Plus d’un an après l’arrivée de Joe Saddi au ministère de l’Énergie et de l’Eau, les réformes institutionnelles ont avancé mais l’électricité publique reste profondément défaillante au Liban. Électricité du Liban (EDL) reconnaissait encore en juillet 2026 une alimentation moyenne d’environ quatre heures par jour, contre sept à neuf heures atteintes en février. Le réseau manque de près de 1 000 mégawatts de capacité disponible et l’établissement public avertit lui-même qu’un effondrement général du système peut survenir quotidiennement. Le contraste est saisissant : le gouvernement a enfin installé l’autorité de régulation prévue depuis 2002, adopté une nouvelle politique sectorielle et ouvert la porte à de nouveaux investissements, mais les ménages restent tributaires des générateurs privés et du solaire pour assurer l’essentiel de leurs besoins.

De sept à neuf heures en février, environ quatre heures en juillet

Le chiffre résume à lui seul la persistance de la crise. Selon Joe Saddi, EDL avait réussi à assurer entre sept et neuf heures d’électricité par jour à la fin de février 2026. Cette amélioration avait été obtenue sans nouvelle contribution financière directe du Trésor à l’établissement public, un résultat que le ministre avait alors présenté comme une étape importante vers un fonctionnement plus soutenable.

Quelques mois plus tard, cette progression avait été largement effacée. Le 13 juillet, EDL indiquait officiellement que l’alimentation moyenne nationale tournait autour de quatre heures quotidiennes. Autrement dit, un ménage soumis à cette moyenne ne recevait l’électricité publique qu’environ un sixième de la journée et devait trouver une autre source pendant les vingt heures restantes.

La moyenne masque en outre des différences géographiques et techniques. Les lignes alimentant des installations essentielles bénéficient de conditions particulières. L’aéroport, le port, les palais de justice, les prisons centrales ou encore certaines stations de pompage d’eau doivent conserver une alimentation supérieure. Pour des raisons de configuration du réseau, certains quartiers résidentiels raccordés aux mêmes départs peuvent également profiter d’une durée d’alimentation plus élevée.

EDL a commencé à publier des données issues de compteurs électroniques installés sur les départs de distribution afin de documenter les heures effectivement fournies. Cette démarche améliore la transparence, mais elle ne modifie pas le problème de fond : en 2026, le réseau public demeure incapable d’assurer une alimentation continue.

Électricité au Liban : près de 1 000 MW manquent sur le réseau

La chute des heures d’alimentation s’explique d’abord par un problème physique de production disponible. EDL a indiqué durant l’été qu’il manquait jusqu’à environ 1 000 mégawatts de capacité de production sur le réseau. Ce déficit fragilise l’équilibre entre la production et la consommation et réduit fortement la marge dont dispose le gestionnaire pour absorber un incident.

Un réseau électrique doit maintenir en permanence un équilibre très précis. Lorsque la capacité disponible devient trop faible, les variations de fréquence et de tension deviennent plus difficiles à contrôler. Une centrale qui s’arrête, une ligne qui déclenche ou une hausse soudaine de la demande peut alors provoquer des perturbations en chaîne.

EDL a elle-même employé un vocabulaire alarmant. L’établissement a averti que le manque de capacités rendait possible un « blackout », c’est-à-dire un effondrement général du réseau, à tout moment et potentiellement chaque jour. Cette fragilité empêche aussi l’entreprise de garantir les heures habituelles d’alimentation lorsque plusieurs incidents surviennent simultanément.

Le problème ne réside donc pas uniquement dans le nombre théorique de centrales construites au Liban. Il tient à la puissance réellement disponible, au carburant accessible, à l’état des unités de production, à la maintenance et à la capacité du réseau de transport à acheminer l’électricité. Une centrale existante sur le papier ne représente pas nécessairement une capacité immédiatement mobilisable.

Cette situation rend l’objectif de courant continu très éloigné. Avant même de couvrir vingt-quatre heures, EDL doit disposer d’une production suffisante pour augmenter progressivement l’alimentation sans mettre en danger la stabilité du système.

Les promesses de Joe Saddi étaient d’abord des promesses de réforme

Lorsqu’il prend ses fonctions en février 2025, Joe Saddi hérite d’un secteur marqué par plusieurs décennies de déficits, d’investissements incomplets et de décisions politiques différées. Dès sa première grande intervention publique, le 26 mars 2025, le nouveau ministre insiste sur une rupture avec les solutions provisoires et promet d’appliquer les lois restées en suspens.

