Au Liban, la question de l’électricité redevient un problème macroéconomique autant qu’un sujet de service public. Après une amélioration temporaire au début de 2026, l’alimentation d’Électricité du Liban s’est de nouveau contractée, renvoyant les ménages et les entreprises vers les générateurs privés au moment où leurs tarifs officiels ont fortement augmenté. Le kilowattheure des générateurs en zone urbaine est passé de 30 244 livres en février à 48 241 livres en août, soit près de 60 % de hausse en six mois. Dans le même temps, EDL doit absorber un choc exceptionnel sur le coût du gasoil, avec un prix proche de 1 500 dollars la tonne contre une hypothèse budgétaire de 680 dollars. Joe Saddi a engagé des réformes institutionnelles longtemps différées, mais le problème immédiat est plus brutal : le secteur reste structurellement sous-financé, perd encore une part très élevée de l’énergie injectée et ne dispose pas d’un modèle de production suffisamment robuste pour protéger les consommateurs contre les chocs pétroliers.
Le problème n’est plus seulement la coupure : c’est le prix économique de l’électricité
Pendant des années, le débat libanais sur l’électricité s’est résumé au nombre d’heures de courant fournies par EDL. Cette mesure reste essentielle, mais elle ne suffit plus. Depuis l’effondrement du système financier et l’explosion du solaire privé, le consommateur achète désormais un assemblage de sources : quelques heures d’EDL, plusieurs heures de générateur et, pour les ménages ou entreprises qui ont pu investir, une part de solaire accompagnée de batteries. Le coût économique pertinent n’est donc plus le tarif d’EDL pris isolément, mais la facture consolidée nécessaire pour obtenir vingt-quatre heures de service.
Cette facture consolidée est nettement supérieure à ce que suggère le tarif public. Lorsqu’EDL réduit son alimentation, le ménage ne consomme pas nécessairement moins d’électricité ; il substitue simplement une source privée plus chère à la source publique. À court terme, une baisse de la production d’EDL transfère donc le coût vers le secteur privé. À l’échelle macroéconomique, cette substitution agit comme une taxe énergétique diffuse : elle réduit le revenu disponible des ménages, comprime les marges des entreprises et renchérit le coût de chaque bien ou service nécessitant de l’électricité.
C’est ce mécanisme qui explique la montée du mécontentement en 2026. Le consommateur peut entendre que la réforme institutionnelle avance, mais il juge le secteur sur deux variables simples : le nombre d’heures reçues et la dépense mensuelle totale. Or ces deux variables ont évolué dans le mauvais sens pendant l’été. Le décalage entre réforme administrative et expérience économique quotidienne devient ainsi un risque politique pour le ministère autant qu’un frein à la reprise.
Le choc des générateurs : près de 60 % de hausse du kilowattheure depuis février
Tarif indicatif officiel en zone urbaine. Source : ministère de l’Énergie et de l’Eau.
Simulation indicative : tarif d’août 2026 + forfait 10 A, sans suppléments.
Les tarifs officiels des générateurs privés montrent l’ampleur du choc. En février 2026, le ministère de l’Énergie fixait le tarif indicatif à 30 244 livres par kilowattheure dans les zones urbaines. Il a bondi à 49 395 livres en avril, avant de revenir à 41 973 livres en juin puis 40 746 livres en juillet. En août, il remonte à 48 241 livres. Le niveau d’août est donc près de 60 % supérieur à celui de février. Dans les zones rurales ou éloignées, le tarif est encore plus élevé, car la grille officielle ajoute un coefficient lié aux coûts supplémentaires de distribution et d’exploitation.
Le kilowattheure n’est qu’une composante de la facture. Le barème comprend également un forfait fixe, notamment 385 000 livres pour 5 ampères et 685 000 livres pour 10 ampères. À titre indicatif, un ménage utilisant 300 kWh sur le générateur en août avec un abonnement de 10 ampères supporte environ 15,16 millions de livres, soit près de 169 dollars au taux de 89 700 livres pour un dollar. À 500 kWh, la facture approche 277 dollars ; à 700 kWh, elle dépasse 384 dollars. Ces calculs utilisent strictement le tarif officiel et n’intègrent aucun supplément non autorisé.
