Libano: L’elettricità accende la rabbia sociale

In Libano, la questione dell’elettricità sta di nuovo diventando un problema macroeconomico e un argomento di servizio pubblico. Dopo un miglioramento temporaneo all’inizio del 2026, la fornitura di elettricità dal Libano fu nuovamente contratta, riportando famiglie e imprese a generatori privati in un momento in cui le loro tariffe ufficiali aumentarono bruscamente. Il kilowatt-ora di generatori nelle aree urbane è aumentato da £30.244 in febbraio a £48.241 in agosto, un aumento di quasi il 60 per cento in sei mesi. Allo stesso tempo, EDL deve assorbire uno shock eccezionale sul costo del carburante diesel, con un prezzo vicino a $1,500 per tonnellata contro un’assunzione di bilancio di $680. Joe Saddi ha intrapreso riforme istituzionali a lungo termine, ma il problema immediato è più acuto: il settore rimane strutturalmente finanziato, perde ancora una quota molto elevata dell’energia iniettata e manca di un modello di produzione sufficientemente robusto per proteggere i consumatori dagli shock petroliferi.

Il problema non è più solo il taglio: è il prezzo economico dell’elettricità

Per anni, il dibattito sull’elettricità libanese è stato riassunto dal numero di ore di elettricità fornite dall’ELD. Questa misura rimane essenziale, ma non è più sufficiente. Dal crollo del sistema finanziario e dall’esplosione del sistema solare privato, il consumatore acquista ora un assemblaggio di fonti: poche ore di LEDL, diverse ore di generatore e, per le famiglie o le aziende che sono state in grado di investire, una parte di solare con batterie. Pertanto, il relativo costo economico non è più il tasso LED preso in isolamento, ma la fattura consolidata necessaria per ottenere 24 ore di servizio.

Questa fattura consolidata è ben superiore a quanto suggerisce la tariffa pubblica. Quando EDL riduce il suo potere, la famiglia non consuma necessariamente meno elettricità; Sostituisce semplicemente una fonte privata più costosa per la fonte pubblica. A breve termine, quindi, un calo della produzione di EDL trasferisce il costo al settore privato. A livello macroeconomico, questa sostituzione agisce come una tassa di energia diffusa: riduce il reddito disponibile delle famiglie, riduce i margini aziendali e aumenta il costo di ogni bene o servizio che richiede elettricità.

È questo meccanismo che spiega l’ascesa del malcontento nel 2026. Il consumatore può sentire che la riforma istituzionale si sta muovendo in avanti, ma ritiene che il settore si basi su due semplici variabili: il numero di ore ricevute e la spesa mensile totale. Tuttavia, queste due variabili si sono evolute nella direzione sbagliata durante l’estate. Il divario tra la riforma amministrativa e l’esperienza economica quotidiana diventa così un rischio politico per il ministero e un freno al recupero.

Ammortizzatore generatore: quasi il 60% di aumento dell’ora di kilowatt da febbraio

Tasso urbano indicativo ufficiale. Fonte: Ministero dell’Energia e dell’Acqua.

Simulazione indicativa: agosto 2026 + 10 A pacchetto, senza supplementi.

Le tariffe dei generatori privati ufficiali mostrano la grandezza dello shock. Nel febbraio 2026, il Ministero dell’Energia ha stabilito il tasso indicativo a 30.244 libbre all’ora di kilowatt nelle aree urbane. Salse a £ 49.395 in aprile, tornando a £41.973 in giugno e poi £40.746 in luglio. Ad agosto, risale a 48.241 sterline. Il livello di agosto è quindi quasi il 60% in più rispetto a febbraio. Nelle zone rurali o remote, la tariffa è ancora più alta perché la griglia ufficiale aggiunge un coefficiente relativo ai costi aggiuntivi di distribuzione e di funzionamento.

