O Departamento de Eletricidade e Energia anunciou em 28 de outubro o encerramento da primeira janela de pedidos no Programa de Compras de Produtores Independentes de Geração a Gás sem receber nenhuma proposta preferencial. Quatro propostas submetidas, que ofereciam uma capacidade de 2830 MW contra os 2000 MW alvo, não passaram nos critérios obrigatórios, principalmente devido à incapacidade dos participantes de garantir volumes de fornecimento de gás suficientes.
A situação é complicada pelo fato de a África do Sul não possuir um terminal para importação de GNL, e seus fornecimentos por gasoduto de Moçambique estão em declínio. No entanto, isso não foi uma surpresa para os especialistas do setor.
No mesmo mês anterior, o ministro emitiu uma decisão sobre 5000 MW adicionais de geração a gás, bem como 4600 MW de armazenamento em baterias. Além disso, foi tomada uma decisão separada permitindo que a Eastern Cape comprasse 2400 MW de produtores independentes, dos quais 780 MW são de gás natural. É notável que o gás é considerado primeiro, enquanto a energia eólica e solar devem esperar por uma decisão subsequente. A tecnologia, que recentemente falhou devido à escassez de combustível, agora está em prioridade.
A decisão de compra cria uma permissão legal, mas não garante combustível, terminais ou contratos confiáveis. O ministro está ciente disso, afirmando que a distribuição deve ser feita 'através de um programa coordenado de infraestrutura de combustível e geração', e enfatizando que uma instalação sem uma fonte de combustível confiável não pode fornecer um fornecimento de eletricidade estável.
Após o fracasso da Primeira Janela de Pedidos, o departamento declarou que não recuará e agora se concentrará nas condições de infraestrutura, comerciais e institucionais. No entanto, as decisões de outubro são baseadas em uma premissa não testada: repetir a ferramenta de demanda mantendo o problema de oferta não levará a um resultado diferente.
As declarações oficiais reconhecem o problema do combustível, mas não demonstram que ele foi resolvido. O ponto mais complexo é que o problema do combustível que paralisou a Primeira Janela de Pedidos é físico. Sua resolução inevitavelmente gerará um problema financeiro.
As garantias que os participantes da licitação não puderam fornecer serão garantidas com o tempo por contratos de fornecimento de GNL de longo prazo, acordos de terminais e obrigações do tipo 'take-or-pay', cujos preços serão estabelecidos em dólares e vinculados aos mercados globais. É aqui que surge o risco de preço, e após a conclusão desses contratos, ele será fixado para uma geração de consumidores de eletricidade.
Surgiu a questão: por que um político sensato daria prioridade à geração a gás nessas circunstâncias? O que está acontecendo na política energética tem traços de tragédia. Isso não ocorre por má-fé de ninguém, mas porque cada participante age racionalmente dentro de um sistema que deixa o maior risco sem dono.
Entre janeiro e 19 de outubro de 2026, o preço do gás no principal centro de negociação europeu, o TTF holandês, aumentou de aproximadamente 28 para 88,38 euros por megawatt-hora, o que corresponde a cerca de 9,20 a 29,00 dólares americanos por milhão de unidades térmicas britânicas (MMBtu). Com o coeficiente de eficiência térmica usado no estudo do autor, 7 gigajoules (cerca de 6,6 MMBtu) por megawatt-hora, um motor a gás combinado teria custos de combustível de aproximadamente 192 dólares americanos por MWh a esse preço. Com uma taxa de 16,53 rand por dólar, isso equivale a cerca de 3,18 rand por quilowatt-hora apenas para combustível. Este número é um limite inferior, e não uma estimativa, pois exclui custos de transporte, regaseificação, taxas de capacidade e perdas de eficiência ao operar uma usina de média potência, como a usina Richards Bay da Eskom proposta, em modo de seguimento de demanda.
Em escala de todo o parque, o Plano Integrado de Recursos de 2025 prevê 6000 MW de geração a gás até 2030. Estima-se que um parque desse tamanho exigirá cerca de 3,4 milhões de toneladas de GNL por ano. A um preço de 20 dólares americanos por MMBtu no benchmark asiático JKM, apenas o custo do combustível adicionaria cerca de 14% à tarifa média de eletricidade, o que não é previsto pela definição atual de preços da Autoridade Reguladora Nacional de Energia da África do Sul (Nersa). A um preço de 40 dólares americanos e com uma desvalorização de 20% do rand, essa parcela seria de cerca de 32%.
