gleichen Probleme auf: komplexe Logistik (sowohl in der EU als auch in der Ukraine) und Asymmetrie der Lasten.
Das heißt, Importe können sehr nützlich sein, sollten aber nicht als Strategie zum Ersatz der eigenen manövrierfähigen Kapazitäten betrachtet werden.
Die aktuelle Lage ist jedoch nicht hoffnungslos. Ukrenergo rechnet mit einer schrittweisen Lockerung der Beschränkungen, sobald die beschädigten Anlagen repariert sind und keine neuen Angriffe mehr stattfinden.
Die Regierung koordiniert die Wiederherstellung, den Bau von Schutzanlagen, die Schaffung von Brennstoffreserven und den Anschluss von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen an das Netz. Dies wird dort lokale Kapazitäten schaffen, wo sie am dringendsten benötigt werden.
Die Erhöhung der Kapazität auf 2,3 GW zeigt zwar Wirkung, ist jedoch auf interne Knotenpunkte beschränkt. Die nächste praktische Erleichterung wird durch den Anschluss dezentraler Quellen und die Wiederherstellung der Netze erreicht.
In den kommenden Wochen kommt es auf Schnelligkeit und Präzision an. Zunächst muss die Durchleitungskapazität in kritischen Korridoren und Knotenpunkt-Umspannwerken wiederhergestellt werden, wo ein einziger Austausch eines Transformators oder Schalters Dutzende Megawatt in die Stadt zurückbringt.
Mobile Umspannwerke, Feldteams, „heiße” Logistik der Ausrüstung – das ist eine Frage von Stunden und Tagen, nicht von Monaten.
Parallel dazu müssen in defizitären Knotenpunkten Kraft-Wärme-Kopplungs-, Gaskolben- und Gasturbinenanlagen an das Netz angeschlossen werden. Dort, wo sich auf der Karte „schwarze Löcher” der Abendspitze abzeichnen, kann die lokale Erzeugung die Last „auffangen”.
In den nächsten Monaten wird der Übergang zu einer gesteuerten Nachfrage entscheidend sein. Die Industrie und große gewerbliche Verbraucher sind in der Lage, die Last nach verständlichen Regeln und Entschädigungen „auszugleichen”. Das ist keine Abstraktion: Leistungsbegrenzungspläne (LBP) funktionieren bereits, aber sie müssen in zivilisierte DR-Programme (Demand Response) mit vorhersehbarer Wirkung umgewandelt werden.
Außerdem muss die Schaffung zusätzlicher „West-Ost”-Korridore, zusätzlicher Schaltknoten im 330-750-kV-Netz und lokaler Reserven um Megastädte und große Umspannwerke fortgesetzt werden. Energiespeicher in großen Knotenpunkten unterstützen das System in 2-3 Spitzenstunden und verkürzen die Dauer der Leistungsbegrenzung.
In Zukunft werden weitere Kapazitäten benötigt, die die Spielregeln verändern. Es werden 3,5-4 GW neue dezentrale Manövriergeneratoren benötigt, die so nah wie möglich am Verbraucher liegen. Gasanlagen, Kraft-Wärme-Kopplungscluster für Wärme und Strom, Mikronetze für kritische Gebiete – all dies macht das System weniger abhängig von ein oder zwei Knotenpunkten.
Die technische Logik muss Hand in Hand mit der institutionellen gehen: transparente Unternehmensführung, stabile Abrechnungsregeln und schnelle Beschaffung kritischer Ausrüstung. Ohne Vertrauen gibt es keine Finanzierung, ohne Finanzierung gibt es keine unterirdischen Verteilerstationen, verstärkte Kreuzungen und Lager mit Reservetransformatoren.
Man sollte nicht auf einen Zauberknopf warten, der die GPV über Nacht abschaltet. Ein realistisches Szenario ist eine schrittweise Verringerung der Dauer und des Ausmaßes der Stromausfälle in den Regionen, in denen:
– zumindest ein Teil der West-Ost-Fernleitungen wiederhergestellt ist;
– lokale Kraft-Wärme-Kopplungs-/Gasanlagen angeschlossen sind;
– Programme zur Steuerung der Nachfrage für Unternehmen laufen;
– die kritische Infrastruktur mit Reserven ausgestattet ist.
Es handelt sich um ein „Mosaik von Lösungen”: Jedes einzelne Teilstück rettet nicht, aber zusammen haben sie eine spürbare Wirkung.
Importe mit einem Potenzial von 2,3 GW können eine vorübergehende Rettung sein, aber keineswegs ein Allheilmittel. Solange die Hochspannungsleitungen und Stromübertragungsknoten beschädigt sind, wird der importierte Megawatt nicht zu Licht in den Häusern.
Der Weg zu kürzeren Stromausfällen führt über drei schnelle Maßnahmen:
Parallel dazu muss in die eigene Manövrierfähigkeit und den Ausbau zentraler und lokaler Netze investiert werden. Rekordimporte sind ein Symptom einer offenen Wunde. Sie wird nicht mit Zahlen behandelt, sondern durch eine systematische Sanierung der Netze und die Wiederherstellung des Vertrauens in die Spielregeln.
Quelle: https://expertsclub.eu/analiz-potochnoyi-sytuacziyi-z-importom-elektroenergiyi-v-ukrayini/
