Lo Sri Lanka ha puntato tutto sul petrolio altrui e ora paga il prezzo di quella fragilità
Ci sono economie che costruiscono il proprio sistema energetico come se il prezzo del petrolio fosse una costante. Lo Sri Lanka è stato una di queste per troppo tempo. Oggi, con l'inflazione al livello più alto in tre anni, con il razionamento ancora in corso e con il ministero dell'energia che ammette di essere arrivato a spendere fino al 30% delle riserve di valuta estera in un solo mese per pagare le importazioni di carburante, quella scommessa è rimasta esposta in tutta la sua architettura spezzata.
Il detonatore immediato è stato il conflitto tra Stati Uniti, Israele e Iran, che ha compromesso i flussi attraverso lo Stretto di Hormuz e ha fatto impennare i prezzi internazionali dei combustibili. Ma il problema di fondo non è geopolitico: è strutturale. Un'isola che importa il cento per cento del proprio petrolio e gas ha costruito una matrice elettrica con il carbone e la nafta come colonna portante, e ora quella colonna sta cedendo sotto la pressione esterna.
Il ministro dell'energia, Anura Karunathilaka, lo ha detto con una franchezza insolita per il linguaggio diplomatico abituale: i choc dei prezzi sono "segnali d'allarme". La sua risposta di politica pubblica è accelerare la transizione verso le energie rinnovabili e ambire a superare l'obiettivo del 70% di generazione elettrica rinnovabile entro il 2030, partendo da un livello attuale vicino al 60%, del quale già 40 punti percentuali corrispondono all'idroelettrico.
Quello che il ministro non ha detto — e che vale la pena verificare — è se l'architettura che sostiene questa accelerazione possa reggere a ciò che si avvicina.
Il solare cresce, ma la rete no
L'obiettivo per il solare è ambizioso in modo quantificabile: portare la capacità installata a quasi 4.400 megawatt entro il 2029, il che implica una crescita del 388% rispetto al 2024. In termini operativi, significa aggiungere circa 600 megawatt all'anno per cinque anni consecutivi. Per un paese uscito dalla propria peggiore crisi economica appena tre anni fa, quel ritmo di investimento richiede qualcosa di più della sola volontà politica: richiede una catena di finanziamento, contratti bancabili e un quadro tariffario che gli investitori possano modellare.
Nessuno di questi tre elementi è ancora risolto.
Il sistema di trasmissione attuale non è in grado di assorbire la crescita prevista senza creare colli di bottiglia. Lo stesso ministro lo ha riconosciuto: esistono vincoli sulle linee di trasmissione, sulla disponibilità della rete e sul controllo delle fluttuazioni tra offerta e domanda. Nell'ottobre di quest'anno, un blackout di sei ore ha colpito l'intera isola dopo il collasso della rete nazionale, probabilmente perché la generazione solare ha superato i consumi durante le ore di punta di mezzogiorno. Il sistema di trasmissione prevede di aggiungere cinque linee principali a partire dal 2027, ma questo significa che il collo di bottiglia rimarrà attivo per almeno i prossimi due anni di espansione solare più intensa.
Questa non è un'osservazione di poco conto. Una capacità solare installata che non può essere dispacciata o che deve essere interrotta per instabilità della rete non genera un ritorno sull'investimento. Genera attivi inattivi e pressione finanziaria aggiuntiva sul sistema. Se gli investitori privati nel solare — famiglie, imprese, sviluppatori indipendenti — calcolano il proprio recupero dell'investimento assumendo di poter esportare liberamente in rete, per poi scoprire che la rete li disconnette per mantenere la stabilità, il modello di adozione si frena da solo senza che alcuna politica lo impedisca formalmente.
Il problema di prezzo che nessuno vuole nominare direttamente
Il cambiamento del modello tariffario per il solare residenziale è, con ogni probabilità, l'elemento politicamente più difficile dell'intero pacchetto di riforme annunciato.
Il meccanismo attuale funziona come una forma di misurazione netta differita: i produttori solari privati immettono elettricità in rete durante il giorno — quando c'è eccesso di generazione e la domanda è bassa — e ne prelevano una quantità equivalente di notte senza pagare la differenza di costo tra l'elettricità notturna e quella diurna. Tale differenza viene assorbita dallo Stato. Karunathilaka l'ha descritta come un costo aggiuntivo che ricade sull'erario pubblico e che ritiene ingiusto scaricare sulla popolazione generale.
La formulazione è onesta ma incompleta. Quello che lo schema attuale fa è, in sostanza, sovvenzionare l'adozione solare residenziale attraverso un trasferimento implicito da tutti i consumatori — compresi quelli privi di pannelli, che tendono ad avere una minore capacità di investimento — verso coloro che possono installare sistemi fotovoltaici. In un paese a reddito medio-basso con un'economia ancora fragile, quel sussidio incrociato ha conseguenze distributive che non compaiono in nessun bilancio del carbonio.
