Eskom abre el proceso para licitar hasta 6 GW de renovables y almacenamiento en Sudáfrica, con al menos 2 GW solares y 1 GW / 4 GWh en baterías que aportará la propia eléctrica estatal.
La compañía pública que sostiene buena parte del sistema eléctrico sudafricano ha lanzado un proceso de cualificación (RFQ) para seleccionar desarrolladores de proyectos renovables a gran escala. La operación coloca sobre la mesa una cartera que el país necesitaba desde hace años.
Hasta 6 GW de renovables y almacenamiento: qué se licita y con qué tecnología
Esta primera fase, denominada Eskom Phase 1 Programme, es una cartera inicial de hasta 6 GW de proyectos renovables a escala utility: fotovoltaica, eólica, sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) y otras tecnologías limpias. La compañía lo describe como un portafolio abierto a varias tecnologías.
De ese total, la eléctrica aporta proyectos por al menos 2 GW de solar fotovoltaica y 1 GW / 4 GWh de baterías, que podrán complementarse con proyectos propiedad de los socios estratégicos seleccionados o impulsados por ellos. La letra pequeña importa: la parte solar y la de almacenamiento son las dos columnas vertebrales de esta fase inicial, cuantificadas y comprometidas por la propia utility.
Los desarrolladores que superen el filtro entrarán en un panel de socios precalificados de codesarrollo y coinversión durante un periodo de cinco años, para el desarrollo, la financiación y la implementación de los proyectos. A partir de ahí, los seleccionados competirán en sucesivas rondas mediante una o varias solicitudes de propuesta (RFP). No hay adjudicación directa.
Tres gigavatios de potencia y cuatro gigavatios hora de baterías no son una declaración de intenciones: son la infraestructura concreta que Eskom pone encima de la mesa.
Cada proyecto se canalizará a través de una sociedad vehículo (SPV) específica y con patrimonio separado, con la financiación organizada principalmente bajo esquemas de project finance con recurso limitado o sin recurso. Traducido al lenguaje del balance: el riesgo se aísla proyecto a proyecto y no se traslada entero a la utility. La filial Eskom Green, lanzada en julio de este año, está llamada a articular buena parte de esa estructura dentro del proceso de desagregación (unbundling) iniciado en 2023.
Aislar cada parque en una sociedad vehículo permite que el capital privado asuma el riesgo sin que el balance público lo absorba por completo.
La letra pequeña del codesarrollo: suelo propio, Eskom Green y riesgo compartido
📊 Impacto ecológico en cifras
- Capacidad licitada: hasta 6 GW de renovables a escala utility en la primera fase del programa.
- Aporte de Eskom: al menos 2 GW de solar fotovoltaica y 1 GW / 4 GWh de almacenamiento en baterías.
- Inversión: no detallada en la fuente oficial; se organizará proyecto a proyecto mediante sociedades vehículo.
- Equivalencia tangible: no detallada; el país supera ya los 10 GW solares acumulados tras sumar 1,6 GW en 2025.
El portafolio previsto combina proyectos originados por Eskom en terrenos de su propiedad y en emplazamientos de generación existentes con proyectos de los socios, que podrán desarrollarse, adquirirse o implementarse junto a la utility o a su filial verde. El detalle no es menor: reutilizar suelo industrial ya ocupado por centrales y aprovechar conexiones existentes acorta trámites y comprime el coste de red, el cuello de botella habitual en los mercados solares que crecen deprisa.
Para los desarrolladores, entrar en el panel no garantiza contratos, solo una posición preferente en las rondas posteriores. Eso sí, quien quede fuera del RFQ se queda fuera de la fase uno. Cinco años de ventana y una cartera de hasta 6 GW son un argumento de peso para los fondos de infraestructuras que llevan tiempo mirando el mercado sudafricano.
El punto de partida: 10 GW solares y una reforma de mercado a medias
Sudáfrica superó los 10 GW de capacidad solar acumulada tras añadir 1,6 GW durante 2025. Es un mercado con músculo, pero con una red que arrastra déficits de inversión y una utility que aún necesita generación firme.
El efecto dominó del proceso llega a toda la cadena: promotores locales, integradores de baterías y entidades financieras que llevan meses preparando estructuras para un mercado donde la demanda eléctrica sigue presionando al sistema. Quien entre en el panel se asegura presencia en las rondas de una cartera que puede marcar la próxima década.
El lastre del carbón: por qué esta licitación se mide contra el diésel
La utility continúa dependiendo de la generación a carbón y de las plantas de punta alimentadas con diésel para atender los picos de demanda. El gasto en diésel se mantiene en cientos de millones de rand, aunque ha caído de forma significativa respecto al ejercicio anterior, según los datos que maneja la compañía. Para entendernos: cada gigavatio hora que entra al sistema desde una batería es un gigavatio hora que no se compra a precio de combustible fósil.
En paralelo, el país avanza en la reforma del mercado eléctrico hacia un mercado mayorista que podría redefinir el papel de Eskom en el sector. La mayoría de los analistas advierte de que las disposiciones regulatorias que favorecen los activos de carbón de la eléctrica pueden desincentivar la inversión privada y diluir las ganancias de eficiencia, con el riesgo de encarecer la electricidad a largo plazo. Ahí está la tensión real del proceso.
El precedente inmediato es el propio historial de compra de energía renovable a productores independientes que Sudáfrica ha venido adjudicando en la última década, el mecanismo que colocó al país entre los mercados solares más dinámicos de África y que ahora convive con el canal abierto por Eskom Green. La duda no es tecnológica, sino de ejecución: si el panel de socios se cierra con criterios claros y plazos que se cumplen, el modelo de codesarrollo puede replicarse en otras utilities africanas con balances tensionados.
Una tendencia que la Agencia Internacional de Energías Renovables viene documentando en los mercados emergentes. La lectura para el inversor es directa: la transición no avanza solo con objetivos de neutralidad a 2050, avanza cuando una utility endeudada estructura capital privado sin recurso para levantar 6 GW reales sobre el terreno. El impacto se mide en diésel que no se quema y en emisiones que no se emiten, no en comunicados.
🌍 El Impacto Real para el Futuro
- Beneficio medible: hasta 6 GW de capacidad renovable y 4 GWh de baterías llamados a desplazar generación diésel y de carbón en los picos de demanda.
- Modelo que cambia: la utility deja de financiar en solitario la generación y pasa a codesarrollar con capital privado mediante sociedades vehículo.
- Para las próximas generaciones: un sistema eléctrico sudafricano con más energía limpia instalada y menos dependencia de un combustible fósil importado y caro.
