Pourquoi les grands pactes de transition énergétique en Asie du Sud-Est ne décollent pas
En novembre 2021, à Glasgow, les gouvernements du G7 et l'Union européenne ont présenté ce qu'ils décrivaient comme une nouvelle architecture de financement climatique : les Partenariats pour une Transition Énergétique Juste. L'idée était ambitieuse dans sa conception. Plutôt que de canaliser des fonds vers des projets dispersés, les donateurs s'engageaient à mobiliser des dizaines de milliards de dollars en faveur d'économies spécifiques, où le charbon est profondément enraciné dans leur mix électrique, en échange de plans concrets de décarbonation, de réformes réglementaires et de protections pour les travailleurs du secteur. L'Afrique du Sud fut le pays pilote. L'Indonésie et le Vietnam suivirent.
Quatre ans plus tard, le bilan est inconfortable. Les fonds n'ont pas afflué au rythme promis, les projets d'énergie renouvelable à grande échelle n'ont toujours pas atteint leur clôture financière, et en mars 2026 le gouvernement des États-Unis a formellement retiré sa participation à ces partenariats, emportant avec lui plus de 3 milliards de dollars d'engagements liés au Vietnam et à l'Indonésie. Ce qui semblait être un changement de paradigme dans le financement climatique se heurte aujourd'hui à une question encore plus inconfortable : si le problème résidait depuis toujours dans la conception de l'instrument, ou si l'ambition du dispositif a tout simplement dépassé la capacité politique des pays censés en bénéficier.
Le modèle qui a ignoré l'économie politique du charbon
L'architecture des partenariats pour la transition énergétique reposait sur une prémisse raisonnable mais incomplète : que les gouvernements bénéficiaires, face à un package de financement suffisamment important, auraient les incitations et la capacité nécessaires pour mener des réformes structurelles profondes. Le problème est que ces réformes ne se produisent pas dans le vide. Elles s'inscrivent dans des systèmes politiques où les entreprises électriques d'État sont des acteurs de pouvoir, où le charbon soutient l'emploi et les recettes fiscales dans des régions spécifiques, et où le prix de l'électricité n'est pas seulement une variable de marché, mais un instrument de cohésion sociale.
En Indonésie, l'entreprise d'État PLN fournit de l'électricité à 98 pour cent des foyers du pays. Le plan d'investissement approuvé en 2023 estimait des besoins totaux de 97 milliards de dollars jusqu'en 2030, dont le partenariat ne couvrait qu'une fraction. Le reste dépendait d'une entrée massive du secteur privé, attirée par des réformes que PLN et le gouvernement n'ont jamais pleinement adoptées. Parmi ces réformes figuraient la suppression des plafonds domestiques sur le prix du charbon, la hausse des tarifs d'électricité pour les consommateurs, et l'octroi de garanties souveraines pour les projets prioritaires. Chacune de ces mesures avait un coût politique réel. Aucune ne pouvait être mise en œuvre par simple décret technique.
Le résultat est révélateur. Au début de 2026, seulement 2,9 milliards de dollars avaient été approuvés dans le cadre du partenariat indonésien, et sur ce montant, 1,8 milliard correspondait à un prêt de l'agence japonaise JICA pour le métro de Jakarta, qui ne faisait pas partie de l'objectif initial du programme. La majeure partie du reste était constituée de prêts pour le renforcement institutionnel du gouvernement, et non pour des projets concrets de production d'énergie renouvelable. Le solaire flottant de Cirata, l'une des rares réalisations à grande échelle à avoir progressé, a été construit en dehors du cadre du partenariat.
Le Vietnam présente un schéma différent mais tout aussi révélateur. Le pays a effectivement connu un essor des énergies renouvelables entre 2019 et 2023 : l'éolien et le solaire sont passés de 0,4 pour cent à 14 pour cent de l'électricité produite. Mais cette croissance a eu lieu avant même que le partenariat n'existe, portée par un tarif d'incitation fixe établi en 2017, et ses coûts ont été absorbés principalement par l'entreprise d'État EVN. Entre 2022 et 2023, EVN a accumulé des pertes équivalant à 1,97 milliard de dollars, sous la pression de la hausse des paiements aux producteurs privés et de l'obligation d'acheter de l'énergie à des tarifs supérieurs au marché. En 2023, la part d'EVN dans la capacité installée nationale était passée de 61 à 37 pour cent en seulement sept ans. Cette expérience, loin de servir de modèle, fait office d'avertissement : tant pour EVN, qui n'est guère disposée à la répéter, que pour l'Indonésie, qui l'observe avec scepticisme.
Quand la promesse et la structure ne coïncident pas
Le retrait des États-Unis en mars 2026 n'a pas créé le problème, mais l'a rendu visible. L'annonce du secrétaire au Trésor a exposé qu'une proportion significative des engagements pris dans le cadre de ces partenariats n'étaient pas des subventions ni des prêts concessionnels, mais des crédits aux taux du marché. Le Vietnam a été le seul des trois pays à insister dès le départ pour qu'au moins 7,5 milliards de dollars arrivent à des taux inférieurs à ceux du marché ouvert. Ni l'Indonésie ni l'Afrique du Sud n'ont posé cette condition avec la même fermeté. Le résultat a été une conception dans laquelle les pays bénéficiaires assumaient le risque de la dette extérieure, tout en étant priés de sacrifier leurs recettes tarifaires et le contrôle de leurs propres entreprises stratégiques.