Son premier chantier concerne la gouvernance. La loi 462 de 2002 prévoyait une autorité indépendante chargée de réguler le secteur électrique. Pendant plus de vingt ans, cette institution n’avait jamais été effectivement constituée, alors qu’elle devait notamment encadrer les licences, favoriser la concurrence et séparer davantage les fonctions de régulation des décisions politiques du ministère.

Le gouvernement finit par nommer l’Autorité de régulation du secteur de l’électricité le 11 septembre 2025. Joe Saddi présente alors cette décision comme une pierre angulaire de la réorganisation du secteur. Le retard accumulé avant son arrivée est considérable : plus de deux décennies séparent l’adoption de la loi de la mise en place effective de son régulateur.

Cette réforme est réelle et mesurable. Elle ne produit cependant pas immédiatement des mégawatts supplémentaires. Installer une autorité de régulation peut améliorer les appels d’offres, les investissements et la surveillance du marché à moyen terme, mais ne remet pas instantanément en service une centrale ou une unité indisponible.

C’est précisément là que se situe le décalage ressenti par les consommateurs. L’architecture institutionnelle avance alors que le service quotidien reste très insuffisant. Pour une famille qui reçoit quatre heures d’EDL, la réussite d’une réforme administrative ne remplace pas les vingt heures pendant lesquelles elle doit compter sur une batterie, des panneaux solaires ou un générateur.

Une nouvelle politique approuvée en juillet 2026

Le gouvernement a franchi une autre étape le 23 juillet 2026 en approuvant une nouvelle politique pour le secteur de l’électricité. Le texte porte sur la réglementation, le cadre de transition et le modèle à long terme. Il vise à modifier progressivement l’organisation d’un système longtemps dominé par EDL et directement piloté par l’État.

Cette politique ne constitue toutefois pas un programme détaillé de construction de centrales. Le ministère l’a explicitement précisé en août, après des critiques de l’ancien ministre Walid Fayad. La question des nouvelles capacités doit être traitée dans un plan distinct de production au moindre coût.

Ce document est préparé avec l’Autorité de régulation, Électricité de France et un financement de l’Agence française de développement. Il doit déterminer les capacités supplémentaires nécessaires, leur calendrier et le meilleur mélange entre les différentes sources d’énergie. Il doit également intégrer les coûts, la sécurité d’approvisionnement, les contraintes du réseau et la flexibilité nécessaire au système.

Cette méthode vise à éviter une pratique ancienne : décider d’investissements ou de technologies sans disposer d’un schéma global actualisé. Mais elle confirme également qu’en septembre 2026 une partie essentielle de la future architecture de production reste encore au stade de la planification.

Un secteur qui a accumulé plus de 30 milliards de dollars de déficit

La crise actuelle ne peut pas être comprise uniquement à travers les coupures de 2026. Le ministère de l’Énergie rappelle que le déficit annuel d’EDL avait atteint environ 1,8 milliard de dollars en 2018. Sur plusieurs décennies, les déficits cumulés associés au secteur ont dépassé 30 milliards de dollars.

Plusieurs causes sont documentées. Pendant longtemps, les tarifs ont été maintenus très en dessous du coût réel de production. L’État compensait l’écart par des transferts budgétaires, dont une grande partie servait à financer l’achat de carburant nécessaire aux centrales.

À cela s’ajoutaient les performances médiocres de centrales vieillissantes et leurs coûts d’exploitation élevés. Le ministère estimait également les pertes techniques du réseau à 16 % et les pertes non techniques à 21 % dans son diagnostic historique. Additionnées, ces deux catégories représentaient une part considérable de l’électricité injectée dans le système.

Les pertes techniques proviennent notamment de l’état et de la configuration des réseaux de transport et de distribution. Les pertes non techniques renvoient davantage aux branchements illégaux, aux fraudes, aux défauts de comptage et aux difficultés de facturation ou de recouvrement.

Le ministère estimait aussi historiquement à environ 500 MW la consommation supplémentaire associée à la présence des réfugiés syriens. Ce chiffre appartient aux diagnostics antérieurs du secteur et ne doit pas être confondu avec le déficit actuel de capacité disponible annoncé par EDL en 2026.

