Et si les panneaux solaires remplaçaient les générateurs au Liban?

Et si les panneaux solaires remplaçaient les générateurs au Liban?

Polluants, bruyants et coûteux, les générateurs au diesel sont omniprésents dans le paysage libanais. S’ils continuent d’exister, trente ans après la fin de la guerre civile, c’est parce que l’Électricité du Liban (EDL) est toujours incapable de fournir du courant en continu. Et la situation ne va pas en s’améliorant. Pour économiser sur la facture du carburant, EDL réduit sa production, déjà insuffisante, contraignant les agents économiques à recourir toujours plus aux générateurs.

En 2018 déjà, entre 33.000 et 37.000 groupes électrogènes produisaient 8,1 Térawattheures (TWh) d’électricité et couvraient 37% de la demande d’électricité du pays, selon une étude de la Banque mondiale publiée en mai 2020. Ils contribuaient aussi à 11,4% des émissions de gaz à effet de serre dans le pays.

Rien que pour le secteur résidentiel, les générateurs de quartier fournissaient 4 TWh à près de 1,1 million de foyers, générant un chiffre d’affaires estimé à 1,1 milliard de dollars. Mais ce parc est tout aussi dépendant qu’EDL du carburant importé, voire plus en raison de son inefficience, avec une consommation estimée à 1,8 milliard de dollars en 2018.

Pour l’heure, ces importations sont subventionnées par la BDL à hauteur de 90%. Mais la dépréciation de la livre pèse lourdement sur les 10% restants, et se répercute sur le prix payé par le consommateur, d’autant que les cours mondiaux du brut sont à la hausse depuis le début de l’année. Le prix moyen du kilowattheure (kWh) facturé par les générateurs de quartier est ainsi passé de 594 livres libanaises en novembre 2020 à 882 livres en mars 2021 – voire 970 livres dans les petits villages et les régions situées à plus de 700 mètres d’altitude.

Si l’État continue de subventionner les tarifs d’EDL, fixés depuis 1994 à environ 135 livres le kilowattheure en moyenne, le coût de l’électricité produite à partir des énergies fossiles augmente, tant pour EDL que pour les générateurs, et la facture risque d’exploser en livres libanaises avec la levée annoncée des subventions sur les carburants.

Un argument qui apporte de l’eau au moulin des défenseurs des énergies renouvelables, en particulier l’énergie solaire. Car, le Liban dispose de deux atouts à ce niveau: 300 jours d'ensoleillement par an, avec 8 à 9 heures de lumière par jour, et un modèle de production de facto décentralisé qui pourrait accélérer la transition.

Mais cette transition est loin d’être simple à mener en pleine crise financière. Car malgré la baisse drastique des coûts des principaux composants des systèmes photovoltaïques ces dix dernières années (plus de 85% pour les panneaux et les batteries), l’absence de coût de fonctionnement, et une durée de vie plus longue qu’un groupe électrogène, l’investissement initial reste trois à quatre fois plus élevé qu’un générateur à capacité équivalente.

Un obstacle de taille pour les particuliers, surtout, qui doivent débourser, selon la Banque mondiale, entre 25.000 et 30.000 dollars pour un système photovoltaïque résidentiel de 22 kW contre 8.400 dollars pour un générateur de 35 KVA. Ce qui explique qu’avant la crise, le résidentiel ne représentait déjà pas plus que 13% de la part des panneaux solaires installés jusqu’en 2019, derrière les secteurs industriel (33%) et commercial (20%) et à égalité avec le secteur agricole (13%), qui disposent tous de surfaces leur permettant de réaliser des économies d’échelle.

En effet, si le coût d'installation d'une capacité d’un kilowatt-peak (kWp) revient entre 1.120 et 1.400 dollars pour le résidentiel, il peut descendre jusqu'à 800 dollars pour les bâtiments industriels et les centres commerciaux. Compte tenu de ces barrières à l’entrée, plusieurs mécanismes de financements subventionnes (notamment NEEREA, LEEREFF et GEFF) avaient été mis en place pour encourager l’adoption des énergies renouvelables.

Mais «depuis le déclenchement de la crise économique et les problèmes que connaît le secteur financier, ces mécanismes ne sont plus fonctionnels», indique Pierre Khoury, président du Centre libanais pour la conservation de l’énergie (LCEC). Par conséquent, «l’augmentation des projets solaires en 2020, portée principalement par l’installation de pompes solaires agricoles, a été inférieure à celle des années précédentes», ajoute-t-il.

L’équation est d’autant plus compliquée dans le secteur résidentiel que ses «besoins sont différents de ceux des secteurs industriel, commercial et agricole. Pour les particuliers, le pic de consommation se situe plutôt en fin de journée, période à laquelle le soleil n’est plus en position optimale, alors que pour les autres, il se situe plutôt en cours de journée, heure idéale pour profiter de l’énergie solaire», explique Antoine Kaldany, PDG de la société Yelloblue.

