El Cambio
Sudáfrica ha pasado más de un año sin cortes de carga, mientras que Zimbabue también ha experimentado un período prolongado de mejora en el suministro eléctrico. Sin embargo, los productores de PGM en ambos mercados continúan buscando contratos privados de energía. En lugar de abandonar las empresas de servicios públicos nacionales, los productores están separando cada vez más la generación de electricidad del acceso a la red: los generadores privados suministran una parte creciente de su energía, mientras que las empresas de servicios públicos nacionales siguen siendo responsables de la transmisión, el equilibrio y el suministro residual.
La Paradoja
El argumento original a favor de la energía privada era sencillo: las redes nacionales poco fiables suponían una amenaza directa para las operaciones mineras. Pero el entorno operativo ha cambiado. Eskom registró 365 días consecutivos sin cortes de carga el 16 de mayo de 2026. Su factor de disponibilidad de energía alcanzó el 65,85 % en el año hasta el 12 de marzo de 2026 y suministró sin interrupción durante el 98,9 % del año fiscal hasta el 31 de marzo de 2026, frente al 9 % dos años antes (Eskom, 2026a). En Zimbabue, ZESA informó de 188 días consecutivos sin cortes de carga a nivel nacional a finales de junio de 2026. El almacenamiento utilizable del lago Kariba también se había recuperado al 48,09 % el 22 de junio de 2026, en comparación con el 23,47 % del año anterior y apenas el 13 % en el punto más bajo de la sequía en 2024. Mientras tanto, la Autoridad del Río Zambeze aumentó la asignación de agua para 2026 a 36 mil millones de metros cúbicos desde 30 mil millones (Newsday Zimbabwe, 2026b; Energy News Network, 2026).
Sin embargo, las mejoras en la fiabilidad de la red no han detenido la inversión en energía privada. Más bien al contrario, la contratación se ha acelerado. Envusa completó su clúster Koruson 2 de 520 MW en agosto de 2026. Sibanye-Stillwater firmó dos acuerdos comerciales en febrero de 2026, elevando su cartera contratada a 765 MW. ARM Platinum puso en marcha una planta de 100 MW en diciembre de 2025, mientras que Siyanda Bakgatla firmó un acuerdo de energía privada en julio de 2026. Zimplats, por su parte, asignó la mayor parte de su gasto de capital trimestral de marzo de 2026 al desarrollo solar (Mining Weekly, 2026a, 2026b, 2026c; Newsday Zimbabwe, 2026a).
El director ejecutivo de Northam expresó este punto mientras el sistema eléctrico ya se estaba recuperando, señalando que la energía seguía siendo un riesgo significativo a pesar de la reducción de los cortes de carga, ya que se esperaba que las tarifas de Eskom continuaran aumentando más rápido que la inflación de los precios al consumidor (Creamer, 2024). Por lo tanto, para los productores de PGM, la energía privada se está convirtiendo cada vez más en una decisión estratégica de aprovisionamiento, en lugar de simplemente una respuesta de emergencia a un suministro poco fiable.
Figura 1. Aumentos arancelarios promedio aprobados de Eskom para clientes directos, del año fiscal 2023 al 2028.
Qué cambió el cálculo
NERSA aprobó un aumento promedio del 8.76% para los clientes directos de Eskom a partir del 1 de abril de 2026 y del 9.01% para los compradores municipales a granel a partir del 1 de julio de 2026, con un adicional del 8.83% ya aprobado para 2027/28 (Eskom, 2026a). Eskom también está desplazando la recuperación de costos hacia cargos fijos. La porción fija del cargo por capacidad de generación aumenta del 20% en el año fiscal 2026 al 30% en el año fiscal 2027, y esa porción se excluye del crédito energético disponible bajo el wheeling y la facturación neta (Eskom, 2026b). Ese detalle reduce el valor de un megavatio-hora transportado en comparación con uno generado detrás del medidor.