Il kilowatthour è solo un componente della fattura. La scala comprende anche una tassa fissa, tra cui £ 385.000 per 5 ampere e £ 685.000 per 10 ampere. Come indicazione, una famiglia che utilizza 300 kWh sul generatore in agosto con un abbonamento di 10 ampere supporta circa 15,16 milioni di sterline, o quasi $169 al tasso di £ 89,700 al dollaro. A 500 kWh, la fattura si avvicina a $277; A 700 kWh, supera $384. Questi calcoli utilizzano rigorosamente la tariffa ufficiale e non includono eventuali supplementi non autorizzati.

Il peso relativo dipende ovviamente dal reddito. Per una famiglia con $1.500 al mese, una fattura generatore di $277 rappresenta più del 18 per cento del reddito anche prima della fattura di EDL, acqua, telecomunicazioni o alloggi. Per un pensionato o un dipendente pubblico pagato a un livello significativamente inferiore, la quota diventa molto più alta. Il problema sociale non è quindi solo il livello assoluto della tariffa, ma il suo rapporto con i ricavi che non hanno seguito l’aumento dei costi energetici.

Le autorità si distinguono anche tra l’aumento economicamente giustificato dal combustibile e dalle pratiche abusive. All’inizio di settembre, il governo ha rafforzato i controlli sugli operatori che avrebbero applicato costi aggiuntivi, costi di manutenzione non pianificati o aumenti senza una base regolamentare. Questo intervento mostra che il mercato dei generatori combina due realtà: un aumento oggettivo dei costi di produzione e talvolta significativo potere di mercato locale, dal momento che l’abbonato di solito non ha la possibilità di scegliere liberamente il suo fornitore di quartiere.

EDL soffre di uno shock di costo che nessuna riforma di governance può assorbire istantaneamente

Bilancio Assunzione 2026 di EDL rispetto al livello mondiale citato dall’istituzione in agosto.

La situazione finanziaria di EDL si è deteriorata bruscamente con la fuoriuscita di gasolio. L’istituzione aveva preparato il suo bilancio 2026 su un’ipotesi di circa $680 per tonnellata metrica. Nel mese di agosto, ha riferito che il prezzo mondiale si era avvicinato $1.500, un aumento tra l’88 per cento e il 91 per cento sul suo assunto di lavoro. Per un produttore termico dipendente dal combustibile e dal combustibile, questa differenza non è marginale: altera completamente il costo variabile della produzione e rende i bilanci di bilancio costruiti pochi mesi prima obsoleti.

In una normale società elettrica, tre meccanismi sono utilizzati per assorbire questo tipo di shock: una formula tariffaria che regola rapidamente il prezzo di vendita, i contratti di carburante o gli strumenti di copertura a prezzi lisci, o un bilancio abbastanza forte da assorbire temporaneamente la differenza. EDL non ha completamente nessuno di questi ammortizzatori. I tassi sono stati sostanzialmente revisionati dal 2022, ma l’istituzione rimane politicamente e socialmente vincolata; l’accesso al finanziamento è limitato; e il suo bilancio porta l’eredità di decenni di deficit.

Così, l’arbitrato diventa brutale. Produrre di più con combustibile molto più costoso aumenta i requisiti di flusso di cassa. La produzione riduce la necessità di olio combustibile, ma spinge i consumatori a generatori, che hanno un costo unitario ancora maggiore. L’aumento della tariffa EDL proteggerebbe il suo equilibrio finanziario, ma trasferirebbe un nuovo onere alle famiglie. Chiedere al Tesoro di finanziare il differenziale sarebbe di reintrodurre il meccanismo di sovvenzione di bilancio che ha contribuito a lungo ai disavanzi pubblici. Nessuna di queste scelte è neutrale.

