L’opérateur national du système sri-lankais retire sa demande de hausse des tarifs de l’électricité pour le dernier trimestre 2026

La hausse des niveaux des réservoirs modifie le calcul des tarifs

L’opérateur national du système du Sri Lanka (NSO) a retiré sa demande d’augmentation de 2,88 % des tarifs de l’électricité pour la période d’octobre à décembre 2026. Il estime que l’amélioration des réserves des réservoirs et les prévisions de précipitations supérieures à la normale ne justifient plus de hausse. La demande était liée à un manque à gagner prévu d’environ 4,4 milliards de roupies sri-lankaises.

Ce changement a été annoncé lors d’une consultation des parties prenantes le 5 novembre, puis confirmé dans un communiqué du NSO. Il revient désormais à la Commission des services publics du Sri Lanka (PUCSL), qui fixe les tarifs de l’électricité, de prendre la décision finale pour le trimestre.

Le régulateur avait déjà ramené la hausse proposée à 1,46 % dans son évaluation préliminaire. Le retrait du NSO va plus loin : l’opérateur renonce à sa demande d’augmentation et estime que les tarifs actuels sont suffisants au vu de ses nouvelles prévisions concernant les ressources en eau et la production d’électricité.

Pour les ménages et les entreprises, le fait marquant est le retrait de la hausse proposée, tandis que la décision officielle sur les tarifs reste du ressort de la PUCSL. Avant la consultation, son directeur de la communication, Jayanath Herath, avait indiqué que la commission comptait annoncer sa décision dans un délai de six jours.

Comment la proposition a été soumise à consultation publique

L’avis officiel de consultation de la PUCSL confirme que le NSO lui a soumis sa proposition de coût de fourniture en gros le 7 octobre 2026. Cette proposition estime le coût de l’approvisionnement en électricité du réseau de distribution, qui achemine l’électricité jusqu’aux consommateurs.

L’avis présente cette démarche comme l’examen des tarifs du quatrième trimestre 2026 et fixe au 5 novembre la date limite de dépôt des observations écrites des parties prenantes. Celles-ci pouvaient être envoyées par courriel, fax ou courrier. L’avis précisait que les modalités des séances de consultation orale seraient communiquées ultérieurement.

La consultation orale s’est tenue le jeudi 5 novembre au Bandaranaike Memorial International Conference Hall, à Colombo. Elle devait commencer à 9 heures. Une première description situait la consultation au mercredi 4 novembre ; les comptes rendus datés indiquent que la réunion a eu lieu le 5 novembre et que la PUCSL avait révélé la veille la demande initiale de hausse des tarifs.

La chronologie montre que l’examen était déjà en cours lorsque le NSO a changé de position :

• 4 septembre 2026 : le NSO a présenté une première estimation des coûts, utilisée ensuite pour comparer les prévisions.
• 7 octobre 2026 : le NSO a soumis la proposition révisée de coût de fourniture en gros mentionnée dans l’avis officiel de la PUCSL.
• 4 novembre 2026 : la PUCSL a révélé la demande initiale de hausse des tarifs de 2,88 %.
• 5 novembre 2026 : date limite de dépôt des observations écrites et tenue de la consultation orale ; le NSO a annoncé qu’il ne demandait plus de hausse.

Pourquoi davantage d’eau peut réduire le coût de l’électricité

Le NSO a justifié son revirement par les réserves d’eau déjà stockées dans les principaux réservoirs et par des prévisions de précipitations supérieures à la normale pendant le trimestre. Une plus grande disponibilité en eau peut permettre aux centrales hydroélectriques de produire davantage d’électricité et réduire le recours à des moyens de production thermique plus coûteux.

Les centrales hydroélectriques utilisent le mouvement de l’eau pour faire tourner des turbines. Les centrales thermiques produisent de l’électricité à partir de combustibles tels que le charbon, le diesel ou le fioul lourd. Lorsque les réservoirs permettent d’accroître la production hydroélectrique, le système peut réduire ses achats de combustibles, selon la demande et le mode d’exploitation des différentes centrales.

