Tamaño y Análisis de Cuota del Mercado de Energías Renovables de África Austral - Tendencias de Crecimiento y Pronóstico (2026 - 2031)

Visión General del Mercado

Resumen y métricas de Mercado de Energías Renovables en África Austral Mercado

Período de Estudio	2021 - 2031
Período de Datos Pronosticados	2026 - 2031
Tamaño del mercado en el año base (2025)	37.21 gigavatio
Volumen del Mercado (2026)	42.84 gigavatio
Volumen del Mercado (2031)	86.63 gigavatio
Tasa de crecimiento (2026 - 2031)	15.12 %
Concentración del Mercado	Medio
Jugadores principales *Nota aclaratoria: los principales jugadores no se ordenaron de un modo en especial Imagen © Mordor Intelligence. El uso requiere atribución según CC BY 4.0.

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Tendencias e Información del Mercado

Descenso del LCOE para Energía Solar y Eólica

El exceso de oferta de módulos por parte de fabricantes asiáticos redujo las tarifas de energía solar a escala de servicios públicos por debajo de USD 0,03 por kWh en el Cabo Norte a finales de 2024, muy por debajo del coste medio de generación de Eskom de ZAR 1,48 por kWh.^[2] JinkoSolar y First Solar suministraron proyectos de la Ventana de Licitación 7 a precios un 22% inferiores a los referentes de 2022, posibilitando contratos de compra de energía a veinte años por debajo de ZAR 0,50 por kWh. El LCOE de la energía eólica terrestre en el Cabo Oriental se acercó a USD 0,04 por kWh; sin embargo, los cuellos de botella logísticos y los retrasos en la red dejaron las ofertas de energía eólica un 18% más costosas que las solares, resultando en cero asignaciones eólicas en la Ventana de Licitación 7. El proyecto Hyphen de Namibia aseguró una tarifa mixta de energías renovables de USD 0,025 por kWh para su cartera de 7 GW, estableciendo un suelo regional y señalizando una futura compresión de precios. Acoplar baterías de cuatro horas con energía solar proporciona ahora capacidad despachable a aproximadamente USD 0,06 por kWh, erosionando la economía de las plantas de carbón de punta y apoyando el calendario de transición justa de Eskom.

Escalada de Tarifas de Eskom y Riesgo de Cortes de Suministro

El incremento tarifario del 36% aprobado por la NERSA eleva el coste medio de la electricidad industrial por encima de ZAR 2,20 por kWh en 2025/26, reduciendo el período de amortización de las instalaciones de energía solar en tejados de más de 500 kW a menos de cuatro años.^[3] Los cortes de suministro de Etapa 6 persistieron durante 78 días en 2024, lo que llevó a las grandes empresas mineras a contratar más de 200 MW de sistemas solares más almacenamiento de energía de uso propio. La Ley de Enmienda de Regulación Eléctrica permite la inversión privada en transmisión y el transporte de electricidad por terceros, lo que permite a los compradores corporativos en Gauteng obtener energías renovables del Cabo Norte sin Eskom como intermediario. Se espera que esta reforma reduzca la cuota de generación de Eskom por debajo del 60% para 2030, transitando a la empresa de servicios públicos hacia un rol de operador puro del sistema de transmisión. Los prestamistas multilaterales están vinculando el financiamiento concesional a las mejoras aceleradas de la red, ligando los futuros desembolsos a reducciones medibles en la energía no suministrada.

