En el Líbano, la cuestión de la electricidad se está convirtiendo de nuevo en un problema macroeconómico, así como en un tema de servicio público. Después de una mejora temporal a comienzos de 2026, se contrajo nuevamente el suministro de electricidad del Líbano, regresando hogares y empresas a generadores privados en un momento en que sus aranceles oficiales aumentaron marcadamente. El kilovatio-hora de los generadores en las zonas urbanas aumentó de £30,244 en febrero a £48,241 en agosto, un aumento de casi el 60% en seis meses. Al mismo tiempo, EDL debe absorber un choque excepcional sobre el costo del combustible diesel, con un precio cercano a 1.500 dólares por tonelada frente a una presupuestaria de 680 dólares. Joe Saddi ha iniciado reformas institucionales a largo plazo, pero el problema inmediato es más agudo: el sector sigue estructuralmente subfinanciado, todavía pierde una parte muy alta de la energía inyectada y carece de un modelo de producción suficientemente robusto para proteger a los consumidores de las conmociones petroleras.
El problema ya no es sólo el corte: es el precio económico de la electricidad
Durante años, el debate sobre la electricidad libanesa se ha resumido por el número de horas de electricidad suministradas por el EDL. Esta medida sigue siendo esencial, pero ya no es suficiente. Desde el colapso del sistema financiero y la explosión del sistema solar privado, el consumidor ahora compra una asamblea de fuentes: unas pocas horas de LEDL, varias horas de generador y, para hogares o empresas que han podido invertir, una parte de solar con baterías. Por lo tanto, el costo económico relevante ya no es la tasa LED tomada en aislamiento, sino la factura consolidada requerida para obtener 24 horas de servicio.
Esta factura consolidada está muy por encima de lo que sugiere el arancel público. Cuando el EDL reduce su poder, el hogar no consume necesariamente menos electricidad; Simplemente reemplaza una fuente privada que es más cara a la fuente pública. Por consiguiente, a corto plazo, la disminución de la producción de EDL transfiere el costo al sector privado. A nivel macroeconómico, esta sustitución actúa como un impuesto de energía difuso: reduce los ingresos desechables del hogar, reduce los márgenes comerciales y aumenta el costo de cada bien o servicio que requiere electricidad.
Es este mecanismo que explica el aumento del descontento en 2026. El consumidor puede escuchar que la reforma institucional avanza, pero considera que el sector se basa en dos variables simples: el número de horas recibidas y el gasto mensual total. Sin embargo, estas dos variables evolucionaron en la dirección equivocada durante el verano. La brecha entre la reforma administrativa y la experiencia económica diaria se convierte así en un riesgo político para el ministerio, así como un freno para la recuperación.
Choque del generador: casi el 60% de aumento en la hora kilovatio desde febrero
Tasa urbana indicativa oficial. Fuente: Ministerio de Energía y Agua.
Simulación indicativa: Agosto 2026 + 10 Un paquete, sin suplementos.
Los aranceles oficiales de generadores privados muestran la magnitud del choque. En febrero de 2026, el Ministerio de Energía estableció la tasa indicativa a 30.244 libras por hora kilovatio en las zonas urbanas. Saltó a £49,395 en abril, volviendo a £41,973 en junio y luego £40,746 en julio. En agosto, data de £48,241. Por lo tanto, el nivel de agosto es casi un 60% más alto que en febrero. En las zonas rurales o remotas, la tarifa es aún mayor porque la red oficial agrega un coeficiente relacionado con los costos adicionales de distribución y operación.
El kilovatio es sólo un componente de la factura. La escala también incluye una tarifa fija, incluyendo 385.000 libras por 5 amperios y 685.000 libras por 10 amperios. Como indicación, un hogar que utiliza 300 kWh en el generador en agosto con una suscripción de 10 amperes soporta aproximadamente 15,16 millones de libras, o casi $169 a razón de 89,700 libras por dólar. A 500 kWh, la factura se acerca a $277; A 700 kWh, excede $384. Estos cálculos utilizan estrictamente el arancel oficial y no incluyen ningún recargo no autorizado.
El peso relativo obviamente depende de los ingresos. Para un hogar con 1.500 dólares mensuales, una factura generadora de 277 dólares representa más del 18% de los ingresos incluso antes de la factura de EDL, agua, telecomunicaciones o vivienda. Para un pensionista o empleado público pagado a un nivel significativamente inferior, la cuota se vuelve mucho más alta. Por lo tanto, el problema social no es sólo el nivel absoluto del arancel, sino su relación con los ingresos que no siguieron al aumento de los costos energéticos.
