L’été 2009, l’électricité a été rationnée jusqu’à 39 % au Liban en raison de l’incapacité des infrastructures en place à satisfaire une demande gonflée par l’afflux saisonnier de touristes. Cette année, le problème devrait être plus aigu encore entre juin et septembre. Le rationnement sera d’au moins 42 %, à demande constante, supérieur si les touristes sont plus nombreux.
Le caractère urgent du problème a conduit le gouvernement à s’engager dans la déclaration ministérielle à augmenter de 600 mégawatts minimum dès 2010 la capacité de production du Liban. Mais avec la meilleure volonté du monde, cette nouvelle offre ne sera pas disponible pour l’été en raison des délais nécessaires au lancement de projets de cette taille et le Liban pourrait acheter provisoirement davantage de courant à la Syrie.
Car l’unique possibilité dans le court terme immédiat serait de “louer” de petits générateurs au diesel en mesure de combler une partie de ce déficit de production, soit 300 ou 400 MW.
Mais cette “solution” ne fait aucun sens économique ou financier, selon Raymond Ghajar, professeur de génie électrique à la Lebanese American University (LAU) et conseiller du ministre de l’Énergie et des Ressources hydrauliques. Car son coût est de 13-15 cents le kWh alors que le tarif moyen de l’électricité vendue au Liban est de 7 cents le kWh, ce qui reviendrait à une perte de 100 % pour chaque kWh produit. Sa seule motivation économique serait de subventionner davantage encore le secteur de l’énergie afin de soutenir l’activité touristique, elle-même moteur de croissance. Politiquement, il s’agit de savoir si le gouvernement est prêt à aligner quelque 300 millions de dollars supplémentaires, sachant que la subvention de l’électricité devrait coûter 1,2 milliard de dollars en 2010.
À défaut de pouvoir résoudre le problème immédiatement, la réflexion en cours se situe à deux niveaux : augmenter la capacité de production du Liban sachant qu’aucun investissement en ce sens n’a été fait depuis 14 années ; réduire le déficit financier du secteur à travers une révision des tarifs et la réhabilitation des centrales existantes afin d’accroître leur rendement en attendant leur remplacement.
L’augmentation de la capacité de production se fera par phases. Sa mise en place nécessite de se prononcer sur les meilleures options technologiques. Mandaté et financé par la Banque mondiale dans le cadre des programmes de Paris III, le consultant allemand Decon a proposé une “stratégie carburant” pour les court, moyen et long terme, dans un document remis début septembre. Sur la base de ce premier rapport et d’inspections de site, Électricité de France a remis début février un schéma directeur de production. Le rapport a été financé par le gouvernement français dans le cadre de Paris III.
Selon Raymond Ghajar, il existe un consensus a priori pour les options technologiques à moyen terme (c’est-à-dire à un horizon de cinq ans) : il faut construire des centrales fonctionnant au Gaz naturel liquéfié (GNL), ou au charbon (voir encadré et Le Commerce du Levant, n° 5587, décembre 2008). L’ensemble du projet reste toutefois à concevoir.
L’urgence porte sur le court terme : quels équipements utiliser pour augmenter l’offre dans les deux ans d’environ 1 000 MW (voir encadré) ?
Électricité de France a accepté de donner son avis sur le court terme alors que son mandat initial concernait uniquement le moyen terme.
Deux options étaient à l’étude pour la solution à court terme, explique Raymond Ghajar. La première consisterait à installer des moteurs Diesel (du nom de leur inventeur et non pas du combustible). La seconde des turbines à combustion (TAC) fonctionnant au gaz naturel et au fioul lourd (HFO).
Les moteurs Diesel fonctionnent avec quelque 14 combustibles dont le gaz naturel, mais aussi le fioul lourd, un carburant relativement bon marché. C’est leur principal avantage, en plus de pouvoir servir d’appoint sur le long terme pour apporter le surcroît de production nécessaire pour les heures de pointe. Autre argument qui plaide en faveur de cette technologie, le fait qu’il est possible de les installer dans un délai de huit mois à un an. C’est d’ailleurs la raison principale pour laquelle cette option a été étudiée dès 2009 par le ministre Alain Tabourian, dont la priorité était la rapidité.