REIPPPP y Plan Maestro de Energías Renovables de Sudáfrica

La Ventana de Licitación 7 atrajo ZAR 31.400 millones en inversión solar y logró una reducción tarifaria del 12% en comparación con la ronda anterior. El plan maestro de 2024 tiene como objetivo 20 GW de nuevas energías renovables para 2030; sin embargo, la planificación de la transmisión se retrasa respecto a la adquisición hasta en dos años, lo que resulta en 1,2 GW de capacidad varada en el Cabo Norte. La Ventana de Licitación 2 del BESIPPPP añadió 615 MW de almacenamiento con una duración obligatoria de cuatro horas para asegurar los picos vespertinos con un coste de capital combinado de ZAR 12.800 millones. Las normas de contenido local, que exigen el 40% para módulos solares y el 45% para torres eólicas, favorecen a los desarrolladores verticalmente integrados como BioTherm y Distributed Power Africa, aunque el cumplimiento aumenta el gasto de capital entre un 8% y un 12%. Alcanzar el objetivo de adquisición anual de 2,5 GW del plan maestro requerirá al máximo la capacidad de aprobación de la NERSA y los recursos de integración a la red de Eskom.

Auge de los Contratos de Compra de Energía Corporativos y Marcos de Transporte de Electricidad

Finalizadas en mayo de 2025, las tarifas de transporte de electricidad de la NERSA de ZAR 0,12 por kWh permiten el uso de la red de Eskom por terceros y respaldan más de 800 MW de contratos de compra de energía corporativos firmados en 2024. Los operadores de minería, manufactura y centros de datos lideraron la adopción a medida que los precios bilaterales de los contratos de compra de energía se estabilizaron en torno a ZAR 0,45 por kWh, por debajo de las tarifas industriales vigentes. Las plataformas de transporte virtual de electricidad agregan el excedente de energía solar en tejados y transfieren certificados a compradores industriales, reduciendo los costes de los certificados de energía renovable en un 15%. Zambia y Zimbabue están elaborando marcos similares; el regulador de Zambia espera la implementación para el tercer trimestre de 2025 con el fin de desbloquear el comercio transfronterizo dentro del Grupo de Energía de África Austral. Los prestamistas se mantienen cautelosos y a menudo requieren cartas de crédito de reserva, añadiendo entre 50 y 75 puntos básicos a los diferenciales de financiamiento.

Cuellos de Botella en Transmisión en los Corredores del Cabo y Namibia

Las líneas del Cabo Norte operan al 92% de utilización, reduciendo 180 gigavatios-hora (GWh) por año y retrasando las conexiones a la red hasta 18 meses. Eskom aplazó la mejora Aries-Kronos de ZAR 4.500 millones debido a restricciones de liquidez, dejando 1,2 GW de proyectos adjudicados varados. La red troncal Kokerboom-Gerus de NamPower solo puede absorber 800 MW de inyecciones adicionales, pero el proyecto Hyphen por sí solo necesita 2,5 GW de capacidad de exportación.^[4] Existe interés del sector privado, pero la recuperación de costes y la transmisión de tarifas de transporte de electricidad siguen siendo poco claras, lo que paraliza el cierre financiero de los primeros proyectos de transmisión independientes. Los desarrolladores están colocalizando baterías para trasladar la producción a ventanas de transmisión fuera de pico, añadiendo entre USD 150 y 200 por kW al gasto de capital y recortando los rendimientos del capital hasta en 2 puntos porcentuales.

Escasez de Emplazamientos Específicos para Energía Eólica y Fallos en Subastas

La Ventana de Licitación 7 no recibió ofertas de energía eólica debido a la logística portuaria, la limitada disponibilidad de emplazamientos con alto potencial eólico cerca del acceso a la red y los elevados costes de transporte de turbinas. Las evaluaciones ambientales para proyectos eólicos promedian ahora 24 meses, debido a estudios más estrictos sobre colisiones aviarias, el doble del plazo para proyectos solares. La energía eólica marina sigue en fases de estudio preliminar; 17 GW de potencial técnico a lo largo del Cabo Occidental carecen de normas de arrendamiento del lecho marino o infraestructura portuaria, lo que retrasa las primeras unidades comerciales más allá de 2030. Los desarrolladores están pivotando hacia esquemas híbridos solar-eólico-almacenamiento que mejoran la bancabilidad pero diluyen la cuota de la energía eólica. La Ventana de Licitación 8 podría introducir reservas específicas para energía eólica con topes tarifarios más altos; sin embargo, cualquier subvención percibida podría desencadenar una reacción política adversa.

