En 2025, l’électricité continue de fonctionner comme une frontière sociale. Pas une métaphore : une frontière concrète, mesurable, quotidienne. D’un côté, une alimentation publique intermittente fournie par Électricité du Liban (EDL), qui revient par vagues, dépend des cargaisons de fuel, et varie fortement selon les régions. De l’autre, un marché privé devenu structurel — générateurs de quartier, batteries, onduleurs, panneaux solaires — qui assure l’essentiel de la continuité, mais à un coût élevé, instable et inégalitaire. Le résultat est simple à observer : l’électricité n’est plus un service public, c’est un panier d’approvisionnement, payé en grande partie en cash ou indexé au dollar, avec des écarts massifs entre ménages.
Dans ce paysage, 2025 n’apporte pas un “retour à la normale”. Elle confirme une normalité dégradée, déjà installée depuis l’effondrement : le réseau public ne couvre pas la journée, et les solutions privées ne couvrent pas la justice sociale. Une partie du pays s’équipe et stabilise ; une autre s’adapte par rationnement, en coupant sur les usages essentiels.
EDL en 2025 : une production conditionnée par le fuel et par un réseau qui perd trop
Le fonctionnement d’EDL reste dominé par une contrainte binaire : sans approvisionnement régulier en carburant, les centrales tournent au ralenti ou s’arrêtent. En 2025, le système reste exposé aux retards de livraison, aux incertitudes de financement et aux arbitrages politiques autour des contrats d’approvisionnement. Chaque perturbation se traduit mécaniquement par une baisse des heures de courant disponibles, puis par un retour accru vers les générateurs.
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À cette dépendance s’ajoute la fragilité du réseau. Les pertes restent très élevées, au point que l’électricité “mise en production” ne se transforme pas automatiquement en électricité “payée”. Les pertes techniques (réseau vieillissant, câbles, transformateurs, surcharge) s’additionnent aux pertes non techniques (branchement illégal, fraude, recouvrement incomplet). Dans le débat public et dans les documents de diagnostic utilisés par les partenaires internationaux, l’ordre de grandeur de ces pertes cumulées est régulièrement placé autour de plusieurs dizaines de points, ce qui suffit à expliquer pourquoi EDL, même quand elle produit, peine à financer son propre maintien.
La conséquence opérationnelle est connue : une entreprise publique qui ne recouvre pas correctement ne peut ni investir, ni moderniser, ni stabiliser sa production sur la durée. Les dépenses de maintenance deviennent un luxe, et la continuité de service se transforme en gestion de crise permanente.
Les heures de courant public : une amélioration relative, jamais uniforme, rarement stable
En 2025, certaines périodes ont connu un allongement des heures d’alimentation publique, souvent présenté comme un retour à “six à huit heures” de courant par jour selon les annonces et les régions. Ce type de repère est utile, mais trompeur si on le prend au pied de la lettre. D’abord parce que ces heures ne sont pas réparties de manière homogène : elles se concentrent parfois sur des plages horaires qui ne coïncident pas avec les besoins des ménages (soirée, nuit, matin de travail). Ensuite parce qu’elles sont extrêmement sensibles à la stabilité de l’approvisionnement en fuel, à l’état du réseau local, et à la capacité d’EDL à distribuer sans délestage imprévu.
Sur le terrain, l’effet est visible dans les comportements : quand le courant public augmente, certains ménages réduisent leur facture de générateur et prolongent l’usage des batteries. Mais la réduction n’est pas proportionnelle, parce que les générateurs restent nécessaires pour couvrir les coupures, stabiliser la tension, assurer les pompes à eau, les ascenseurs, la chaîne du froid, ou le travail à domicile. Pour une petite entreprise, quelques heures d’EDL peuvent diminuer le coût marginal, sans modifier la dépendance au diesel comme garantie de production.
Ce détail compte : la question n’est pas seulement le nombre d’heures, c’est la fiabilité. Une alimentation intermittente imprévisible a une valeur économique faible, parce qu’elle oblige malgré tout à conserver une infrastructure parallèle.
Le vrai marché en 2025 : le générateur privé, encadré sur le papier, dominant dans les faits
Le générateur de quartier reste le pilier effectif de l’approvisionnement électrique pour une grande partie de la population. L’État, via le ministère de l’Énergie et les municipalités, publie régulièrement des barèmes indicatifs ou plafonds pour le prix du kilowattheure et pour certains abonnements (ampérage). Ces barèmes reflètent généralement un prix du diesel, un taux de change de référence et des coûts estimés d’exploitation.