La question a été débattue lors du dernier Conseil des ministres du gouvernement de Fouad Siniora, mais aucune décision n’a été prise malgré l’annonce d’un accord de principe pour l’installation de moteurs Diesel (ou Reciprocating Engines) d’une capacité de 300 MW dont l’objectif était prioritairement de pallier à la pénurie prévue pour l’été 2010. Le projet n’a donc pas vu le jour.
L’autre option technologique étudiée consisterait à installer des turbines à combustion (TAC) fonctionnant au gaz naturel et à un autre carburant, comme celles qui existent déjà à Zahrani et Deir Amar. L’une des missions d’EDF était d’examiner la possibilité d’installer des turbines fonctionnant au fioul lourd (HFO) plutôt qu’au diesel en l’absence de gaz, car le coût du diesel est exorbitant.
Le principal avantage des turbines à combustion c’est la possibilité de les utiliser dans un cycle combiné (TACCC) pour générer à un coût quasiment négligeable de la puissance supplémentaire (deux turbines de 125 MW combinées génèrent l’équivalent d’une troisième de 125 MW). C’est en fait à ce moment seulement que le coût moyen d’utilisation de la turbine sur sa durée de vie avoisine celui des moteurs Diesel. Mais l’installation du système qui convertit la turbine à gaz à cycle ouvert en un cycle combiné prend au moins un an, pendant lequel la productivité du système est moindre que celle d’un moteur Diesel, sans compter que le besoin de capacité additionnelle est urgent.
Le rapport d’Électricité de France, dont Le Commerce du Levant a pris connaissance, apporte des réponses claires à certains questionnements technologiques, mais aucune solution évidente ne s’en dégage.
La première conclusion du rapport consiste à mettre en lumière une autre lacune majeure du secteur, à savoir l’état du réseau de transmission. En l’état actuel, il ne supporte « aucune implantation », affirment les experts, c’est-à-dire aucune nouvelle entité de production. « De manière schématique, on doit considérer qu'il ne dispose d'aucune marge. » L’une des principales raisons est que la “boucle 220 kV de Beyrouth” n’est pas achevée. Le problème est connu d’Électricité du Liban depuis longtemps, mais sa résolution bute sur un problème politique : réaliser les tronçons manquants dans le secteur de Mansourié. Selon le rapport français, « ces travaux sont essentiels pour disposer d'une boucle 220 kV ceinturant une grande partie du territoire libanais et favoriser ainsi la sûreté du système ».
La deuxième conclusion des experts EDF est d’écarter l’option des turbines à combustion fonctionnant au fioul lourd (HFO) : « Compte tenu des informations en notre possession, nous déconseillons formellement une utilisation en base de TAC au HFO sur une longue durée. Les moyens adaptés à l'utilisation du HFO sont clairement les moteurs Diesel. »
Car s’il ne fait pas de doute que le fonctionnement des turbines au gaz est optimum, il y a des problèmes avec le fioul lourd : même si le carburant en lui-même est bon marché, les coûts induits par la baisse de rendement et l’élévation des coûts de maintenance par exemple sont élevés. EDF signale deux points critiques en cas de recours à cette technologie : la maintenance et la maîtrise des caractéristiques du combustible utilisé. Lorsque la composition du fioul lourd n’est pas adaptée aux réglages de la turbine, les risques de dégradation et par conséquent de chute de puissance sont grands.
Les experts français soulignent cependant qu’il est possible de tabler sur des turbines à combustion fonctionnant au diesel (très cher) en attendant la livraison de gaz, si le projet est lancé en même temps que celui d’une usine de regazification de gaz liquéfié.
Confronté à la quadrature du cercle, le ministre de l’Énergie doit malgré tout proposer au Conseil des ministres une stratégie de sortie de crise. Selon EDF, « les choix sont tributaires de critères potentiellement contradictoires : rapidité d'installation, rationalité économique sur le court terme, rationalité économique sur le long terme, préservation de l'avenir, préservation de l'environnement ». Les experts recommandent donc « de trouver la décision alliant rapidité/fiabilité sur le court terme à une recherche de moindre regret sur le long terme ».


