Korum Druzhkivsky Machine Building Plant (Korum DrMZ), que forma parte del grupo de ingeniería Corum Group (DTEK Energy), a finales de 2025 o principios de 2026, tiene previsto enviar una tolva con una capacidad de carga de 23 toneladas para la mina «DTEK Energo», según ha informado la fábrica en Facebook.
«En la historia de Korum DrMZ, no es el skip más grande, pero pertenece a una gran serie de modelos. Su altura es de unos 16 m. El nuevo equipo forma parte del programa de renovación del complejo de elevación de la mina», se lee en el comunicado.
El skip está diseñado para transportar carbón y masa rocosa por el pozo vertical de la mina.
La fábrica también informa de que, para finales de este año, tiene previsto completar la fabricación y el suministro de estructuras metálicas para instalaciones de infraestructura energética.
«Se trata de elementos complejos de grandes dimensiones que deben funcionar con una geometría claramente definida e integrarse con precisión en las estructuras ya existentes. La longitud de algunas piezas alcanza casi los 45 m, y el tonelaje total de metal supera las 110 toneladas», señala la empresa.
Según la información de «Korum DrMZ», ya había fabricado estructuras metálicas similares anteriormente: en la primavera de este año, el volumen de trabajos similares ascendió a más de 97 toneladas.
«El pedido actual es puntual, pero la dirección de la planta está bien familiarizada y técnicamente preparada», se indica en el comunicado.
«Korum DrMZ», reubicada en 2022 de Druzhkivka (región de Donetsk) a la ciudad de Dnipro, entre enero y septiembre de este año, según datos de YouControl, registró pérdidas por valor de casi 90 millones de UAH, frente a un beneficio neto de 4,6 millones de UAH en el mismo periodo del año anterior, y unos ingresos netos por ventas ligeramente inferiores, de 844,6 millones de UAH.
Entre enero y octubre, la planta fabricó 336 unidades de equipo minero, reparó 12 unidades de maquinaria y produjo más de 821 000 piezas.
Corum Group es el principal fabricante de equipo minero de Ucrania. Forma parte de DTEK Energo, la empresa operativa responsable de la extracción de carbón y la producción de electricidad a partir del carbón dentro de la estructura del holding energético DTEK de Rinat Akhmetov.
La división agrícola del grupo de empresas cerealistas Alebor Group ha concluido la temporada de producción de 2025, según ha informado el servicio de prensa de la empresa en Facebook.
Según el comunicado, los especialistas de la empresa han cultivado y cosechado trigo en 2000 hectáreas con un rendimiento de más de 7 t/ha, maíz en 1100 hectáreas con un rendimiento de 14,5 t/ha colza en 1500 hectáreas con un rendimiento de 3,6 t/ha, y girasol en 1800 hectáreas con un rendimiento de 3,85 t/ha.
Alebor Group es una empresa comercial fundada en 2006 en la región de Cherkasy. Su estructura incluye la empresa de recepción de cereales de Khristinivka (con una capacidad de almacenamiento de 74 000 toneladas de cereales), la empresa de recepción de cereales de Voronovytsia (104 000 toneladas de cereales), la empresa de almacenamiento de cereales de Chesne (27 500 toneladas de cereales), las empresas de transporte «Boleko» y «Avtoera», con una flota de 210 camiones de gran tonelaje para el transporte de cereales, y la empresa constructora Alebor Real Estate.
Según la información disponible en la página web de la empresa, Alebor Group se encuentra entre las 20 principales empresas de comercio de cereales de Ucrania y exporta anualmente alrededor de 2 millones de toneladas de cereales. El grupo empresarial cuenta con un banco de tierras propio de 6500 hectáreas. El fundador de la empresa es Oleksiy Kustov.
KMZ Industries es el mayor fabricante de equipos para silos de Ucrania y produce una gama completa de productos, incluyendo silos, secadores de grano, equipos de transporte y separadores, además de prestar servicios de automatización e instalación.
Según sus datos, la empresa ha construido más de 5000 instalaciones. En funcionamiento hay silos de KMZ Industries con un volumen total de más de 12,5 millones de metros cúbicos.