Questo vincolo aiuta a capire perché il Ministro non può semplicemente ordinare un aumento sostenibile della dieta. La questione fisica della capacità disponibile è inestricabilmente legata alla capacità finanziaria di acquistare combustibile e recuperare i costi di produzione. In un sistema così fragile, un megawatt aggiuntivo può migliorare il servizio, ma deteriorare il flusso di cassa se l’energia corrispondente non viene fatturata e incassata.

I pagamenti pubblici non retribuiti precedono circa $50 milioni al mese nel circuito EDL

Questo shock del carburante aggiunge un problema di recupero insolitamente grande. Joe Saddi ha riferito nel mese di luglio che lo stato e le sue istituzioni hanno dovuto circa $250 milioni di arretrati a EDL alla fine di dicembre, e che ha richiesto pagamenti di $50 milioni al mese per cinque mesi. Il Ministro insiste sul fatto che non si tratta di un anticipo del Fondo di Entrate Consolidato, ma della liquidazione delle fatture e degli impegni per l’elettricità effettivamente consumata o delle esenzioni concesse dallo Stato.

Economicamente, la distinzione è importante. Un anticipo di bilancio costituisce un finanziamento pubblico per colmare un deficit. Il pagamento di una fattura è un normale reddito aziendale della società. Se EDL fornisce energia ai governi, alle autorità idriche o ai comuni senza essere pagati, agisce di fatto come finanziatore per il resto del settore pubblico. Tuttavia, deve pagare immediatamente il carburante. Il flusso di cassa risultante limita direttamente la sua capacità di mantenere o aumentare la produzione.

Il problema rivela anche un’incongruenza nella politica di recupero. Lo stato richiede alle famiglie di pagare le bollette che ora sono ampiamente indicizzate al dollaro e cerca di ridurre le connessioni illegali. Questa politica è difficile da legittimare quando le istituzioni pubbliche stesse accumulano grossi arretrati. La disciplina finanziaria di EDL implica quindi che il settore pubblico è soggetto allo stesso vincolo di bilancio dei clienti privati.

Quasi il 40% dell’energia iniettata nella rete rimane perso

Ripartizione indicativa delle perdite della Banca Mondiale 2023.

La seconda debolezza strutturale riguarda le perdite tecniche e commerciali. La Banca Mondiale ha stimato che nel 2023 circa il 40 per cento dell’energia elettrica iniettata nella rete EDL non ha provocato energia normalmente caricata e incassata. Circa il 4 per cento per le perdite di rete di trasporto, il 9 per cento per le perdite tecniche di distribuzione e il 25 per cento per le perdite commerciali, principalmente furti, connessioni illegali e invocazioni o guasti di recupero. L’ordine di grandezza significa che solo sei su dieci unità di energia iniettata diventano energia utile e commercialmente recuperabile.

Questa struttura trasforma il dibattito tariffario. Supponiamo che EDL acquisti o produca 100 unità elettriche. Se da 38 a 40 unità scompaiono tecnicamente o commercialmente prima di incassare, il costo delle unità rimanenti deve coprire non solo il proprio costo di produzione, ma anche quello di energia persa. Un aumento del prezzo del carburante è quindi amplificato dalle perdite del sistema. Finché queste perdite non diminuiscono, una politica di recupero dei costi richiede un tasso più elevato o un sussidio o un deterioramento del flusso di cassa.

Questo è anche il motivo per cui l’aumento della capacità produttiva, spesso presentata come la soluzione centrale, non è sufficiente. Aggiungendo megawatt a una rete che perde quasi il 40% della sua energia può aumentare i volumi senza risolvere la redditività finanziaria. La riforma deve contemporaneamente affrontare la produzione, la rete, i metri, la fatturazione e il recupero. L’economia del settore è sistemica: migliorare un collegamento non corregge le perdite generate da altri.

