Tamanho e Análise de Quota do Mercado de Energia Renovável da África Austral - Tendências de Crescimento e Previsão (2026 - 2031)

Tendências e Perspetivas do Mercado de Energia Renovável da África Austral

Redução do LCOE para Solar e Eólico

O excesso de oferta de módulos por parte dos fabricantes asiáticos reduziu as tarifas de energia solar em escala de serviço público para abaixo de USD 0,03 por kWh no Cabo do Norte no final de 2024, muito abaixo do custo médio de geração da Eskom de ZAR 1,48 por kWh.^{[2]Departamento de Comércio, Indústria e Concorrência, "Política de Conteúdo Local", thedtic.gov.za} JinkoSolar e First Solar forneceram projetos da Janela de Licitação 7 a preços 22% abaixo dos valores de referência de 2022, possibilitando contratos de compra de energia com prazo de vinte anos abaixo de ZAR 0,50 por kWh. O LCOE da energia eólica terrestre no Cabo Oriental aproximou-se de USD 0,04 por kWh; contudo, os estrangulamentos logísticos e os atrasos na rede deixaram as propostas eólicas 18% mais caras do que as solares, resultando em zero alocações eólicas na Janela de Licitação 7. O projeto Hyphen da Namíbia garantiu uma tarifa de renováveis combinadas de USD 0,025 por kWh para o seu portfólio de 7 GW, estabelecendo um patamar regional e sinalizando uma futura compressão de preços. O acoplamento de baterias de quatro horas com energia solar fornece agora capacidade despachável a aproximadamente USD 0,06 por kWh, corroendo a economia dos peakers a carvão e apoiando o calendário de transição justa da Eskom.

Aumento das Tarifas da Eskom e Risco de Cortes de Energia

O aumento tarifário de 36% da NERSA eleva o custo médio de energia industrial para acima de ZAR 2,20 por kWh em 2025/26, reduzindo o período de retorno para conjuntos solares em telhado maiores do que 500 kW para menos de quatro anos.^{[3]Órgão Regulador Nacional de Energia da África do Sul, "NERSA Approves Eskom Tariff Increase," nersa.org.za} Os cortes de energia de Fase 6 persistiram durante 78 dias em 2024, levando grandes empresas mineiras a contratar mais de 200 MW de sistemas cativos de solar mais armazenamento. A Lei de Alteração da Regulação da Eletricidade permite o investimento privado em transmissão e o transporte de eletricidade, permitindo que compradores corporativos em Gauteng obtenham renováveis do Cabo do Norte sem a Eskom como intermediária. Espera-se que esta reforma reduza a quota de geração da Eskom para abaixo de 60% até 2030, transitando a empresa de serviços públicos para um papel de operador puro do sistema de transmissão. Os credores multilaterais estão a vincular o financiamento concessionado a atualizações aceleradas da rede, associando futuros desembolsos a reduções mensuráveis na energia não servida.

REIPPPP e Plano Diretor de Energia Renovável da África do Sul

A Janela de Licitação 7 atraiu ZAR 31,4 mil milhões em investimento solar e alcançou uma redução tarifária de 12% em comparação com a ronda anterior. O plano diretor de 2024 visa 20 GW de novas renováveis até 2030; contudo, o planeamento de transmissão atrasa-se face à contratação em até dois anos, resultando em 1,2 GW de capacidade encalhada no Cabo do Norte. A Janela de Licitação 2 do BESIPPPP adicionou 615 MW de armazenamento com duração obrigatória de quatro horas para firmar os picos noturnos, a um custo de capital combinado de ZAR 12,8 mil milhões. As regras de conteúdo local, que exigem 40% para módulos solares e 45% para torres eólicas, favorecem promotores verticalmente integrados como a BioTherm e a Distributed Power Africa, embora a conformidade aumente o capex em 8-12%. A concretização do objetivo de contratação anual de 2,5 GW do plano diretor irá sobrecarregar a capacidade de aprovação da NERSA e os recursos de integração na rede da Eskom.

Aumento dos Acordos de Compra de Energia Corporativos e Estruturas de Transporte de Eletricidade

Finalizada em maio de 2025, a tarifa de transporte de eletricidade da NERSA de ZAR 0,12 por kWh permite o uso da rede da Eskom por terceiros e sustenta mais de 800 MW de Acordos de Compra de Energia corporativos assinados em 2024. Operadores de mineração, manufactura e centros de dados lideraram a adoção, com preços de Acordos de Compra de Energia bilaterais fixados em torno de ZAR 0,45 por kWh - abaixo das tarifas industriais vigentes. As plataformas de transporte virtual de eletricidade agregam o excedente de solar em telhado e transferem certificados para compradores industriais, reduzindo os custos de certificados de energia renovável em 15%. A Zâmbia e o Zimbabué estão a elaborar estruturas semelhantes; o regulador da Zâmbia prevê a implementação até ao terceiro trimestre de 2025 para desbloquear o comércio transfronteiriço no âmbito do Conjunto de Energia da África Austral. Os credores permanecem cautelosos e frequentemente exigem cartas de crédito de apoio, acrescentando 50-75 pontos base aos spreads de financiamento.

