Óblast de Odesa, Ucrania
Almacenamiento en baterías de 3 MW / 12 MWh con una planta solar de 3,7 MWp. Se carga con la producción solar propia al mediodía, cuando los precios mayoristas ucranianos se desploman hacia cero, y vende en el pico de la tarde.
Documentación completa del proyecto para inversores institucionales y minoristas. Todas las cifras que figuran a continuación proceden del modelo financiero resumido en esta página; las fuentes primarias se relacionan al final.
Una batería de litio-ferrofosfato (LFP) de 3 MW / 12 MWh situada junto a una planta solar sobre suelo de 3,7 MWp en el óblast de Odesa. Es la configuración de entrada del programa: se sitúa exactamente en el límite de elegibilidad de la nueva categoría de subasta ucraniana de solar más almacenamiento, es lo bastante pequeña para mantenerse por debajo del umbral de licencia de almacenamiento de 5 MW y está diseñada para ser replicada. La batería —no la planta solar— es el motor de rentabilidad; la planta solar existe para suministrar aproximadamente dos tercios de la energía de carga detrás del contador y para que el proyecto pueda acceder al apoyo mediante subasta.
Ucrania tiene hoy una de las curvas de precios intradiarias más extremas de Europa. La energía solar distribuida ha crecido lo suficiente para llevar los precios mayoristas del mediodía cerca de cero, mientras que la demanda de la tarde todavía debe cubrirse con una capacidad gestionable escasa, a precios próximos al límite regulatorio. El activo está concebido para monetizar exactamente esa brecha.
Entre las 10:00 y las 16:00 aproximadamente, la planta solar alimenta la batería detrás del contador. Cualquier déficit se completa desde la red al precio mínimo del mediodía, que en el día de referencia fue inferior a 7 €/MWh.
La batería permanece cargada durante la subida de la última hora de la tarde, mientras los precios de la red aumentan. Un sistema de cuatro horas puede conservar la carga completa en lugar de verse obligado a descargar antes de tiempo.
Entre las 19:00 y las 23:00 se venden los 12 MWh completos (20 MWh en el proyecto mayor) en los mercados diario (day-ahead) e intradiario al máximo del día.
Fuera de la ventana de arbitraje, el inversor puede prestar reserva de restauración de la frecuencia a Ukrenergo, que está contratando varios cientos de MW de aFRR para el periodo 2026-2030.
Precios del mercado diario (day-ahead) para la zona de oferta UA-IPS, día de entrega 1 de agosto de 2026. La media diaria de 110,9 €/MWh se aproxima a la media anual de 2025, de 103,8 €/MWh, por lo que se trata de un nivel de precios típico con una forma extrema, no de un día atípico.
Nuestro primer análisis modelizó una batería de dos horas y arrojó una TIR del capital propio poco atractiva, del 5,4 %. La razón es estructural: con solo dos horas de almacenamiento, la mayor parte de la producción de la planta solar debe venderse sin almacenar, precisamente en las horas centrales del día en las que los precios ucranianos se desploman casi hasta cero. La energía solar del mediodía sin almacenar apenas tiene valor en Ucrania. Ampliar la duración a cuatro horas permite almacenar casi toda esa energía, reduce el coste por kWh de la batería y prácticamente duplica la rentabilidad apalancada. La planta solar se dimensiona deliberadamente sin exceder lo que permite la elegibilidad de la subasta, porque toda capacidad solar adicional por encima de la capacidad de absorción de la batería añade coste de capital sin aportar ingresos significativos.
El mercado mayorista ucraniano funciona desde 2019 con un modelo de tipo europeo de mercado diario, intradiario y de balance, y la red está sincronizada con la Europa continental desde marzo de 2022. Tres características lo hacen especialmente atractivo para el almacenamiento.
Los daños de guerra en la generación gestionable, unidos al rápido crecimiento de la solar distribuida, producen un diferencial entre máximo y mínimo que supera con regularidad los 200 €/MWh, varias veces el disponible en Alemania o Polonia.