Avantages comparés des deux options technologiques à court terme

1) Moteurs Diesel
Avantages
- Fonctionnent avec 14 types de combustibles, dont le fioul lourd (HFO) qui est bon marché.
- Installation relativement rapide, environ un an.
- Technologie efficace et éprouvée.
- Trois grands producteurs se partagent l’écrasante majorité du marché mondial pour cette technologie : l’allemand MAN, le danois Wärtsila, l’américain Caterpillar.
- Fonctionnent aussi bien de façon continue qu’en heure de pointe.
- Rendement stable quelle que soit la température ambiante.
Inconvénients
- Les générateurs étant petits, il en faut plusieurs sur un même site, ce qui nécessite une plus grande surface au sol.
- L’investissement initial est cher (le double d’une turbine à combustion) même si sur la durée de vue de l’équipement le coût moyen est semblable.

2) Turbine à combustion fonctionnant au gaz naturel et au fioul lourd (HFO)
Avantages
- Lorsqu’elle fonctionne en cycle combiné et qu’elle utilise du gaz naturel, la turbine à combustion est la technologie la moins coûteuse, la plus efficace et la plus propre.
- Lorsqu’elle fonctionne au fioul lourd (HFO), son coût moyen est comparable à celui des moteurs Diesel utilisant le même carburant.
- L’investissement initial est relativement faible.
Inconvénients
- Le problème étant celui de l’approvisionnement en gaz, si la turbine à combustion fonctionne au fioul lourd, le coût de maintenance peut tripler.
- La durée de vie des turbines fonctionnant au fioul diminue si la maintenance et la maîtrise des caractéristiques du combustible ne sont pas optimales.
- Le rendement des turbines à combustion diminue lorsque la température extérieure est supérieure à 10 degrés Celsius.


Un besoin urgent de 1 000 MW
L’objectif initial du ministère de l’Énergie était d’installer une capacité supplémentaire de 600 MW (300 MW en 2010, 200 MW en 2011 et 100 MW en 2012) sur la base d’une prévision de charge moyenne du réseau fondée sur les prévisions de 2008-2009. Cependant, l’afflux de demande à l’été 2009 a provoqué une croissance additionnelle de la charge du réseau d’environ 250 MW, explique Raymond Ghajar, conseiller du ministre. Ce qui porte la capacité nécessaire à environ 850 MW en 2010 ou 1 000 MW en 2011.


Quel mode de contrat ?
Le ministère de l’Énergie a demandé une ligne budgétaire de 850 millions de dollars en 2010 pour lancer la première phase du chantier d’augmentation de la capacité de production électrique à court terme, c’est-à-dire pour financer 700 MW environ de capacité additionnelle sur un total voulu de 1 000 MW en trois ans.
L’intérêt est de disposer d’une marge de manœuvre immédiate, pour financer des projets à court terme, sachant que les bailleurs de fonds sont prêts à allouer des fonds au Liban pour le secteur de l’énergie, mais que leurs conditions ne permettent pas la mise à disponibilité rapide de l’argent.
Des institutions comme la Banque mondiale, l’Agence française pour le développement ou le Fonds arabe pour le développement économique et social insistent en effet pour le respect d’une procédure qui dure au moins 19 mois (voir schéma), entre la procédure de désignation du consultant chargé de préparer le cahier des charges, l’organisation de l’appel d’offres et la négociation des conditions du contrat avec le vainqueur. À ce délai s’ajoute le temps d’installation des équipements, ce qui représente une durée totale supérieure à deux ans.
Ce délai pose un problème si le Liban souhaite que la capacité supplémentaire soit installée et prête à fonctionner en 2010-2011. Il existe une alternative en termes de rapidité, mais elle n’est pas acceptée par les bailleurs internationaux qui craignent des collusions possibles d’intérêts.
Ce mode opératoire alternatif est utilisé dans les situations d’urgence ou dans le cas d’États qui n’ont pas la capacité administrative suffisante pour diligenter correctement des appels d’offres. Il permet de limiter le cahier des charges à des paramètres fondamentaux (date d’achèvement, capacité totale, carburant, coûts fixes opérationnels, coûts variables par kWh produit (pour couvrir les coûts de maintenance), rendement calorifique (consommation de carburant), etc.) sans entrer dans des spécifications plus pointues. Il s’agit ainsi d’établir un cahier des charges fonctionnel plutôt que technique et de mettre en concurrence, sur la base de négociations, plusieurs groupes. L’idée est de considérer que l’entreprise privée qui emporte l’offre saura comment faire au mieux d’autant que le contrat stipule qu’elle est chargée d’opérer les installations pendant un certain temps. Ce dernier point est une condition sine qua non pour le bon fonctionnement du projet.
Relativement plus chère, cette solution a l’avantage de la rapidité. Elle pourrait être financée indirectement par les banques libanaises qui mettraient en place une sorte de crédit relais le temps que les fonds internationaux soient débloqués.