Estrangulamentos de Transmissão nos Corredores do Cabo e da Namíbia

As linhas do Cabo do Norte operam a 92% de utilização, limitando 180 gigawatt-hora (GWh) por ano e atrasando as ligações à rede em até 18 meses. A Eskom adiou a atualização Aries-Kronos, no valor de ZAR 4,5 mil milhões, devido a restrições de liquidez, deixando 1,2 GW de projetos adjudicados encalhados. A espinha dorsal Kokerboom-Gerus da NamPower só pode absorver 800 MW de injeções adicionais, mas o projeto Hyphen sozinho necessita de 2,5 GW de capacidade de exportação.^{[4]NamPower, "Plano de Desenvolvimento de Rede", nampower.com.na} Existe interesse do setor privado, mas a recuperação de custos e a repercussão da tarifa de transporte de eletricidade permanecem pouco claras, paralisando o encerramento financeiro dos primeiros projetos de transmissão independentes. Os promotores estão a co-localizar baterias para transferir a produção para janelas de transmissão fora de pico, acrescentando USD 150-200 por kW às despesas de capital (capex) e reduzindo os retornos sobre o capital próprio em até 2 pontos percentuais.

Escassez de Locais Específicos para Energia Eólica e Falhas em Leilões

A Janela de Licitação 7 não recebeu propostas eólicas devido à logística portuária, à escassez de locais com vento forte perto do acesso à rede e aos elevados custos de transporte de turbinas. As avaliações ambientais para projetos eólicos têm agora em média 24 meses, devido a estudos mais rigorosos sobre colisões de aves, o que representa o dobro do prazo para projetos solares. A energia eólica offshore permanece em fases iniciais de estudo; 17 GW de potencial técnico ao longo do Cabo Ocidental carece de regras de arrendamento do leito marinho ou infraestrutura portuária, adiando as primeiras unidades comerciais para além de 2030. Os promotores estão a virar-se para esquemas híbridos de solar-eólico-armazenamento que melhoram a bancabilidade, mas diluem a quota da energia eólica. A Janela de Licitação 8 poderá introduzir reservas específicas para energia eólica com limites tarifários mais elevados; contudo, qualquer subsídio percebido poderá desencadear uma reação política negativa.

*Nossas previsões atualizadas tratam os impactos de impulsionadores e restrições como direcionais, não aditivos. As previsões de impacto revisadas refletem o crescimento base, os efeitos de mix e as interações entre variáveis.

Análise por Segmento

Por Tecnologia: A Hidroeletricidade Ancora, o Eólico Cresce

A energia hidroelétrica dominou o mercado de energia renovável da África Austral, representando uma quota de 61,25% em 2025, uma vez que ativos legados, como as instalações de Kariba na Zâmbia e os complexos de Inga na República Democrática do Congo, continuam a fornecer energia em grande escala. Espera-se que a capacidade eólica registe uma CAGR de 24,35% até 2031, a mais rápida entre todas as tecnologias, apoiada por futuras reservas do REIPPPP e pela expansão dos Acordos de Compra de Energia corporativos. A energia solar, incluindo fotovoltaico e energia solar concentrada, representou 28,60% da capacidade em 2025; a central Redstone de 420 MW da ACWA Power, com armazenamento de sal fundido de 12 horas, demonstrou o potencial despachável da energia solar, uma característica favorecida pelos serviços públicos para os picos noturnos. A bioenergia continua a ser um mercado de nicho, representando menos de 2% da capacidade, principalmente concentrada no cinturão de cana-de-açúcar da África do Sul, onde as fábricas cogeração energia a partir do bagaço. A geotermia e a energia oceânica ainda se encontram em fase exploratória; os locais do Vale do Rift na Tanzânia oferecem até 5 GW de potencial, mas os custos de perfuração de quase USD 5 milhões por poço reduzem as perspetivas a curto prazo.

Os promotores antecipam que os projetos de armazenamento hidroelétrico por bombagem da Eskom em Ingula e Drakensberg contribuirão com 1,4 GW para o equilíbrio da rede até 2030, apesar de os custos de capital excederem USD 2.000 por kW. Projetos de pequena hidroeletricidade com menos de 10 MW estão a proliferar em Angola e Moçambique através de financiamento de doadores, com o objetivo de atingir 300 MW até 2030. A ascensão da energia eólica depende de soluções logísticas no Porto Elizabeth e de licenças ambientais expeditas; espera-se que centrais híbridas de solar-eólico-armazenamento vençam contratos, pois diversificam os fluxos de receitas. Os programas-piloto de energia oceânica na Baía de Algoa permanecem atualmente abaixo dos níveis de prontidão comercial, tornando adições materiais improváveis nesta década. No geral, a diversificação tecnológica está a reduzir a dominância da hidroeletricidade e a orientar o mercado de energia renovável da África Austral para um mix mais equilibrado.