Legacy: 1.8 miliardi di dollari di deficit nel 2018 e decenni di sub-tariff

La crisi del 2026 è anche il risultato di un modello costruito molto prima del crollo finanziario. Il Ministero dell’Energia ricorda che l’EDD aveva un deficit finanziario di 1,8 miliardi di dollari nel 2018. Le cause identificate al momento erano già note: un prezzo medio inferiore al costo della produzione, impianti vecchi e inefficienti, circa il 16% delle perdite tecniche e il 21% delle perdite non tecniche. Il sistema ha quindi venduto energia sovvenzionata, perdendo una quantità considerevole prima del recupero.

Il costo macroeconomico non è stato limitato al conto profitti e perdite EDL. I trasferimenti fiscali all’impresa hanno aumentato il disavanzo pubblico e le esigenze del debito pubblico. Allo stesso tempo, il servizio povero ha richiesto alle famiglie di pagare una seconda fattura ai generatori. Il consumatore ha finanziato il settore due volte: come contribuente, attraverso trasferimenti pubblici, e poi come cliente, tramite abbonamento privato.

Il FMI ha inoltre osservato nel 2023 che l’aumento tariffario del novembre 2022, anche se indispensabile, non garantirebbe solo la redditività finanziaria. La sua efficacia dipendeva dal recupero, dalla riduzione delle perdite non tecniche, dall’aumento dell’alimentazione elettrica e dalla gestione del rischio di cambio tra l’acquisto di carburante e la ricezione delle fatture. Tre anni dopo, queste condizioni rimangono precisamente quelle che determinano la capacità di EDL di funzionare.

Il costo reale per l’economia supera di gran lunga la bolletta dell’elettricità

Per una società, l’elettricità agisce come un ingresso trasversale. Un aumento del costo è passato a quasi tutti i settori: catena a freddo, catering, industria, commercio, telecomunicazioni, pompaggio d’acqua, ospedali, uffici o magazzini. La bolletta energetica riduce in primo luogo il margine di profitto; Quando diventa troppo alto, l’azienda passa ai suoi prezzi. L’elettricità alimenta quindi l’inflazione con i costi, anche quando la domanda interna rimane bassa.

Questo meccanismo è particolarmente dannoso in un’economia recessione. Un’azienda che si trova di fronte a una domanda più bassa e ad alti costi energetici non può sempre passare l’aumento ai suoi clienti. Riduce quindi il suo margine, sgonfia gli investimenti, diminuisce il suo personale o è fermo. L’energia diventa così un canale attraverso il quale uno shock petrolifero esterno si trasforma in un declino degli investimenti domestici e del PIL reale.

Il confronto internazionale è sfavorevole. Il FMI stimava nel 2023 che il prezzo di destinazione dell’elettricità prodotta da generatori privati era di circa 45-50 centesimi per kWh, rispetto ad una media mondiale di quasi 16 centesimi all’epoca. Anche se questi riferimenti si sono evoluti da allora, il divario illustra un problema strutturale: generare elettricità con migliaia di piccole unità diesel è molto più costoso che ottenerla da efficienti centrali elettriche o rinnovabili collegati a una rete ad alte prestazioni.

I costi aggiuntivi influiscono anche sulla competitività esterna. Un industriale libanese che esporta non può sempre aumentare i suoi prezzi perché si trova di fronte a concorrenti turchi, giordani, egiziani o europei che spesso beneficiano di energia più affidabile e di finanziamento bancario normale. L’elettricità non è quindi solo una spesa familiare; Riduce la capacità del Libano di espandere la sua base di esportazione e generare le valute di cui ha bisogno l’economia.

Solar ha ridotto la dipendenza, ma ha creato un’economia elettrica a due velocità

L’esplosione fotovoltaica dal 2019 ha profondamente cambiato il settore. La Banca Mondiale ha stimato la capacità solare off-grid a circa 1.000 MW entro la fine del 2023, e le ultime stime nazionali mostrano un livello ancora più alto. Questa capacità ha permesso a molte famiglie e aziende di ridurre la loro dipendenza da generatori e di assorbire alcuni dei tagli in EDL.