Le poids relatif dépend évidemment du revenu. Pour un ménage percevant 1 500 dollars mensuels, une facture de générateur de 277 dollars représente plus de 18 % du revenu avant même la facture d’EDL, l’eau, les télécommunications ou le logement. Pour un retraité ou un salarié public payé à un niveau sensiblement inférieur, la part devient beaucoup plus élevée. Le problème social n’est donc pas uniquement le niveau absolu du tarif, mais son rapport avec des revenus qui n’ont pas suivi la hausse des coûts énergétiques.
Les autorités distinguent par ailleurs la hausse économiquement justifiée par le carburant des pratiques abusives. Le gouvernement a renforcé début septembre les contrôles sur les exploitants qui appliqueraient des frais additionnels, des coûts de maintenance non prévus ou des majorations sans base réglementaire. Cette intervention montre que le marché des générateurs combine deux réalités : une hausse objective des coûts de production et un pouvoir de marché local parfois important, puisque l’abonné n’a généralement pas la possibilité de choisir librement son fournisseur de quartier.
EDL subit un choc de coût qu’aucune réforme de gouvernance ne peut absorber instantanément
Hypothèse budgétaire 2026 d’EDL comparée au niveau mondial cité par l’établissement en août.
La situation financière d’EDL s’est fortement dégradée avec l’envolée du gasoil. L’établissement avait établi son budget 2026 sur une hypothèse d’environ 680 dollars la tonne métrique. En août, il indiquait que le prix mondial avait approché 1 500 dollars, soit une hausse comprise entre 88 % et 91 % par rapport à son hypothèse de travail. Pour un producteur thermique dépendant du gasoil et du fuel, cet écart n’est pas marginal : il modifie entièrement le coût variable de production et rend caducs les équilibres budgétaires construits quelques mois auparavant.
Dans une entreprise électrique normale, trois mécanismes permettent d’absorber ce type de choc : une formule tarifaire ajustant rapidement le prix de vente, des contrats de combustible ou instruments de couverture permettant de lisser les prix, ou un bilan suffisamment solide pour absorber temporairement la différence. EDL ne dispose pleinement d’aucun de ces amortisseurs. Les tarifs ont été profondément révisés depuis 2022, mais l’établissement reste politiquement et socialement contraint ; son accès au financement est limité ; et son bilan porte l’héritage de décennies de déficits.
L’arbitrage devient donc brutal. Produire davantage avec un combustible beaucoup plus cher augmente les besoins de trésorerie. Produire moins réduit le besoin de fuel mais pousse les consommateurs vers les générateurs, dont le coût unitaire est encore plus élevé. Relever fortement le tarif d’EDL protégerait son équilibre financier mais transférerait une nouvelle charge vers les ménages. Demander au Trésor de financer le différentiel reviendrait, enfin, à réintroduire le mécanisme de subvention budgétaire qui a longtemps contribué aux déficits publics. Aucun de ces choix n’est neutre.
Cette contrainte aide à comprendre pourquoi le ministre ne peut pas simplement ordonner une augmentation durable de l’alimentation. La question physique de la capacité disponible est indissociable de la capacité financière à acheter le combustible et à recouvrer le coût de production. Dans un système aussi fragile, un mégawatt supplémentaire peut améliorer le service mais détériorer la trésorerie si l’énergie correspondante n’est pas facturée et encaissée.