La Corporación Financiera de Desarrollo de EE. UU. (DFC) aprobó un acuerdo de crédito por un monto de 40 millones de dólares a 10 años para una de las filiales del mayor productor de azúcar de Ucrania, el holding agroindustrial «Astarta».
«La DFC cofinanciará, junto con la Corporación Financiera Internacional, las inversiones de capital y los gastos operativos relacionados con la construcción de una planta de producción de concentrado de proteína de soja (SPC)», informó el holding agrícola.
Según informó en septiembre de 2025 el director de actividades comerciales y marketing estratégico del holding agrícola, Vyacheslav Chuk, Astarta tiene la intención de seguir invirtiendo en 2026 en la construcción de su planta de producción de concentrado de proteína de soja, con una inversión de unos 40 millones de euros.
En 2024, Astarta comenzó a invertir en la construcción de una planta de procesamiento de harina de soja para la producción de concentrado de proteína de soja con una capacidad de 500 toneladas/día (alrededor de 100 000 toneladas al año) en el complejo industrial de Globinsky (región de Poltava). El holding agrícola invertirá más de 76 millones de euros en la adquisición de equipos y tecnologías y creará 110 nuevos puestos de trabajo.
Astarta y su división estructural Astarta Agro Protein firmaron con el Gobierno de Ucrania el primer acuerdo de inversión para obtener una compensación del Estado por la realización de importantes inversiones. En el marco del acuerdo, el Estado proporcionará al holding agrícola una serie de incentivos, en particular, la exención del pago de derechos de importación sobre los nuevos equipos, el IVA de importación sobre los nuevos equipos y el impuesto sobre los beneficios durante un período de hasta cinco años.
«Astarta» es un holding agroindustrial verticalmente integrado que opera en ocho regiones de Ucrania y es el mayor productor de azúcar del país. Incluye seis fábricas de azúcar, explotaciones agrícolas con un banco de tierras de 220 000 hectáreas y granjas lecheras con 22 000 cabezas de ganado vacuno, una planta de extracción de aceite en Globyne (región de Poltava), siete silos y un complejo de biogás.
En el primer semestre de 2025, Astarta redujo su beneficio neto en un 10,3 %, hasta los 47,11 millones de euros, y sus ingresos consolidados se redujeron en un 29,3 %, hasta los 320,71 millones de euros.
La empresa agrícola Cygnet terminó la temporada azucarera 2025 y, entre el 30 de septiembre y el 18 de diciembre, produjo 31,4 mil toneladas de azúcar, según informó su servicio de prensa en Facebook.
«La producción media diaria fue de 2,8 toneladas de remolacha azucarera al día. El contenido de azúcar de la materia prima recibida fue del 17,25 %. En general, la temporada de 2025 se caracterizó por unas condiciones meteorológicas difíciles. Debido al otoño lluvioso, la recolección de la remolacha de los campos fue una tarea complicada. La fábrica de azúcar recibió y procesó 216 600 toneladas de remolacha. Se produjeron 31 400 toneladas de azúcar, de las cuales el 98 % es de primera categoría», declaró el jefe del departamento de producción de azúcar, Pavlo Perkhailo, cuyas palabras se recogen en el comunicado.
Precisó que, debido al clima, la empresa se vio obligada a reducir en un 10 % la producción media diaria, pero que, en general, los resultados son buenos. La duración de la extracción de jugo fue de 77 días.
Cygnet cultiva alrededor de 29 000 hectáreas en las regiones de Zhytomyr y Vinnytsia, donde produce maíz, soja, trigo de invierno y remolacha azucarera. Entre los activos de la empresa se encuentran un silo con una capacidad de almacenamiento simultáneo de 60 000 toneladas y una fábrica de azúcar con una capacidad de procesamiento de hasta 2800 toneladas de remolacha al día (ambos en la región de Zhytomyr).
La empresa también tiene una división lechera (con un ganado lechero de 605 vacas), cuyos productos se venden a procesadores locales.
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/
