Por que os grandes pactos de transição energética no Sudeste Asiático não decolam
Em novembro de 2021, em Glasgow, os governos do G7 e a União Europeia apresentaram o que descreveram como uma nova arquitetura de financiamento climático: as Parcerias de Transição Energética Justa. A ideia era ambiciosa em seu desenho. Em vez de canalizar recursos para projetos dispersos, os doadores comprometiam dezenas de bilhões de dólares para economias específicas, com o carvão profundamente enraizado em sua matriz elétrica, em troca de planos concretos de descarbonização, reformas regulatórias e proteção para os trabalhadores do setor. A África do Sul foi o projeto piloto. Indonésia e Vietnã vieram depois.
Quatro anos mais tarde, o balanço é desconfortável. Os recursos não fluíram na velocidade prometida, os projetos de energia renovável em escala ainda não alcançaram fechamento financeiro, e em março de 2026 o governo dos Estados Unidos retirou formalmente sua participação nessas parcerias, levando consigo mais de 3 bilhões de dólares em compromissos vinculados ao Vietnã e à Indonésia. O que parecia uma mudança de paradigma no financiamento climático enfrenta hoje uma pergunta ainda mais incômoda: se o problema sempre esteve no desenho, ou se a ambição do instrumento simplesmente superou a capacidade política dos países que deveriam recebê-lo.
O modelo que ignorou a economia política do carvão
A arquitetura das parcerias de transição energética repousava sobre uma premissa razoável, mas incompleta: que os governos receptores, diante de um pacote de financiamento suficientemente grande, teriam os incentivos e a capacidade para executar reformas estruturais profundas. O problema é que essas reformas não ocorrem no vácuo. Ocorrem dentro de sistemas políticos onde as empresas elétricas estatais são atores de poder, onde o carvão sustenta empregos e receitas fiscais em regiões específicas, e onde o preço da eletricidade não é apenas uma variável de mercado, mas um instrumento de coesão social.
Na Indonésia, a empresa estatal PLN fornece eletricidade para 98 por cento dos domicílios do país. O plano de investimentos aprovado em 2023 estimava necessidades totais de 97 bilhões de dólares até 2030, dos quais a parceria cobria apenas uma fração. O restante dependia de que o setor privado entrasse de forma massiva, atraído por reformas que a PLN e o governo nunca chegaram a adotar. Entre essas reformas estavam a eliminação dos tetos domésticos ao preço do carvão, o aumento das tarifas elétricas para os consumidores e a concessão de garantias soberanas para projetos prioritários. Cada uma dessas medidas tinha um custo político real. Nenhuma podia ser executada por decreto técnico.
O resultado é revelador. No início de 2026, apenas 2,9 bilhões de dólares haviam sido aprovados no âmbito da parceria indonésia, e desse valor, 1,8 bilhão correspondia a um empréstimo da agência japonesa JICA para o metrô de Jacarta, que não fazia parte do objetivo original do programa. A maior parte do restante foram empréstimos para fortalecimento institucional do governo, e não para projetos concretos de geração renovável. A solar flutuante de Cirata, uma das poucas obras de escala que avançou, foi construída fora do marco da parceria.
O Vietnã apresenta um padrão diferente, mas igualmente revelador. O país de fato experimentou um boom renovável entre 2019 e 2023: a eólica e a solar passaram de 0,4 por cento para 14 por cento da eletricidade gerada. Mas esse crescimento ocorreu antes que a parceria existisse, impulsionado por uma tarifa de incentivo fixa estabelecida em 2017, e seus custos foram absorvidos principalmente pela empresa estatal EVN. Entre 2022 e 2023, a EVN acumulou prejuízos equivalentes a 1,97 bilhão de dólares, pressionada pelo aumento dos pagamentos a produtores privados e pela obrigação de comprar energia a tarifas superiores às do mercado. Em 2023, a participação da EVN na capacidade instalada nacional havia caído de 61 para 37 por cento em apenas sete anos. Essa experiência, longe de servir como modelo, funciona como advertência: tanto para a EVN, que dificilmente está disposta a repeti-la, quanto para a Indonésia, que a observa com ceticismo.
Quando a promessa e a estrutura não coincidem
A retirada dos Estados Unidos em março de 2026 não criou o problema, mas o tornou visível. O anúncio do secretário do Tesouro expôs que uma proporção significativa dos compromissos dentro dessas parcerias não eram subvenções nem empréstimos concessionais, mas créditos a taxas de mercado. O Vietnã foi o único dos três países que insistiu desde o início em que ao menos 7,5 bilhões de dólares deveriam chegar a taxas mais baixas do que as do mercado aberto. Nem a Indonésia nem a África do Sul colocaram essa condição com a mesma firmeza. O resultado foi um desenho no qual os países receptores assumiam o risco da dívida externa enquanto se lhes pedia que sacrificassem receitas tarifárias e o controle sobre suas próprias empresas estratégicas.