Las autoridades también distinguen entre el aumento económico justificado por el combustible y las prácticas abusivas. A principios de septiembre, el Gobierno fortaleció los controles de los operadores que aplicarían costos adicionales, costos de mantenimiento no previstos o aumentos sin base reglamentaria. Esta intervención demuestra que el mercado de generadores combina dos realidades: un aumento objetivo de los costes de producción y a veces un importante poder de mercado local, ya que el suscriptor generalmente no tiene la posibilidad de elegir libremente a su proveedor de barrio.
EDL sufre un choque de costos que ninguna reforma de gobernanza puede absorber al instante
Presupuesto 2026 de EDL en comparación con el nivel mundial citado por la institución en agosto.
La situación financiera del EDL se deterioró marcadamente con el derrame de gas. La institución había preparado su presupuesto de 2026 en un supuesto de aproximadamente 680 dólares por tonelada métrica. In August, he reported that the world price had approached $1,500, an increase of between 88 per cent and 91 per cent over his working assumed. Para un productor térmico dependiente del combustible, esta diferencia no es marginal: altera completamente el coste variable de producción y hace que los saldos presupuestarios construidos unos meses antes obsoletos.
En una empresa eléctrica normal, se utilizan tres mecanismos para absorber este tipo de shock: una fórmula arancelaria que ajusta rápidamente el precio de venta, los contratos de combustible o los instrumentos de cobertura a precios lisos, o un balance suficientemente fuerte para absorber temporalmente la diferencia. EDL no tiene totalmente ninguno de estos amortiguadores. Las tasas se han revisado sustancialmente desde 2022, pero el establecimiento sigue siendo política y socialmente limitado; el acceso a la financiación es limitado; y su balance lleva el legado de décadas de déficit.
Así, el arbitraje se vuelve brutal. Producir más con un combustible mucho más caro aumenta las necesidades de flujo de efectivo. La producción reduce la necesidad de aceite de combustible, pero empuja a los consumidores a los generadores, que tienen un costo unitario aún mayor. El aumento elevado del arancel del EDL protegería su equilibrio financiero pero transferiría una nueva carga a los hogares. Pedir al Tesoro que financie la diferencia sería reintroducir el mecanismo de subsidios presupuestarios que desde hace mucho tiempo ha contribuido a los déficits públicos. Ninguna de estas opciones es neutral.
Esta limitación ayuda a entender por qué el Ministro no puede simplemente ordenar un aumento sostenible de la dieta. La cuestión física de la capacidad disponible está inextricablemente vinculada a la capacidad financiera para comprar combustible y recuperar el costo de producción. En un sistema tan frágil, un megavatio adicional puede mejorar el servicio pero deteriorar el flujo de efectivo si la energía correspondiente no es facturada y cobrada.
Los pagos públicos no pagados retiran alrededor de $50 millones al mes en el circuito EDL
Este choque de combustible añade un problema de recuperación inusualmente grande. Joe Saddi informó en julio que el Estado y sus instituciones debían aproximadamente 250 millones de dólares en mora a EDL a fines de diciembre, y que pidió pagos de 50 millones de dólares mensuales por cinco meses. El Ministro insiste en que no es un avance del Fondo de Ingresos Consolidados, sino la liquidación de facturas y compromisos de electricidad efectivamente consumidos o exenciones concedidas por el Estado.
Económicamente, la distinción es importante. Un anticipo presupuestario constituye financiación pública para cubrir un déficit. El pago de una factura es un ingreso comercial normal de la empresa. Si el EDL suministra energía a gobiernos, autoridades de agua o municipios sin ser pagado, actúa de facto como financiero para el resto del sector público. Sin embargo, debe pagar el combustible inmediatamente. El flujo de efectivo resultante limita directamente su capacidad de mantener o aumentar la producción.
El problema también revela una incoherencia en la política de recuperación. El Estado requiere que los hogares paguen facturas que ahora están ampliamente indexadas al dólar y busca reducir las conexiones ilegales. Esta política es difícil de legitimar cuando las propias instituciones públicas acumulan grandes atrasos. Por lo tanto, la disciplina financiera del EDL implica que el sector público está sujeto a la misma limitación presupuestaria que los clientes privados.