Les impayés publics retirent environ 50 millions de dollars par mois au circuit d’EDL
À ce choc sur le combustible s’ajoute un problème de recouvrement dont l’ampleur est inhabituelle. Joe Saddi a indiqué en juillet que l’État et ses institutions devaient environ 250 millions de dollars d’arriérés à EDL à fin décembre, et qu’il demandait des paiements de 50 millions de dollars par mois pendant cinq mois. Le ministre insiste sur le fait qu’il ne s’agit pas d’une avance du Trésor, mais du règlement de factures et d’engagements correspondant à une électricité effectivement consommée ou à des exemptions accordées par l’État.
Économiquement, la distinction est importante. Une avance budgétaire constitue un financement public destiné à combler un déficit. Le paiement d’une facture constitue une recette commerciale normale de l’entreprise. Si EDL fournit de l’énergie à des administrations, offices des eaux ou municipalités sans être payée, elle agit de facto comme un financeur du reste du secteur public. Elle doit néanmoins payer le combustible immédiatement. La tension de trésorerie qui en résulte limite directement sa capacité à maintenir ou augmenter la production.
Le problème révèle également une incohérence dans la politique de recouvrement. L’État exige des ménages le paiement de factures désormais largement indexées sur le dollar et cherche à réduire les branchements illégaux. Cette politique est difficile à légitimer lorsque des institutions publiques accumulent elles-mêmes des arriérés importants. La discipline financière d’EDL suppose donc que le secteur public soit soumis à la même contrainte budgétaire que les clients privés.
Près de 40 % de l’énergie injectée dans le réseau reste perdue
Décomposition indicative des pertes 2023 selon la Banque mondiale.
La deuxième faiblesse structurelle concerne les pertes techniques et commerciales. La Banque mondiale estimait qu’en 2023 environ 40 % de l’électricité injectée dans le réseau d’EDL n’aboutissait pas à une énergie normalement facturée et encaissée. Environ 4 % correspondaient aux pertes du réseau de transport, 9 % aux pertes techniques de distribution et 25 % aux pertes commerciales, essentiellement le vol, les branchements illégaux et les défaillances de facturation ou de recouvrement. L’ordre de grandeur signifie qu’à peine six unités sur dix d’énergie injectée se transforment en énergie utile et commercialement recouvrable.
Cette structure transforme le débat tarifaire. Supposons qu’EDL achète ou produise 100 unités d’électricité. Si 38 à 40 unités disparaissent techniquement ou commercialement avant encaissement, le coût des unités restantes doit couvrir non seulement leur propre coût de production mais aussi celui de l’énergie perdue. Une hausse du prix du combustible est donc amplifiée par les pertes du système. Tant que ces pertes ne diminuent pas, une politique de cost recovery exige soit un tarif plus élevé, soit une subvention, soit une dégradation de la trésorerie.
C’est également pourquoi l’augmentation de la capacité de production, souvent présentée comme la solution centrale, ne suffit pas. Ajouter des mégawatts à un réseau qui perd près de 40 % de son énergie peut accroître les volumes sans résoudre la viabilité financière. La réforme doit simultanément traiter la production, le réseau, les compteurs, la facturation et le recouvrement. L’économie du secteur est systémique : améliorer un seul maillon ne corrige pas les pertes générées par les autres.
L’héritage : 1,8 milliard de dollars de déficit en 2018 et des décennies de sous-tarification
La crise de 2026 est aussi l’aboutissement d’un modèle construit bien avant l’effondrement financier. Le ministère de l’Énergie rappelle qu’EDL avait enregistré un déficit financier de 1,8 milliard de dollars en 2018. Les causes identifiées à l’époque étaient déjà connues : un tarif moyen inférieur au coût de production, des centrales anciennes et peu efficaces, environ 16 % de pertes techniques et 21 % de pertes non techniques. Le système vendait donc une énergie subventionnée tout en en perdant une part considérable avant recouvrement.
Le coût macroéconomique ne se limitait pas au compte de résultat d’EDL. Les transferts budgétaires vers l’entreprise augmentaient le déficit public et les besoins d’endettement de l’État. Dans le même temps, la mauvaise qualité du service obligeait les ménages à payer une seconde facture aux générateurs. Le consommateur finançait ainsi le secteur deux fois : comme contribuable, à travers les transferts publics, puis comme client, à travers l’abonnement privé.