Ma il solare non è una soluzione uniforme. Richiede un investimento iniziale significativo, soprattutto quando deve essere combinato con batterie per coprire la sera e la notte. Così, le famiglie con capitale possono ridurre significativamente le bollette del generatore. Le famiglie più piccole rimangono prigioniere di costosi elettricità privata. La crisi energetica produce quindi una forma di disuguaglianza di ricchezza: coloro che possono investire pagano meno a lungo termine, mentre coloro che non hanno capitale continuano ad acquistare il chilowatt più costoso.

Lo sviluppo solare massiccio crea anche un problema di coordinamento con la rete. Una grande capacità decentralizzata può alleviare la domanda durante il giorno, ma non sostituisce un sistema di trasporto, dispacciamento e di stoccaggio. Senza investimenti nella rete e senza una regolamentazione chiara, il paese rischia di aggiungere beni privati senza costruire un sistema elettrico integrato.

Joe Saddi avanza sulla regolazione, ma il calendario politico è più breve del calendario elettrico

Il mandato di Joe Saddi si distingue per diversi progressi istituzionali. L’Autorità di regolamentazione dell’elettricità, prevista dalla legge 462 dal 2002, è stata finalmente attivata. Il Consiglio dei ministri ha adottato una nuova nota di politica settoriale nel luglio 2026, mentre un piano di produzione a basso costo deve essere preparato con l’Autorité, EDL, EDF e con il finanziamento dell’Età française de développement. Per la prima volta a lungo, la riforma cerca quindi di distinguere chiaramente tra regolamentazione, pianificazione e funzionamento.

L’Autorité ha inoltre lanciato una chiamata per espressioni di interesse che coprono fino a 350 MWc di solare collegato alla rete, distribuite tra diversi progetti, con fino a 1.000 MWh di stoccaggio della batteria. Allo stesso tempo, è alla ricerca di progetti termici decentrati che vanno da 20 a 100 MW, principalmente operanti sul gas naturale con la possibilità di utilizzare il combustibile di emergenza. L’obiettivo è sia economico che tecnico: diversificare il mix, ridurre l’esposizione al diesel e introdurre nuove capacità con un quadro di concorrenza più leggibile.

Questi annunci non devono tuttavia essere confusi con la capacità disponibile. Un progetto solare o termico prevede studi, finanziamenti, contratti, permessi, costruzione e connessione. Anche quando il processo funziona correttamente, il tempo è in mesi o anni. La riforma può quindi essere economicamente coerente e rimanere politicamente impopolare a breve termine se il consumatore continua a ricevere quattro ore di D-EDL e una bolletta ad alto generatore.

La sfida del ministro è proprio questa asimmetria temporale. Gli errori accumulati nel corso di due decenni non possono essere corretti in un anno, ma il reddito familiare è mensile e la fattura è anche. Il successo della politica energetica sarà quindi giudicato prima che la maggior parte dei nuovi investimenti producano i loro effetti.

Perché semplicemente aumentare il prezzo di edl non risolve il problema

Una lettura puramente contabile potrebbe portare a una soluzione semplice: aumentare la tariffa pubblica anche per coprire il pieno costo della produzione. Questa opzione migliorerebbe teoricamente il conto operativo, ma potrebbe fallire se non è accompagnato da una riduzione delle perdite e da un aumento del tasso di recupero. Un tasso più alto applicato a una base di clienti che non tutti pagano non garantisce più entrate.

C’è anche una soglia sociale. Se il prezzo del prodotto è troppo vicino al prezzo del generatore senza migliorare significativamente le ore di fornitura, il consumatore può percepire la riforma come un aumento di prezzo senza una considerazione di servizio. D’altra parte, artificialmente mantenere una tariffa troppo bassa crea un deficit. La soluzione economica è quindi meno scelta tra tariffe basse e alte che costruire un prezzo che rifletta i costi di un sistema progressivamente più efficiente.

