Déficit de l’offre
La capacité de production théorique du Liban est de 2 258 MW, dont 220 MW d’électricité hydraulique et le reste d’électricité thermique, mais en raison de la vétusté de certaines centrales et de l’absence d’investissement dans le secteur depuis plus de 12 ans, la production réelle ne dépasse pas les 1 689 MW, selon les chiffres d’EDL, alors que la demande atteint des pics de 2 200 MW. Par exemple, la centrale de Jiyé, dont les cinq unités de production datent de 1970, 1980 et 1981, ne fournit plus que 254 MW, alors que sa capacité installée est de 346 MW.

Importations insuffisantes
L’essentiel de ce déficit est comblé par les petits fournisseurs privés de quartier, tandis qu’une partie de la demande est également assurée par des achats d’électricité à l’étranger. En 2007, par exemple, la Syrie a fourni l’équivalent de 110 MW. Une quantité relativement faible en raison des besoins internes de ce pays. Des discussions sont en cours avec l’Égypte qui, à travers le réseau arabe, pourrait fournir au Liban de 250 à 450 MW en fonction de la demande des autres pays du réseau qui sont la Syrie et la Jordanie. Mais les négociations butent sur les tarifs réclamés par l’Égypte, jugés trop élevés à Beyrouth.

Coût excessif
Le problème de capacité de production se double d’un problème de coût de fonctionnement : le prix de revient du kilowattheure, l’unité de mesure de l’électricité, est très élevé. Il était de 22,5 cents en moyenne au premier semestre 2008, contre 19,4 cents en 2007 et 16,7 cents en 2006, alors que le prix de vente moyen est de 8,5 cents. Ce coût excessif est certes la conséquence de l’augmentation des prix du pétrole, mais aussi du déclin de l’efficacité des unités de production en raison de leur âge. La centrale de Jiyé par exemple consomme 320 grammes de fioul au kilowattheure, au lieu de la moitié. « Si les techniques de production sont modernisées, nous pourrions économiser jusqu’à 40 % de notre facture énergétique », explique le ministre Alain Tabourian. « Au moment de ma prise de fonctions, la facture pétrolière totale du Liban (au-delà de celle d’EDL) était à son pic, à plus de cinq milliards de dollars, soit 25 % du PIB, ce qui est intenable. Aujourd’hui, les prix ont baissé avec ceux du pétrole, tant mieux, mais le problème fondamental demeure. »

Pas de gaz
L’un des problèmes majeurs de l’outil de production libanais est qu’il a été conçu dans les années 1990 pour fonctionner au gaz. Les quatre centrales mises en service à partir de 1996 (Tyr, Baalbeck, Zahrani et Deir Amar), pour une capacité totale de 1 010 MW devaient en recevoir à travers un gazoduc venant de Syrie et être reliées entre elles (bien que situées à des dizaines de kilomètres de distance) par un gazoduc interne. La construction de ce dernier n’a jamais eu lieu, tandis que le gazoduc syrien n’a été achevé que fin 2004. Le problème c’est qu’à cette date, Damas n’a plus souhaité livrer de gaz, des motivations politiques éventuelles se combinant aux besoins du marché interne syrien insuffisamment satisfaits. La possibilité d’importer du gaz égyptien est désormais envisagée. Mais promis à plusieurs reprises, le précieux combustible tarde à arriver. L’accord initial portait sur la livraison de 600 millions de mètres cubes par an. Au meilleur des cas, les premières livraisons sont attendues en janvier, mais dans des volumes nettement insuffisants, dépassant à peine les 300 millions de mètres cubes. Selon le ministre Alain Tabourian, Le Caire se serait engagé à fournir tout le gaz nécessaire au fonctionnement des quatre centrales d’ici à 2013, soit 1,5 milliard de mètres cubes, mais rien n’est vraiment garanti en la matière.
En attendant, ces centrales à cycle combiné carburent au gasoil, le combustible le plus cher du marché : en 2008, il a atteint un pic de plus de 1 000 dollars la tonne, alors que le gaz ne coûte pas plus de 250 dollars la tonne. Ce qui représente un surcoût annuel de exorbitant, car le gasoil représente 60 % des besoins en carburant du pays pour la génération d’électricité.

Spécifications du fioul
L’autre moitié du parc fonctionne au fioul, dont le prix d’achat est certes moins élevé, mais le parc étant ancien, les unités consomment trop de combustible. Le problème du fioul acheté par le Liban est aussi que ses spécifications (teneur en souffre notamment) sont trop restrictives, ce qui renchérit son tarif. « Une révision de ces spécifications pourrait économiser 12 millions de dollars par an », estime la Banque mondiale dans un rapport datant de début 2008.