En 2025, les niveaux affichés dans ces grilles ont continué d’évoluer avec le coût du carburant et la stabilisation relative du taux de change utilisé dans les calculs officiels. L’ordre de grandeur du prix facturé par kWh, dans les barèmes publiés, se situe souvent autour de quelques dizaines de milliers de livres par kWh, ce qui, converti, place fréquemment le coût de l’électricité privée dans une zone très élevée au regard du revenu médian réel au Liban. À cela s’ajoutent des frais fixes d’abonnement par intensité (5A, 10A, etc.), qui pèsent particulièrement sur les ménages qui consomment peu : même en rationnant l’usage, le coût fixe reste.
Le problème n’est pas seulement le niveau des prix. C’est l’asymétrie de pouvoir. Dans de nombreux quartiers, le client n’a pas de marché concurrentiel. Il a un fournisseur quasi unique. Les municipalités, quand elles contrôlent, contrôlent imparfaitement. Les ménages qui contestent n’ont pas toujours de recours effectif, surtout lorsqu’ils dépendent de ce service pour des besoins vitaux.
Cette structure explique pourquoi l’électricité privée agit comme une taxe sociale : elle ne frappe pas à travers un barème progressif, mais à travers une contrainte de survie.
Coût réel pour les ménages : panier énergétique, arbitrages, et rationnement de la dignité
En 2025, beaucoup de ménages ne pensent plus “facture d’électricité”. Ils pensent “panier énergétique”. Une partie du panier est EDL quand le courant arrive. Une partie est générateur (kWh + abonnement). Une partie est batterie (investissement initial, remplacement, maintenance). Une partie est solaire pour ceux qui peuvent financer l’équipement. Le coût total dépend de la taille du foyer, du type de logement, de la présence d’ascenseur, de la pompe à eau, de la climatisation, du télétravail, et de la capacité à amortir l’investissement de départ.
Le résultat concret, c’est un rationnement. Les ménages arbitrent sur l’éclairage, sur la climatisation, sur le chauffage, sur la conservation des aliments, sur l’accès à internet et sur le temps d’étude. Dans les zones où le coût du générateur est élevé et où les revenus sont majoritairement en livres, la consommation électrique devient un bien “géré” : on allume quand il faut, on coupe quand on peut, on privilégie les appareils essentiels.
Cette économie du rationnement n’est pas neutre. Elle pénalise le capital humain : un étudiant qui travaille à la lumière intermittente, un employé qui dépend d’une connexion instable, un malade qui a besoin d’appareils, une famille qui limite le chauffage en hiver. En 2025, l’électricité continue donc d’aggraver des inégalités déjà creusées par la dollarisation et la crise bancaire.
Solaire : une transition accélérée, mais privée, donc inégalitaire
Le développement du solaire reste l’un des faits structurants de la période récente, confirmé en 2025. La dynamique est simple : face à l’incertitude du réseau public et au coût du diesel, ceux qui disposent de liquidités — ménages, commerces, industries — investissent dans des panneaux, des onduleurs et des batteries. La capacité solaire installée a fortement progressé depuis 2020, au point que, dans les évaluations de marché et les estimations reprises dans des programmes internationaux, le Liban est passé d’un niveau marginal à un niveau significatif en quelques années.
Mais ce solaire libanais n’est pas une politique publique. C’est une stratégie de protection individuelle. Il repose sur la capacité à payer en amont. Il repose aussi sur la capacité à accéder à des installateurs fiables et à des équipements de qualité variable. Un foyer équipé sort partiellement de la dépendance au générateur ; un foyer non équipé reste captif d’un prix mensuel. Le solaire réduit donc la contrainte pour certains, tout en accentuant la fracture pour les autres, parce qu’il transforme l’électricité en investissement de patrimoine : ceux qui ont déjà du capital deviennent plus résilients ; ceux qui n’en ont pas restent exposés.
Le solaire pose aussi une question technique en 2025 : la qualité. Les installations rapides, parfois sans contrôle strict, peuvent générer des pannes, des risques électriques, des batteries mal ventilées, des onduleurs inadaptés, et des coûts de maintenance sous-estimés. Le marché s’est développé plus vite que la normalisation.