La soluzione proposta dal governo è un "nuovo modello finanziario" che sia equo sia per i produttori che per i consumatori al tempo stesso. Questo enunciato è tutto ciò che esiste per ora. Non vi è alcun dettaglio su se verrà adottata una tariffa di esportazione differenziata per fascia oraria, un canone fisso di rete, una revisione del credito per kWh esportato o qualche meccanismo di contratto bilaterale. Tale indefinitezza non è un tecnicismo secondario: è l'elemento che determina se i 600 MW annui di solare previsti vengano installati oppure no.
Quando si modifica retroattivamente — o anche solo prospetticamente con segnali ambigui — la compensazione ricevuta dai produttori solari, la curva di adozione si arresta. Gli sviluppatori di progetti di media scala necessitano di un contratto a 15 o 20 anni con una tariffa nota per ottenere finanziamenti bancari. Se tale quadro è in revisione, il capitale aspetta. E aspettare in questo caso ha un costo: ogni anno di ritardo nell'installazione di capacità solare è un anno in cui l'isola continua a importare nafta o carbone a prezzi che non controlla.
Il vento a Mannar e la politica dell'ascolto selettivo
Il caso della penisola di Mannar rivela una tensione diversa, ma ugualmente strutturale: il divario tra potenziale tecnico e fattibilità sociale.
Lo Sri Lanka ha un potenziale eolico stimato in circa 30 gigawatt, una cifra che farebbe del vento di gran lunga la risorsa rinnovabile più abbondante del paese. Tuttavia, i parchi installati dal 2020 a Mannar hanno generato una resistenza comunitaria persistente. I residenti attribuiscono alle turbine inondazioni, riduzione del pescato e rischi per gli uccelli migratori. Si tratta di denunce documentate, non di risultati scientifici verificati in modo indipendente, ma il ministro ha scelto di rispondervi con un impegno politico esplicito: solo i progetti già approvati o in costruzione proseguiranno a Mannar; quelli futuri saranno ubicati altrove.
La decisione ha una logica politica di breve termine. Ma ha un costo di lungo termine che vale la pena nominare. La terza fase eolica a Mannar — un contratto per 52 turbine aggiudicato ad Adani — è stata cancellata nel 2025 dopo una disputa sul prezzo per chilowattora. La combinazione di conflitto tariffario e opposizione comunitaria ha lasciato inattuata una porzione significativa di capacità eolica proprio quando il paese ne ha più bisogno. Il risultato non è un apprendimento incorporato nella politica dei permessi; è un vuoto nella pipeline dei progetti che il solare dovrà colmare da solo.
Il rischio per il futuro è che, se la politica eolica si trasforma in una pratica di evitare il conflitto spostando i progetti anziché costruire i meccanismi di consultazione e compensazione comunitaria che li rendano fattibili, lo Sri Lanka finirà per realizzare la propria transizione energetica nei terreni dove c'è meno resistenza, non necessariamente dove c'è la risorsa migliore o il minor impatto ambientale complessivo.
Ciò che regge e ciò che non sopporta ancora il peso
Il ministro è stato diretto riguardo ai tempi reali: le infrastrutture di accumulo a batteria, la rete di trasmissione e i quadri di investimento "non sono ancora pronti per sostituire completamente il carbone e la nafta". La sua proiezione di raggiungere tra il 90 e il 95% di generazione rinnovabile colloca quell'orizzonte a 10-15 anni.
Quella sincerità cronologica è importante perché separa l'ambizione dall'architettura. Lo Sri Lanka dispone di risorse rinnovabili sufficienti a sostenere la transizione che descrive: sole, vento e idroelettrico sono abbondanti. Quello che non ha ancora è l'ingegneria finanziaria, l'infrastruttura di rete e il quadro regolatorio che convertano quelle risorse in contratti bancabili, flussi di cassa prevedibili e capacità installata che si dispatchi quando necessario.
La differenza tra un obiettivo di politica e una transizione che funziona sotto pressione è esattamente questa: il primo regge finché i prezzi del petrolio giustificano il cambiamento; la seconda regge anche se i prezzi del petrolio scendono, anche se cambia il governo o anche se l'economia torna a contrarsi. Lo Sri Lanka si trova chiaramente nella prima fase. Passare alla seconda richiede di risolvere tre cose contemporaneamente: un quadro tariffario solare che non dipenda da sussidi incrociati insostenibili, un piano di trasmissione che preceda e non segua l'installazione di capacità, e un processo di siting eolico che costruisca legittimità sociale invece di eluderla.
Lo slancio c'è. Anche la pressione esterna per agire. Ciò che determina se questa transizione sopravviva alla prossima crisi non è la velocità di installazione dei pannelli, bensì la solidità delle regole che rendono tale installazione finanziariamente prevedibile per chi investe e operativamente affidabile per chi consuma.