Também não está claro como essa conta será coberta. Atualmente, a Eskom transfere o excesso de custos de combustível para os consumidores através da Conta de Cálculo Regulatório da Nersa 18-24 meses após o evento. No entanto, os contratos de fornecimento de GNL nessa escala vigoram por 15-20 anos, muito além de 2031, quando a Lei de Emendas à Regulamentação de Energia muda o sistema para precificação de mercado. O projeto de Regras de Comércio da Nersa para 2026 lista seis categorias de taxas inegociáveis, e o custo variável do combustível não está incluído nelas; o acordo subsequente permanece à discrição da metodologia de tarifa de atacado, que ainda não foi definida. Os contratos serão assinados sob um único regime de reembolso, mas excederão seu prazo de validade.
Financiadores não concederão crédito a projetos inviáveis. Este é o ponto chave. A análise de crédito do credor foca em saber se a usina será construída, se suas receitas cobrirão a dívida e se os acordos de compra e suporte podem ser executados coercitivamente. Riscos relacionados a preços de gás e taxas de câmbio não são ignorados; eles são distribuídos. O custo do combustível e as tarifas de capacidade, atrelados ao dólar, as obrigações 'take-or-pay' e o apoio do comprador de eletricidade pelo governo tiram esses riscos do âmbito de controle do credor. Dentro desse limite, o projeto é considerado financeiramente viável. Fora dele, os mesmos contratos transferem choques globais de preços de gás e choques cambiais para os custos do comprador, para o tesouro e, finalmente, para a tarifa regulamentada paga por cada domicílio e empresa. A exposição externa está fora do escopo da avaliação do credor por design, e não por negligência.
A licenciamento da Karpowership demonstrou como isso acontece na prática. Quando os oponentes levantaram a questão dos custos de combustível indexados em dólares para três usinas flutuantes licenciadas pela Nersa em 2021, o regulador respondeu considerando o direito do licenciado de reembolsar seus custos, e não quem pagaria com o aumento dos preços do gás. A questão foi feita, e a instituição mais adequada para responder respondeu a outra.
É aí que reside a tragédia. O desenvolvedor otimiza o projeto. O credor protege seu empréstimo. O comprador assina contratos que é obrigado a assinar. O regulador avalia o pedido antes de sua apresentação. Cada contabilidade está correta dentro de seu próprio sistema. O risco se acumula no espaço entre esses sistemas, e nenhuma instituição é formalmente designada para medi-lo antes que ele se materialize. Os domicílios não enfrentarão esse risco como uma condição no contrato de compra e venda de eletricidade. Eles o enfrentarão como um aumento na tarifa anos após a assinatura dos contratos.
Três passos poderiam eliminar essa lacuna, independentemente da conclusão sobre o gás. Primeiro, antes do fechamento financeiro de qualquer projeto GNL-para-energia, a Nersa deve exigir e publicar um teste de estresse tarifário: o que acontecerá com a tarifa regulamentada se os preços do hub repetirem o movimento deste ano com a desvalorização do rand. Aritmeticamente, isso leva minutos; falta apenas a obrigação de publicá-lo.
Segundo, o Tesouro Nacional deve relatar as obrigações condicionais criadas pelo apoio governamental à compra de gás, de forma tão clara quanto relata as garantias às empresas estatais, antes que elas surjam, e não depois.
Terceiro, o departamento deve tornar as condições de distribuição de riscos de compra públicas: como os custos de combustível são indexados, quem paga as obrigações 'take-or-pay' quando a usina não é necessária e como ocorrem as flutuações cambiais. No caso Karpowership, o Tribunal Superior em 2024 determinou que a Nersa apresentou um registro fortemente editado de acordo com os desejos da empresa. As condições que determinam o que os cidadãos pagarão não podem ser consideradas segredo comercial.
Um político sensato ainda pode optar pela geração a gás. Mas apenas aquele que viu os números fora dos limites dos credores e está disposto a publicá-los pode reivindicar a escolha sensata.
Antes que a próxima janela de pedidos seja aberta, uma questão deve ser resolvida primeiro: quem detém o risco? Os contratos da Karpowership expiraram antes que alguém fosse forçado a responder pelos riscos incorridos. O programa cinco vezes maior pode não expirar. Seus riscos precisam de um proprietário antes que a tinta seque.