Desde el 1 de mayo de 2026, el regulador ha fijado un límite de precio único de 15.000 ₴/MWh en los mercados diario e intradiario y de 17.000 ₴/MWh en el mercado de balance, en sustitución de los anteriores límites diferenciados por horas. El suelo del mercado diario es de 10 ₴/MWh, por lo que la ventana de arbitraje es amplia en ambas direcciones.
Ucrania ha legislado una categoría de subasta específica para solar más almacenamiento, está licitando 1.505 MW de nueva capacidad flexible y exime del IVA y de los derechos de aduana los equipos importados de almacenamiento y solares.
Índice BASE mensual publicado por el Operador del Mercado, en ₴/MWh. Los huecos corresponden a meses cuyo boletín oficial no hemos obtenido; se muestran como huecos en lugar de interpolarse. Las barras marcadas con un punto son cifras de meses parciales. Nótese la prima de invierno: diciembre de 2025 y febrero de 2026 son los meses más favorables para un activo que descarga por la tarde.
| Indicador | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Índice de precios BASE | 5,292 | €104 |
| Precio medio ponderado de las operaciones | 5,644 | €111 |
| Precio diario más alto | 8,221 | €161 |
| Precio diario más bajo | 2,446 | €48 |
| Indicador | ₴/MWh | €/MWh |
|---|---|---|
| Mercado diario e intradiario, máximo | 15,000 | €294 |
| Mercado de balance, máximo | 17,000 | €333 |
| Mercado diario e intradiario, mínimo | 10 | — |
| Franja horaria | Mercado diario e intradiario, máximo | Mercado de balance, máximo |
|---|---|---|
| 00:00–07:00, 11:00–17:00 | 5,600 ₴ | 6,600 ₴ |
| 07:00–11:00, 23:00–24:00 | 6,900 ₴ | 8,250 ₴ |
| 17:00–23:00 | 15,000 ₴ | 16,000 ₴ |
La estructura diferenciada por horas de abril de 2026 se muestra a título contextual porque ilustra con qué intención ha fijado el regulador el precio de la ventana de la tarde: el límite de 17:00 a 23:00 ya era de 15.000 ₴/MWh cuando el límite del mediodía era de 5.600 ₴/MWh.
Ukrenergo celebró una subasta complementaria para el periodo de suministro 2026-2030 por 472-555 MW de reserva automática de restauración de la frecuencia en sentido de carga y 201-252 MW de producto simétrico. Las baterías son elegibles. En el escenario base solo hemos reconocido un importe conservador de ingresos por servicios de ajuste, porque no es público un precio firme de adjudicación para estos productos; la aFRR contratada se trata como potencial adicional en el escenario optimizado.
La configuración es deliberadamente convencional: celdas LFP en contenedor de un proveedor de primer nivel, una duración de descarga de cuatro horas y un único punto de conexión a la red compartido, detrás del cual se sitúan tanto la batería como la planta solar.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Potencia nominal de la batería | 3 MW |
| Energía útil de la batería | 12 MWh |
| Duración de la descarga | 4 h |
| Capacidad de la planta solar | 3.7 MWp |
| Superficie de terreno necesaria | 5.9 ha |
| Química de las celdas | Litio-ferrofosfato (LFP), en contenedor |
| Eficiencia de ciclo completo, CA-CA | 90% |
| Ciclos completos equivalentes al año | 330 |
| Degradación de la capacidad de la batería | 2.0% al año |
| Degradación de los módulos solares | 0.45% al año |
| Rendimiento específico de la planta solar | 1,300 kWh/kWp |
| Vida útil de diseño | 20 Año |
| Estrategia de ampliación de capacidad | No se prevé ninguna; se confía en la garantía de capacidad del proveedor a 20 años |
| Proporción de la carga cubierta con energía solar propia | 68% |
|---|---|
| EBITDA acumulado a 20 años | 65,814 MWh |
La batería se carga predominantemente con la planta solar contigua. El resto se importa de la red durante el mínimo del mediodía, lo que resulta económicamente atractivo en lugar de ser una carencia: comprar al precio mínimo más el peaje de transporte deja aún un diferencial de más de 160 €/MWh.
