Perché i grandi patti di transizione energetica nel Sud-Est asiatico non decollano
Nel novembre del 2021, a Glasgow, i governi del G7 e l'Unione Europea presentarono quello che descrissero come una nuova architettura di finanziamento climatico: i Partenariati per la Transizione Energetica Giusta. L'idea era ambiziosa nella sua concezione. Invece di canalizzare fondi verso progetti dispersi, i donatori si impegnavano a destinare decine di miliardi di dollari a economie specifiche, con il carbone profondamente radicato nella loro matrice elettrica, in cambio di piani concreti di decarbonizzazione, riforme normative e protezione per i lavoratori del settore. Il Sudafrica fu il paese pilota. Indonesia e Vietnam arrivarono dopo.
Quattro anni più tardi, il bilancio è scomodo. I fondi non sono affluiti alla velocità promessa, i progetti di energia rinnovabile su larga scala continuano a non raggiungere la chiusura finanziaria, e nel marzo del 2026 il governo degli Stati Uniti ha ritirato formalmente la propria partecipazione a questi partenariati, sottraendo con ciò oltre 3 miliardi di dollari in impegni legati a Vietnam e Indonesia. Quello che sembrava un cambiamento di paradigma nel finanziamento climatico si trova oggi di fronte a una domanda ancora più scomoda: se il problema fosse sempre stato il modello progettuale, oppure se l'ambizione dello strumento abbia semplicemente superato la capacità politica dei paesi destinatari di accoglierlo.
Il modello che ignorò l'economia politica del carbone
L'architettura dei partenariati per la transizione energetica si basava su una premessa ragionevole ma incompleta: che i governi destinatari, di fronte a un pacchetto di finanziamenti sufficientemente grande, avrebbero avuto gli incentivi e la capacità di eseguire riforme strutturali profonde. Il problema è che tali riforme non avvengono nel vuoto. Avvengono all'interno di sistemi politici dove le aziende elettriche statali sono attori di potere, dove il carbone sostiene l'occupazione e le entrate fiscali in regioni specifiche, e dove il prezzo dell'elettricità non è soltanto una variabile di mercato, bensì uno strumento di coesione sociale.
In Indonesia, l'azienda statale PLN fornisce elettricità al 98 per cento delle famiglie del paese. Il piano di investimenti approvato nel 2023 stimava fabbisogni totali di 97 miliardi di dollari fino al 2030, dei quali il partenariato copriva appena una frazione. Il resto dipendeva dall'ingresso massiccio del settore privato, attratto da riforme che PLN e il governo non hanno mai portato a compimento. Tra queste riforme figuravano l'eliminazione dei tetti nazionali al prezzo del carbone, l'aumento delle tariffe elettriche per i consumatori e la concessione di garanzie sovrane per i progetti prioritari. Ognuna di queste misure aveva un costo politico reale. Nessuna poteva essere attuata per decreto tecnico.
Il risultato è rivelatore. All'inizio del 2026, solo 2,9 miliardi di dollari erano stati approvati nell'ambito del quadro del partenariato indonesiano, e di tale cifra, 1,8 miliardi corrispondevano a un prestito dell'agenzia giapponese JICA per la metropolitana di Giacarta, che non faceva parte dell'obiettivo originale del programma. La maggior parte del resto erano prestiti per il rafforzamento istituzionale del governo, non per progetti concreti di generazione rinnovabile. Il fotovoltaico galleggiante di Cirata, una delle poche opere su larga scala che ha progredito, è stato realizzato al di fuori del quadro del partenariato.
Il Vietnam presenta uno schema diverso ma ugualmente rivelatore. Il paese ha effettivamente conosciuto un boom delle rinnovabili tra il 2019 e il 2023: il vento e il solare sono passati dallo 0,4 per cento al 14 per cento dell'elettricità generata. Ma quella crescita è avvenuta prima che il partenariato esistesse, trainata da una tariffa incentivante fissa stabilita nel 2017, e i suoi costi sono stati assorbiti principalmente dall'azienda statale EVN. Tra il 2022 e il 2023, EVN ha accumulato perdite per un equivalente di 1,97 miliardi di dollari, pressata dall'aumento dei pagamenti ai produttori privati e dall'obbligo di acquistare energia a tariffe superiori al mercato. Entro il 2023, la quota di EVN nella capacità installata nazionale era scesa dal 61 al 37 per cento in appena sette anni. Questa esperienza, lungi dal fungere da modello, opera come monito: sia per EVN, che difficilmente è disposta a ripeterla, sia per l'Indonesia, che la osserva con scetticismo.
Quando la promessa e la struttura non coincidono
Il ritiro degli Stati Uniti nel marzo del 2026 non ha creato il problema, ma lo ha reso visibile. L'annuncio del Segretario al Tesoro ha messo in luce che una proporzione significativa degli impegni nell'ambito di questi partenariati non erano sovvenzioni né prestiti agevolati, bensì crediti a tassi di mercato. Il Vietnam è stato l'unico dei tre paesi ad insistere fin dall'inizio affinché almeno 7,5 miliardi di dollari arrivassero a tassi inferiori a quelli del mercato aperto. Né l'Indonesia né il Sudafrica posero quella condizione con la stessa fermezza. Il risultato fu un modello in cui i paesi destinatari si assumevano il rischio del debito estero mentre veniva loro chiesto di sacrificare entrate tariffarie e controllo sulle proprie imprese strategiche.