Questa logica coinvolge metri affidabili, fatturazione regolare, perdite inferiori e una formula di prezzi che può reagire a variazioni di carburante senza dover aspettare una decisione politica a ogni shock. Richiede anche meccanismi mirati per le famiglie vulnerabili. Sottosidizing uniformemente ogni kilowatt ora beneficia di grandi consumatori più; direttamente aiutare le famiglie a basso reddito conserva un segnale di prezzo più coerente.

La vera riforma è un problema di investimento e sequenziamento

Da un punto di vista economico, il settore non manca solo di megawatt; manca un sequenziamento credibile degli investimenti. Il primo è quello di ridurre le perdite aziendali e migliorare il recupero, come ogni dollaro recuperato può finanziare il combustibile o la manutenzione. Il secondo è garantire la produzione a basso costo, tra cui gas e rinnovabili. Il terzo è quello di modernizzare la rete in modo che questa nuova produzione possa effettivamente essere distribuita.

L’ordine di questi passaggi conta. Costruire una capacità produttiva significativa prima di correggere le perdite può aumentare i requisiti finanziari senza aumentare proporzionalmente i ricavi. Al contrario, ridurre le perdite senza produrre più migliora i conti ma non risponde all’insoddisfazione dell’utente. La riforma deve quindi procedere simultaneamente su più assi, ma con obiettivi quantificati: perdite, tassi di recupero, ore di fornitura, costo medio di kWh e investimenti effettuati.

Il finanziamento è l’ultima serratura. Il sistema bancario libanese rimane in gran parte incapace di finanziare importanti progetti a lungo termine. Il settore dell’elettricità dipende quindi più dagli investitori esteri, dalle istituzioni finanziarie internazionali e dalle installazioni indipendenti di tipo produttore. In cambio, questi investitori esigeranno contratti credibili, regolatore efficace, visibilità dei prezzi e la capacità di pagare dal pubblico acquirente. La riforma della governance non è quindi una questione amministrativa secondaria: essa condiziona direttamente il costo del capitale.

Rischio sociale: una bolletta energetica che assorbe il reddito disponibile

La contestazione intorno all’elettricità ora si unisce ad altre tensioni sociali. I militari e i funzionari ritirati chiedono rivalutazioni perché i loro redditi sono stati distrutti dalla crisi. Le farmacie e le piccole imprese riferiscono margini compressi. Il turismo è stato deludente e la recessione del 2026 ha ridotto la domanda. In questo contesto, una bolletta generatore che aumenta di diverse decine di dollari al mese non è un incidente settoriale; Si ritira immediatamente il potere di acquisto da un’economia già indebolita.

L’effetto è regressivo. Le famiglie affluenti possono investire nel solare, migliorare l’isolamento, acquistare attrezzature efficienti o assorbire una bolletta più alta. Le famiglie più piccole hanno meno opzioni e riducono il consumo, a volte a spese del comfort termico, della refrigerazione o di altri usi essenziali. Il costo medio per chilowattora è quindi solo una parte del problema: la quota di energia nel reddito disponibile deve anche essere esaminata.

Per le aziende, la stessa logica può accelerare la concentrazione. Le grandi strutture hanno mezzi migliori per installare solare, negoziare i loro acquisti e ammortizzare attrezzature. Le piccole imprese hanno un costo unitario più elevato e meno opportunità di finanziamento. A lungo termine, l’inefficienza energetica può quindi cambiare la struttura del tessuto produttivo favorendo gli attori più capitalizzati.

Che cosa i prossimi mesi renderanno davvero possibile giudicare

Le prestazioni di Joe Saddi non possono essere valutate su una singola variabile. Il numero di ore di EDL deve aumentare, ma senza ricreare un deficit finanziato dal Tesoro. Le perdite dovrebbero essere ridotte, ma senza ritardare lo sforzo solo sugli abbonati già solventi. Le tariffe devono riflettere i costi, ma senza rendere l’elettricità inaccessibile. Le nuove capacità devono essere finanziate, ma entro un quadro sufficientemente credibile per evitare di replicare contratti costosi e di improvvisare decisioni passate.