Il ne s'agit pas d'une défaillance de volonté politique de la part des bénéficiaires. C'est un mauvais calibrage de l'instrument face à l'économie réelle. En Afrique du Sud, Eskom, l'entreprise électrique d'État, affichait des pertes opérationnelles de plus de 1,1 milliard de dollars au moment de la signature de l'accord en 2021. En 2025, elle est parvenue à enregistrer son premier bénéfice en huit ans, équivalant à 1 milliard de dollars, mais seulement après que le gouvernement eut absorbé une partie substantielle de sa dette et que les consommateurs eurent supporté des hausses tarifaires qui ont porté les revenus de l'entreprise à la hausse de 67 pour cent entre 2021 et 2025. Les coûts de ce réajustement ont été payés, en proportions différentes, par l'État et les ménages. Le secteur privé international a observé, évalué le risque résiduel et n'est pas entré à l'échelle attendue.
Ce que l'analyse de ces trois économies met en évidence, c'est un fossé structurel entre deux logiques que l'instrument n'a jamais su résoudre. La logique du donateur suppose que le principal obstacle est le financement, et que si l'on fournit des capitaux en quantité suffisante, les marchés et les institutions se réformeront pour en tirer parti. La logique du bénéficiaire part du principe que le principal actif qu'il gère est la stabilité du système électrique, et que toute réforme susceptible d'élever les prix, de transférer le risque à l'État ou d'éroder le contrôle de l'entreprise d'État est politiquement coûteuse et potentiellement déstabilisatrice. Ces logiques ne sont pas irrationnelles. Elles sont incompatibles dans les termes dans lesquels l'accord a été formulé.
Un rapport conjoint de Bain et Standard Chartered a averti que plus de 35 pour cent des investissements verts annoncés en Asie du Sud-Est pourraient ne pas se concrétiser si les goulets d'étranglement dans les réseaux électriques, la stabilité réglementaire et la capacité d'exécution des projets ne sont pas résolus. Ce pourcentage représente presque le double de ce que l'on observe dans d'autres régions comparables. Ce chiffre quantifie précisément le fossé entre l'annonce et la conversion en actifs réels.
Ce que l'échec partiel enseigne sur le financement climatique à grande échelle
Qualifier ces partenariats d'échec total serait inexact. Dans les trois pays, les débats sur la réforme du secteur électrique se sont accélérés, certains cadres réglementaires ont progressé, et dans des cas comme celui de l'Afrique du Sud, la restructuration d'Eskom, bien que lente, est en cours. L'instrument a engendré une pression institutionnelle qui n'aurait pas existé autrement. Mais la distance entre ce qui a été promis et ce qui a été réalisé est suffisamment grande pour en tirer des leçons qui dépassent le cas spécifique.
La première est que le financement climatique à grande échelle ne peut pas être conçu en ignorant la structure de gouvernance du secteur énergétique du pays bénéficiaire. Les entreprises électriques d'État ne sont pas des obstacles que l'on contourne par des conditionnalités externes : ce sont des acteurs centraux dont le comportement détermine si les projets parviennent à la construction ou restent à l'état de plans. Concevoir un programme de transition qui exige que PLN ou EVN cèdent leur pouvoir de marché, assument une dette en devises étrangères et acceptent des contrats libellés en dollars, sans résoudre au préalable l'équation financière de ces entreprises, c'est construire sur une hypothèse que les données ne valident pas.
La deuxième leçon est que la combinaison de prêts aux taux du marché et d'exigences de réformes structurelles profondes crée une asymétrie de risque que les pays bénéficiaires ont des raisons rationnelles de résister. Si les projets fonctionnent, le retour sur investissement va au secteur privé international. Si les projets ou les réformes génèrent une instabilité tarifaire ou politique, c'est l'État qui en absorbe le coût. Le Vietnam a vécu cette asymétrie de plein fouet entre 2019 et 2023, et la mémoire institutionnelle de cet épisode conditionne sa disposition à le reproduire sous quelque étiquette que ce soit.
La troisième leçon, peut-être la plus inconfortable pour les architectes de ces instruments, est que la composante de justice sociale n'a jamais reçu un financement proportionnel à son importance rhétorique. Dans le cas de l'Afrique du Sud, à peine 50 millions de dollars des 8,5 milliards du paquet initial ont été consacrés à la diversification économique, à la reconversion des travailleurs et à l'inclusion sociale. Les communautés dépendantes du charbon, qui donnent leur nom et leur légitimité politique à l'instrument, n'ont reçu qu'une fraction marginale des ressources. Lorsque la promesse de justice relève davantage du discours que du budget, les acteurs politiques internes qui pourraient défendre le programme auprès de leurs propres bases n'ont pas d'arguments concrets à offrir.
Le retrait américain a accéléré le dénouement mais ne l'a pas causé. Ce à quoi ces partenariats sont confrontés, c'est une tension de conception qu'aucun changement d'administration ne peut résoudre : un instrument pensé pour réorganiser les marchés énergétiques nationaux, sans disposer d'une théorie suffisamment robuste sur le fonctionnement de l'économie politique de ces marchés. Les prochaines versions de ce type de programmes, si elles voient le jour, devront partir de là.