Casi el 40% de la energía inyectada en la rejilla permanece perdida
Desglose indicativo de las pérdidas del Banco Mundial 2023.
La segunda debilidad estructural se refiere a pérdidas técnicas y comerciales. El Banco Mundial estimó que en 2023 aproximadamente el 40% de la electricidad inyectada en la red de EDL no había resultado en la carga y la energía en efectivo normalmente. Aproximadamente el 4% correspondía a pérdidas de la red de transporte, el 9% a pérdidas técnicas de distribución y el 25% a pérdidas comerciales, principalmente robos, conexiones ilegales e invocaciones o fallos de recuperación. El orden de magnitud significa que sólo seis de cada diez unidades de energía inyectada se convierten en energía útil y recuperable comercialmente.
Esta estructura transforma el debate arancelario. Supongamos que EDL compra o produce 100 unidades de electricidad. Si 38 a 40 unidades desaparecen técnica o comercialmente antes de cobrar, el costo de las unidades restantes debe cubrir no sólo su propio costo de producción, sino también el de la energía perdida. Por lo tanto, el aumento del precio del combustible se amplifica por las pérdidas del sistema. Mientras estas pérdidas no disminuyan, una política de recuperación de costos requiere una tasa más alta o una subvención o un deterioro de la corriente de efectivo.
Por ello, el aumento de la capacidad de producción, a menudo presentada como solución central, no es suficiente. La adición de megavatios a una red que pierde casi el 40% de su energía puede aumentar los volúmenes sin resolver la viabilidad financiera. La reforma debe abordar simultáneamente la producción, red, metros, facturación y recuperación. La economía del sector es sistémica: mejorar un vínculo no corrige las pérdidas generadas por otros.
Legado: 1.800 millones de dólares en déficit en 2018 y décadas de sub-tarif
La crisis de 2026 es también el resultado de un modelo construido mucho antes del colapso financiero. El Ministerio de Energía recuerda que EDL tuvo un déficit financiero de 1.800 millones de dólares en 2018. Las causas identificadas en ese momento ya eran conocidas: un precio medio inferior al costo de producción, plantas viejas e ineficientes, aproximadamente el 16% de las pérdidas técnicas y el 21% de las pérdidas no técnicas. Por lo tanto, el sistema vendió energía subvencionada al perder una cantidad considerable antes de la recuperación.
El costo macroeconómico no se limitó a la cuenta de beneficios y pérdidas del EDL. Las transferencias fiscales a la empresa aumentaron el déficit gubernamental y las necesidades de la deuda pública. Al mismo tiempo, el deficiente servicio requiere que los hogares paguen una segunda factura a los generadores. El consumidor financió el sector dos veces: como contribuyente, a través de transferencias públicas, y luego como cliente, a través de suscripción privada.
El FMI señaló además en 2023 que el aumento arancelario del 2022 de noviembre, aunque indispensable, no garantizaría la viabilidad financiera por sí solo. Su eficacia dependía de la recuperación, reducción de las pérdidas no técnicas, aumento del suministro de energía y gestión del riesgo de cambio entre la compra de combustible y la recepción de facturas. Tres años después, estas condiciones siguen siendo precisamente las que determinan la capacidad de EDL para funcionar.
El costo real para la economía supera con creces la factura de electricidad
Para una empresa, la electricidad actúa como entrada transversal. Un aumento de su costo se transmite a casi todos los sectores: cadena fría, catering, industria, comercio, telecomunicaciones, bombeo de agua, hospitales, oficinas o almacenes. La cuenta de energía reduce primero el margen de ganancia; Cuando se hace demasiado alto, la empresa pasa a sus precios. Por lo tanto, la electricidad alimenta la inflación por costos, incluso cuando la demanda interna sigue siendo baja.
Este mecanismo es particularmente perjudicial en una economía recesionaria. Una empresa enfrentada simultáneamente con menor demanda y mayores costos de energía no siempre puede pasar el aumento a sus clientes. Luego reduce su margen, posterga las inversiones, disminuye su personal o es firme. La energía se convierte así en un canal a través del cual un choque de petróleo externo se convierte en una disminución de la inversión interna y del PIB real.
La comparación internacional es desfavorable. El FMI estimó en 2023 que el precio objetivo de la electricidad producido por generadores privados era de alrededor de 45 a 50 centavos por kWh, en comparación con un promedio mundial de casi 16 centavos en ese momento. Aunque estas referencias han evolucionado desde entonces, la brecha ilustra un problema estructural: generar electricidad con miles de unidades diésel pequeñas es mucho más costoso que conseguirlo de centrales eléctricas eficientes o renovables conectadas a una red de alto rendimiento.