En contraste con esa trayectoria, los productores reportan suministro privado con descuento. Sibanye-Stillwater pronostica que su costo renovable estará entre un 20% y un 30% por debajo de las tarifas mayoristas pronosticadas de Eskom, lo que representa un valor de más de R1 mil millones al año a partir de 2028. Valterra estima ahorros de Koruson 2 en aproximadamente un 10% por debajo de las tarifas de 2026 y registró aproximadamente R36 millones en ahorros de costos de electricidad en la primera mitad de 2026 provenientes de 181 GWh de suministro renovable. Northam espera que su planta de Zondereinde reduzca los costos de energía en esa operación en un 15%, en comparación con el gasto energético del grupo de aproximadamente R2.6 mil millones al año (Mining Weekly, 2026a; Valterra Platinum, 2026b; Creamer, 2025).
La razón de la descarbonización no ha desaparecido. Es lo que hace que los contratos sean largos. El acuerdo de compra de Envusa de Valterra tiene una duración de 20 años y está vinculado a una reducción absoluta de emisiones del 30% para 2030, con la electricidad de la red representando aproximadamente el 87% de las emisiones de la empresa. Sibanye cita 2.63 millones de toneladas de CO2e evitadas anualmente a partir de 2028, una reducción del 41% respecto a 2024, con el 92% de las emisiones del grupo provenientes de Eskom. Northam enmarca sus dos acuerdos de compra de energía como una reducción de hasta el 45% en su huella de carbono. El plazo que proporciona certeza de precio está respaldado por el caso de emisiones (Valterra Platinum, 2026a; Sibanye-Stillwater, 2026; Northam Platinum Holdings, 2025).
Figura 2. Posición de costos reportada por las empresas sobre el suministro privado contratado frente a las tarifas de Eskom.
El mapa del proyecto
El criterio de inclusión es cualquier proyecto de generación o almacenamiento de electricidad adquirido de forma privada, financiado de forma privada o controlado por una mina, directamente asociado con una operación de EGP (elementos del grupo del platino) del sur de África con nombre. Se excluyen los objetivos corporativos genéricos de energías renovables. Veintiocho proyectos cumplen el criterio. Cuando un productor posee tanto una planta física como una cartera de comercialización, ambos se cuentan por separado para que la capacidad no se duplique. 
Figura 3. Capacidad privada de energía por productor y etapa de suministro.
Cuatro modelos de contratación
- PPA bilateral con transporte en red
El productor contrata un proyecto con nombre, construido en un sitio remoto y entregado a través de la red de transmisión de Eskom. El parque eólico Castle de Sibanye es el caso de referencia, un acuerdo de construcción, propiedad, operación y transferencia de 15 años que suministra aproximadamente 309 GWh al año, aproximadamente el 5,5 % de la demanda sudafricana del grupo. La planta de 100 MW de ARM Platinum es la instalación con transporte en red más grande contratada por un único productor de EGP fuera de las carteras de Sibanye y Envusa, un PPA de 20 años y 2.5 mil millones de rands con SOLA Group y African Rainbow Energy que suministra aproximadamente 270 GWh al año a partir de diciembre de 2025 (Engineering News, 2023; Mining Weekly, 2023).
- Agregación de comercializadores
El productor contrata a un comercializador con licencia que utiliza una cartera de generadores. Este modelo está desplazando la contratación bilateral porque desvincula el suministro del risgo de construcción de cualquier proyecto individual. Sibanye firmó 138 MW con NOA y aproximadamente 220 MW con Etana en febrero de 2026. Siyanda Bakgatla obtuvo 288 GWh al año de NOA en julio de 2026 mediante un contrato a medio plazo con opción de extensión (Mining Weekly, 2026a, 2026b).
