Quelques réflexions sur les paradoxes électriques libanais après une année de boom du solaire et dans le contexte d’une défaillance persistante de l’EDL
On estime que la capacité solaire décentralisée, c’est à dire installée sur les toits des immeubles, atteint fin 2022 690 MW crête (cf. ►https://www.lorientlejour.com/article/1326484/ce-que-la-balance-commerciale-revele-des-libanais-en-2022.html) Cela représente une capacité régulière de 144 MM. (Cf. l’étude récente de Carol Ayat ▻https://www.aub.edu.lb/ifi/Documents/publications/research_reports/2022-2023/Re-energize%20Lebanon%20Feb%202023.pdf)
Des Libanais dépassés par les prix de l’électricité se désabonnent d’EDL - L’Orient-Le Jour
▻https://www.lorientlejour.com/article/1331278/des-libanais-depasses-par-les-prix-de-lelectricite-se-desabonnent-ded
Suite à une forte augmentation des tarifs du courant assuré par le fournisseur public Électricité du Liban (EDL), de nombreux abonnés se pressent aux centres de l’établissement pour résilier leurs contrats, sachant que des frais assez lourds leur sont facturés chaque mois même en l’absence de consommation.
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Selon la source d’EDL, récemment plus de 2.000 foyers sur tout le territoire se désabonneraient chaque jour du réseau public, et dès 6h30 une foule d’abonnés est déjà présente dans les centres, dans une ambiance chaotique.
Selon un barème envoyé à L’Orient-Le Jour par cette source, un foyer abonné à 15 ampères par exemple doit payer la somme de 7,45 dollars (au taux de Sayrafa) par mois uniquement en frais d’installation et frais d’abonnement, même si la consommation est nulle. Le tarif de celle-ci vient donc s’ajouter aux 7,45 dollars.
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les régions les plus concernées par ces désabonnements seraient Beyrouth, le Metn et le Kesrouan. Des régions où les factures seraient régulièrement payées par les abonnés, contrairement à d’autres où EDL peine à les collecter pour diverses raisons, notamment le refus de certains abonnés de payer leurs dus. Dans d’autres cas, des branchements illégaux sur le réseau d’EDL sont régulièrement constatés.
De fait je viens de passer une semaine au Liban. De très nombreux ménages ont installé des systèmes solaires leur permettant d’atteindre une quasi-autonomie, grâce aux batteries très couteuses qui viennent compléter le système. Selon la taille du système, ces investissements se montent entre 6000 et 12000 voire 18000 dollars pour les plus performants. Certains gardent un générateur uniquement pour les jours les plus gris et peut être pour cet été lorsqu’ils auront besoin de la clim.
Dans ce contexte, pourquoi garder un abonnement au réseau public, sachant que très peu de ces nouveaux systèmes bénéficient du netmetering, c’est à dire de la possibilité d’injecter les surplus d’électricité non consommés dans le réseau. En effet, d’une part, on ne peut pas réinjecter dans un réseau qui n’est pas sous tension. Or, avec 4 H au lieu d’une ou deux jusqu’à ces dernières semaines, le réseau n’est sous tension qu’une très faible durée par jour. Par ailleurs, le netmetering nécessite un contrat avec EDL et la mise en place d’un compteur particulier, dit double flux. Selon les enquêtes de ma collègue Alix Chaplain, en 2020, EDL n’avait accepté que 315 demandes de netmetering, en raison de lourdeurs administratives et d’un manque manifeste de motivation. (voir ▻https://hal.science/hal-03814475)
Est-ce un problème ? En fait pour EDL, ces résiliations ont un côté positif : c’est autant de demande à satisfaire en moins, donc d’investissements en moins dans ces périodes où l’entreprise publique n’a pas un sou devant elle. Mais d’un autre côté, collectivement parlant, cela pose au moins deux problèmes. Le premier est que cette absence de réinjection dans le réseau revient à un véritable gaspillage d’électricité. Les onduleurs ajustent en permanence la production solaire, des générateurs et l’énergie à puiser ou à stocker dans les batteries et écrêtent les quantités en trop. Dans les belles journées de printemps, une grande partie du potentiel électrique n’est donc pas exploité, alors qu’il pourrait répondre au besoin d’autres ménages non équipés en solaire.
Le deuxième problème est plus complexe à formuler. Historiquement, la régulation tarifaire de l’électrique dans les pays de la région a toujours inclus une composante de péréquation permettant de financer des tarifs plus avantageux pour les petits consommateurs. Cela passait par des tarifs en tranches, dont les deux ou trois premières tranches, jusqu’à ou 200 ou 300 KWH par mois, pouvait être à un tarif inférieur au prix de revient. Au Liban, malheureusement, ce système a été dévoyé et pratiquement les 4 premières tranches bénéficiaient d’un tarif subventionné. Depuis 2020 et la dévaluation, toutes les tranches sont devenus subventionnées. D’où la nécessité d’une réévaluation du tarif. Le nouveau tarif, adopté en juin dernier et appliqué depuis novembre, n’inclut plus que deux tranches. Une première subventionnée jusqu’à 100 KWH, et ensuite un tarif à 27 cents, convertis en LL selon une complexe gymnastique et un jeu sur les multiples taux de la Banque centrale, comme les Libanais en ont le secret depuis la valse sans fin de la monnaie (cf. ▻https://seenthis.net/messages/988688). L’effectivité de ce système est déjà questionnable, surtout lorsque l’approvisionnement public est défaillant. En pratique, la partie fixe du tarif annule le gain du tarif subventionné...
Dans une perspective de plus longue durée et de rétablissement d’un approvisionnement public consistant (plus de 15 h/j voire 20h/j), le financement de cette tranche sociale sera conditionnée par la réalisation d’un bénéfice sur la tranche supérieure. Mais si les recettes diminuent, du fait à la fois de la réduction de consommation permise par l’autoproduction d’électricité par les ménages et entreprises qui ont installé des systèmes solaires, ainsi que par la sortie complète du système de ceux qui estiment n’avoir plus besoin d’EDL, alors l’entreprise publique pourra t elle encore se permettre de financer une tranche sociale ? L’expérience de la Jordanie et celle de l’Afrique du Sud, étudiées dans notre programme de recherche Hybridelec, montrent l’existence de fortes tensions financières pour les opérateurs publics de l’électricité. Pour l’Afrique du Sud je renvoie à cet article en libre accès de mes collègues Sylvy Jaglin et Alain Dubresson (▻https://www.cairn.info/revue-flux-2021-2-page-92.htm?contenu=resume). Pour la Jordanie, un article est en préparation.
Paradoxe supplémentaire, mais très technique : on peut estimer que si aujourd’hui les ménages et entreprises autoproducteurs d’énergie solaire renvoyaient leurs surplus dans le réseau, ils seraient extrêmement bénéficiaires. En effet dans un net metering classique 1 kwh injecté= 1 kwh consommé. Or le prix de revient du kwh autoproduit avec le solaire est très bas (probablement 15 cents max avec les batteries) alors que le réseau vend à 27 cents. Donc vendre son électricité permettrait un gain de 12 cents par Kwh. C’est pourquoi, dans d’autres pays comme l’Afrique du Sud, on passe au netbilling, où le prix de rachat de l’électricité est calibré sur le prix de revient... Si il y avait donc un plan massif de développement du netmetering, il serait très avantageux pour les autoproducteurs. Gageons que les plus informés d’entre eux saisiront cette occasion si elle se présente...