El desglose que figura a continuación se compara con tres referencias independientes: el estudio de costes de sistemas de BloombergNEF 2025 (media europea de 154 €/kWh), el cálculo ascendente de Ember para los mercados fuera de China y Estados Unidos, y el único comparable ucraniano publicado de gran tamaño: el proyecto de 200 MW / 400 MWh de DTEK, con un coste implícito de 313-350 €/kWh. Nuestras cifras se sitúan deliberadamente entre la referencia europea y el comparable ucraniano.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Total | €5,301,450 |
| Coste del sistema de baterías | €190/kWh |
| Coste de la planta solar | €0.535/Wp |
| IVA a la importación y derechos de aduana | Exentos para los equipos solares y de almacenamiento (Leyes n.º 3853-IX y n.º 3854-IX) |
Los equipos importados de almacenamiento y solares están exentos tanto del IVA como de los derechos de aduana en Ucrania, exención prorrogada en diciembre de 2025. Es la mayor palanca fiscal del modelo y está reflejada en las cifras anteriores. La partida de conexión a la red es una provisión: el coste definitivo solo queda fijado cuando el operador del sistema de distribución emite las condiciones técnicas, y se señala como cuestión pendiente antes de la decisión final de inversión.
Los ingresos tienen tres componentes. El arbitraje de la batería es el dominante; las ventas directas de energía solar son modestas por diseño, porque las horas en las que puede venderse energía solar sin almacenar son precisamente aquellas en las que los precios ucranianos son más bajos.
| Indicador | Importe | Nota |
|---|---|---|
| Arbitraje de la batería: energía entregada en el pico de la tarde | €811,800 | 3,960 MWh × €205 |
| Ventas directas de energía solar fuera de la ventana de carga | €58,496 | 1,828 MWh × €32 |
| Servicios de ajuste del sistema y balance | €29,994 | — |
| Ingresos totales del año 1 | €900,290 |
| Indicador | €/MWh |
|---|---|
| Precio capturado en la descarga de la tarde | €205 |
| Coste de carga al mediodía | €25 |
| Precio capturado en la venta directa de energía solar | €32 |
Se trata de medias anuales y las tres son conservadoras frente al día de referencia, en el que las cuatro horas más caras promediaron 236 €/MWh y las cuatro más baratas, 0,7 €/MWh. Suponemos que el activo captura 205 €/MWh en la descarga en lugar de los 236 €/MWh observados, y que paga 25 €/MWh por cargar en lugar de un precio cercano a cero, para tener en cuenta los meses de invierno, en los que el mínimo del mediodía es menos profundo, y las imprecisiones de la previsión.
| Indicador | Importe |
|---|---|
| Operación y mantenimiento de la batería (2 % de la inversión en baterías) | €45,600 |
| Operación y mantenimiento de la planta solar (9 €/kWp) | €33,300 |
| Seguros (0,4 % del coste de capital) | €21,206 |
| Seguridad física y protección del emplazamiento | €35,000 |
| Gestión del activo y administración de la SPV | €40,000 |
| Arrendamiento del terreno | €2,655 |
| Costes operativos totales | €177,761 |
Los peajes de transporte de 713,68 ₴/MWh (unos 14 €/MWh) sobre la energía de carga importada de la red y las tarifas del operador del mercado sobre la energía entregada se modelizan por separado dentro del EBITDA y no se recogen en la tabla anterior.
Presentamos tres escenarios en lugar de una cifra única. El escenario base es totalmente comercial y supone un coste de deuda de mercado; lo consideramos el suelo honesto. El escenario optimizado refleja la estructura de financiación que han empleado realmente todas las operaciones ucranianas comparables.