Tre indicatori saranno particolarmente rivelanti: il recupero dei circa $250 milioni dovuti dal settore pubblico, l’evoluzione delle perdite della rete dal livello vicino al 40% osservato nel 2023, e la capacità di EDL di aumentare gradualmente le ore di fornitura nonostante lo shock petrolifero. A più lungo termine, sarà necessario misurare se i progetti solari con lo stoccaggio e la produzione di gas si muovono efficacemente dalla richiesta di interesse al finanziamento e poi alla costruzione.

La difficoltà politica è che questo potenziale progresso sarà giudicato in un’economia in cui il consumatore già paga il costo dell’attesa. Finché la produzione pubblica rimane bassa, il generatore privato rimane assicurato della continuità del sistema. E finché il suo costo rimane legato al combustibile diesel, ogni shock petrolifero si trasforma in un aumento delle bollette, della pressione inflazionistica e della perdita di competitività in poche settimane. La prossima evoluzione dei prezzi dei generatori e delle ore darà quindi un’indicazione più concreta degli annunci istituzionali sulla reale capacità del settore di superare il suo equilibrio di crisi.

Tavola sinottica

Referenze e link

Ministero dell’energia e dell’acqua, 14 agosto 2026 —Comunicato stampa da EDL sul gasolio vicino a $1.500/t rispetto a $680 budgeted, la diminuzione del recupero e il rischio di continuità di servizio. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101173/

Ministero dell’energia e dell’acqua, 23 luglio 2026 —Dichiarazioni di Joe Saddi sulle 7 a 9 ore di potere nel mese di febbraio, i $250 milioni di arretrati pubblici e i $50 milioni di domanda mensile. https://energyandwater.gov.lb/ar/details/101156/

Ministero dell’energia e dell’acqua libanese —Tassa mensile ufficiale per generatori privati nel 2026. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/prices?type=2

Banca mondiale, Libano Progetto di rafforzamento dell’energia rinnovabile e del sistema —Perdite di rete vicine al 40% nel 2023: circa il 4 per cento dei trasporti, il 9 per cento delle perdite di distribuzione tecnica e il 25 per cento delle perdite commerciali. https://documents1.worldbank.org/curated/en/0990911241815282/pdf/BOSIB-c26029b-4517-48c7-a0c1-b95eb42d17a7.pdf

FMI, articolo IV 2023 —Struttura tariffaria EDL, bisogno di migliorare il recupero e ridurre le perdite; alto costo dei generatori privati. http://www.imf.org/-/media/Files/Publications/CR/2023/Anglais/1LBNEA2023002.ashx

Ministero dell’energia e dell’acqua, Piano settoriale 2019 —Disavanzo EDL di 1,8 miliardi di dollari nel 2018 e cause storiche: sub-tariff, centrali elettriche inefficienti e alte perdite. https://energyandwater.gov.lb/ar/details/100511/

Ministero dell’energia e dell’acqua, 21 luglio 2026 —Nuova nota politica per il settore elettrico e la preparazione di un Piano di Generazione Est-Cost. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101159/

Autorità di regolamentazione dell’elettricità, 2 settembre 2026 —EOI: Fino a 350 MWc di solare con 1000 MWh di stoccaggio e progetti termici decentralizzati da 20 a 100 MW. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101187/

Banca Mondiale, Rapid Damage e Needs Assessment —Damages e perdite del settore energetico relative al precedente conflitto; esigenze di ricostruzione. https://documents1.worldbank.org/curated/en/099030125012526525/pdf/P506380-e58e9761-b29e-4d62-97c3-ebf5a511c4e1.pdf