*Nuestras previsiones consideran los impactos de impulsores y restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de Segmentos

La energía hidroeléctrica dominó el mercado de energías renovables de África Austral, representando una cuota del 61,25% en 2025, ya que los activos heredados, como el complejo Kariba de Zambia y los complejos Inga de la República Democrática del Congo, continúan suministrando energía en masa. Se espera que la capacidad eólica registre una CAGR del 24,35% hasta 2031, la más rápida entre todas las tecnologías, respaldada por futuras reservas del REIPPPP y la expansión de los contratos de compra de energía corporativos. La energía solar, incluida la fotovoltaica y la energía solar de concentración, representó el 28,60% de la capacidad en 2025; la planta Redstone de 420 MW de ACWA Power con almacenamiento de sal fundida de 12 horas demostró el potencial despachable de la energía solar, una característica que los servicios públicos favorecen para los picos vespertinos. La bioenergía sigue siendo un nicho de mercado, representando menos del 2% de la capacidad, concentrada principalmente en el cinturón de caña de azúcar de Sudáfrica, donde los ingenios cogeneran energía a partir del bagazo. La energía geotérmica y oceánica se encuentran aún en fase exploratoria; los yacimientos del Valle del Rift en Tanzania ofrecen hasta 5 GW de potencial, pero los costes de perforación de casi USD 5 millones por pozo frenan las perspectivas a corto plazo.

Los desarrolladores anticipan que los proyectos de almacenamiento por bombeo hidroeléctrico en los yacimientos Ingula y Drakensberg de Eskom contribuirán con 1,4 GW al equilibrio de la red para 2030, a pesar de que los costes de capital superan los USD 2.000 por kW. Los proyectos de pequeña energía hidroeléctrica de menos de 10 MW están proliferando en Angola y Mozambique a través del financiamiento de donantes, con el objetivo de alcanzar 300 MW para 2030. El repunte de la energía eólica depende de soluciones logísticas en el Puerto Elizabeth y de permisos ambientales expeditos; se espera que las plantas híbridas solar-eólico-almacenamiento ganen contratos al diversificar las fuentes de ingresos. Los programas piloto de energía oceánica en la Bahía de Algoa siguen por debajo de los niveles de preparación comercial, lo que hace improbables las adiciones materiales en esta década. En general, la diversificación tecnológica está reduciendo la dominancia de la energía hidroeléctrica y orientando el mercado de energías renovables de África Austral hacia una combinación más equilibrada.

Nota: Las cuotas de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Los servicios públicos representaron el 51,62% de la capacidad en 2025, lo que refleja la larga dominancia de los contratos del REIPPPP y el BESIPPPP que alimentan la red de Eskom. Se proyecta que los compradores comerciales e industriales registren una CAGR del 20,15% hasta 2031 a medida que las normas de transporte de electricidad reducen los costes de transacción y las energías renovables protegen contra la volatilidad tarifaria. Las empresas mineras como Anglo American y Sibanye-Stillwater han firmado cada una contratos de compra de energía superiores a 100 MW para asegurar energía a una tarifa inferior a ZAR 0,50 por kWh. Las cadenas minoristas Shoprite y Woolworths están desplegando más de 50 MW de energía solar en tejados, avanzando hacia su objetivo de electricidad 100% renovable para 2028. La energía solar en tejados residencial superó 1,5 GW en 2024, con tasas de incorporación de baterías cercanas al 40% en áreas metropolitanas.

