Україна імпортує рекордні обсяги електроенергії з ЄС, але мільйони споживачів усе одно сидять без світла по 12-16 годин і більше. Тобто імпорт є, а світла немає. Виникає логічне питання: де “губляться” мегавати?
Втім, парадокс пояснюється просто: імпорт – це не “світло в розетці”, а лише додаткове джерело потужності. Щоби електрика дійшла до якогось певного кварталу або будинку, мають працювати магістралі, підстанції та розподільчі мережі – саме там сьогодні найбільші проблеми.
Питання додатково загострюється тим, що після масштабних обстрілів на початку грудня, була зменшена потужність АЕС (які є базовою генерацією української енергосистеми). За даними МАГАТЕ пошкодження мереж призвело до зупинок деяких блоків або переведення їх на знижену потужність. Тому тема імпорту останнім часом обговорюється дуже жваво на всіх рівнях.
Цифри без прикрас: імпорт росте, експорт падає
Вже листопад показав системний розрив. Експорт електроенергії впав на 94% у порівнянні з жовтнем 2025 року – до 5,3 тис. МВт·год, а з 11 листопада фактично зупинився. Нагадаємо, що у жовтні експорт української електрики знизився у порівнянні з вереснем на 85%. Імпорт, навпаки, зріс на 17% – приблизно до 415 тис. МВт·год і став максимальним від початку року.
Даних за грудень, ясна річ, ще немає, але вже зрозуміло, що Україна другий місяць поспіль залишається нетто-імпортером електроенергії. Структура постачання дещо змінилася: найбільшим постачальником, як і у жовтні є Угорщина (близько 44%), але відчутно зросли частки Словаччини (у 10 разів) і Молдови (у 2 рази). Водночас Польща та Румунія “просіли” у структурі “електричного” імпорту.
З 1 грудня максимальний доступний перетин імпорту було збільшено з 2,1 до 2,3 ГВт, але відразу слід зазначити, що обидві цифри поки є більше теоретичними. Адже середнє фактичне використання перетину у листопаді було лише приблизно 27%, з піками до 88% у поодинокі години.
Мегавати застрягають у мережі: п’ять причин
Тобто ресурс є, але не завжди там і тоді, де він потрібен. Можна назвати головні причини того, що навіть наявна електроенергія не доходить до кінцевого споживача.
- Пошкоджені коридори “захід-схід”. Масовані обстріли руйнують високовольтні магістралі та вузлові підстанції, тому імпортовану електрику фізично важко перекачати із заходу в центр, схід і південь країни.
- Дефіцит внутрішньої генерації у пікові години. Споживання у вечірні години не “покривається” слабкими резервами генерації та постачання. Імпорт певним чином допомагає, але не здатний задовольнити потребу у маневрових потужностях, особливо там, де пошкоджені локальні мережі.
- Проблеми з балансуванням системи. Диспетчер енергосистеми (“Укренерго”) не може покладатися лише на імпорт: потрібні резерви на місці, щоб тримати частоту й реагувати на пікові навантаження.
- Особливості пріоритетів забезпечення. В умовах, коли потужностей бракує, першими живляться критичні об’єкти – лікарні, водоканали, транспорт. Домогосподарства отримують жорсткіші графіки погодинних відключень (ГПВ).
- Забезпечення обладнанням та логістика. Трансформатори, вимикачі, кабельна арматура дорогі й довго виготовляються. Склади виснажуються, а без них немає резерву для швидкого “розшивання” вузьких місць.
Ринок реагує на дефіцит ціною. У листопаді 2025 року український ринок на добу наперед став одним із найдорожчих у Європі (з ціною близько 140 євро за 1/МВт·год), тоді як у Швеції ціна становила приблизно 36 євро/МВт·год, а, скажімо, у Франції 43 євро/МВт·год.
Це не про “жадібність” продавців та постачальників, а про брак дешевої власної пропозиції та обмеження мереж.
Європейський фон: чужий профіцит – це не наша страховка
ЄС посилює міждержавні перетоки – це знижує ціни й додає гнучкості. У 2024 році Франція наростила атомну та гідрогенерацію та стала найбільшим чистим експортером у регіоні.
Але навіть рекордний французький профіцит не є автоматичною “чарівною пігулкою” для України. Причина – асиметрія часу і місця: надлишки часто виникають у години, коли в нас інший профіль навантаження, та у вузлах, звідки ми не можемо швидко “перекачати” мегавати.