Los costos adicionales también afectan a la competitividad externa. Un industrial libanés que exporta no siempre puede aumentar sus precios porque se enfrenta a competidores turcos, jordanos, egipcios o europeos que a menudo se benefician de una energía más fiable y una financiación bancaria normal. Por lo tanto, la electricidad no es sólo un gasto doméstico; Reduce la capacidad del Líbano para ampliar su base de exportación y generar las monedas que necesita su economía.
Reducción solar de dependencia, pero creó una economía eléctrica de dos velocidades
La explosión fotovoltaica desde 2019 ha cambiado profundamente el sector. El Banco Mundial estimó que la capacidad solar fuera de la red era de alrededor de 1.000 MW a finales de 2023, y las últimas estimaciones nacionales muestran un nivel aún mayor. Esta capacidad ha permitido que muchos hogares y empresas reduzcan su dependencia de los generadores y absorban algunos de los recortes del EDL.
Pero el solar no es una solución uniforme. Requiere una inversión inicial significativa, especialmente cuando debe combinarse con baterías para cubrir la noche y la noche. Así, los hogares con capital pueden reducir significativamente sus facturas de generador. Los hogares más pequeños siguen cautivos a una electricidad privada costosa. Por lo tanto, la crisis energética produce una forma de desigualdad en la riqueza: los que pueden invertir pagan menos a largo plazo, mientras que los que carecen de capital siguen comprando la hora kilovatio más cara.
El desarrollo solar masivo también crea un problema de coordinación con la red. Una gran capacidad descentralizada puede aliviar la demanda durante el día, pero no reemplaza un sistema de transporte, envío y almacenamiento. Sin inversión en la red y sin regulación clara, el país corre el riesgo de añadir activos privados sin construir un sistema eléctrico integrado.
Joe Saddi avanza en la regulación, pero el calendario político es más corto que el calendario eléctrico
El mandato de Joe Saddi se distingue por varios avances institucionales. The Electricity Regulatory Authority, provided for by Law 462 since 2002, has finally been set in motion. El Consejo de Ministros aprobó una nueva nota de política sectorial en julio de 2026, mientras que se preparará un plan de producción de bajo costo con la Autorité, EDL, EDF y la financiación de la Agence française de développement. Por primera vez en mucho tiempo, la reforma busca distinguir claramente entre regulación, planificación y operación.
La Autorité también ha lanzado una convocatoria de expresiones de interés que abarca hasta 350 MWc de energía solar conectada a la red, distribuida entre varios proyectos, con hasta 1.000 MWh de almacenamiento de baterías. Al mismo tiempo, busca proyectos térmicos descentralizados que van desde 20 hasta 100 MW, principalmente operando a gas natural con la posibilidad de utilizar combustible de emergencia. El objetivo es económico y técnico: diversificar la mezcla, reducir la exposición al diesel e introducir nuevas capacidades con un marco de competencia más legible.
Sin embargo, estos anuncios no deben confundirse con la capacidad disponible. Un proyecto solar o térmico implica estudios, financiamiento, contratos, permisos, construcción y conexión. Incluso cuando el proceso está funcionando correctamente, el tiempo es en meses o años. Por lo tanto, la reforma puede ser económicamente coherente y seguir siendo políticamente impopular a corto plazo si el consumidor continúa recibiendo cuatro horas de D-EDL y una factura de alta generación.
El desafío del ministro es precisamente esta asimetría de tiempo. Los errores acumulados durante dos décadas no pueden ser corregidos en un año, pero el ingreso familiar es mensual y la factura también. Por lo tanto, el éxito de la política energética se juzgará antes de que la mayoría de las nuevas inversiones produzcan sus efectos.
¿Por qué simplemente aumentar el precio de edl no resuelve el problema
Una lectura puramente contable podría dar lugar a una solución simple: elevar el arancel público incluso para cubrir el costo total de la producción. Esta opción mejoraría teóricamente la cuenta de operaciones, pero podría fracasar si no se acompaña de una reducción de las pérdidas y un aumento de la tasa de recuperación. Una tasa más alta aplicada a una base de clientes que no todo el pago no garantiza más ingresos.