Régulation : l’encadrement reste fragmenté, et le régulateur reste un maillon faible
Le Liban a produit des textes et des intentions autour des énergies renouvelables et de la production distribuée, mais en 2025, l’architecture de régulation reste incomplète. L’absence d’un régulateur pleinement opérationnel et autonome continue de peser sur plusieurs dimensions : raccordement, tarification, normes de qualité, arbitrage des conflits, transparence des licences, intégration au réseau.
Ce vide a un effet direct : la transition se fait en morceaux. Dans un quartier, le solaire fonctionne comme une autonomie domestique, sans interaction avec le réseau. Dans un autre, des projets collectifs émergent sans cadre stable. Les règles de net metering, quand elles existent, restent difficiles à généraliser dans un réseau fragilisé. Et l’État, faute d’outils, se retrouve à encadrer par circulaires, par annonces, par ajustements ponctuels.
Ce point n’est pas abstrait. Une transition énergétique sans régulation solide produit souvent un marché où la qualité varie, où les risques sont externalisés vers les ménages, et où l’inégalité d’accès devient une constante.
Tarifs EDL : hausse des coûts, acceptabilité sociale et problème du recouvrement
La question tarifaire reste l’un des nerfs politiques du secteur. EDL a progressivement ajusté ses tarifs pour réduire l’écart entre coût de production et prix facturé, avec des niveaux exprimés en dollars ou indexés sur le taux de change selon les tranches. L’objectif affiché est classique : sortir d’un modèle où l’électricité publique est subventionnée de façon structurelle, tout en étant livrée partiellement.
Mais l’acceptabilité sociale est limitée tant que le service reste incomplet et tant que les pertes restent élevées. Dans une société où la pauvreté est massive, augmenter le prix du service public sans offrir un service public stable nourrit une perception d’injustice. La question du recouvrement devient alors centrale : les ménages qui paient ont le sentiment de financer ceux qui ne paient pas, et de payer pour un réseau qui fuit. À l’inverse, l’État argue que sans amélioration du recouvrement, aucune amélioration du service n’est finançable.
Ce blocage alimente une dynamique dangereuse : la défaillance du service public justifie le recours au privé ; le recours au privé réduit l’incitation politique à investir dans le public ; l’affaiblissement du public renforce le privé.
Réseau et infrastructures : le goulot d’étranglement qui limite tout le reste
Même quand la production augmente, le réseau reste un goulot d’étranglement. Le transport et la distribution souffrent d’années de sous-investissement, de maintenance insuffisante et de pertes élevées. Cela limite la capacité à stabiliser la tension, à éviter les coupures localisées, et à intégrer plus efficacement les sources distribuées.
En 2025, ce goulot est encore aggravé par les contraintes financières de l’État et par la fragilité institutionnelle. Les projets de réhabilitation existent, certains sont portés par des partenaires internationaux, mais la matérialisation est lente parce qu’elle dépend de gouvernance, de passation de marchés et de capacité d’exécution. Dans plusieurs régions, le réseau local est devenu un facteur qui décide du quotidien : un quartier peut avoir une meilleure continuité qu’un autre non pas parce que l’État l’a choisi, mais parce que l’infrastructure y est moins dégradée.
Diesel et santé publique : un système électrique qui pollue au plus près des poumons
La domination du générateur privé a aussi un coût sanitaire. Des milliers de moteurs diesel fonctionnent au cœur des quartiers, produisant particules, oxydes d’azote, bruit et risque incendie. Cette pollution est localisée, répétée, cumulative. Elle affecte particulièrement les zones denses et les ménages qui n’ont pas la possibilité de s’équiper autrement.
L’électricité, ici, n’est pas seulement une ligne de budget familial. Elle devient une exposition chronique. Et cette exposition n’est pas répartie de façon égale : les ménages qui peuvent investir dans le solaire réduisent leur dépendance au diesel et donc leur exposition ; les autres restent davantage dans les zones d’émission, et subissent aussi davantage le coût mensuel.
En 2025, cette dimension sanitaire reste largement sous-traitée, parce qu’elle suppose des normes, des contrôles, et une capacité municipale qui varie fortement d’une zone à l’autre.
