Ucrania importa cantidades récord de electricidad de la UE, pero millones de consumidores siguen sin luz durante 12-16 horas o más. Es decir, hay importaciones, pero no hay luz. Surge una pregunta lógica: ¿dónde se «pierden» los megavatios?
Sin embargo, la paradoja se explica fácilmente: las importaciones no son «luz en el enchufe», sino solo una fuente adicional de energía. Para que la electricidad llegue a un barrio o edificio concreto, deben funcionar las líneas principales, las subestaciones y las redes de distribución, y ahí es precisamente donde hoy en día se encuentran los mayores problemas.
La cuestión se agrava aún más por el hecho de que, tras los intensos bombardeos de principios de diciembre, se redujo la potencia de las centrales nucleares (que son la base de la generación de energía del sistema energético ucraniano). Según datos del OIEA, los daños en las redes provocaron la parada de algunas unidades o su reducción a una potencia menor. Por ello, el tema de las importaciones se está debatiendo muy animadamente últimamente a todos los niveles.
Ya en noviembre se observó una ruptura sistémica. Las exportaciones de electricidad cayeron un 94 % en comparación con octubre de 2025, hasta los 5,3 mil MWh, y desde el 11 de noviembre se han detenido prácticamente por completo. Recordemos que en octubre las exportaciones de electricidad ucraniana disminuyeron un 85 % en comparación con septiembre. Las importaciones, por el contrario, aumentaron un 17 %, hasta alcanzar aproximadamente 415 000 MWh, la cifra más alta desde principios de año.
Aún no se dispone de datos para diciembre, pero ya está claro que Ucrania sigue siendo importadora neta de electricidad por segundo mes consecutivo. La estructura de los suministros ha cambiado ligeramente: el mayor proveedor, al igual que en octubre, es Hungría (alrededor del 44 %), pero las cuotas de Eslovaquia (10 veces) y Moldavia (2 veces) han aumentado considerablemente. Al mismo tiempo, Polonia y Rumanía han perdido peso en la estructura de las importaciones de electricidad.
A partir del 1 de diciembre, la intersección máxima disponible de importaciones se incrementó de 2,1 a 2,3 GW, pero hay que señalar que ambas cifras son, por ahora, más teóricas. De hecho, el uso medio real de la intersección en noviembre fue solo de aproximadamente el 27 %, con picos de hasta el 88 % en determinadas horas.
Es decir, el recurso existe, pero no siempre está donde y cuando se necesita. Se pueden citar las principales razones por las que incluso la electricidad disponible no llega al consumidor final.
El mercado reacciona al déficit con el precio. En noviembre de 2025, el mercado ucraniano se convirtió en uno de los más caros de Europa (con un precio de alrededor de 140 euros por 1/MWh), mientras que en Suecia el precio era de aproximadamente 36 euros/MWh y, por ejemplo, en Francia, de 43 euros/MWh.
No se trata de la «codicia» de los vendedores y proveedores, sino de la falta de oferta propia barata y de las limitaciones de las redes.
La UE refuerza los flujos interestatales, lo que reduce los precios y añade flexibilidad. En 2024, Francia aumentó la generación nuclear e hidroeléctrica y se convirtió en el mayor exportador neto de la región.
Pero incluso el superávit récord de Francia no es una «solución mágica» automática para Ucrania. La razón es la asimetría de tiempo y lugar: los excedentes suelen producirse en horas en las que tenemos un perfil de carga diferente y en nodos desde los que no podemos «transferir» rápidamente los megavatios.
Algunos países de la UE también tienen excedentes de electricidad, especialmente en las llamadas ventanas solares y eólicas, y también buscan dónde vender los excedentes. Pero surgen los mismos problemas: logística compleja (tanto en la UE como en Ucrania) y asimetría de cargas.
Es decir, la importación puede ser muy útil, pero no debe considerarse como una estrategia para sustituir la propia capacidad de maniobra.