Le FMI soulignait encore en 2023 que la hausse tarifaire de novembre 2022, bien qu’indispensable, ne garantirait pas la viabilité financière à elle seule. Son efficacité dépendait du recouvrement, de la baisse des pertes non techniques, de l’augmentation de l’alimentation et de la gestion du risque de change entre l’achat du combustible et l’encaissement des factures. Trois ans plus tard, ces conditions restent précisément celles qui déterminent la capacité d’EDL à fonctionner.
Le coût réel pour l’économie dépasse très largement la facture électrique
Pour une entreprise, l’électricité agit comme un intrant transversal. Une hausse de son coût se transmet à presque tous les secteurs : chaîne du froid, restauration, industrie, commerce, télécommunications, pompage de l’eau, hôpitaux, bureaux ou entrepôts. La facture énergétique réduit d’abord la marge bénéficiaire ; lorsqu’elle devient trop élevée, l’entreprise la répercute dans ses prix. L’électricité alimente donc l’inflation par les coûts, même lorsque la demande intérieure reste faible.
Ce mécanisme est particulièrement pénalisant dans une économie en récession. Une entreprise confrontée simultanément à une demande plus faible et à un coût énergétique plus élevé ne peut pas toujours répercuter la hausse sur ses clients. Elle réduit alors sa marge, reporte des investissements, diminue ses effectifs ou ferme. L’énergie devient ainsi un canal par lequel un choc pétrolier extérieur se transforme en baisse de l’investissement domestique et du PIB réel.
La comparaison internationale est défavorable. Le FMI estimait en 2023 que le prix indicatif de l’électricité produite par les générateurs privés se situait autour de 45 à 50 cents par kWh, contre une moyenne mondiale proche de 16 cents à l’époque. Même si ces références ont évolué depuis, l’écart illustre un problème structurel : produire de l’électricité avec des milliers de petites unités diesel est beaucoup plus coûteux que l’obtenir à partir de centrales efficaces ou de renouvelables raccordés à un réseau performant.
Le surcoût agit aussi sur la compétitivité extérieure. Un industriel libanais qui exporte ne peut pas toujours augmenter ses prix, car il affronte des concurrents turcs, jordaniens, égyptiens ou européens bénéficiant souvent d’une énergie plus fiable et d’un financement bancaire normal. L’électricité ne constitue donc pas seulement une dépense des ménages ; elle réduit la capacité du Liban à élargir sa base exportatrice et à générer les devises dont son économie a besoin.
Le solaire a réduit la dépendance, mais créé une économie électrique à deux vitesses
L’explosion du photovoltaïque depuis 2019 a profondément modifié le secteur. La Banque mondiale estimait la capacité solaire hors réseau autour de 1 000 MW fin 2023, et les estimations nationales les plus récentes font état d’un niveau encore supérieur. Cette capacité a permis à de nombreux ménages et entreprises de réduire leur dépendance aux générateurs et d’absorber une partie des coupures d’EDL.
Mais le solaire ne constitue pas une solution uniforme. Il nécessite un investissement initial important, surtout lorsqu’il doit être associé à des batteries permettant de couvrir la soirée et la nuit. Les ménages disposant de capital peuvent ainsi réduire fortement leur facture de générateur. Les ménages plus modestes restent captifs d’une électricité privée chère. La crise énergétique produit donc une forme d’inégalité patrimoniale : ceux qui peuvent investir paient moins cher à long terme, tandis que ceux qui manquent de capital continuent d’acheter le kilowattheure le plus coûteux.
Le développement massif du solaire crée également un problème de coordination avec le réseau. Une capacité décentralisée importante peut soulager la demande en journée, mais elle ne remplace pas un système de transport, de dispatching et de stockage. Sans investissements dans le réseau et sans régulation claire, le pays risque d’additionner des actifs privés sans construire un système électrique intégré.
