Por qué los grandes pactos de transición energética en el Sudeste Asiático no despegan
En noviembre de 2021, en Glasgow, los gobiernos del G7 y la Unión Europea presentaron lo que describieron como una nueva arquitectura de financiación climática: las Asociaciones de Transición Energética Justa. La idea era ambiciosa en su diseño. En lugar de canalizar fondos a proyectos dispersos, los donantes comprometían decenas de miles de millones de dólares hacia economías específicas, con carbón profundamente enraizado en su matriz eléctrica, a cambio de planes concretos de descarbonización, reformas regulatorias y protección para los trabajadores del sector. Sudáfrica fue el piloto. Indonesia y Vietnam llegaron después.
Cuatro años más tarde, el balance es incómodo. Los fondos no han fluido a la velocidad prometida, los proyectos de energía renovable a escala siguen sin alcanzar cierre financiero, y en marzo de 2026 el gobierno de Estados Unidos retiró formalmente su participación en estas asociaciones, retirando con ello más de 3.000 millones de dólares en compromisos vinculados a Vietnam e Indonesia. Lo que parecía un cambio de paradigma en la financiación climática enfrenta hoy una pregunta más incómoda todavía: si el problema fue siempre el diseño, o si la ambición del instrumento simplemente superó la capacidad política de los países que debían recibirlo.
El modelo que ignoró la economía política del carbón
La arquitectura de las asociaciones de transición energética descansaba sobre una premisa razonable pero incompleta: que los gobiernos receptores, ante un paquete de financiación suficientemente grande, tendrían los incentivos y la capacidad para ejecutar reformas estructurales profundas. El problema es que esas reformas no ocurren en el vacío. Ocurren dentro de sistemas políticos donde las empresas eléctricas estatales son actores de poder, donde el carbón sostiene empleo e ingresos fiscales en regiones específicas, y donde el precio de la electricidad no es solo una variable de mercado sino un instrumento de cohesión social.
En Indonesia, la empresa estatal PLN suministra electricidad al 98 por ciento de los hogares del país. El plan de inversión aprobado en 2023 estimaba necesidades totales de 97.000 millones de dólares hasta 2030, de los cuales la asociación cubría apenas una fracción. El resto dependía de que el sector privado entrara masivamente, atraído por reformas que PLN y el gobierno nunca terminaron de adoptar. Entre esas reformas figuraban la eliminación de los topes domésticos al precio del carbón, el aumento de las tarifas eléctricas para los consumidores, y la concesión de garantías soberanas para proyectos prioritarios. Cada una de esas medidas tenía un costo político real. Ninguna podía ejecutarse por decreto técnico.
El resultado es revelador. A principios de 2026, solo 2.900 millones de dólares habían sido aprobados bajo el marco de la asociación indonesia, y de esa cifra, 1.800 millones correspondían a un préstamo de la agencia japonesa JICA para el metro de Yakarta, que no formaba parte del objetivo original del programa. La mayor parte del resto fueron préstamos para fortalecimiento institucional del gobierno, no para proyectos concretos de generación renovable. La solar flotante de Cirata, una de las pocas obras de escala que avanzó, se construyó fuera del marco de la asociación.
Vietnam presenta un patrón diferente pero igualmente revelador. El país sí experimentó un auge renovable entre 2019 y 2023: el viento y la solar pasaron del 0,4 por ciento al 14 por ciento de la electricidad generada. Pero ese crecimiento ocurrió antes de que la asociación existiera, impulsado por una tarifa de incentivo fija establecida en 2017, y sus costos fueron absorbidos principalmente por la empresa estatal EVN. Entre 2022 y 2023, EVN acumuló pérdidas por el equivalente a 1.970 millones de dólares, presionada por el aumento de los pagos a productores privados y la obligación de comprar energía a tarifas superiores al mercado. Para 2023, la participación de EVN en la capacidad instalada nacional había caído del 61 al 37 por ciento en apenas siete años. Esta experiencia, lejos de servir de modelo, funciona como advertencia: tanto para EVN, que difícilmente está dispuesta a repetirla, como para Indonesia, que la observa con escepticismo.
Cuando la promesa y la estructura no coinciden
El retiro de Estados Unidos en marzo de 2026 no creó el problema, pero lo hizo visible. El anuncio del secretario del Tesoro expuso que una proporción significativa de los compromisos dentro de estas asociaciones no eran subvenciones ni préstamos concesionales, sino créditos a tasas de mercado. Vietnam fue el único de los tres países que insistió desde el inicio en que al menos 7.500 millones de dólares debían llegar a tasas más bajas que las del mercado abierto. Ni Indonesia ni Sudáfrica pusieron esa condición con la misma firmeza. El resultado fue un diseño donde los países receptores asumían el riesgo de la deuda externa mientras se les pedía que sacrificaran ingresos tarifarios y control sobre sus propias empresas estratégicas.
