Resumen ejecutivo
Durante el bienio 2025-2026, Brasil mostró una doble dinámica en las inversiones energéticas: por un lado, un financiamiento público considerable para las energías renovables, particularmente en el Nordeste; por otro, la aceleración de los proyectos petroleros en el pre-sal. En la región nordoriental, que concentra el 82,3% de la capacidad instalada solar y eólica del país, BNDES destinó 10 mil millones de reales a las energías limpias, incluyendo 1 mil millones para la construcción de 11 plantas fotovoltaicas en Arinos (Minas Gerais) de 505 MW, iniciadas a principios de 2026. Durante el mismo período, las empresas del sector suspendieron inversiones por 38,8 mil millones de reales (de los cuales 141 proyectos por 18,9 mil millones) debido al aumento de los costos operativos y la pérdida de incentivos fiscales.
La energía eólica marina avanzó: en junio de 2025, Ibama otorgó la primera licencia preliminar para un proyecto de 24,5 MW en Areia Branca, mientras que a finales de 2025, había 103 solicitudes de licencia para una potencia total de 244,5 GW. El potencial técnico de la energía eólica marina se estima en 697 GW (según el Banco Mundial y la EPE, hasta 1200 GW). La primera subasta de energía eólica marina, inicialmente prevista para 2026, se pospuso a 2027 después de la publicación del decreto regulatorio en el primer semestre de 2026. Los financiamientos para los proyectos marinos se realizan a través de acuerdos entre BNDES y Banco do Nordeste (41 mil millones de reales) y entre BNDES y CEXIM (un fondo de 1 mil millones de dólares, activo desde 2026).
Paralelamente, las inversiones en petróleo, especialmente en el pre-sal, continúan dominando. Petrobras anunció un plan de inversión de 109 mil millones de dólares para el período 2026-2030, de los cuales 91 mil millones están destinados a la implementación de los proyectos. En 2025, la producción del pre-sal alcanzó 4,897 millones de barriles equivalentes por día, con un pico de 5,160 millones en julio. En 2026, los financiamientos para la transición energética se redujeron en un 20%, con una contracción del 58% en las inversiones en energía eólica y solar. En junio de 2025, Ibama suspendió la autorización para un proyecto de 196,4 mil millones de reales debido a la falta de un plan climático detallado. Para julio de 2026, está prevista la sexta subasta de venta de petróleo del pre-sal, con 106,5 millones de barriles provenientes de seis yacimientos.
En Sudáfrica, Eskom registró 300 días consecutivos sin interrupciones programadas (load shedding) desde el 1 de abril de 2025 hasta el 12 de marzo de 2026, gracias a la mejora del factor de disponibilidad energética (EAF) al 65,85% y a la reducción de las pérdidas imprevistas de potencia de 16,5 GW (2023) a 9,1 GW (31 de marzo de 2026). Un evento importante fue la finalización de la Unidad 6 de la central Kusile, que tuvo lugar el 29 de septiembre de 2025, y que añadió 800 MW a la red. Con el plan de recuperación de la generación, se restauraron 7,8 GW de capacidad desde 2023, mientras que el consumo de gasóleo para las turbinas de ciclo abierto (OCGT) disminuyó en un 57,35% entre abril de 2025 y marzo de 2026, con un ahorro de 6,38 mil millones de rand.
En 2025, Eskom presentó un plan de inversión quinquenal de 320 mil millones de rand, que incluye 5,9 GW de nueva generación limpia. El Integrated Resources Plan (IRP 2025) prevé la prolongación de la vida operativa de 10 centrales de carbón. En 2025, el gobierno sudafricano y los socios internacionales (UE, Reino Unido, Dinamarca, Francia, Alemania, Países Bajos) anunciaron el plan «Just Energy Transition Partnership» (JETP) con 10 mil millones de dólares. En 2026, Alemania, a través de KfW, puso a disposición 23 millones de euros para la desrisking de 24 proyectos estratégicos de hidrógeno verde. En 2025, se anunció el proyecto del hidrógeno en Coega, financiado con 20 millones de dólares por el SA-H2 Fund, con inicio comercial previsto para 2029.
En 2026, en Sudáfrica, están activos varios proyectos de hidrógeno verde: el electrolizador de 1 GW del CSIR, el electrolizador de 110 kW de la Wits-South Africa Hydrogen Localisation Initiative y el proyecto Prieska Power Reserve con una producción anual de 80.000 toneladas de hidrógeno. BurnStar Technologies y Mitochondria Energy Company firmaron un acuerdo para el suministro de hidrógeno turquesa para 15 sistemas de células de combustible de 50 kW cada uno, con inicio previsto para finales de 2026. En el continente africano, se han censado 78 proyectos de hidrógeno verde con una potencia total de 38 GW e inversiones previstas por 194 mil millones de dólares, siendo Sudáfrica, Egipto y Marruecos los líderes.
