Na primeira metade de 2026, 17 projetos de geradores independentes de energia alcançaram operação comercial na África do Sul, adicionando 1,92 GW. De acordo com dados do Power Futures Lab na Faculdade de Negócios da Universidade do Cabo, este foi o maior aumento de capacidade em qualquer semestre, superando o recorde anual anterior de 1,47 GW estabelecido em 2016.
O indicador de 124 é ainda mais revelador: Nersa registrou 124 instalações de geração apenas no primeiro trimestre de 2026/2027, fornecendo 804 MW e atraindo investimentos de 20,2 bilhões de randes. O sistema de fornecimento de energia deixou há muito tempo de ser monopolista, mas a maioria das organizações que compram energia ainda não se adaptou às consequências dessa mudança para sua contabilidade financeira.
A mudança de política ocorreu em duas fases. Em 2021, o limiar de licenciamento de geração foi aumentado de 1 MW para 100 MW. Em janeiro de 2023, as emendas ao Anexo 2 da Lei de Regulamentação de Energia revogaram completamente a necessidade de licenciamento para instalações que transferem energia aos consumidores através de redes de terceiros, independentemente do seu tamanho; o registro substituiu a permissão.
Desenvolvimento do mercado no Cabo
O Cabo lidera o desenvolvimento dessas mudanças. Em maio, a Growthpoint, a trader Etana Energy e a própria cidade anunciaram a primeira transmissão conjunta de eletricidade renovável de várias instalações para a rede municipal da cidade. A energia produzida pela usina hidrelétrica de Boston, perto de Clarens, no Free State, de propriedade conjunta da Serengeti Energy e Growthpoint, é transmitida através da rede Eskom para a rede municipal e distribuída entre cinco edifícios da Growthpoint, em vez de estar vinculada a uma única instalação. A Growthpoint planeja expandir essa prática para mais de 30 de seus locais na cidade.
Em fevereiro, o CEO da Discovery Green, Andre Nepgen, avaliou que cerca de 80% da nova geração privada de energia renovável foi direcionada por traders no ano anterior, em vez de contratos bilaterais diretos. O comprador agora adquire energia não do gerador, mas do mercado.
Medição não é mais um problema
Há dez anos, a maioria das empresas não conseguia rastrear seu consumo, pois as leituras eram coletadas manualmente, no máximo mensalmente, e frequentemente eram aproximadas. As tecnologias resolveram esse problema: sensores mais baratos, redes de banda larga de baixo consumo e plataformas em nuvem tornaram a contabilidade detalhada algo comum.
No entanto, a implementação continua sendo um desafio. O programa de medidores inteligentes da Eskom para linhas de redução de carga visa 577.347 medidores. Até 11 de setembro, 513.022 foram instalados, representando cerca de 89% dessa meta, informou a Eskom ao Business Times, embora o prazo para atingir a meta fosse março de 2026. Um programa mais amplo de medição inteligente se estenderá até 2029. Alguns municípios também estão tomando medidas: o Cabo alocou 1,1 bilhão de randes para a primeira fase de medição de água aprimorada, abrangendo cerca de 83.000 medidores entre abril de 2026 e fevereiro de 2029, como parte do plano municipal que inclui mais de 680.000 medidores.
Assim, a medição foi resolvida como um problema técnico, mas implementada de forma desigual. O custo do bem medido não está diminuindo. A Nersa aprovou um aumento na tarifa direta da Eskom em 8,76% para 2026/2027 e mais de 9% para os distribuidores municipais a partir de 1º de julho, após o ajuste da base regulatória de ativos da Eskom em 54,7 bilhões de randes. O abastecimento de água segue uma trajetória semelhante. As tarifas de água em Joanesburgo aumentaram 12,5% a partir de 1º de julho, após um aumento de 13,9% no ano anterior, e a cidade propôs aumentar a taxa fixa de água em cerca de 66% para os domicílios em 2026/27 — uma taxa cobrada independentemente do consumo real.
Combinando essas duas tendências, pode-se ver que uma única instalação pode receber energia da rede municipal, da Eskom, de sua própria geração no telhado e de um trader que agrega vários geradores independentes em outras partes do país, durante um único mês, usando uma única conexão. Cada fonte tem suas condições comerciais. Sobre elas são aplicados períodos de uso dependentes do tempo, tarifas sazonais, regras de feriados públicos, taxas de demanda, taxas de uso do sistema de rede para energia transmitida (taxas de transporte pelas linhas Eskom e municipais) e sobretaxas municipais. O medidor pode registrar tudo isso, mas poucas organizações são capazes de precificar isso, distribuí-lo ao locatário ou centro de custo e explicar o resultado obtido a qualquer solicitação.