Esto no es un fallo de voluntad política de los receptores. Es una mala calibración del instrumento frente a la economía real. En Sudáfrica, Eskom, la empresa eléctrica estatal, tenía pérdidas operativas de más de 1.100 millones de dólares cuando se firmó el acuerdo en 2021. Para 2025 logró registrar su primer beneficio en ocho años, equivalente a 1.000 millones de dólares, pero solo después de que el gobierno absorbiera una parte sustancial de su deuda y de que los consumidores soportaran aumentos de tarifa que elevaron los ingresos de la empresa en un 67 por ciento entre 2021 y 2025. Los costos del reajuste los pagaron, en proporciones distintas, el Estado y los hogares. El sector privado internacional observó, evaluó el riesgo residual y no entró a la escala esperada.
Lo que el análisis de estas tres economías pone en evidencia es una brecha estructural entre dos lógicas que el instrumento nunca resolvió. La lógica del donante asume que el principal obstáculo es la financiación, y que si se provee capital en cantidades suficientes, los mercados y las instituciones se reformarán para aprovecharlo. La lógica del receptor parte de que el principal activo que gestiona es la estabilidad del sistema eléctrico, y que cualquier reforma que eleve precios, transfiera riesgo al Estado o erosione el control de la empresa estatal es políticamente costosa y potencialmente desestabilizadora. No son lógicas irracionales. Son incompatibles en los términos en que el acuerdo fue planteado.
Un informe conjunto de Bain y Standard Chartered advirtió que más del 35 por ciento de las inversiones verdes anunciadas en el Sudeste Asiático podría no materializarse si no se resuelven los cuellos de botella en redes eléctricas, estabilidad regulatoria y capacidad de ejecución de proyectos. Ese porcentaje es casi el doble del que se observa en otras regiones comparables. La cifra cuantifica exactamente la brecha entre el anuncio y la conversión en activos reales.
Lo que el fracaso parcial enseña sobre financiación climática a escala
Llamar fracaso total a estas asociaciones sería inexacto. En los tres países, los debates sobre reforma del sector eléctrico se aceleraron, algunos marcos regulatorios avanzaron, y en casos como el de Sudáfrica la reestructuración de Eskom, aunque lenta, está ocurriendo. El instrumento generó presión institucional que de otro modo no existiría. Pero la distancia entre lo prometido y lo ejecutado es suficientemente grande como para extraer lecciones que trascienden el caso específico.
La primera es que la financiación climática a escala no puede diseñarse ignorando la estructura de gobernanza del sector energético del país receptor. Las empresas eléctricas estatales no son obstáculos que se sortean con condiciones externas: son actores centrales cuyo comportamiento determina si los proyectos llegan a construcción o se quedan en planes. Diseñar un programa de transición que requiera que PLN o EVN cedan poder de mercado, asuman deuda en divisas y acepten contratos denominados en dólares, sin resolver primero la ecuación financiera de esas empresas, es construir sobre una suposición que los datos no apoyan.
La segunda lección es que la combinación de préstamos a tasas de mercado con exigencias de reforma estructural profunda crea una asimetría de riesgo que los países receptores tienen razones racionales para resistir. Si los proyectos funcionan, el retorno fluye al sector privado internacional. Si los proyectos o las reformas generan inestabilidad tarifaria o política, el Estado absorbe el costo. Vietnam experimentó esa asimetría en carne propia entre 2019 y 2023, y la memoria institucional de ese episodio condiciona su disposición a repetirlo bajo cualquier etiqueta.
La tercera lección, quizás la más incómoda para los arquitectos de estos instrumentos, es que el componente de justicia social nunca recibió financiación proporcional a su importancia retórica. En el caso de Sudáfrica, apenas 50 millones de dólares de los 8.500 millones del paquete original se destinaron a diversificación económica, recapacitación de trabajadores e inclusión social. Las comunidades dependientes del carbón, que dan nombre y legitimidad política al instrumento, recibieron una fracción marginal de los recursos. Cuando la promesa de justicia es más narrativa que presupuestaria, los actores políticos internos que podrían defender el programa ante sus propias bases no tienen argumentos concretos que ofrecer.
El retiro estadounidense aceleró el desenlace pero no lo causó. Lo que estas asociaciones enfrentan es una tensión de diseño que ningún cambio de administración puede resolver: un instrumento pensado para reorganizar mercados energéticos nacionales sin una teoría suficientemente robusta sobre cómo funciona la economía política de esos mercados. Las siguientes versiones de este tipo de programas, si llegan, deberán partir de ahí.