Joe Saddi avance sur la régulation, mais le calendrier politique est plus court que le calendrier électrique
Le mandat de Joe Saddi se distingue par plusieurs avancées institutionnelles. L’Autorité de régulation du secteur de l’électricité, prévue par la loi 462 depuis 2002, a enfin été mise en mouvement. Le Conseil des ministres a adopté en juillet 2026 une nouvelle note de politique sectorielle, tandis qu’un plan de production au moindre coût doit être préparé avec l’Autorité, EDL, EDF et un financement de l’Agence française de développement. Pour la première fois depuis longtemps, la réforme cherche donc à distinguer clairement régulation, planification et exploitation.
L’Autorité a également lancé un appel à manifestations d’intérêt portant sur jusqu’à 350 MWc de solaire raccordé au réseau, répartis entre plusieurs projets, avec jusqu’à 1 000 MWh de stockage par batteries. Elle sollicite parallèlement des projets thermiques décentralisés de 20 à 100 MW, fonctionnant principalement au gaz naturel avec possibilité d’utiliser un combustible de secours. L’objectif est économique autant que technique : diversifier le mix, réduire l’exposition au gasoil et introduire de nouvelles capacités avec un cadre de concurrence plus lisible.
Ces annonces ne doivent toutefois pas être confondues avec de la capacité disponible. Un projet solaire ou thermique passe par des études, un financement, des contrats, des permis, une construction et un raccordement. Même lorsque le processus fonctionne correctement, le délai se compte en mois ou en années. La réforme peut donc être cohérente sur le plan économique et rester politiquement impopulaire à court terme si le consommateur continue de recevoir quatre heures d’EDL et une facture de générateur élevée.
Le défi du ministre est précisément cette asymétrie de calendrier. Les erreurs accumulées pendant deux décennies ne peuvent être corrigées en une année, mais le revenu des ménages est mensuel et la facture aussi. Le succès de la politique énergétique sera donc jugé avant que la plupart des investissements nouveaux ne produisent leurs effets.
Pourquoi augmenter simplement le tarif d’EDL ne résout pas le problème
Une lecture purement comptable pourrait conduire à une solution simple : relever encore le tarif public jusqu’à couvrir intégralement le coût de production. Cette option améliorerait théoriquement le compte d’exploitation, mais elle pourrait échouer si elle n’est pas accompagnée d’une réduction des pertes et d’une hausse du taux de recouvrement. Un tarif plus élevé appliqué à une base de clients qui ne paient pas tous ne garantit pas davantage de recettes.
Il existe également un seuil social. Si le tarif d’EDL se rapproche trop du prix du générateur sans améliorer significativement les heures de fourniture, le consommateur peut percevoir la réforme comme une hausse de prix sans contrepartie de service. À l’inverse, maintenir artificiellement un tarif trop bas recrée un déficit. La solution économique consiste donc moins à choisir entre tarif bas et tarif élevé qu’à construire un prix reflétant les coûts d’un système progressivement plus efficace.
Cette logique suppose des compteurs fiables, une facturation régulière, des pertes plus faibles et une formule tarifaire capable de réagir aux variations du combustible sans devoir attendre une décision politique à chaque choc. Elle suppose aussi des mécanismes ciblés pour les ménages vulnérables. Subventionner uniformément chaque kilowattheure profite davantage aux gros consommateurs ; aider directement les ménages à faible revenu permet de préserver un signal-prix plus cohérent.
La vraie réforme est un problème d’investissement et de séquençage
D’un point de vue économique, le secteur ne manque pas seulement de mégawatts ; il manque d’un séquençage crédible des investissements. Le premier impératif est de réduire les pertes commerciales et améliorer le recouvrement, car chaque dollar récupéré peut financer du combustible ou de la maintenance. Le deuxième est de sécuriser une production à coût variable plus faible, notamment par le gaz et les renouvelables. Le troisième est de moderniser le réseau afin que cette nouvelle production puisse réellement être distribuée.