- PPA detrás del medidor
La planta está ubicada en el derecho minero y alimenta directamente la operación. La planta de 80 MW de Northam en Zondereinde ocupa 170 hectáreas dentro de un derecho minero de 9 257 hectáreas y suministra aproximadamente 220 GWh al año detrás del medidor de Eskom. La razón declarada de Northam es que el suministro detrás del medidor no se puede reducir y no tiene cargo de transporte (Northam Platinum Holdings, 2024; Creamer, 2024).
- Cautiva financiada por la minera
El productor financia y es propietario del actvo. Zimplats es el caso más grande; su programa Selous de 185 MW se financia con su propio plan de gastos de capital, con un gasto acumulado de US$34 millones en la Fase 2A para el 31 de marzo de 2026. La Fase 1A generó 66 053 MWh en el año fiscal 2025. Los casos más pequeños son el proyecto solar y de baterías Eland de Northam, la planta de 5 MW de Ivanhoe en Platreef y la planta Unki en etapa inicial de Valterra en Zimbabue (Zimplats Holdings, 2026; Newsday Zimbabwe, 2026a; Ivanhoe Mines, 2025).
Figura 4. Capacidad por modelo de contratación.
Quién construye y quién compra
Dos variables se confunden con frecuencia y, de hecho, son independientes. La primera es dónde se ubica la planta: en la mina, detrás del medidor, o remota y transportada. La segunda es quién asume el capital: la minera o un tercero.
Northam demuestra la independencia. Su planta solar de 80 MW está en terrenos de Northam y se desarrolló mediante un acuerdo de compra de energía con un consorcio de STANLIB Infrastructure Fund II, Royal Bafokeng Holdings y Energy Group, con financiamiento de proyectos de Nedbank y Standard Bank, en lugar de como un proyecto autofinanciado. La misma empresa contrata energía eólica transportada de Karreebosch y autofinancia energía solar y almacenamiento en Eland. Por lo tanto, un productor se sitúa en ambos lados de la división a la vez, financiando parte de la planta él mismo y comprando el resto (Engineering News, 2026; Northam Platinum Holdings, 2024).
Implats declaró el cambio claramente en marzo de 2026, diciendo en una mesa redonda con medios que el plan ya no implicaba que la empresa construyera sus propias instalaciones y que, en cambio, estaba buscando acuerdos de transporte para Rustenburg y Marula. Sibanye describe toda su cartera de 765 MW como asegurada mediante financiamiento fuera de balance por parte de productores independientes de energía y terceros. De los 1.783 MW mapeados en Sudáfrica donde se divulga el financiamiento, el 98,6% es financiado por terceros (Creamer, 2026; Mining Weekly, 2026a).
Dos mercados, dos estrategias
La divergencia entre Sudáfrica y Zimbabue no se basa en la confiabilidad, ya que ambas redes mejoraron hasta 2026. Se basa en la estructura del mercado. Sudáfrica cuenta con un marco de transporte funcional, comercializadores autorizados, un requisito de licencia para generación integrada que se elevó a 100 MW en 2021 y se eliminó por completo en diciembre de 2022, y una subestación de transmisión privada en Koruson diseñada para conectar hasta 1,5 GW. Un productor puede, por tanto, comprar megavatios-hora sin poseer una planta.
Zimbabue no cuenta con un mercado equivalente. En marzo de 2026, la Autoridad Reguladora de Energía de Zimbabue emitió una solicitud de propuestas para determinar los cargos por el transporte de electricidad a través de las redes de transmisión y distribución, así como las tarifas de almacenamiento eléctrico, lo que sitúa el marco en fase de diseño y no en operación (ZERA, 2026; Engineering News, 2026, 28 de abril).