El dato más relevante es la contemporánea expansión de proyectos a gran escala en Brasil en los sectores de energías renovables y pre-sal, mientras que los financiamientos para las tecnologías de transición disminuyen, creando una tensión entre los compromisos climáticos y las estrategias económicas. En Sudáfrica, el logro de 300 días consecutivos sin load shedding confirma una mayor estabilidad del sistema eléctrico, aunque la sostenibilidad a largo plazo depende de la implementación de los planes de transición a la energía limpia y de la integración de las fuentes renovables.
Parte I – Brasil: energías renovables, eólica marina y pre-sal
En 2025-2026, Brasil mostró una tendencia contradictoria en las inversiones energéticas: inyecciones de capital significativas en las energías renovables, particularmente en el Nordeste, y una aceleración simultánea de los proyectos petroleros en el pre-sal, acompañada de un recorte de fondos para las tecnologías de transición. Un evento central fue la aprobación por parte de BNDES de una financiación de 1.000 millones de reales (aproximadamente 185,1 millones de dólares) para la construcción de 11 plantas solares en Arinos, en el estado de Minas Gerais, con una potencia total de 505 MW, que entraron en funcionamiento a principios de 2026. Este proyecto forma parte de una iniciativa más amplia de BNDES que, en 2025, destinó 10.000 millones de reales a proyectos de energía limpia en el Nordeste, con una parte de los fondos en forma de subvenciones en el marco del programa «Nova Indústria Brasil».
En el mismo período, en el Nordeste se observó una fuerte disminución de las inversiones: las empresas del sector renovable suspendieron casi 38.800 millones de reales en inversiones entre 2025 y 2026, evaluando la posibilidad de abandonar la región debido al aumento de los costos operativos y la pérdida de incentivos fiscales. Esta tendencia está confirmada por el hecho de que 141 plantas solares y eólicas suspendieron inversiones por 18.900 millones de reales. A pesar de esto, el Nordeste sigue siendo dominante en las energías renovables: detenta el 82,3% de la potencia instalada total solar y eólica del país, incluidos 30 GW de capacidad operativa y el 78% de los proyectos en fase de construcción. En 2025 se añadieron 6.751,03 MW de potencia, de los cuales 2.464,04 MW fueron solares y 1.537,90 MW eólicos.
La eólica marina registró un desarrollo acelerado. En junio de 2025, Ibama emitió la primera licencia preliminar para un proyecto frente a las costas de Areia Branca (Rio Grande do Norte) con dos aerogeneradores (8,5 MW y 16 MW) para una potencia total de 24,5 MW. El proyecto, desarrollado por el Instituto Senai de Innovación para las Energías Renovables (ISI-ER), deberá obtener la licencia de instalación en 18 meses y entrar en funcionamiento en 36 meses. A finales de 2025, Ibama había registrado 103 solicitudes de licencia para proyectos marinos con una potencia total de 244,5 GW; según otras estimaciones, se trataba de 104 proyectos con un potencial de 700 GW. El potencial técnico de la eólica marina es de 697 GW y, según el Banco Mundial y la EPE, puede llegar a 1.200 GW. La primera subasta estaba prevista para 2026, pero se pospuso a 2027 después de la publicación del decreto regulatorio a principios de 2026.
Las financiaciones para los proyectos marinos se gestionan a través de iniciativas conjuntas de BNDES y Banco do Nordeste, que en marzo de 2025 firmaron un acuerdo por 41.000 millones de reales destinados a la eólica marina y las tecnologías verdes. Además, BNDES y el Export-Import Bank of China (CEXIM) firmaron un acuerdo para un fondo de 1.000 millones de dólares (400 millones por parte de BNDES) para apoyar proyectos de transición energética, IA, infraestructuras, minería y agricultura en Brasil, que entrará en funcionamiento en 2026. En 2025, BNDES también financió 16 plantas solares en 13 ciudades de nueve estados por un total de 156 millones de reales y 31 MW de potencia.
Las inversiones petroleras, en particular en el pre-sal, continúan dominando. Petrobras anunció un plan de inversiones de 109.000 millones de dólares (581.400 millones de reales) para el período 2026-2030, de los cuales 91.000 millones están destinados a la realización de proyectos y 18.000 millones a la fase de evaluación. En 2025, la empresa invirtió 3.000 millones de dólares en energías renovables y en la expansión de los proyectos pre-sal. Sin embargo, en 2026, las financiaciones para las iniciativas de transición energética se redujeron en un 20%, con una contracción específica del 58% para la eólica y la solar. En 2025, la producción del pre-sal alcanzó 4,897 millones de barriles equivalentes al día (+13,3% respecto a 2024) y en julio de 2025 alcanzó un récord de 5,160 millones de barriles. Durante 2025, entraron en producción los yacimientos Itapu (con FPSO P-71) y Búzios 6 (con FPSO P-78, capaz de producir hasta 180.000 barriles al día).