Ingresos totalmente comerciales, apalancamiento del 65 % al 8,5 %, 330 ciclos al año y solo ingresos nominales por servicios de ajuste.
Deuda sénior al 6,5 %, que refleja una línea del BERD/IFC con cobertura de primeras pérdidas del Marco de Inversión de la UE para Ucrania, aFRR contratada y 350 ciclos al año.
Producción solar contratada al techo de subasta de 120 €/MWh y precio capturado por la batería reducido a 170 €/MWh. Es el escenario en el que los diferenciales comerciales se comprimen pero el apoyo estatal se mantiene.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Coste total de capital | €5,301,450 |
| Tramo de capital propio | €1,855,508 |
| Deuda sénior (65 %) | €3,445,942 |
| Proporción de deuda sénior | 65% |
| Tipo de interés de la deuda sénior | 8.5% |
| Plazo de la deuda sénior | 12 Año |
Ni el BERD ni la IFC publican márgenes o plazos para los préstamos al sector energético ucraniano, por lo que el tipo del 8,5 % del escenario base es una estimación propia y no una cifra procedente de una fuente. El análisis de sensibilidad a la financiación que figura más abajo muestra hasta qué punto el resultado depende de ese tipo.
El precio capturado en la tarde es, con gran diferencia, la variable más influyente, seguida del coste de capital. Por debajo de unos 160 €/MWh de precio capturado en la tarde, el escenario base deja de cubrir un coste del capital propio plausible, razón por la cual la vía del CfD de subasta importa como suelo y no meramente como potencial adicional.
The base case ties the battery to the solar field: it assumes 330 equivalent cycles a year, which is roughly the number of days on which the array can be relied on to fill it. That is deliberately conservative, and it understates what the asset can do.
The midday collapse in Ukrainian prices is not caused by this plant. It is caused by every solar installation in the country generating at once against weak daytime demand. That price signal is a property of the national system, and it is still there on days when this particular site is under cloud. So on a dull day the battery does not sit idle waiting for sunshine — it buys from the grid during the same midday trough and sells into the same evening peak. The solar field stops being the source of energy and becomes a hedge against the cost of buying it.
| Optimistic case assumptions | Base case | Optimistic case |
|---|---|---|
| Equivalent full cycles per year | 330 | 365 |
| Evening discharge capture price | €205/MWh | €218/MWh |
| Blended midday charging cost | €25/MWh | €38/MWh |
| Energy delivered to grid | 3,960 MWh | 4,380 MWh |
| Energy bought from grid to charge | 1,418 MWh | 1,884 MWh |
| Share of charging met by own solar | 68% | 61% |
| Tipo de interés de la deuda sénior | 8.5% | 8.5% |
Note the charging cost rises from €25 to €38/MWh, and that is intentional. On a genuinely overcast day the whole region generates less solar, so the midday trough is shallower and the energy costs more to buy. Penalising the charge price is what keeps this scenario honest: the extra throughput is bought at a thinner margin, not the same one.
| Indicador | Base case | Optimistic case |
|---|---|---|
| Ingresos totales del año 1 | €900,290 | €1,073,330 |
| EBITDA del año 1 | €651,395 | €780,057 |
| TIR del proyecto (sin apalancamiento) | 9.1% | 11.9% |
| TIR del capital propio (apalancada) | 9.6% | 15.4% |
| DSCR mínimo | 1.37x | 1.66x |
| Plazo de recuperación simple | 8.8 Año | 7.3 Año |
| VAN con una tasa de descuento del 10 % | €-316,432 | €680,519 |
| EBITDA acumulado a 20 años | €12,907,932 | €15,730,280 |
The two levers are independent. Running the optimistic operating case on senior debt priced at 6.5% — the level implied by an EBRD or IFC facility carrying EU Ukraine Investment Framework first-loss cover, which is how every comparable Ukrainian transaction has been financed — lifts the levered return further:
| Equity IRR, optimistic operations + concessional debt | 17.3% |
|---|---|
| DSCR mínimo | 1.85x |
Three things. First, sustained nationwide cloud would flatten the midday trough everywhere at once, and the spread would narrow rather than merely shift source. Second, grid-charged energy pays the full transmission charge of ₴713.68/MWh where behind-the-meter solar charging does not, so the margin on bought energy is structurally thinner and more exposed to a tariff increase. Third, cycling 365 times a year rather than 330 uses the battery harder; we have held capacity fade at 2% a year on the strength of the supplier warranty, but a higher throughput regime is the case in which that warranty matters most. We regard the base case, not this one, as the number to underwrite against.