También hay un umbral social. Si el precio del producto está demasiado cerca del precio del generador sin mejorar significativamente las horas de suministro, el consumidor puede percibir la reforma como un aumento de precios sin tener en cuenta el servicio. Por otro lado, mantener artificialmente demasiado bajo un arancel crea un déficit. Por lo tanto, la solución económica es menos elegir entre tarifas bajas y altas que construir un precio que refleje los costos de un sistema progresivamente más eficiente.
Esta lógica implica medidores confiables, facturación regular, bajas pérdidas y una fórmula de precios que puede reaccionar a variaciones de combustible sin tener que esperar a una decisión política en cada choque. También requiere mecanismos específicos para los hogares vulnerables. Subvencionar uniformemente cada hora kilovatio beneficia a los grandes consumidores más; ayudar directamente a los hogares de bajos ingresos preserva una señal de precios más coherente.
La reforma real es un problema de inversión y secuenciación
Desde un punto de vista económico, el sector no carece sólo de megavatios; carece de una secuencia creíble de inversiones. La primera es reducir las pérdidas comerciales y mejorar la recuperación, ya que cada dólar recuperado puede financiar combustible o mantenimiento. El segundo es asegurar la producción de bajo costo, incluyendo gas y renovables. El tercero es modernizar la red para que esta nueva producción pueda distribuirse.
El orden de estos pasos cuenta. La creación de una capacidad de producción importante antes de corregir las pérdidas puede aumentar las necesidades financieras sin aumentar proporcionalmente los ingresos. Por el contrario, reducir las pérdidas sin producir más mejora las cuentas pero no responde a la insatisfacción del usuario. Por lo tanto, la reforma debe proceder simultáneamente en varios ejes, pero con objetivos cuantificados: pérdidas, tasas de recuperación, horas de suministro, costo medio de kWh e inversiones realizadas.
La financiación es la última cerradura. El sistema bancario libanés sigue siendo en gran medida incapaz de financiar importantes proyectos a largo plazo. Por lo tanto, el sector eléctrico depende más de inversores extranjeros, instituciones financieras internacionales e instalaciones independientes de tipo productor. A cambio, estos inversores exigirán contratos creíbles, regulador efectivo, visibilidad de precios y capacidad de pago del comprador público. Por consiguiente, la reforma de la gobernanza no es una cuestión administrativa secundaria: condiciona directamente el costo del capital.
Riesgo social: una factura energética que absorbe ingresos desechables
La contienda alrededor de la electricidad ahora se une a otras tensiones sociales. Los militares y los funcionarios públicos jubilados exigen revalorizaciones porque sus ingresos han sido destruidos por la crisis. Las farmacias y las pequeñas empresas reportan márgenes comprimidos. El turismo fue decepcionante y la recesión de 2026 redujo la demanda. En este contexto, un proyecto de ley generador que aumenta en varias decenas de dólares al mes no es un incidente sectorial; De inmediato retira el poder adquisitivo de una economía ya debilitada.
El efecto es regresivo. Los hogares afluentes pueden invertir en energía solar, mejorar el aislamiento, comprar equipos eficientes o absorber una factura más alta. Los hogares más pequeños tienen menos opciones y reducen el consumo, a veces a expensas de comodidad térmica, refrigeración u otros usos esenciales. Por lo tanto, el costo medio por hora kilovatio es sólo una parte del problema: también se debe examinar la parte de la energía en los ingresos desechables.
Para las empresas, la misma lógica puede acelerar la concentración. Las grandes estructuras tienen mejores medios para instalar energía solar, negociar sus compras y amortizar el equipo. Las pequeñas empresas tienen un costo unitario más alto y menos oportunidades de financiación. A largo plazo, la ineficiencia energética puede cambiar la estructura del tejido productivo, favoreciendo a los actores más capitalizados.
Lo que los próximos meses realmente harán posible juzgar
El rendimiento de Joe Saddi no se puede evaluar en una sola variable. El número de horas de EDL debe aumentar, pero sin recrear un déficit financiado por el Tesoro. Las pérdidas deben reducirse, pero sin demoras sólo en los suscriptores ya solventes. Las tarifas deben reflejar los costos, pero sin hacer la electricidad inaccesible. Deben financiarse nuevas capacidades, pero dentro de un marco suficientemente creíble para evitar la repetición de contratos costosos y la aprobación de decisiones anteriores.