Sin embargo, el panorama operativo no es desesperado. Ukrenergo espera una reducción gradual de las restricciones a medida que se reparen las instalaciones dañadas y no se produzcan nuevos ataques.
El Gobierno sincroniza la restauración, la construcción de estructuras de protección, la creación de reservas de combustible y la conexión de plantas de cogeneración a la red. Esto añadirá potencia local donde más se necesita.
El efecto del aumento de la sección transversal a 2,3 GW es evidente, pero está limitado por los nodos internos. El alivio práctico más inmediato vendrá precisamente de la conexión de fuentes descentralizadas y la restauración de las redes.
En las próximas semanas, la apuesta es por la rapidez y la precisión. En primer lugar, es necesario restablecer la capacidad de transmisión en los corredores críticos y las subestaciones nodales, donde la sustitución de un transformador o un interruptor devuelve decenas de megavatios a la ciudad.
Las subestaciones móviles, los equipos de campo y la logística «urgente» de los equipos son cuestiones de horas y días, no de meses.
Al mismo tiempo, es necesario conectar a la red instalaciones de cogeneración, de pistón de gas y de turbina de gas en los nodos deficitarios. Allí donde aparecen en el mapa los «agujeros negros» del pico vespertino, la generación local es capaz de «absorber» la carga.
En una perspectiva de varios meses, la transición a una demanda gestionada se convierte en clave. La industria y los grandes consumidores comerciales pueden «suavizar» la carga siguiendo reglas y compensaciones comprensibles. No se trata de una abstracción: los gráficos de restricción de potencia (GOP) ya funcionan, pero es necesario convertirlos en programas civilizados de DR (consumo controlado) con un efecto previsible.
También es necesario continuar con la creación de corredores adicionales «oeste-este», nodos de conmutación adicionales en la red de 330-750 kV, reservas locales alrededor de las megalópolis y grandes subestaciones. Los acumuladores de energía en los grandes nodos mantienen el sistema durante 2-3 horas pico y reducen la duración de la GVP.
A largo plazo, se necesitan más capacidades que cambien las reglas del juego. Se necesitan entre 3,5 y 4 GW de nueva generación descentralizada y maniobrable, lo más cerca posible del consumidor. Instalaciones de gas, clústeres de cogeneración para calefacción y electricidad, microrredes para zonas críticas: todo ello hace que el sistema sea menos dependiente de uno o dos nodos.
La lógica ingenieril debe ir de la mano de la institucional: gestión corporativa transparente, normas de cálculo estables y compras rápidas de equipos críticos. Sin confianza no habrá financiación, sin financiación no habrá puntos de distribución subterráneos, cruces reforzados, almacenes con transformadores de reserva.
No hay que esperar un botón mágico que apague la GPV de la noche a la mañana. Un escenario realista es la reducción gradual de la duración y la intensidad de los cortes en aquellas regiones donde:
– se haya restaurado al menos una parte de las líneas maestras «oeste-este»;
– se hayan conectado instalaciones locales de cogeneración/gas;
– se apliquen programas de demanda gestionada para las empresas;
– la infraestructura crítica cuente con reservas.
Se trata de un «mosaico de soluciones»: cada pieza por separado no salva, pero juntas tienen un efecto tangible.
Las importaciones con un potencial de 2,3 GW pueden ser un salvavidas temporal, pero en ningún caso una panacea. Mientras las líneas de alta tensión y los nodos de transmisión de electricidad sigan dañados, los megavatios importados no se convertirán en luz en los hogares.
El camino hacia apagones más cortos pasa por tres medidas rápidas:
Paralelamente, es necesario invertir en la propia capacidad de maniobra y en el desarrollo de las redes centrales y locales. Las importaciones récord son un síntoma de una herida abierta. No se cura con cifras de cruce, sino con la rehabilitación sistémica de las redes y el restablecimiento de la confianza en las reglas del juego.
Fuente: https://expertsclub.eu/analiz-potochnoyi-sytuacziyi-z-importom-elektroenergiyi-v-ukrayini/