Los planes de desarrollo del pre-sal prevén la construcción de 11 nuevas plataformas (FPSO) antes de 2027, entre ellas la plataforma Sepetiba en el yacimiento de Mero, con una capacidad de 180.000 barriles al día. La cuarta fase del pre-sal en la cuenca de Santos tiene una producción esperada de 773.000 barriles al día, lo que representa el 23% de la extracción nacional. En junio de 2025, Ibama suspendió la autorización para un proyecto de 196.400 millones de reales debido a la falta de un plan climático detallado, condición necesaria para reanudar el proceso de autorización. Petrobras también adquirió el 3,5% del yacimiento Mero y el 0,95% del yacimiento Atapu, lo que eleva sus participaciones respectivamente al 41,4% y al 66,38%. Para julio de 2026 está prevista la sexta subasta de venta de petróleo del pre-sal, con 106,5 millones de barriles procedentes de los campos Mero, Itapu, Atapu, Sépia, Búzios y Bacalhau.
A pesar de las tendencias contradictorias, las declaraciones oficiales confirman la intención de un desarrollo equilibrado. Petrobras ha declarado que mantendrá el 31% de su matriz energética de fuentes renovables hasta 2050, a la vez que expande la producción en el pre-sal. El Ministerio de Minas y Energía (MME) ha fijado un límite de 12 millas náuticas para los proyectos eólicos marinos y prevé la creación de 500.000 puestos de trabajo en el sector para 2050. Sin embargo, la falta de transparencia en las financiaciones, la ausencia de datos sobre las inversiones directas en los proyectos marinos y la indisponibilidad de información sobre los costes de construcción específicos dificultan un análisis económico completo. Es importante señalar que, a pesar del crecimiento de las inversiones en energías renovables, en 2025-2026 se registró una fuga de capitales significativa del sector, lo que pone de manifiesto la vulnerabilidad del actual modelo de desarrollo.
El hecho más relevante constatado es que Brasil, en 2025-2026, está desarrollando simultáneamente proyectos a gran escala tanto en el sector de las energías renovables como en el del pre-sal, mientras que las financiaciones para las tecnologías de transición se reducen, generando una tensión entre los compromisos climáticos y la estrategia económica.
Parte II – Sudáfrica: estabilidad de la red, hidrógeno verde y minerales críticos
Durante el período comprendido entre el 1 de abril de 2025 y el 12 de marzo de 2026, Eskom registró 300 días consecutivos sin cortes de energía programados, gracias a la mejora del factor de disponibilidad energética (EAF) y a la reducción de las interrupciones imprevistas. En estos 12 meses, el EAF fue del 65,85%; en el ejercicio 2025-2026 alcanzó el 65,35%, con un aumento del 4,75% con respecto a 2023-2024. Un factor clave fue la reducción de las pérdidas de potencia imprevistas, que pasaron de 16,5 GW en 2023 a 9,1 GW el 31 de marzo de 2026 (-44,5%). Durante la semana del 6 al 12 de marzo de 2026, la pérdida media disminuyó de 15,382 GW a 7,224 GW (-53%).
A pesar de la mejora, en los meses de abril y mayo de 2025 se registraron 26 horas de interrupciones, lo que demuestra una persistente vulnerabilidad del sistema. Sin embargo, en el período comprendido entre el 1 de abril y el 31 de agosto de 2026, Eskom no prevé sobrecargas en la red, gracias a una reserva de potencia de 6 GW y al funcionamiento estable de las plantas. Un evento importante fue la finalización de la Unidad 6 de la central de Kusile, que tuvo lugar el 29 de septiembre de 2025, y que añadió 800 MW a la red, lo que aumentó la potencia total de Kusile y Medupi a 9,6 GW. La Unidad 6 fue puesta en servicio comercial en septiembre de 2025, aunque la producción comenzó el 23 de marzo de 2025.
Eskom está implementando un plan de recuperación de la generación, que ha restaurado 7,8 GW de capacidad desde 2023, incluyendo la Unidad 4 de Medupi y la Unidad 6 de Kusile. Gracias a este plan, se añadieron 4,0 GW de potencia suplementaria, lo que redujo el consumo de gasóleo de las turbinas de ciclo abierto (OCGT) en un 57,35% entre el 1 de abril de 2025 y el 12 de marzo de 2026, con un ahorro de 6.380 millones de rand. Durante el período comprendido entre 2023 y 2026, el gasto en gasóleo disminuyó en un total de 26.900 millones de rand (aproximadamente 1.400 millones de dólares).