L’ordre de ces étapes compte. Construire une capacité de production importante avant de corriger les pertes peut augmenter les besoins financiers sans augmenter proportionnellement les recettes. À l’inverse, réduire les pertes sans produire davantage améliore les comptes mais ne répond pas au mécontentement des usagers. La réforme doit donc avancer simultanément sur plusieurs axes, mais avec des objectifs quantifiés : pertes, taux de recouvrement, heures de fourniture, coût moyen du kWh et investissements réalisés.
Le financement constitue le dernier verrou. Le système bancaire libanais reste largement incapable de financer de grands projets à long terme. Le secteur électrique dépend donc davantage d’investisseurs étrangers, d’institutions financières internationales et de montages de type producteurs indépendants. Ces investisseurs demanderont en retour des contrats crédibles, un régulateur effectif, une visibilité tarifaire et une capacité de paiement de l’acheteur public. La réforme de la gouvernance n’est donc pas une question administrative secondaire : elle conditionne directement le coût du capital.
Le risque social : une facture énergétique qui absorbe le revenu disponible
La contestation autour de l’électricité rejoint désormais les autres tensions sociales. Les militaires retraités et fonctionnaires réclament des revalorisations parce que leurs revenus ont été détruits par la crise. Les pharmacies et petites entreprises signalent des marges comprimées. Le tourisme déçoit et la récession de 2026 réduit la demande. Dans ce contexte, une facture de générateur qui progresse de plusieurs dizaines de dollars par mois n’est pas un incident sectoriel ; elle retire immédiatement du pouvoir d’achat à une économie déjà affaiblie.
L’effet est régressif. Les ménages aisés peuvent investir dans le solaire, améliorer l’isolation, acheter des équipements efficaces ou absorber une facture plus élevée. Les ménages modestes disposent de moins d’options et réduisent leur consommation, parfois au détriment du confort thermique, de la réfrigération ou d’autres usages essentiels. Le coût moyen du kilowattheure ne mesure donc qu’une partie du problème : il faut aussi regarder la part de l’énergie dans le revenu disponible.
Pour les entreprises, la même logique peut accélérer la concentration. Les grandes structures disposent de meilleurs moyens pour installer du solaire, négocier leurs achats et amortir des équipements. Les petites entreprises supportent un coût unitaire supérieur et moins de possibilités de financement. À long terme, l’inefficacité énergétique peut donc modifier la structure du tissu productif en favorisant les acteurs les mieux capitalisés.
Ce que les prochains mois permettront réellement de juger
La performance de Joe Saddi ne pourra pas être évaluée sur une seule variable. Le nombre d’heures d’EDL doit augmenter, mais sans recréer un déficit financé par le Trésor. Les pertes doivent diminuer, mais sans reporter l’effort uniquement sur les abonnés déjà solvables. Les tarifs doivent refléter les coûts, mais sans rendre l’électricité inaccessible. Les nouvelles capacités doivent être financées, mais dans un cadre suffisamment crédible pour éviter de reproduire les contrats coûteux et les décisions improvisées du passé.
Trois indicateurs seront particulièrement révélateurs : le recouvrement des quelque 250 millions de dollars dus par le secteur public, l’évolution des pertes du réseau par rapport au niveau proche de 40 % observé en 2023, et la capacité d’EDL à relever progressivement les heures de fourniture malgré le choc pétrolier. À plus long terme, il faudra mesurer si les projets de solaire avec stockage et de production au gaz passent effectivement du stade des appels d’intérêt à celui du financement puis de la construction.