Questo non è un fallimento di volontà politica da parte dei destinatari. È una calibrazione errata dello strumento rispetto all'economia reale. In Sudafrica, Eskom, l'azienda elettrica statale, registrava perdite operative superiori a 1,1 miliardi di dollari quando l'accordo fu firmato nel 2021. Entro il 2025 è riuscita a registrare il primo utile in otto anni, pari a 1 miliardo di dollari, ma solo dopo che il governo ha assorbito una parte sostanziale del suo debito e dopo che i consumatori hanno sopportato aumenti tariffari che hanno incrementato i ricavi dell'azienda del 67 per cento tra il 2021 e il 2025. I costi del riassestamento li hanno pagati, in proporzioni diverse, lo Stato e le famiglie. Il settore privato internazionale ha osservato, valutato il rischio residuo e non è entrato nella misura attesa.
Ciò che l'analisi di queste tre economie mette in evidenza è un divario strutturale tra due logiche che lo strumento non ha mai risolto. La logica del donatore presuppone che il principale ostacolo sia il finanziamento, e che se si fornisce capitale in quantità sufficienti, i mercati e le istituzioni si riformeranno per sfruttarlo. La logica del destinatario parte dal presupposto che il principale asset che gestisce sia la stabilità del sistema elettrico, e che qualsiasi riforma che elevi i prezzi, trasferisca il rischio allo Stato o eroda il controllo dell'azienda statale sia politicamente costosa e potenzialmente destabilizzante. Non si tratta di logiche irrazionali. Sono incompatibili nei termini in cui l'accordo fu impostato.
Un rapporto congiunto di Bain e Standard Chartered ha avvertito che oltre il 35 per cento degli investimenti verdi annunciati nel Sud-Est asiatico potrebbe non materializzarsi se non vengono risolti i colli di bottiglia nelle reti elettriche, nella stabilità normativa e nella capacità di esecuzione dei progetti. Tale percentuale è quasi il doppio di quella osservata in altre regioni comparabili. La cifra quantifica con precisione il divario tra l'annuncio e la conversione in asset reali.
Cosa insegna il fallimento parziale sul finanziamento climatico su larga scala
Definire questi partenariati un fallimento totale sarebbe inesatto. Nei tre paesi, i dibattiti sulla riforma del settore elettrico si sono accelerati, alcuni quadri normativi sono progrediti, e in casi come quello del Sudafrica la ristrutturazione di Eskom, per quanto lenta, è in corso. Lo strumento ha generato una pressione istituzionale che altrimenti non sarebbe esistita. Tuttavia, la distanza tra quanto promesso e quanto eseguito è sufficientemente grande da consentire di trarre lezioni che trascendono il caso specifico.
La prima è che il finanziamento climatico su larga scala non può essere progettato ignorando la struttura di governance del settore energetico del paese destinatario. Le aziende elettriche statali non sono ostacoli da aggirare con condizioni esterne: sono attori centrali il cui comportamento determina se i progetti arrivano alla costruzione o rimangono sulla carta. Progettare un programma di transizione che richieda a PLN o EVN di cedere potere di mercato, assumere debito in valuta estera e accettare contratti denominati in dollari, senza risolvere prima l'equazione finanziaria di quelle aziende, significa costruire su un'ipotesi che i dati non supportano.
La seconda lezione è che la combinazione di prestiti a tassi di mercato con richieste di riforma strutturale profonda crea un'asimmetria di rischio che i paesi destinatari hanno ragioni razionali per resistere. Se i progetti funzionano, il rendimento fluisce verso il settore privato internazionale. Se i progetti o le riforme generano instabilità tariffaria o politica, lo Stato assorbe il costo. Il Vietnam ha vissuto in prima persona quell'asimmetria tra il 2019 e il 2023, e la memoria istituzionale di quell'episodio condiziona la sua disponibilità a ripeterla sotto qualsiasi etichetta.
La terza lezione, forse la più scomoda per gli architetti di questi strumenti, è che la componente di giustizia sociale non ha mai ricevuto un finanziamento proporzionale alla sua importanza retorica. Nel caso del Sudafrica, appena 50 milioni di dollari degli 8,5 miliardi del pacchetto originale furono destinati alla diversificazione economica, alla riqualificazione dei lavoratori e all'inclusione sociale. Le comunità dipendenti dal carbone, che danno nome e legittimità politica allo strumento, hanno ricevuto una frazione marginale delle risorse. Quando la promessa di giustizia è più narrativa che di bilancio, gli attori politici interni che potrebbero difendere il programma davanti alle proprie basi non hanno argomenti concreti da offrire.
Il ritiro americano ha accelerato il dénoûement ma non lo ha causato. Ciò che questi partenariati devono affrontare è una tensione di progettazione che nessun cambio di amministrazione può risolvere: uno strumento pensato per riorganizzare i mercati energetici nazionali senza una teoria sufficientemente robusta su come funziona l'economia politica di quei mercati. Le versioni successive di questo tipo di programmi, se arriveranno, dovranno partire da lì.
