Le Sri Lanka a tout misé sur le pétrole des autres et paie désormais le prix de cette fragilité
Certaines économies construisent leur système énergétique comme si le prix du pétrole était une constante. Le Sri Lanka en a fait partie pendant trop longtemps. Aujourd'hui, avec une inflation à son niveau le plus élevé depuis trois ans, des rationnements en cours et le ministère de l'énergie admettant avoir dépensé jusqu'à 30 % de ses réserves de devises en un seul mois pour payer des importations de carburant, ce pari se révèle dans toute son architecture brisée.
Le déclencheur immédiat a été le conflit entre les États-Unis, Israël et l'Iran, qui a compromis le flux à travers le détroit d'Ormuz et fait flamber les prix internationaux des carburants. Mais le problème de fond n'est pas géopolitique : il est structurel. Une île qui importe la totalité de son pétrole et de son gaz a bâti une matrice électrique dont le charbon et le fioul constituent l'épine dorsale, et cette épine dorsale est désormais défaillante sous la pression externe.
Le ministre de l'énergie, Anura Karunathilaka, l'a dit avec une franchise inhabituelle pour le langage diplomatique ordinaire : les chocs de prix sont des « signaux d'alarme ». Sa réponse politique est d'accélérer la transition vers les énergies renouvelables et d'aspirer à dépasser l'objectif de 70 % de production électrique renouvelable d'ici 2030, depuis un niveau actuel proche de 60 %, dont 40 points de pourcentage correspondent déjà à l'hydraulique.
Ce que le ministre n'a pas dit — et ce qu'il vaut la peine d'examiner — est de savoir si l'architecture qui soutient cette accélération peut tenir face à ce qui vient.
Le solaire progresse, mais pas le réseau
L'objectif solaire est ambitieux de façon quantifiable : porter la capacité installée à près de 4 400 mégawatts d'ici 2029, ce qui implique une croissance de 388 % par rapport à 2024. En termes opérationnels, cela signifie ajouter environ 600 mégawatts par an pendant cinq années consécutives. Pour un pays qui est sorti de sa pire crise économique il y a à peine trois ans, ce rythme d'investissement exige bien plus que de la volonté politique : il nécessite une chaîne de financement, des contrats bancables et un cadre tarifaire que les investisseurs puissent modéliser.
Aucun de ces trois éléments n'est encore résolu.
Le système de transmission actuel ne peut pas absorber la croissance projetée sans points d'étranglement. Le ministre lui-même l'a reconnu : il existe des contraintes sur les lignes de transmission, sur la disponibilité du réseau et sur le contrôle des fluctuations entre offre et demande. En octobre de cette année, une coupure de courant de six heures a frappé toute l'île après l'effondrement du réseau national, vraisemblablement parce que la production solaire a dépassé la consommation pendant les heures de pointe de midi. Le système de transmission prévoit d'ajouter cinq lignes principales à partir de 2027, mais cela signifie que le goulot d'étranglement restera actif pendant au moins les deux prochaines années d'expansion solaire la plus intense.
Il ne s'agit pas là d'une observation mineure. Une capacité solaire installée qui ne peut pas être acheminée ou qui doit être coupée en raison de l'instabilité du réseau ne génère pas de retour sur investissement. Elle génère des actifs oisifs et une pression financière supplémentaire sur le système. Si les investisseurs privés dans le solaire — ménages, entreprises, développeurs indépendants — calculent leur retour sur investissement en supposant qu'ils pourront exporter librement vers le réseau, et découvrent ensuite que le réseau les déconnecte pour maintenir sa stabilité, le modèle d'adoption ralentit de lui-même sans qu'aucune politique ne l'empêche formellement.
Le problème de prix que personne ne veut nommer directement
La modification du modèle tarifaire pour le solaire résidentiel est, selon toute probabilité, l'élément politiquement le plus difficile de l'ensemble du programme de réformes annoncé.
Le mécanisme actuel fonctionne comme une forme de comptage net différé : les producteurs solaires privés injectent de l'électricité dans le réseau en journée — lorsqu'il y a un excès de production et une faible demande — et en retirent une quantité équivalente la nuit sans payer la différence de coût entre l'électricité nocturne et l'électricité diurne. Cette différence est absorbée par l'État. Karunathilaka l'a décrite comme un coût supplémentaire qui pèse sur les finances publiques et qu'il juge injuste de faire supporter à la population en général.
La formulation est honnête mais incomplète. Ce que le dispositif actuel fait, en substance, c'est subventionner l'adoption solaire résidentielle par un transfert implicite de l'ensemble des consommateurs — y compris ceux qui ne disposent pas de panneaux, qui sont généralement ceux ayant la plus faible capacité d'investissement — vers ceux qui peuvent installer des systèmes photovoltaïques. Dans un pays à revenu intermédiaire inférieur avec une économie encore fragile, cette subvention croisée a des conséquences distributives qui n'apparaissent dans aucun bilan carbone.