Quelles nouvelles centrales ?
S’il est évident pour tout le monde qu’il faut en priorité augmenter la capacité de production du Liban, reste à savoir quelles centrales construire. Selon le ministre Alain Tabourian, il faut porter la capacité totale à 2 200-2 500 MW, soit 500 à 800 MW de plus que la capacité réelle actuelle, sachant qu’il faut aussi remplacer une bonne partie de l’existant. Au total, il faut investir dans de nouvelles unités pour un montant minimum de 3,5 milliards de dollars, le prix d’un kilowattheure étant en moyenne d’environ 1 500 dollars.
Le ministre devrait présenter d’ici à la fin de l’année un plan en ce sens. Plusieurs options sont à l’étude. Comme l’explique Anna Bjerde, experte en énergie de la Banque mondiale pour la région du Moyen-Orient et coauteur du rapport précité paru début 2008, « il faut prendre en compte plusieurs éléments pour le choix du combustible : son coût, sa disponibilité, son impact environnemental et la flexibilité technologique ».
En terme de coût, la façon la plus économique de produire de l’électricité au Liban serait d’utiliser du gaz naturel dans des turbines à cycle combiné, et la moins économique est de faire fonctionner ces turbines au gasoil, comme c’est le cas actuellement à Deir Amar et Zahrani. Entre ces deux extrêmes, il y a trois possibilités : du gaz naturel liquide (GNL) dans des turbines à cycle combiné, du charbon dans une turbine à vapeur, ou du fioul, dans une turbine à vapeur, sachant que la production d’énergie renouvelable (hydraulique, éolienne, solaire…) est possible mais pas dans des quantités suffisantes pour être considérées comme des options industrielles. Ce type d’approvisionnement est également plus cher.
En terme de disponibilité, le fioul, le gasoil et le charbon sont les combustibles les plus abondants. Arrive ensuite le gaz, sachant que les fournisseurs de GNL sont plus diversifiés que ceux du gaz naturel livré par gazoduc. « Le choix de la technologie doit donc se faire en fonction de l’importance relative de chaque facteur », poursuit Anna Bjerde.

Réhabiliter Zouk et Jiyé
Étant donné la complexité du choix des options, dont l’effet n’augmentera la capacité qu’à un horizon de trois à cinq ans minimum, l’une des mesures les plus aisées pour augmenter la capacité de production à court terme consiste à réhabiliter les centrales de Jiyé et de Zouk.
Il s’agit des deux centrales les plus anciennes du Liban, mises en service respectivement à partir de 1970 et de 1984, leur durée de vie touche à leur fin, tandis que leur capacité de production est nettement amoindrie – 254 MW au lieu de 346 pour Jiyé et 355 au lieu de 607 pour Zouk – alors qu’elles sont censées assurer près de la moitié (46,7 % exactement) de la production nationale, hors hydraulique.
L’urgence est d’autant plus grande que ces deux centrales consomment 15 % de plus que prévu, selon leurs spécifications techniques, et 40 % de plus que si les centrales étaient modernes, explique le PDG d’EDL, Kamal Hayek, ce qui représente un surcoût qui se chiffre en dizaines de millions de dollars par an. « L’investissement nécessaire étant de 150 millions de dollars au total, l’amortissement se fera en deux ans », poursuit Kamal Hayek. Le chantier a donc été lancé après des années d’atermoiements. Le Parlement a approuvé une première tranche de financement de 50 millions de dollars fournie par le Fonds arabe pour le développement économique et social. Et le Conseil du développement et de la reconstruction a entamé les études préparatoires, sachant que chacune des neuf turbines des deux centrales nécessite neuf à douze mois de travail. La société de conseil néerlandaise, Kema, qui supervise la gestion de la centrale de Deir Amar par la coréenne Kepco, a notamment été mandatée pour donner son avis technique.

Impliquer le secteur privé
À moyen terme, le Haut Conseil de la privatisation plaide pour l’implication du secteur privé dans de petits projets de production, en attendant la mise en service des grandes centrales qui auront été choisies.
Des accords de principe ont déjà été signés par le précédent ministre de l’Énergie Mohammad Safadi pour trois projets, celui des concessions de Zahlé et de Aley qui fourniraient de l’électricité produite au fioul et un projet d’énergie éolienne dans le nord du Liban (voir Le Commerce du Levant, n° 5578, mars 2008). Au total, l’apport pourrait être de 180 MW. Mais le ministre actuel, Alain Tabourian, ne semble pas favorable à cette option en raison de son coût potentiellement élevé. Un argument contesté par Ziad Hayek, secrétaire général du Haut Conseil de la privatisation, selon qui « un éventuel surcoût, outre qu’il compense le risque de l’investissement, se justifie du point de vue de l’État par l’ampleur des besoins et la nécessité de satisfaire la demande ».