Calculado sobre la base de desplazamiento de energía de Ember, con una tasa de descuento del 11 % y excluyendo el coste de la energía de carga. Es el diferencial mínimo que la batería debe capturar para alcanzar el equilibrio únicamente en la parte de almacenamiento; el diferencial supuesto de 180 €/MWh ofrece un margen sustancial por encima de ese nivel.
A modo de contexto, Damodaran sitúa la prima total de riesgo del capital propio de Ucrania en el 19,77 % a enero de 2026, y las operaciones energéticas ucranianas suelen buscar una TIR del capital propio del 14-16 % cuando la deuda sénior cuenta con la garantía de una institución financiera internacional. El proyecto mayor alcanza esa banda en el escenario optimizado; el menor se plantea como un proyecto piloto replicable más que como un vehículo orientado a maximizar la rentabilidad.
El plano general del emplazamiento que figura a continuación está dibujado a escala a partir de las dimensiones indicativas de la parcela. Ambos emplazamientos siguen la misma disposición: una franja técnica a lo largo del límite norte que aloja el recinto de baterías, los skids de conversión, la sala de control y la subestación de medida, mientras la planta solar ocupa el resto de la parcela en bloques separados por viales de mantenimiento. Situar la batería junto a la subestación mantiene cortos los tendidos de cable de media tensión y permite que tanto la batería como la planta solar compartan un único punto de conexión, según permite la Ley n.º 4213-IX.
| Indicador | Valor |
|---|---|
| Parcela vallada | 270 × 220 m — 5.9 ha |
| Superficie de la planta solar | 5.9 ha |
| Filas de mesas de módulos | 26 (2 × 13) |
| Separación entre filas | 5.6 m |
| Contenedores de baterías (20 pies) | 3 |
| Skids de conversión (PCS) / transformador de media tensión | 1 |
| Tensión de conexión a la red | 35 kV |
| Ocupación de suelo | 1.59 ha/MWp |
Las dimensiones son indicativas y están sujetas al levantamiento topográfico definitivo, al estudio geotécnico y a las condiciones técnicas de conexión a la red. La separación entre filas de 5,6 m se fija para limitar el sombreado entre filas en el solsticio de invierno en un sistema de inclinación fija a esta latitud; la separación definitiva se ajustará al estudio de sombras con PVsyst. El recinto de baterías cuenta con vallado y refuerzo independientes, y los flujos de almacenamiento se miden por separado, requisito obligatorio para los activos ubicados conjuntamente.
Fotografías de instalaciones comparables en operación, incluidas para mostrar la forma física de la planta. No son imágenes de este emplazamiento, que aún no está construido.
Ucrania ha actuado con rapidez para hacer financiable el almacenamiento. Las disposiciones que se recogen a continuación son las que configuran de forma material este proyecto.
Conforme a la Ley n.º 4777-IX, en vigor desde marzo de 2026, solo se exige licencia de almacenamiento cuando un emplazamiento individual supera los 5 MW. Ambos proyectos se sitúan en ese umbral o por debajo de él y, por tanto, no requieren licencia de almacenamiento del regulador.