Un consensus relatif pour le moyen terme
Pour le moyen terme, c’est-à-dire à l’horizon 2014-2015, les différents experts consultés semblent d’accord sur les principales options qui s’offrent au Liban pour augmenter sa capacité de production d’environ 500 MW. Les principales recommandations du consultant allemand Decon sont les suivantes :
- Une usine de regazification de Gaz naturel liquéfié (GNL) à Zahrani pour alimenter en gaz la centrale existante (qui en est dépourvue depuis sa création et fonctionne à défaut au diesel, le carburant le plus cher du marché) et peut-être d’ajouter une turbine à combustion à cycle combiné (TACCC) additionnelle sur le site afin d’accélérer l’amortissement de la nouvelle installation.
- Une nouvelle centrale au charbon à Salaata ou une nouvelle centrale TACCC à Zahrani.
Decon recommande en fait de lancer des appels d’offres simultanés pour le choix de la technologie (charbon ou TACCC) et de l’accompagner d’un contrat d’approvisionnement afin de déterminer l’option la moins chère à moyen terme suivant les deux paramètres. Car les deux options ont un coût moyen par kWh sur la durée de vie des installations à peu près identique (capital, opérations, maintenance compris).
Électricité de France n’a de son côté pas encore remis son rapport concernant le moyen terme. Celui-ci dépendra en tout cas des choix qui auront été faits pour le court terme.


Du gaz naturel au compte-gouttes
Les solutions technologiques fondées sur le gaz naturel sont les meilleures de l’avis de tous les experts. C’est la raison pour laquelle les quatre centrales bâties dans les années 1990 ont été conçues pour fonctionner au gaz. Il s’agit de celles de Tyr, Baalbeck, Zahrani et Deir Amar dont la capacité totale est de 1 010 MW. Mais le gazoduc devant les alimenter en gaz syrien n’a été achevé que fin 2004 et le gazoduc interne devant les relier entre elles n’a jamais vu le jour. Or, fin 2004, Damas n’a plus souhaité livrer de gaz et il a fallu attendre 2009 pour importer du gaz égyptien transitant par la Syrie. À l’heure actuelle, ces livraisons assurent uniquement 40 % des besoins de la centrale de Deir Amar. Si le Liban souhaite faire fonctionner ses centrales au gaz, la solution la plus sérieuse sur le long terme est de recourir à du GNL (Gaz naturel liquéfié), ce qui suppose d’investir dans un terminal de regazification. Le ministre de l’Énergie s’est rendu en février au Qatar pour discuter du projet, l’émirat étant l’un des plus grands producteurs de gaz au monde. L’Algérie, l’Égypte et le Yémen sont d’autres fournisseurs potentiels.


Réviser les tarifs pour réduire le gouffre financier
L’électricité est un gouffre pour les finances publiques. L’affirmation n’est pas nouvelle. En 2010 par exemple, le montant des transferts prévus à Électricité du Liban est de 1,2 milliard de dollars. Contrairement aux idées reçues, ce n’est pas le vol qui est le principal responsable de ce déficit colossal. La cause est double. D’une part, le coût de production est très élevé en raison du coût du carburant utilisé. D’autre part, le tarif moyen d’Électricité du Liban est trop bas.
La variation des cours du brut est la principale cause de l’augmentation du déficit opérationnel d’Électricité du Liban (hors investissements et frais financiers) : à 40 dollars le baril de pétrole, les coûts d’approvisionnement sont de 864 millions de dollars ; et à 80 dollars le baril, ils passent à 1,591 milliard de dollars. Par comparaison, le vol, qui représente environ 19 % du déficit reste à 147 millions de dollars dans les deux cas, tandis que les pertes techniques (15 %) augmentent de 130 à 240 millions de dollars.
Pour réduire les pertes techniques à un niveau de 9-10 %, des investissements de 100 à 150 millions de dollars sont nécessaires. L’amortissement est possible en deux ans.
En revanche, la réduction des coûts d’approvisionnement est autrement plus compliquée : remplacer tout le parc existant par des unités fonctionnant à un carburant moins cher suppose des investissements de 2-2,5 milliards de dollars.
L’augmentation de la capacité de production, nécessaire pour combler la demande, ne résoudra pas le problème financier du secteur. Certes, le coût de production des kilowattheures additionnels sera moins élevé, mais il reste supérieur au tarif moyen.
Ce qui fait dire à Raymond Ghajar, conseiller du ministre de l’Énergie, que la meilleure solution financière serait de ne rien produire, si la logique commerciale seule l’emportait ! À moins de réviser la structure des tarifs. Le ministère a établi un modèle limitant l’impact d’une hausse de la grille sur les ménages à bas revenus : quelque 50 % des abonnés ont un compteur de moins de 20 ampères et consomment moins de 500 kWh par mois. En revanche, il n’y a pas de logique à subventionner la consommation des gros usagers, dont les compteurs dépassent les 30 ampères par exemple. « Le modèle peut assurer le niveau de revenu souhaité par le gouvernement en répartissant son impact sur chaque catégorie de population en fonction de la politique de subvention souhaitée », explique Raymond Ghajar. Les énergies renouvelables sont-elles une solution ?