Les tarifs ont augmenté, mais la qualité du service n’a pas suivi

Pendant des années, l’un des paradoxes d’EDL était de vendre l’électricité à un tarif déconnecté de son coût. La grille était fondée sur un taux de change officiel de 1 500 livres pour un dollar et sur des prix qui n’avaient plus de rapport avec les coûts du carburant après l’effondrement de la monnaie libanaise.

Une réforme tarifaire majeure est intervenue à partir de 2022. Pour certains consommateurs, le prix variable a été porté autour de 27 cents par kilowattheure, avant plusieurs ajustements. Le principe consistait à rapprocher les recettes du coût de production et à permettre à EDL de financer davantage son fonctionnement.

Cette évolution a profondément changé la facture pour les ménages. Le consommateur paie désormais une électricité publique beaucoup plus proche des coûts réels qu’avant la crise, alors que le nombre d’heures fourni reste très inférieur à un service normal.

L’amélioration des recettes n’a donc pas encore produit une amélioration proportionnelle de l’alimentation. La réforme tarifaire répond au problème financier d’EDL, mais elle ne résout pas seule les contraintes de production, les investissements nécessaires dans le réseau, les impayés ou les pertes.

Le résultat est particulièrement difficile pour les ménages. Ils supportent une facture EDL devenue plus chère tout en continuant à financer une seconde infrastructure électrique privée. Le coût réel de l’électricité ne se limite ainsi pas au montant réclamé par l’établissement public.

L’État lui-même doit des dizaines de millions à EDL

L’un des obstacles les plus révélateurs concerne les administrations publiques. En juillet 2026, Joe Saddi a publiquement réclamé que l’État et ses institutions règlent les sommes dues à EDL. Le ministre a évalué à environ 50 millions de dollars par mois l’effet combiné de certaines exemptions et dettes des organismes publics envers l’établissement.

Le chiffre est considérable pour une entreprise qui doit acheter son carburant et financer ses opérations avec ses recettes. Cinquante millions de dollars par mois représenteraient, si ce rythme persistait sur douze mois, l’équivalent de 600 millions de dollars.

Joe Saddi a posé le problème en termes de responsabilité financière de l’État. Il estime qu’EDL ne peut pas être sommée d’atteindre l’équilibre si les institutions publiques consomment de l’électricité sans régler intégralement ou régulièrement ce qu’elles doivent.

Cette question montre que la réforme ne concerne pas seulement les particuliers, les branchements illégaux ou les zones où le recouvrement est difficile. L’État doit lui-même modifier son comportement de consommateur et inscrire dans les budgets publics le coût réel de l’énergie utilisée par ses administrations.

Le contraste avec février est important. Saddi soulignait alors qu’EDL avait réussi à atteindre sept à neuf heures d’alimentation sans demander un dollar ou une livre supplémentaire au Trésor. Quelques mois plus tard, il mettait en cause les dettes et exemptions publiques comme l’un des obstacles à la continuité de cette amélioration.

Le solaire a progressé parce que le réseau public a reculé

L’effondrement d’EDL a profondément transformé le paysage énergétique libanais. Depuis le début de la crise économique, les panneaux photovoltaïques se sont multipliés sur les immeubles, les maisons, les commerces, les exploitations agricoles et les installations industrielles.

Cette évolution a permis à une partie de la population de réduire sa dépendance aux générateurs. Elle a également créé une capacité de production décentralisée qui n’existait pas à cette échelle avant la crise.

Mais ce développement s’est largement effectué comme une réponse privée à l’échec du service public. Les ménages disposant de ressources suffisantes ont acheté panneaux, onduleurs et batteries. Ceux qui n’en ont pas les moyens restent davantage dépendants d’EDL et des générateurs de quartier.

Le solaire individuel ne peut pas non plus remplacer entièrement un réseau national. Une économie moderne a besoin d’un système capable d’alimenter les industries, les infrastructures, les hôpitaux, les réseaux d’eau, les transports et les services publics avec une énergie stable à grande échelle.

Le défi de Joe Saddi consiste donc à intégrer les renouvelables au système plutôt qu’à laisser se développer deux mondes parallèles : un réseau public sous-alimenté et une multitude d’installations privées indépendantes.

350 MW de solaire et 1 000 MWh de batteries recherchés

La stratégie commence à prendre une forme plus concrète. En 2026, l’Autorité de régulation a lancé un appel à manifestation d’intérêt pour identifier de futurs projets de production. La date limite de dépôt des dossiers a finalement été prolongée jusqu’au 30 septembre 2026.

