Zoom sur : Liban – Les énergies renouvelables, solution durable à la crise énergétique
Une publication du service économique Régional de Beyrouth en collaboration avec les services économiques de la circonscription (Amman, Bagdad, Jérusalem, Le Caire, Téhéran, Tel-Aviv).
Le Liban dispose d’un fort potentiel en matière d’énergies renouvelables, grâce a son taux d’ensoleillement élevé (300 jours / an), ses vents importants (30 km/h en moyenne dans la région du Akkar) et ses ressources en eau dans la montagne. Pour autant, son mix énergétique reste composé à 95% de pétrole et la capacité installée en énergies renouvelables est quasi-nulle, a l’exception de quelques infrastructures hydroélectriques vieillissantes. L’État libanais s’est fixé un objectif de 30% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique d’ici 2030. Le financement des nouvelles capacités serait très largement pris en charge par le secteur prive sous la forme d’IPP (Independent Power Producer).
Plusieurs projets en IPP sont en préparation depuis le début les années 2010, mais ont été gelés a la suite du déclenchement de la crise économique et financière libanaise. La construction de 3 parts éoliens dans le Akkar, d’une capacité cumulée de 226 MW, a été approuvée en 2019. Sa structuration avait atteint un stade avance, mais les bailleurs se sont retires a la suite du déclenchement de la crise économique. D’autres projets d’énergie solaire de taille moyenne ont été sérieusement étudiés. Le Ministère de l’Énergie a octroyé des licences pour (‘installation de 11 fermes photovoltaïques, chacune d’une capacité de 15 MW dans différentes régions du pays. Par ailleurs, (‘installation de trois fermes photovoltaïques totalisant une capacité de 300 MW était envisagée. En dépit de l’intérêt d’entreprises locales et étrangères, ces projets sont aujourd’hui a l’arrêt, faute de financement.
L’installation de panneaux solaires par les ménages, entreprises et institutions s’est accélérée en 2021-2022, compte-tenu de l’effondrement d’Électricité du Liban (qui ne fournit plus que 4 a 5 heures électricité par jour) et du coût exorbitant de électricité produite par les groupes électrogènes. La capacité solaire installée a ainsi été multipliée par 7 depuis le début de la crise, pour atteindre 690 MW en 2022. Cette tendance devrait se poursuivre a court terme, compte-tenu de l’augmentation significative des importations de panneaux solaires (l’equivalent de 1000 MW a été importé en 2022, essentiellement de Chine). En parallèle, des projets d’énergie solaire décentralisée de plus grande échelle émergent (municipalités rurales, micro-réseaux entre hôpitaux et écoles…).
Le déploiement de projets a grande échelle nécessite de surmonter plusieurs obstacles d’ordre réglementaire. Pour les IPP, le cadre réglementaire ne permet plus d’octroyer de licence de production, car la régulation temporaire permettant au Conseil des ministres d’octroyer des licences a expiré mi-2021. II faut donc instaurer l’autorité de régulation du secteur de électricité. Pour les projets décentralisés, la loi sur l’énergie renouvelable décentralisée, en lecture au Parlement, doit être adoptée afin d’ouvrir le réseau aux petits producteurs d’énergie renouvelable (jusqu’à 10 MW), qui seraient libres de vendre a des tiers en versant des redevances a EDL pour la transmission.
Le redressement financier d’EDL est par ailleurs incontournable, dans la mesure ou l’entreprise publique sera en charge de la transmission et constituera, au moins dans un premier temps, la contrepartie des IPP. Les bailleurs internationaux sont du reste réticents a financer des projets d’IPP, considérés comme trop risques, a moins qu’un accord avec le FMI ne soit conclu. En outre, l’intégration des énergies renouvelables nécessite un niveau suffisant de production non-intermittente électricité (baseload), soit1000 MW a minima pour assurer la stabilité du réseau. A court terme, les capacités disponibles d’EDL pourraient être suffisantes, a condition que les 4 principales centrales soient alimentées en fuel ou en gaz. A moyen terme, une a deux centrales a gaz devront être construites pour assurer, de manière perenne, la baseload. Enfin, il sera nécessaire de réhabiliter et de développer le réseau de transmission, dans le cas ou des projets a grande échelle se concrétisent.
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