Les moindres économies réalisées sur la facture du générateur pourraient ainsi allonger le retour sur investissement, à moins de se passer totalement de générateurs en se dotant de batteries permettant d’emmagasiner l’énergie solaire produite durant la journée. Mais l’investissement initial serait encore plus important, sachant que les batteries, tout comme les panneaux, sont importés, et donc en dollars. «Environ 80% de nos coûts consistent en l’importation de matériel de l’étranger, des frais que nous devons payer en dollars», explique Antoine Kaldany.

D’où l’idée de la Banque mondiale de convertir non pas les particuliers mais les propriétaires de générateurs de quartier. Une solution qui permettrait de réaliser des économies d’échelle et de pérenniser une partie d’un secteur qui fait vivre selon elle quelques 13.200 personnes. Les producteurs existants se doteraient alors de systèmes hybrides, combinant des générateurs à combustion et des panneaux photovoltaïques.

Un générateur de 400 KVA combiné à un système solaires d’une capacité de 280 kW, permettrait ainsi de fournir du courant à environ 300 foyers. Si cela augmente considérablement l’investissement initial (de 72.400 dollars à 352.400 dollars pour un modèle hybride), la durée de vie de l’infrastructure passerait de 5 à 25 ans, et le coût de production durant cette période (en anglais LCOE – Levelized Cost of Electricity) baisserait de près de 24 cents/kWh (pour un prix de 62 cents le litre de carburant) à 16 cents pour le modèle hybride.

Selon les calculs de la Banque mondiale, datant de début 2020, en maintenant le prix de vente d’avant la crise (27 cents le kWh) l’investissement dans un modèle hybride serait amorti en 2,4 ans et resterait fonctionnel pendant 25 ans, alors que le coût du générateur est amorti en 1,6 an, mais doit être remplacé tous les 5 ans.

Ce modèle se heurte toutefois au problème de l’espace nécessaire pour installer les panneaux, surtout en ville, sachant que pour un tel modèle hybride, quelques 2240 mètres carrés seraient requis, «un défi majeur», reconnaît la Banque mondiale. Et même pour ceux qui ont accès aux fonds et à la surface nécessaire, «les barrières culturelles et le manque d’information constituent toujours de sérieux obstacles», ajoute-t-elle. Autre piste envisagée : convertir les municipalités.

Depuis le lancement d’un projet pilote en 2015 à Kabrikha, un village du Sud, à l’instigation de l’agence Cedro du Programme des Nations unies pour le développement (Pnud), au moins 17 municipalités ont manifesté un intérêt pour l’énergie solaire, selon la Banque mondiale. Plusieurs d’entre elles les ont même adoptés en partenariat avec le secteur privé; la première offrant les terrains et la seconde installant l’équipement, à ses propres frais, pour vendre ensuite l’énergie aux résidents.

C’est la municipalité de Bchaalé qui a ouvert le bal en 2018, avec l’installation d’un parc solaire d’une capacité de 300 kilowatts peak (kWp) avec des batteries. Un an plus tard, la société KEnergy s’associe avec le couvent de Jabboulé et la municipalité de Jabboulé pour installer un parc d’une capacité de 800 kWp couplé à des batteries pouvant stocker 500 kWh, installé sur un terrain de 15.000 mètres carrés appartenant au couvent.

«À ce système, s’ajoutent aussi deux générateurs qui prendront la relève dans des situations où l’énergie solaire ne serait plus suffisante à cause du mauvais temps», indique Marc Tabchy, associé gérant de KEnergy. «En plus du couvent, de son école et de son usine de fromage, ce système alimente 400 foyers à Jabboulé et dans le village environnant de Zabboud à travers un réseau de distribution intelligent totalement géré à distance depuis notre siège à Beyrouth», poursuit-il.

Mais la crise a sonné l’arrêt des projets similaires. «L’installation de tels parcs solaires aujourd’hui, compte tenu de la pénurie de dollars, doit nécessairement se faire à travers des financements étrangers», souligne Marc Ayoub, chercheur en énergie à l’Institut Issam Fares de l'Université américaine de Beyrouth (AUB). Mais pour convaincre les bailleurs de fonds ou les investisseurs potentiels, «il faudrait avant tout, que le cadre légal de la production d’énergie décentralisée soit adopté», continue-t-il.

Car, si le net-metering permet aux particuliers de déduire leur excédent de production solaire de leur facture d’EDL depuis 2011, la version collective reste encore et toujours interdite. Seul le village de Kabrikha, en tant que projet pilote, bénéficie d’une exception. Tous les autres projets, qu’ils soient municipaux ou privés, se retrouvent dans la même zone grise que l’activité des propriétaires de générateurs de quartier, illégaux mais tolérés, compte tenu l’incapacité d’EDL de fournir la totalité du courant.

Mais ce statut pourrait prochainement changer. «Nous préparons, en collaboration avec le ministère de l’Énergie et la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD), un projet de loi qui permettrait l’application du net-metering à un niveau collectif et municipal. Une fois approuvé au Parlement, les particuliers et les communes pourront produire et revendre de l’électricité à l’EDL, dans la mesure où les installations le permettent», conclut Pierre Khoury.

Source: Orient le jour