Частина країн ЄС також має профіцит електрики, особливо у т.з. сонячні та вітряні вікна і так само шукає, куди можна продати надлишки. Але виникають ті самі проблеми: складна логістика (як в ЄС, так і в Україні) та асиметрія навантажень.
Тобто імпорт може бути дуже корисним, але не варто розглядати його, як стратегію заміщення власної маневрової потужності.
Коли відключення можуть зменшитися
Втім оперативна картина не безнадійна. “Укренерго” очікує поступове скорочення обмежень у міру ремонту пошкоджених об’єктів і за відсутності нових атак.
Уряд синхронізує відновлення, будівництво захисних споруд, створення резервів палива та підключення когенераційних установок до мережі. Це додасть локальної потужності там, де вона найпотрібніша.
Ефект від збільшення перетину до 2,3 ГВт є, але він обмежений внутрішніми вузлами. Найближче практичне полегшення дасть саме підключення децентралізованих джерел та відновлення мереж.
Без ілюзій: як скоротити відключення
У найближчі тижні ставка – на швидкість і точність. Насамперед потрібно відновити пропускні спроможності у критичних коридорах і вузлових підстанціях, де одна заміна трансформатора або вимикача повертає десятки мегават у місто.
Мобільні підстанції, польові бригади, “гаряча” логістика обладнання – це про години та дні, а не місяці.
Паралельно потрібно приєднувати до мережі когенераційні, газопоршневі та газотурбінні установки у дефіцитних вузлах. Там, де на мапі вимальовуються “чорні діри” вечірнього піка, локальна генерація здатна “підхопити” навантаження.
У горизонті декількох місяців ключовим стає перехід до керованого попиту. Промисловість і великі комерційні споживачі здатні “згладжувати” навантаження за зрозумілими правилами і компенсаціями. Це не абстракція: графіки обмеження потужності (ГОП) уже працюють, але їх треба перетворити на цивілізовані програми DR (кероване споживання) із прогнозованим ефектом.
Також потрібно продовжити створення додаткових коридорів “захід-схід”, додаткових вузлів перемикання в мережі 330-750 кВ, локальних резервів навколо мегаполісів і великих підстанцій. Накопичувачі енергії біля великих вузлів підтримують систему у 2-3 пікових години та зменшують тривалість ГПВ.
У перспективі необхідні ще потужності, що змінюють правила гри. Потрібно 3,5-4 ГВт нової децентралізованої маневрової генерації, максимально наближені до споживача. Газові установки, когенераційні кластери для тепла та електрики, мікромережі для критичних районів – все це робить систему менш залежною від одного-двох вузлів.
Інженерна логіка має йти поруч з інституційною: прозоре корпоративне управління, стабільні правила розрахунків і швидкі закупівлі критичного обладнання. Без довіри не буде фінансування, без фінансування – не буде підземних розподільчих пунктів, посилених перетинів, складів із резервними трансформаторами.
Що означає “менше відключень” на практиці
Не варто чекати чарівної кнопки, яка вимикає ГПВ за одну ніч. Реалістичний сценарій – це поступове скорочення тривалості й глибини відключень у тих регіонах, де:
– відновлено хоча б частину магістралей “захід-схід”;
– підключені локальні когенераційні/газові установки;
– працюють програми керованого попиту для бізнесу;
– критична інфраструктура забезпечена резервами.
Це “мозаїка рішень”: кожен шматок окремо не рятує, але разом вони дають відчутний ефект.
Висновок без самообману
Імпорт з потенціалом у 2,3 ГВт може стати тимчасовим порятунком, але аж ніяк не панацеєю. Поки пошкоджені високовольтні лінії та вузли передачі електроенергії, імпортований мегават не перетвориться на світло у домівках.
Шлях до коротших відключень – у трьох швидких діях:
- швидко лагодимо трансформатори та ЛЕП;
- швидко під’єднуємо децентралізовану генерацію;
- швидко запускаємо керований попит і локальні резерви.
Паралельно необхідно інвестувати у власну маневрову потужність і розвиток центральних та локальних мереж. Рекордний імпорт – це симптом відкритої рани. Її лікують не цифрами перетину, а системною реабілітацією мереж і поверненням довіри до правил гри.
Автор статті: Євген Корф, директор ТОВ НВП «ЕНЕРГО-ПЛЮС».
Джерело: Енергобізнес, EnergyClub.