En 2025, Eskom anunció un plan de inversión quinquenal de 320.000 millones de rand, que prevé la adición de 5,9 GW de generación limpia. En 2026, comenzó la construcción de 2 GW de energía renovable. La estrategia a largo plazo, aprobada en 2025, tiene como objetivo reducir la capacidad de carbón de 39 GW a 18 GW y alcanzar 32 GW de fuentes renovables para 2040. Al mismo tiempo, el Plan Integrado de Recursos (IRP 2025) prolonga la vida operativa de 10 centrales de carbón, algunas de las cuales seguirán funcionando durante diez años más de lo previsto.
En 2025, el gobierno sudafricano y los socios internacionales (UE, Reino Unido, Dinamarca, Francia, Alemania, Países Bajos) anunciaron el plan «Just Energy Transition Partnership» (JETP) con 10.000 millones de dólares. Se añadieron 2.400 millones de dólares más en forma de contribuciones bilaterales. En 2026, Alemania, a través de KfW, destinó 23 millones de euros para la reducción de riesgos de proyectos clave de hidrógeno verde, incluyendo 24 proyectos clasificados como estratégicos. En el marco del mismo programa, en 2025 se presentó el proyecto de hidrógeno verde en Coega, con 20 millones de dólares del SA-H2 Fund, cuya comercialización está prevista para 2029.
En 2026, se están llevando a cabo varios proyectos de hidrógeno verde en Sudáfrica. El proyecto CSIR, aprobado en mayo de 2024 y puesto en marcha en junio de 2025, prevé un electrolizador de 1 GW capaz de producir 72-88.000 toneladas de hidrógeno al año, evitando 0,7 millones de toneladas de CO₂. La iniciativa Wits-South Africa Hydrogen Localisation Initiative recibió 350 millones de rand (aproximadamente 5,3 millones de dólares) para un electrolizador de 110 kW. El proyecto Prieska Power Reserve, apoyado por KfW e IDC, tiene como objetivo producir 80.000 toneladas anuales de hidrógeno. BurnStar Technologies y Mitochondria Energy Company firmaron un acuerdo para el suministro de hidrógeno turquesa a 15 sistemas de células de combustible de 50 kW cada uno (potencia total de 800 kW), con inicio previsto para finales de 2026.
En 2026, Sudáfrica refuerza la colaboración con India y China en minerales críticos. El acuerdo entre India y África, confirmado el 22 de abril de 2026, prevé inversiones conjuntas por 75.000 millones de dólares y un volumen de intercambios de aproximadamente 100.000 millones de dólares en el sector del platino, el manganeso y el cromo. China es el principal socio comercial de Sudáfrica, con intercambios por valor de 36.400 millones de dólares en 2025. Estados Unidos, aunque anunció en 2025 su retirada del acuerdo, ha destinado 56 millones de dólares en subvenciones y potencialmente 1.000 millones de dólares en inversiones comerciales.
En 2025, la Industrial Development Corporation (IDC) invirtió 160 millones de rand en ocho empresas de propiedad de minorías para el desarrollo de minerales críticos, incluyendo el manganeso, el platino y la grafita. En el marco del Global Lobito Corridor, financiado con 5.000 millones de dólares por la Partnership for Global Infrastructure and Investment, se prevé la modernización de la logística para la extracción y la exportación de minerales. En 2026, se censaron 78 proyectos de hidrógeno verde en África, con una potencia total de 38 GW y inversiones previstas por valor de 194.000 millones de dólares; Sudáfrica, junto con Egipto y Marruecos, figura entre los países líderes.
A pesar de las mejoras, en 2026 persiste el riesgo de un aumento de la energía no suministrada debido a la salida de 5,26 GW de producción de carbón en 2029-2030, lo que podría causar apagones críticos en 2029. Las pérdidas económicas debidas a las interrupciones en 2025 se estimaron en 900 millones de rand al día, mientras que el coste total de la crisis energética, según Greenpeace Africa, es de 721.000 millones de rand (38.000 millones de dólares).
El dato más relevante es que Eskom ha alcanzado 300 días consecutivos sin interrupciones programadas a partir del 12 de marzo de 2026, lo que demuestra la resiliencia del sistema eléctrico gracias a una masiva recuperación de la capacidad productiva y a la reducción del consumo de gasóleo. Sin embargo, la estabilidad a largo plazo depende de la implementación de los planes de transición hacia la energía limpia y de la integración de las fuentes renovables.