Tres indicadores serán particularmente reveladores: la recuperación de los aproximadamente 250 millones de dólares adeudados por el sector público, la evolución de las pérdidas de la red desde el nivel cercano al 40% observado en 2023, y la capacidad de EDL para aumentar gradualmente las horas de suministro a pesar del choque petrolífero. A más largo plazo, será necesario medir si los proyectos solares con almacenamiento y producción de gas se están moviendo efectivamente de la convocatoria de interés a la financiación y luego la construcción.
La dificultad política es que este progreso potencial será juzgado en una economía donde el consumidor ya paga el costo de la espera. Mientras la producción pública siga siendo baja, el generador privado sigue asegurado de la continuidad del sistema. Y mientras su costo siga vinculado al combustible diésel, cada choque petrolífero se transforma en un aumento de las facturas, la presión inflacionaria y la pérdida de competitividad en unas semanas. Por consiguiente, la próxima evolución de los precios y horas de los generadores dará una indicación más concreta que los anuncios institucionales sobre la capacidad real del sector para superar su equilibrio de crisis.
Cuadro sinóptico
| Indicador | Valor | Lectura económica |
| Fuente de alimentación EDL febrero 2026 | 7 a 9 horas/día | Mejora temporal |
| Tasa de generación Feb 2026 | 30 244 LBP/kWh | Base de referencia |
| Tipo de generador agosto 2026 | 48 241 LBP/kWh | +60 % en seis meses |
| Gasoil – Presupuesto EDL | $680/t | Hipótesis presupuestarias |
| Gasoil – pico 2026 | 1.500 dólares/t | +88 a +91 % |
| Arreares públicos hacia EDL | $ 250 millones al final de diciembre. | Carga de efectivo |
| Pago solicitado por mes | 50 millones más de cinco meses | Colección, sin anticipo |
| Pérdidas de red 2023 | 40% | 4% transporte, 9% distribución técnica, 25% comercial |
| Déficit de EDL en 2018 | 1.800 millones de dólares | Herencia del modelo subvencionado |
| Proyectos solares EOI 2026 | hasta 350 MWc | Con 1000 MWh de almacenamiento |
| Termal descentralizado | 20 a 100 MW/proyecto | Prioridad del gas natural |
Referencias y enlaces
Lebanese Ministry of Energy and Water, 14 August 2026 —Comunicado de prensa de EDL sobre petróleo de gas cerca de 1.500 dólares/t en comparación con $680 presupuestados, la disminución de la recuperación y el riesgo de continuidad de servicio. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101173/
Líbano Ministerio de Energía y Agua, 23 de julio de 2026Declaraciones de Joe Saddi de las 7 a 9 horas de poder en febrero, los $250 millones en atrasos públicos y los $50 millones en demanda mensual. https://energyandwater.gov.lb/ar/details/101156/
Ministerio de Energía y Agua del LíbanoTasa mensual oficial para generadores privados en 2026. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/prices?type=2
World Bank, Lebanon Renewable Energy and System Strengthening Project —Pérdidas de red cercanas al 40% en 2023: alrededor del 4% del transporte, pérdidas de distribución técnica del 9% y pérdidas comerciales del 25%. https://documents1.worldbank.org/curated/en/099091124181525582/pdf/BOSIB-c26029b-4517-48c7-a0c1-b95eb42d17a7.pdf
FMI, artículo IV 2023EDL tariff structure, need to improve recovery and reduce losses; high cost of private generadors. https://www.imf.org/-/media/Files/Publications/CR/2023/English/1LBNEA2023002.ashx
Lebanese Ministry of Energy and Water, Sector Plan 2019 —Déficit EDL de 1.800 millones de dólares en 2018 y causas históricas: sub-tarifes, centrales eléctricas ineficientes y altas pérdidas. https://energyandwater.gov.lb/ar/details/100511/
Ministerio de Energía y Agua del Líbano, 21 de julio de 2026Nueva nota política para el sector de la electricidad y preparación de un Plan de Generación Este-Cost. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101159/
Electricity Regulatory Authority, 2 September 2026 —EOI: Hasta 350 MWc de solar con 1000 MWh de almacenamiento y proyectos térmicos descentralizados de 20 a 100 MW. https://www.energyandwater.gov.lb/ar/details/101187/
Banco Mundial, evaluación rápida de los daños y las necesidades —Daños y pérdidas del sector energético relacionados con el conflicto anterior; necesidades de reconstrucción. https://documents1.worldbank.org/curated/en/099030125012526525/pdf/P506380-e58e9761-b29e-4d62-97c3-ebf5a511c4e1.pdf