Les énergies renouvelables peuvent-elles contribuer à combler le déficit de capacité de production du Liban ? Dans sa déclaration de politique générale, le nouveau gouvernement s’est engagé à porter la part des énergies vertes à 12 % du total. Albert Khoury de la concession Électricité de Aley fait partie de ceux qui aimeraient prendre ce nouveau train en marche. Il a élaboré un projet de production éolienne qui pourrait fournir quelque 60 MW moyennant un investissement d’environ 76 millions de dollars. « Le tour de table est pratiquement fait ; des particuliers, des fonds, des investisseurs institutionnels sont intéressés », précise Albert Khoury. Des contrats ont déjà été signés sur 25 ans pour la location de plusieurs millions de mètres carrés dans le Akkar. « Nous bénéficions d’une période de grâce, le temps d’obtenir les autorisations pour installer les éoliennes. » Chaque turbine de 3 MW occupe une surface au sol de 40 m2, ce qui permet de consacrer le reste du terrain à l'agriculture.
L’intérêt économique des éoliennes, au-delà de leur aspect écologique, est que leur carburant est gratuit, au contraire des centrales thermiques par exemple dont les coûts variables sont supérieurs aux coûts fixes. « C’est une technologie compétitive », soutient Albert Khoury, sachant que les éoliennes ne peuvent fournir de l’électricité de façon continue, car leur production dépend de facteurs naturels. Ainsi, par exemple, 60 MW produits par une technologie conventionnelle fournissent environ 480 gigawatt/heure de courant (60 x 8 000 heures, sachant qu’une année comporte 8 760 heures). « Au meilleur des cas, des éoliennes d’une capacité de 60 MW fournissent 100 gWh », estime Raymond Ghajar.
L’investissement initial étant relativement élevé, plusieurs des pays qui ont souhaité encourager les énergies vertes ont mis en place des mécanismes destinés à accorder une visibilité à long terme aux investisseurs. « Il nous faut un engagement d’achat à un prix déterminé à long terme », explique Albert Khoury. « Nous pourrions vendre le kilowattheure à 9 cents d’euro, comme c’est le cas par exemple en Turquie », dit-il en vertu du mécanisme de “feed-in tariff”.
Le projet bute cependant sur plusieurs obstacles. Le premier est lié au monopole de production que détient Électricité du Liban. Des protocoles ont certes été signés en 2007 par le ministre Mohammad Safadi (voir Le Commerce du Levant décembre 2007) pour leur permettre de se lancer dans la production, mais ils sont restés lettres mortes.
Au-delà de l’aspect légal se pose aussi la question d’opportunité économique de telles entreprises. Albert Khoury affirme qu’en apportant une garantie d’achat, l’État contribue à minimiser grandement le risque d’investissement et donc de réduire le coût du capital. L’ancien ministre Alain Tabourian estimait, quant à lui, que ce genre de garantie coûte cher à un Etat tel que le Liban.
L’absence de visibilité sur les tarifs complique encore la donne. Tant que l’État et Électricité du Liban n’auront pas une vision claire de leur coût de production à moyen et long terme et de leur politique tarifaire, il est difficile de s’engager sur un prix d’achat fixe à très long terme.
« Si nous voulons aborder le sujet sérieusement, il faut d’abord surmonter l’obstacle légal », explique Raymond Ghajar, le conseiller du ministre de l’Énergie. Pour cela, le ministère devrait demander au Conseil des ministres de lui déléguer sur une certaine période les pouvoirs dévolus par la loi à l’Autorité de régulation du secteur de l’énergie qui n’a pas encore vu le jour. « Le ministère pourra alors lancer des appels d’offres et mettre les différentes technologies renouvelables en concurrence. »