La Ley n.º 4213-IX permite que la generación y el almacenamiento compartan una sola conexión a la red y elevó a 20 MW, hasta el 1 de enero de 2028, el umbral de generación exento de licencia. La medida comercial separada de los flujos de almacenamiento es obligatoria y está incluida en el coste de capital.
Una categoría de subasta específica reserva al menos el 10 % del volumen anual de apoyo para la solar con almacenamiento, con un apoyo vigente hasta 2034 y un techo de 0,12 €/kWh. La elegibilidad exige una potencia de almacenamiento de al menos el 80 % de la capacidad solar y al menos 2 kWh de almacenamiento por kW de solar. Ambas configuraciones se han dimensionado específicamente para cumplir los dos criterios.
Ukrenergo publicó en julio de 2026 la documentación preliminar de una licitación de 1.505 MW de nueva capacidad maniobrable en cuatro lotes regionales, con cinco años de apoyo y un techo de 0,2792 €/kWh. Constituye una posible segunda fuente de ingresos contratados y no se computa en ninguno de nuestros tres escenarios.
El impuesto de sociedades es del 18 %. Los equipos solares y de almacenamiento importados están exentos del IVA y de los derechos de aduana. La amortización acelerada permite amortizar la maquinaria y los equipos en dos años hasta finales de 2030, lo que protege el flujo de caja de los primeros ejercicios; así se refleja en el modelo. Los dividendos a un titular no residente soportan una retención en la fuente del 15 %, reducible al 5 % en virtud del convenio entre Ucrania y Chipre cuando el titular posee al menos el 20 % de las participaciones.
Una sociedad ucraniana de responsabilidad limitada es titular del arrendamiento del terreno, de la conexión a la red y de los permisos, y está participada a su vez por una sociedad holding de la UE a través de la cual se canaliza el capital de los inversores. La repatriación de dividendos sigue sujeta a las restricciones de ley marcial del Banco Nacional de Ucrania, lo que se hace constar como cuestión pendiente.
El registro que figura a continuación es deliberadamente franco. Dos riesgos son realmente graves y no pueden mitigarse por completo en el ámbito del proyecto.
| Indicador | Gravedad | Mitigación |
|---|---|---|
| Riesgo militar y de daño físico al activo | Alta | Ambos emplazamientos se sitúan deliberadamente lejos de la línea de contacto: el óblast de Odesa en el suroeste y el óblast de Poltava en el interior, este último a varios cientos de kilómetros del frente. Los contenedores están dispersos, protegidos con terraplenes y vallados de forma independiente, y la seguridad física está presupuestada entre 35.000 y 45.000 € al año. El riesgo no puede eliminarse: la infraestructura energética ucraniana ha sido atacada en todo el país, incluso en zonas muy alejadas del frente, y los inversores deben asumir una probabilidad no despreciable de pérdida total. |
| Disponibilidad de seguro de riesgo de guerra | Alta | A principios de 2026, la cobertura comercial de riesgo de guerra es en la práctica inexistente para la infraestructura energética ucraniana. La mitigación consiste en una garantía de primeras pérdidas del Marco de Inversión de la UE para Ucrania o en un producto multilateral de riesgo político, junto con una compensación estatal de hasta 10 millones de ₴, importe irrelevante para un proyecto de este tamaño. Si no se obtiene ninguna garantía, el capital propio asume este riesgo. |
| Precios comerciales y compresión del diferencial | Media | A medida que se desarrolle la capacidad de almacenamiento, el diferencial intradiario se estrechará. Las mitigaciones son el suelo del CfD de subasta, la subasta de flexibilidad y una duración de cuatro horas que captura una ventana más amplia que un sistema de dos horas. La tabla de sensibilidad cuantifica directamente esta exposición. |
| Descalce de divisas | Media | Los ingresos se obtienen en grivnas, mientras que la deuda y la rentabilidad de los inversores están en euros. Ucrania no dispone de un mercado profundo de cobertura a largo plazo. El riesgo queda parcialmente mitigado porque los precios mayoristas han seguido históricamente la paridad de importación denominada en euros y porque el límite regulatorio de precio se revisa periódicamente al alza. |