El crecimiento comercial e industrial se concentra en manufactura, centros de datos y centros comerciales que buscan la descarbonización del Alcance 2 bajo los compromisos de la iniciativa de Objetivos Basados en la Ciencia. El transporte virtual de electricidad crea arbitraje geográfico entre zonas de generación de alta irradiancia y centros de carga, reduciendo los costes entregados entre un 10% y un 15%. La energía solar de pago por uso habilitada por M-Pesa continúa expandiéndose en hogares urbanos y periurbanos de menores ingresos, aunque los sistemas individuales siguen siendo inferiores a 1 kW. Se proyecta que la cuota de mercado de los servicios públicos caiga por debajo del 45% para 2031 a medida que los recursos distribuidos erosionan los modelos de despacho centralizado. Se prevé que el tamaño del mercado de energías renovables de África Austral para la generación distribuida crezca seis veces entre 2026 y 2031 a medida que se eliminan las barreras regulatorias.

Nota: Las cuotas de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Análisis Geográfico

Mercado de Energías Renovables del Cabo Norte y Sudáfrica

Sudáfrica controló el 42,35% de la capacidad en 2025, respaldada por 7,2 GW adquiridos a través del REIPPPP y una reforma regulatoria que permite el transporte de energía por parte de terceros. El Cabo Norte alberga el 60% de las instalaciones solares de escala utilitaria de Sudáfrica, gracias a niveles de irradiancia superiores a 2.200 kWh/m². Sin embargo, las conexiones a la red enfrentan actualmente una espera promedio de 18 meses debido a retrasos en las actualizaciones de transmisión. Los acuerdos de compra de energía corporativos (PPA) por un total de 800 MW se firmaron en 2024 a tarifas de casi ZAR 0,45 por kWh, lo que es significativamente inferior a las tarifas industriales de Eskom. Las ambiciones de hidrógeno verde en Boegoebaai podrían absorber 3,5 GW de energías renovables y restringir el suministro de módulos para los mercados domésticos. Se espera que la tarifa de transporte de ZAR 0,12 por kWh establecida por la NERSA desbloquee 1,5 GW de energía solar en tejados para 2028.

Mercado de Energías Renovables de África Central, Oriental y Austral

Angola, Zambia y la República Democrática del Congo concentran conjuntamente aproximadamente el 35% de la capacidad, impulsada por la energía hidroeléctrica en la cuenca del río Congo. La expansión de Laúca y la planta Caculo Cabaça en Angola añadieron 558 MW en 2024, incrementando el suministro firme al Pool de Energía de África Austral. Zambia obtuvo 150 millones de USD de la IFC para financiar 500 MW de proyectos solares e hidroeléctricos de pequeña escala, con el objetivo de reducir su dependencia del embalse de Kariba, vulnerable a las sequías. Inga 3, una ampliación de 4,8 GW en la República Democrática del Congo, permanece en fase de estudio de viabilidad, con la decisión final de inversión postergada más allá de 2026. El proyecto hidroeléctrico Mwenga de 300 MW en Tanzania y el activo solar Mocuba de 120 MW en Mozambique avanzaron a la fase de construcción en 2024 con el respaldo del AfDB y el BEI.

Mercado de Energías Renovables de Comoras

Comoras, aunque representa menos del 1% del volumen, está preparada para registrar una CAGR del 51,02% a medida que las mini-redes financiadas por donantes reemplazan el diésel, cuyos costos actuales ascienden a 0,40 USD por kWh. Botsuana y Namibia están ampliando la energía solar de escala utilitaria. El proyecto Hyphen de Namibia por sí solo instalará 7 GW para 2030, lo que podría redirigir equipos lejos de la demanda sudafricana. La cartera de proyectos de 600 MW de Zimbabue se ve obstaculizada por la escasez de divisas y los atrasos en la deuda, lo que limita los proyectos a corto plazo a plantas de menos de 10 MW que eluden las garantías multilaterales. El comercio transfronterizo a través del Pool de Energía de África Austral está aumentando a medida que Cahora Bassa en Mozambique exporta 1,5 GW a Sudáfrica bajo contratos a largo plazo.