La solution proposée par le gouvernement est un « nouveau modèle financier » qui soit équitable à la fois pour les producteurs et pour les consommateurs. Cet énoncé est tout ce qui existe pour l'instant. Il n'existe aucun détail précisant si sera adoptée une tarification à l'exportation différenciée selon l'heure, une redevance fixe de réseau, une révision du crédit par kWh exporté ou quelque mécanisme de contrat bilatéral. Cette imprécision n'est pas un détail technique secondaire : c'est l'élément qui détermine si les 600 MW annuels de solaire projetés seront installés ou non.
Lorsque la compensation versée aux producteurs solaires est modifiée rétroactivement — ou même prospectivement avec des signaux ambigus —, la courbe d'adoption s'arrête. Les développeurs de projets de moyenne envergure ont besoin d'un contrat de 15 ou 20 ans assorti d'un tarif connu pour obtenir un financement bancaire. Si ce cadre est en cours de révision, le capital attend. Et attendre a, en l'occurrence, un coût : chaque année de retard dans l'installation de capacité solaire est une année pendant laquelle l'île continue d'importer du fioul ou du charbon à des prix qu'elle ne maîtrise pas.
Le vent à Mannar et la politique de l'écoute sélective
Le cas de la péninsule de Mannar révèle une tension différente, mais tout aussi structurelle : le fossé entre le potentiel technique et la viabilité sociale.
Le Sri Lanka dispose d'un potentiel éolien estimé à environ 30 gigawatts, un chiffre qui ferait du vent, et de loin, sa ressource renouvelable la plus abondante. Cependant, les parcs installés depuis 2020 à Mannar ont suscité une résistance communautaire soutenue. Les habitants attribuent aux éoliennes des inondations, une réduction des captures de poisson et des risques pour les oiseaux migrateurs. Ce sont des allégations documentées, et non des résultats scientifiques vérifiés de manière indépendante, mais le ministre a choisi d'y répondre par un engagement politique explicite : seuls les projets déjà approuvés ou en construction iront de l'avant à Mannar ; les futurs seront implantés ailleurs.
La décision obéit à une logique politique de court terme. Mais elle a un coût de long terme qu'il vaut la peine de nommer. La troisième phase éolienne à Mannar — un contrat de 52 éoliennes attribué à Adani — a été annulée en 2025 après un différend sur le prix par kilowattheure. La combinaison d'un conflit tarifaire et d'une opposition communautaire a laissé sans réalisation une part significative de capacité éolienne, précisément au moment où le pays en avait le plus besoin. Le résultat n'est pas un apprentissage intégré dans la politique d'autorisation ; c'est un vide dans le pipeline de projets que le solaire devra compenser seul.
Le risque à venir est que si la politique éolienne devient une pratique consistant à éviter les conflits en déplaçant les projets plutôt qu'en construisant les mécanismes de consultation et de compensation communautaires qui les rendraient viables, le Sri Lanka finira par exécuter sa transition énergétique là où il y a le moins de résistance, et pas nécessairement là où la ressource est la meilleure ou l'impact environnemental global le moins élevé.
Ce qui tient et ce qui ne supporte pas encore le poids
Le ministre a été direct sur les délais réels : les infrastructures de stockage par batteries, le réseau de transmission et les cadres d'investissement « ne sont pas encore prêts à remplacer complètement le charbon et le fioul ». Sa projection d'atteindre entre 90 et 95 % de production renouvelable situe cet horizon à 10 à 15 ans.
Cette honnêteté chronologique est importante car elle sépare l'ambition de l'architecture. Le Sri Lanka dispose de ressources renouvelables suffisantes pour soutenir la transition qu'il décrit : le soleil, le vent et l'hydraulique sont abondants. Ce qu'il n'a pas encore, c'est l'ingénierie financière, l'infrastructure de réseau et le cadre réglementaire qui convertissent ces ressources en contrats bancables, en flux de trésorerie prévisibles et en capacité installée qui alimente quand on en a besoin.
La différence entre un objectif politique et une transition qui fonctionne sous pression est précisément celle-ci : le premier tient tant que les prix du pétrole justifient le changement ; la seconde tient même si les prix du pétrole baissent, même si le gouvernement change ou même si l'économie se contracte à nouveau. Le Sri Lanka se trouve clairement dans la première phase. Passer à la seconde exige de résoudre trois choses simultanément : un cadre tarifaire solaire qui ne dépende pas de subventions croisées non durables, un plan de transmission qui précède et ne suive pas l'installation de capacité, et un processus d'implantation éolienne qui construise une légitimité sociale au lieu de l'esquiver.
L'élan est là. La pression externe pour agir aussi. Ce qui détermine si cette transition survit à la prochaine crise n'est pas la vitesse d'installation des panneaux, mais la solidité des règles qui rendent cette installation financièrement prévisible pour celui qui investit et opérationnellement fiable pour celui qui consomme.