| Cambios regulatorios y del límite de precio | Media | El límite de precio de la tarde es el factor que más determina el potencial de subida. Los límites se han revisado en repetidas ocasiones, la última al alza en mayo de 2026, y la orientación política ha ido hacia la liberalización. Una revisión a la baja comprimiría la rentabilidad de forma material. |
| Coste de capital y cadena de suministro | Media | Contrato EPC llave en mano a precio fijo con penalizaciones por daños, aprovisionamiento con proveedores de primer nivel y una contingencia del 10 %. Los precios de los sistemas de baterías han caído un 37 % interanual en Europa, por lo que el riesgo de coste se inclina a la baja. |
| Coste y plazos de la conexión a la red | Baja | La provisión para la conexión es una estimación hasta que el operador del sistema de distribución emita las condiciones técnicas. Situar la instalación detrás del punto de conexión existente de la planta solar limita sustancialmente la exposición. Se señala como cuestión pendiente antes de la decisión final de inversión. |
| Rendimiento tecnológico y degradación | Baja | Garantía de capacidad del proveedor a 20 años que asegura una degradación anual no superior al 2 %, con penalizaciones por incumplimiento de la eficiencia de ciclo completo. El consumo parásito del sistema de climatización en clima frío es la variable técnica menos caracterizada y se está modelizando junto con el proveedor. |
El argumento de impacto del almacenamiento en Ucrania es especialmente directo. Cada megavatio-hora desplazado del excedente solar del mediodía al pico de la tarde sustituye generación que, de otro modo, procedería de centrales fósiles de punta o de importaciones, y lo hace en las horas de mayor tensión para el sistema.
Ucrania ha perdido una parte sustancial de su capacidad gestionable a causa de ataques sostenidos, y los cortes rotatorios han sido habituales en los últimos inviernos. El almacenamiento distribuido es una de las vías más rápidas y defendibles para recuperar capacidad en el pico de la tarde, razón por la cual constituye una prioridad para la Comunidad de la Energía, el BERD y el Marco de Inversión de la UE para Ucrania.
Toda afirmación cuantitativa de esta página procede de una de las fuentes que figuran a continuación o del modelo financiero construido sobre ellas. Cuando una cifra no ha podido verificarse a partir de una fuente primaria, lo hemos indicado en la sección correspondiente en lugar de presentar una estimación como un hecho.
Todas las cifras en euros se han convertido a 1 € = 51,0 ₴, el tipo medio de mercado de julio de 2026.
Cuatro parámetros siguen sin verificar y se señalan en lugar de disimularse: la tarifa definitiva de conexión a la red del operador del sistema de distribución; el margen y el plazo de la deuda sénior, que ninguna institución financiera internacional publica para Ucrania; la asegurabilidad del activo frente al riesgo de guerra, hoy dudosa; y el consumo parásito del sistema de climatización en clima frío, para el que utilizamos un valor genérico del 2-4 % de la energía gestionada a la espera de la modelización del proveedor.
Este documento se facilita únicamente a título informativo y no constituye una oferta de venta ni una invitación a comprar valores, ni asesoramiento en materia de inversión, jurídica o fiscal. Las cifras prospectivas son proyecciones modelizadas a partir de las hipótesis indicadas y diferirán de los resultados reales. Los proyectos energéticos en Ucrania conllevan riesgos que incluyen, sin carácter limitativo, el conflicto armado, la destrucción de activos, la inconvertibilidad de la divisa, los cambios regulatorios y el incumplimiento de las contrapartes. Los inversores pueden perder la totalidad del importe invertido. Los posibles inversores deben obtener asesoramiento independiente y verificar por sí mismos la exactitud de cada hipótesis antes de comprometer capital.