Le volet solaire porte sur une capacité totale pouvant atteindre 350 MWc. Cette puissance serait répartie entre un maximum de cinq projets raccordés au réseau, ce qui marque une différence majeure avec les installations individuelles installées sur les toits.

Ces centrales doivent être accompagnées de systèmes de stockage par batteries représentant jusqu’à 1 000 MWh. Le stockage est essentiel pour absorber une partie de la production solaire pendant la journée et la restituer lorsque la production baisse ou lorsque la demande augmente.

L’appel concerne également des projets thermiques décentralisés. Chaque unité pourrait fournir entre 20 et 100 MW nets. Le gaz naturel doit constituer le combustible principal envisagé, avec la possibilité d’utiliser du fuel lourd comme solution de secours.

Ces chiffres montrent que le gouvernement prépare des capacités nouvelles significatives. Ils montrent aussi pourquoi les effets ne sont pas encore visibles sur les factures et les heures d’alimentation : au 9 septembre, la procédure en est toujours au stade de l’identification des investisseurs et des projets potentiels.

250 millions de dollars de la Banque mondiale pour reconstruire une partie du système

Un autre chantier important repose sur un financement de 250 millions de dollars de la Banque mondiale destiné aux énergies renouvelables et au renforcement du système électrique. Sur ce total, 220 millions doivent revenir à EDL et 30 millions à l’Office du Litani.

Le projet prévoit 65 millions de dollars pour renforcer les systèmes opérationnels et commerciaux d’EDL. Cette composante doit notamment améliorer les outils de gestion et de contrôle nécessaires au fonctionnement d’une entreprise électrique moderne.

Une enveloppe de 170 millions de dollars est destinée à augmenter la production renouvelable raccordée au réseau et à renforcer les infrastructures. Dans ce cadre, environ 90 millions de dollars doivent notamment financer une centrale solaire d’une capacité de 150 MW dans la Békaa.

Le programme prévoit aussi un centre national de contrôle. Cet équipement est crucial pour superviser en temps réel la production, le transport et la distribution, surtout lorsque davantage de sources renouvelables variables sont intégrées au réseau.

Des compteurs plus avancés doivent également être déployés. Leur intérêt dépasse la simple lecture des consommations : ils peuvent améliorer la facturation, détecter certaines anomalies, suivre les pertes et donner à EDL une vision beaucoup plus précise de ce qui se passe sur son réseau.

La réhabilitation du poste d’Achrafieh, endommagé lors de l’explosion du port de Beyrouth du 4 août 2020, figure également parmi les investissements annoncés. Ces travaux montrent à quel point la reconstruction du secteur combine des besoins anciens et les dégâts provoqués par les crises successives.

Le générateur privé reste le véritable service de secours quotidien

Pour les consommateurs, le problème est beaucoup plus immédiat. Lorsque l’électricité publique est disponible quatre heures par jour, les vingt heures restantes doivent être couvertes autrement. Le générateur privé continue donc de jouer un rôle central dans de nombreux quartiers.

Le ministère publie chaque mois un tarif indicatif pour encadrer la facturation des générateurs. Pour juin 2026, le prix du kilowattheure avait été fixé à 41 973 livres libanaises, auquel s’ajoutent des frais fixes liés notamment à l’ampérage souscrit.

À ce prix, 100 kWh consommés auprès d’un générateur représentent environ 4,2 millions de livres avant les frais fixes. Une consommation de 200 kWh représente environ 8,4 millions de livres, toujours avant ces frais.

Ces montants illustrent le poids du système parallèle sur le budget des ménages. Ils ne doivent pas être directement comparés à une facture EDL sans prendre en compte les différences de tarification et de frais, mais ils montrent pourquoi l’absence de courant public a un coût économique concret.

Le système des générateurs constitue en réalité une production décentralisée au diesel financée directement par les consommateurs. Il répond à une nécessité créée par le rationnement, mais avec un coût financier, environnemental et sanitaire important.

Des réformes institutionnelles réelles, mais pas encore une réforme du service

Le bilan de Joe Saddi ne peut donc pas être réduit à l’absence d’amélioration. Depuis 2025, le secteur a connu des changements institutionnels qui avaient été différés pendant des années.