La difficulté politique est que ces progrès éventuels seront jugés dans une économie où le consommateur paie déjà le coût de l’attente. Tant que la production publique reste faible, le générateur privé demeure l’assurance de continuité du système. Et tant que son coût reste lié au gasoil, chaque choc pétrolier se transforme en quelques semaines en hausse de facture, en pression inflationniste et en perte de compétitivité. La prochaine évolution des tarifs des générateurs et des heures d’EDL donnera donc une indication plus concrète que les annonces institutionnelles sur la capacité réelle du secteur à sortir de son équilibre de crise.
Tableau de synthèse
| Indicateur | Valeur | Lecture économique |
| Alimentation EDL fin fév. 2026 | 7 à 9 h/jour | Amélioration temporaire |
| Tarif générateur fév. 2026 | 30 244 LBP/kWh | Point bas de comparaison |
| Tarif générateur août 2026 | 48 241 LBP/kWh | ≈ +60 % en six mois |
| Gasoil – budget EDL | 680 $/t | Hypothèse budgétaire |
| Gasoil – pic 2026 | ≈ 1 500 $/t | ≈ +88 à +91 % |
| Arriérés publics envers EDL | ≈ 250 M$ à fin déc. | Contrainte de trésorerie |
| Paiement demandé par mois | 50 M$ sur cinq mois | Recouvrement, pas avance |
| Pertes réseau 2023 | ≈ 40 % | 4 % transport, 9 % technique distribution, 25 % commerciales |
| Déficit EDL en 2018 | 1,8 Md$ | Héritage du modèle subventionné |
| Projets solaires EOI 2026 | jusqu’à 350 MWc | Avec 1 000 MWh de stockage |
| Thermique décentralisé | 20 à 100 MW/projet | Gaz naturel prioritaire |
Références et liens
Ministère libanais de l’Énergie et de l’Eau, 14 août 2026 — Communiqué d’EDL sur le gasoil proche de 1 500 $/t contre 680 $ budgétés, la baisse du recouvrement et le risque pesant sur la continuité du service. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101173/
Ministère libanais de l’Énergie et de l’Eau, 23 juillet 2026 — Déclarations de Joe Saddi sur les 7 à 9 heures d’alimentation atteintes en février, les 250 M$ d’arriérés publics et la demande de 50 M$ par mois. https://energyandwater.gov.lb/ar/details/101156/
Ministère libanais de l’Énergie et de l’Eau — Tarification mensuelle officielle des générateurs privés en 2026. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/prices?type=2
Banque mondiale, Lebanon Renewable Energy and System Reinforcement Project — Pertes réseau proches de 40 % en 2023 : environ 4 % transport, 9 % pertes techniques de distribution et 25 % pertes commerciales. https://documents1.worldbank.org/curated/en/099091124181525582/pdf/BOSIB-c260299b-4517-48c7-a0c1-b95eb42d17a7.pdf
FMI, Article IV 2023 — Structure tarifaire d’EDL, nécessité d’améliorer le recouvrement et de réduire les pertes ; coût élevé des générateurs privés. https://www.imf.org/-/media/Files/Publications/CR/2023/Anglais/1LBNEA2023002.ashx
Ministère libanais de l’Énergie et de l’Eau, plan sectoriel 2019 — Déficit EDL de 1,8 Md$ en 2018 et causes historiques : sous-tarification, centrales peu efficaces et pertes élevées. https://energyandwater.gov.lb/ar/details/100511/
Ministère libanais de l’Énergie et de l’Eau, 21 juillet 2026 — Nouvelle note de politique du secteur électrique et préparation d’un Least-Cost Generation Plan. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101159/
Autorité de régulation du secteur de l’électricité, 2 septembre 2026 — EOI : jusqu’à 350 MWc de solaire avec 1 000 MWh de stockage et projets thermiques décentralisés de 20 à 100 MW. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101187/
Banque mondiale, Rapid Damage and Needs Assessment — Dommages et pertes du secteur énergétique liés au conflit précédent ; besoins de reconstruction. https://documents1.worldbank.org/curated/en/099030125012526525/pdf/P506380-f58e9761-b29e-4d62-97c3-ebf5a511c4e1.pdf