Isso não é uma falha de vontade política dos receptores. É uma má calibração do instrumento frente à economia real. Na África do Sul, a Eskom, empresa elétrica estatal, registrava prejuízos operacionais de mais de 1,1 bilhão de dólares quando o acordo foi assinado em 2021. Em 2025, conseguiu registrar seu primeiro lucro em oito anos, equivalente a 1 bilhão de dólares, mas apenas depois que o governo absorveu uma parte substancial de sua dívida e os consumidores suportaram aumentos de tarifa que elevaram as receitas da empresa em 67 por cento entre 2021 e 2025. Os custos do reajuste foram pagos, em proporções distintas, pelo Estado e pelos domicílios. O setor privado internacional observou, avaliou o risco residual e não entrou na escala esperada.
O que a análise dessas três economias coloca em evidência é uma lacuna estrutural entre duas lógicas que o instrumento nunca resolveu. A lógica do doador pressupõe que o principal obstáculo é o financiamento, e que se capital for fornecido em quantidades suficientes, os mercados e as instituições se reformarão para aproveitá-lo. A lógica do receptor parte do princípio de que o principal ativo que gerencia é a estabilidade do sistema elétrico, e que qualquer reforma que eleve preços, transfira risco ao Estado ou corroa o controle da empresa estatal é politicamente custosa e potencialmente desestabilizadora. Não são lógicas irracionais. São incompatíveis nos termos em que o acordo foi formulado.
Um relatório conjunto da Bain e do Standard Chartered advertiu que mais de 35 por cento dos investimentos verdes anunciados no Sudeste Asiático poderiam não se materializar se não forem resolvidos os gargalos nas redes elétricas, na estabilidade regulatória e na capacidade de execução de projetos. Esse percentual é quase o dobro do que se observa em outras regiões comparáveis. O número quantifica com precisão a lacuna entre o anúncio e a conversão em ativos reais.
O que o fracasso parcial ensina sobre financiamento climático em escala
Chamar essas parcerias de fracasso total seria impreciso. Nos três países, os debates sobre a reforma do setor elétrico se aceleraram, alguns marcos regulatórios avançaram e, em casos como o da África do Sul, a reestruturação da Eskom, embora lenta, está ocorrendo. O instrumento gerou pressão institucional que de outro modo não existiria. Mas a distância entre o que foi prometido e o que foi executado é suficientemente grande para extrair lições que transcendem o caso específico.
A primeira é que o financiamento climático em escala não pode ser desenhado ignorando a estrutura de governança do setor energético do país receptor. As empresas elétricas estatais não são obstáculos que se contornam com condições externas: são atores centrais cujo comportamento determina se os projetos chegam à construção ou permanecem como planos. Desenhar um programa de transição que exige que a PLN ou a EVN cedam poder de mercado, assumam dívida em divisas e aceitem contratos denominados em dólares, sem antes resolver a equação financeira dessas empresas, é construir sobre uma suposição que os dados não sustentam.
A segunda lição é que a combinação de empréstimos a taxas de mercado com exigências de reforma estrutural profunda cria uma assimetria de risco que os países receptores têm razões racionais para resistir. Se os projetos funcionam, o retorno flui para o setor privado internacional. Se os projetos ou as reformas geram instabilidade tarifária ou política, o Estado absorve o custo. O Vietnã experimentou essa assimetria na prática entre 2019 e 2023, e a memória institucional desse episódio condiciona sua disposição a repeti-lo sob qualquer rótulo.
A terceira lição, talvez a mais incômoda para os arquitetos desses instrumentos, é que o componente de justiça social nunca recebeu financiamento proporcional à sua importância retórica. No caso da África do Sul, apenas 50 milhões de dólares dos 8,5 bilhões do pacote original foram destinados à diversificação econômica, requalificação de trabalhadores e inclusão social. As comunidades dependentes do carvão, que emprestam nome e legitimidade política ao instrumento, receberam uma fração marginal dos recursos. Quando a promessa de justiça é mais narrativa do que orçamentária, os atores políticos internos que poderiam defender o programa perante suas próprias bases não têm argumentos concretos a oferecer.
A retirada americana acelerou o desfecho, mas não o causou. O que essas parcerias enfrentam é uma tensão de desenho que nenhuma mudança de administração pode resolver: um instrumento concebido para reorganizar mercados energéticos nacionais sem uma teoria suficientemente robusta sobre como funciona a economia política desses mercados. As próximas versões desse tipo de programa, se chegarem, terão de partir daí.