Nota: Las cuotas de segmento de todos los segmentos individuales están disponibles con la compra del informe

Panorama regulatorio

Las reformas del mercado eléctrico de Sudáfrica y las normas comerciales regionales están configurando cada vez más el desarrollo de proyectos renovables en el sur de África. La Ley de Enmienda de Regulación de la Electricidad (Ley 38 de 2024) entró en vigor el 1 de enero de 2025 y establece el marco operativo para una plataforma de mercado abierto a través de un Operador del Sistema de Transmisión SOC Ltd, respaldando el comercio con terceros y el "wheeling" junto con la función de transmisión desagregada de Eskom. Junto con esto, el Plan de Recursos Integrado 2025 (publicado en octubre de 2025) establece el marco estratégico de contratación para nueva capacidad de generación, vinculando la contratación competitiva a escala de servicios públicos con las prioridades de política industrial.

Los detalles de implementación también se han ampliado tanto para la generación a escala de servicios públicos como para la generación distribuida. En junio de 2025, Sudáfrica introdujo normas de facturación neta para prosumidores, permitiendo la exportación de electricidad excedente basada en valoraciones de costo de energía evitada guiadas por NERSA, lo que mejora la visibilidad de ingresos para la generación integrada. En diciembre de 2025, se emitieron normas de asignación de capacidad de red para gestionar la escasez y los retrasos en el inicio de construcción, lo que afecta directamente la disciplina de cola para proyectos solares y eólicos en corredores congestionados. En materia de comercio y normas, SAPP publicó orientación para nuevos participantes y abrió una consulta sobre una actualización del plan maestro de generación y transmisión. Por separado, el ITAC de Sudáfrica emitió en julio de 2026 un aviso de comentario público sobre designaciones preliminares para la contratación local de paneles solares, inversores y seguidores solares en virtud de la Ley de Contratación Pública (Ley 28 de 2024), lo que aumenta las expectativas de cumplimiento para las estrategias de abastecimiento de EPC y equipos.

Oportunidades de mercado y perspectivas futuras

Las renovables despachables y la hibridación están emergiendo como un espacio en blanco específico, ya que las empresas de servicios públicos y los grandes compradores buscan capacidad firme en horario nocturno sin añadir plantas de generación pico basadas en combustibles fósiles. En julio de 2026, TotalEnergies inauguró el proyecto Hydra en el Cabo Norte de Sudáfrica, combinando una planta solar fotovoltaica de 216 MW con un sistema de almacenamiento de energía en baterías de 500 MWh, lo que ilustra cómo la combinación de solar y almacenamiento se está posicionando como capacidad firme y no solo como energía. Esta misma configuración respalda la contratación de servicios públicos y los PPA corporativos donde los requisitos de almacenamiento de cuatro horas ya están presentes en la contratación de BESS de Sudáfrica, y donde la congestión de red en los corredores del Cabo y Namibia aumenta el valor del almacenamiento co-ubicado y de perfiles de entrega más flexibles.

Los programas públicos y los corredores industriales también están ampliando la demanda más allá de las subastas tradicionales de IPP. En julio de 2026, Zambia firmó contratos con cinco consorcios para construir 312 MW de energía solar en 156 distritos electorales bajo la Iniciativa Presidencial de Energía por Distrito Electoral, ampliando el mercado direccionable para modelos estandarizados de entrega multisitio y O&M. El impulso de industrialización del hidrógeno verde de Namibia proporciona otro factor de atracción para las renovables, con el presidente namibio celebrando conversaciones de alto nivel con China National Chemical Engineering & Construction Corporation Seven (CC7) en julio de 2026 sobre una instalación de amoníaco verde de 3 GW, lo que refuerza la escala de renovables dedicadas necesarias para moléculas orientadas a la exportación. A nivel regional, SAPP continúa destacando la coordinación transfronteriza y el financiamiento de transmisión, con ministros reuniéndose en Harare en julio de 2025 para discutir el financiamiento de infraestructura de transmisión regional y la promoción de energía renovable, respaldando oportunidades vinculadas a PPA compatibles con "wheeling", servicios de red y diseño de proyectos listos para interconexión.