El gobierno de Zimbabue, en cambio, ha exigido a los grandes usuarios industriales que generen su propia electricidad, lo que convierte el mismo objetivo en un gasto de capital en el balance de la minera. La exposición subyacente sigue siendo estructural. El país gastó aproximadamente 881,7 millones de dólares estadounidenses en importación de electricidad entre enero de 2021 y marzo de 2026, y Kariba Sur suministra alrededor del 45 % de la generación nacional desde un embalse cuya asignación se revisa anualmente según las precipitaciones. La participación de electricidad renovable de Zimplats se mantuvo en el 31 % frente a un objetivo del 35 % en el primer semestre del ejercicio 2026, frenada por la sequía que limitó las importaciones de energía hidroeléctrica desde la ZESCO de Zambia (Mining Zimbabwe, 2026; Newsday Zimbabwe, 2026b; Creamer, 2026).
Figura 5. Fuente de capital para capacidad eléctrica privada: Sudáfrica frente a Zimbabue.
Anunciada, Contratada, Entregada
La capacidad anunciada es un indicador deficiente de la electricidad entregada. De los 2.148 MW anunciados o programados en el conjunto mapeado, 1.823 MW están contratados, 1.392 MW están en construcción o completados y 864 MW están en generación. La propia Sibanye tenía aproximadamente el 20 % de su cartera de 765 MW en operación a febrero de 2026.
Tres casos explican la mayor parte de la brecha. El concepto solar de Karo Platinum, anunciado en 300 MW en 2018 como alternativa a una planta a carbón, ahora aparece como aproximadamente 30 MW, permaneciendo la red nacional como suministro principal bajo un acuerdo con ZETDC. Zimplats ha construido 35 MW de un programa de 185 MW licenciado por primera vez hace varios años. El proyecto Buffelspoort de 40 MW de Tharisa está listo para construcción desde 2021 y se retrasa a la espera de las aprobaciones de interconexión de Eskom, una restricción que la empresa atribuye a la congestión de la red en la provincia del Noroeste (Tharisa plc, 2025).
Los planes de autoconstrucción de 2022 son la comparación a más largo plazo. Ese año, una encuesta registró que Sibanye planeaba 175 MW de energía solar propia, Anglo-American Platinum una planta de 100 MW en Mogalakwena e Implats una planta de 10 MW en Marula. Ninguno se concretó de esa forma. La capacidad llegó a través de terceros (Energy Capital & Power, 2022).
Figura 6. Capacidad privada de energía mapeada por etapa, acumulativa y anidada.
Perspectivas
El límite de la oferta privada suele estar determinado por tres factores, ninguno de ellos la disponibilidad de proyectos. El primero es el acceso a la red. La planta retrasada de Tharisa demuestra que la aprobación de interconexión, no el capital, es la restricción vinculante en provincias congestionadas. El segundo es el diseño tarifario. El cambio de Eskom hacia cargos fijos y su exclusión de parte del cargo por capacidad de generación del crédito de energía de wheeling reduce la ventaja aritmética del suministro mediante wheeling frente al suministro detrás del medidor. Si eso continúa, el sector podría redescubrir el modelo que eligió Northam. El tercero es la intermitencia. El almacenamiento aparece solo en un puñado de los proyectos mapeados y la minería de PGM es una carga continua. El wheeling y la agregación gestionan esto contractualmente en lugar de físicamente, lo que funciona mientras la red esté disponible como proveedor residual.
Ese es el punto que ocultan los totales en megavatios. Sibanye espera que el suministro renovable cubra aproximadamente el 56% de la demanda sudafricana para 2028, Northam más del 70% de los requisitos del grupo antes de finales de la década, Tharisa el 68% en una sola mina, Valterra aproximadamente un tercio de la demanda del grupo y ARM Platinum alrededor del 30%. Ninguno apunta al 100% y el residual es lo que mantiene intacta la relación con Eskom y ZESA.
Por lo tanto, la pregunta para el próximo ciclo de informes no es si se contratará más capacidad. Es si la proporción contratada puede superar aproximadamente la mitad de la demanda sin almacenamiento y si la estructura tarifaria seguirá recompensando el wheeling cuando eso ocurra.
Figura 7. Participación de la energía privada revelada en la demanda eléctrica, por productor.
Referencias
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