A reforma de preços refletirá essa lacuna diretamente na fatura. A política de preços revisada de eletricidade, publicada para comentários em agosto de 2026, exige que as faturas contenham uma discriminação completa dos componentes tarifários para cada serviço consumido, detalhando energia, demanda, taxas de rede, taxas e sobretaxas municipais, e estabelece um plano quinquenal de transição para tarifas que reflitam os custos. A política indica claramente que o grau de discriminação da fatura depende da medição estabelecida, pois é a medição que define o limite do que pode ser medido em geral.
Quem arca com os custos dessa lacuna
Antes que uma organização possa avaliar tudo isso, duas coisas devem acontecer, e nenhuma delas acontece rapidamente: coleta de dados e conciliação. A implementação de uma contabilidade avançada não é uma modernização barata. Os dados próprios de água do Cabo — 1,1 bilhão de randes para aproximadamente 83.000 pontos de medição — sugerem um custo de cerca de 13.000 randes por ponto, considerando instalação, conectividade e infraestrutura auxiliar. O custo da contabilidade de eletricidade é diferente, mas o portfólio privado enfrenta uma aritmética semelhante sem o balanço municipal.
A contabilidade compete por capital com projetos que geram receita no trimestre atual e perde, levando ao fato de que as instalações operam por anos além de sua vida útil, enquanto as tarifas que elas medem continuam a subir. A conciliação é um problema mais sério. Os dados recebidos a cada 30 minutos de um portfólio que utiliza vários fornecedores não são, por si só, a resposta. Estruturas tarifárias, termos de arrendamento e ocupação devem ser integrados em um único modelo, exceções devem ser verificadas antes da emissão da fatura, e não após a disputa do locatário, e o resultado deve ser justificado para o locatário, auditor e conselho de administração.
A maioria dos softwares usados em operações industriais e imobiliárias sul-africanas foi desenvolvida para uma tarefa mais simples, pois era o único que existia até recentemente: um fornecedor e uma tarifa fixa — isso é um trabalho para uma planilha. Quatro fornecedores, contrato de transmissão e períodos de uso dependentes do tempo — isso já é outra história.
IA será proposta como atalho mais rápido
A aplicação de inteligência artificial a uma instalação que ainda está avaliando leituras, ou ao processo de liquidação sem um modelo tarifário estruturado, levará à criação de versões mais rápidas da mesma resposta não confiável. A automação de um processo que ninguém consegue explicar torna-o menos explicável, e não mais.
No entanto, a IA realiza um trabalho real nas etapas subsequentes. O consumo que desvia do histórico da instalação pode ser sinalizado antes de entrar na fatura. O relatório mensal do trader pode ser verificado linha por linha em conformidade com as leituras dos medidores — esta é a conciliação que poucas equipes financeiras podem realizar manualmente. A demanda pode ser prevista em relação aos períodos de uso dependentes do tempo, para que a carga seja deslocada antes do pico, em vez de ser explicada depois dele. A ordem é: medir, depois modelar, depois automatizar.
Isso deixa a questão que o mercado enfrenta: alguém deve assumir a função de conciliação, e nenhum candidato óbvio se encaixa perfeitamente. O município também é um vendedor, o que o torna um árbitro inconveniente da fatura contestada. O trader tem interesse comercial no número apresentado por ele. O cliente é a parte com o maior incentivo para fazê-lo corretamente e geralmente as menores possibilidades para isso, especialmente em menor escala, onde se pode justificar a existência de um gerente de consumo de energia dedicado.
A liquidação independente é um papel reconhecido em mercados de energia maduros, mas aqui está quase ausente porque, antes das reformas de licenciamento de 2021 e 2023, não havia muito o que liquidar. A política de preços de eletricidade revisada forçará a resolução dessa questão. Assim que a fatura deve mostrar os componentes tarifários linha por linha, cada parte na cadeia precisa de um número que possa defender, e o caminho de cinco anos para tarifas que reflitam os custos significa que os valores das disputas aumentarão a cada ano. Isso transforma a questão em comercial, relacionada à estrutura do mercado, e não técnica, relacionada a medidores.