Nota: As quotas de segmento de todos os segmentos individuais estão disponíveis mediante a aquisição do relatório

Por Utilizador Final: Os Serviços Públicos Ancoram a Capacidade Enquanto a Procura Comercial e Industrial Cresce

Os serviços públicos representaram 51,62% da capacidade em 2025, refletindo a dominância de longa data dos contratos do REIPPPP e do BESIPPPP que alimentam a rede da Eskom. Os compradores comerciais e industriais estão projetados para registar uma CAGR de 20,15% até 2031, à medida que as regras de transporte de eletricidade reduzem os custos de transação e as renováveis protegem da volatilidade tarifária. Empresas mineiras como a Anglo American e a Sibanye-Stillwater assinaram individualmente Acordos de Compra de Energia superiores a 100 MW para garantir energia a um preço inferior a ZAR 0,50 por kWh. As cadeias de retalho Shoprite e Woolworths estão a implementar mais de 50 MW de solar em telhado, avançando para o seu objetivo de 100% de eletricidade renovável até 2028. O solar residencial em telhado ultrapassou 1,5 GW em 2024, com taxas de associação de baterias próximas de 40% nas áreas metropolitanas.

O crescimento comercial e industrial está concentrado na manufactura, centros de dados e centros comerciais que buscam a descarbonização do Âmbito 2 ao abrigo dos compromissos da iniciativa Ciência com Metas. O transporte virtual de eletricidade cria arbitragem geográfica entre zonas de geração de alta irradiância e centros de carga, reduzindo os custos de entrega em 10-15%. O solar de pagamento por utilização habilitado pelo M-Pesa continua a expandir-se em lares urbanos e periurbanos de rendimento mais baixo, embora os sistemas individuais permaneçam abaixo de 1 kW. Prevê-se que a quota de mercado dos serviços públicos caia abaixo de 45% até 2031 à medida que os recursos distribuídos corroem os modelos de despacho centralizado. Prevê-se que o tamanho do mercado de energia renovável da África Austral para geração distribuída cresça seis vezes entre 2026 e 2031, à medida que as barreiras regulatórias são removidas.

Nota: As quotas de segmento de todos os segmentos individuais estão disponíveis mediante a aquisição do relatório

Análise Geográfica

A África do Sul controlou 42,35% da capacidade em 2025, sustentada por 7,2 GW contratados através do REIPPPP e por uma reforma regulatória que permite o transporte de eletricidade por terceiros. O Cabo do Norte alberga 60% das instalações solares em escala de serviço público da África do Sul, graças a níveis de irradiância superiores a 2.200 kWh/m². Contudo, as ligações à rede enfrentam agora uma espera média de 18 meses devido a atrasos nas atualizações de transmissão. Foram assinados Acordos de Compra de Energia corporativos totalizando 800 MW em 2024 a tarifas de quase ZAR 0,45 por kWh, significativamente abaixo das tarifas industriais da Eskom. As ambições de hidrogénio verde em Boegoebaai poderão absorver 3,5 GW de renováveis e apertar o fornecimento de módulos para os mercados domésticos. Espera-se que a tarifa de transporte de eletricidade da NERSA de ZAR 0,12 por kWh desbloqueie 1,5 GW de solar em telhado até 2028.

Angola, Zâmbia e a República Democrática do Congo detêm conjuntamente cerca de 35% da capacidade, impulsionada pela energia hidroelétrica na bacia do Rio Congo. A expansão de Laúca e a central de Caculo Cabaça em Angola adicionaram 558 MW em 2024, reforçando o fornecimento firme ao Conjunto de Energia da África Austral. A Zâmbia garantiu USD 150 milhões da IFC para financiar 500 MW de projetos solares e de pequena hidroeletricidade, com o objetivo de reduzir a sua dependência do reservatório de Kariba, sujeito a secas. Inga 3, uma extensão de 4,8 GW na República Democrática do Congo, permanece em estudo de viabilidade, com a decisão final de investimento adiada para além de 2026. A hidroelétrica de 300 MW de Mwenga na Tanzânia e o ativo solar de 120 MW de Mocuba em Moçambique avançaram para a construção em 2024 com apoio do Banco Africano de Desenvolvimento e do Banco Europeu de Investimento.

As Comores, embora representando menos de 1% do volume, estão posicionadas para uma CAGR de 51,02% à medida que as mini-redes financiadas por doadores substituem o gasóleo a custos atuais de USD 0,40 por kWh. O Botswana e a Namíbia estão a expandir a energia solar em escala de serviço público. O projeto Hyphen da Namíbia sozinho irá instalar 7 GW até 2030, potencialmente redirecionando equipamentos para longe da procura sul-africana. O pipeline de 600 MW do Zimbabué está dificultado por escassez de divisas e atrasos no pagamento de dívidas, limitando os projetos a curto prazo a centrais abaixo de 10 MW que contornam as garantias multilaterais. O comércio transfronteiriço via Conjunto de Energia da África Austral está a aumentar à medida que Cahora Bassa em Moçambique exporta 1,5 GW para a África do Sul ao abrigo de contratos de longo prazo.

Nota: As quotas de segmento de todos os segmentos individuais estão disponíveis mediante a aquisição do relatório