Selon les prévisions du NSO, la grande hydraulique devait produire 1 551 gigawattheures, soit 32,34 % de la production d’électricité attendue pendant le trimestre. Le gigawattheure mesure une quantité d’électricité produite ou consommée au cours d’une période donnée. Les autres énergies renouvelables devaient représenter 28,81 % de la production, et le charbon 25,68 %.

La grande hydraulique et les autres énergies renouvelables devaient ainsi assurer ensemble 61,15 % de la production prévue. Cette part explique pourquoi les changements de précipitations et de niveaux des réservoirs pèsent autant dans le calcul des tarifs.

Le NSO a évoqué les prévisions de précipitations dans un contexte de conditions El Niño. La prévision utilisée pour la planification s’appuyait sur les perspectives saisonnières du département météorologique pour les précipitations dans les bassins versants hydroélectriques, c’est-à-dire les zones où la pluie alimente les rivières et les réservoirs. La PUCSL a estimé que les hypothèses concernant l’hydroélectricité devaient être vérifiées au regard de la production effective et des apports en eau.

Les prévisions de coûts avaient déjà baissé

La prévision révisée du coût de fourniture en gros du NSO s’élevait à 125,94 milliards de roupies sri-lankaises, contre 134,16 milliards dans sa proposition de septembre. La baisse de 8,22 milliards représente environ 6,1 % de l’estimation précédente.

L’essentiel de cette baisse provenait des coûts prévisionnels de production d’électricité, qui sont passés de 105,58 à 98,31 milliards. Ils comprennent notamment les dépenses liées à la production d’électricité, dont le combustible nécessaire au fonctionnement des centrales.

Les coûts prévisionnels de capacité de production ont également diminué, passant de 19,94 à 18,98 milliards. Les paiements au titre de la capacité couvrent généralement la disponibilité des équipements de production, plutôt que de rémunérer uniquement chaque unité d’électricité produite.

Le calcul détaillé des tarifs chiffrait à l’origine la hausse demandée à 2,88 % ; un autre compte rendu publié évoquait également une demande de 2,46 %. Le chiffre de 2,88 % est celui associé au calcul initial du manque à gagner et à la réduction ultérieure de la hausse proposée à 1,46 %.

Les changements apportés par la PUCSL lors de son examen préliminaire

La PUCSL avait initialement calculé un manque à gagner trimestriel de 4,44 milliards de roupies, chiffre précis correspondant aux quelque 4,4 milliards avancés pour justifier la demande initiale. Dans son évaluation préliminaire, elle a ramené ce manque à gagner à 2,25 milliards, soit une baisse de 2,19 milliards, ou environ 49 %.

La commission a retranché 669 millions de roupies des coûts de capacité de production d’Electricity Generation Lanka. Selon elle, cette hausse ne relevait pas du cadre des contrats d’achat d’électricité, qui régissent les achats d’électricité auprès des producteurs.

La PUCSL a également exclu les 1,07 milliard de roupies présentés par Electricity Distribution Lanka au titre du remboursement de prêts liés au projet d’amélioration de la fiabilité de l’approvisionnement en électricité. La commission a expliqué que ces dépenses concernaient des travaux d’investissement encore en cours.

Selon le traitement décrit dans l’examen, ces dépenses peuvent être récupérées au moyen des tarifs une fois les actifs achevés et inscrits à l’actif. La capitalisation consiste à comptabiliser les infrastructures achevées comme des actifs dans les comptes de l’entreprise. Pour les consommateurs, elle détermine à quel moment les dépenses d’infrastructure peuvent être répercutées sur la facture d’électricité.

Les chiffres préliminaires faisaient également état de coûts totaux d’approvisionnement en électricité de 156,66 milliards de roupies, contre 154,03 milliards de recettes aux tarifs en vigueur. Ces deux montants font apparaître un écart de 2,63 milliards, alors que le calcul des tarifs retenait 2,25 milliards. La présentation publiée de l’évaluation ne précisait pas comment concilier ces chiffres.

Les coûts du charbon doivent encore être examinés avec soin

Dans son évaluation, la PUCSL a retenu une estimation différente de celle du NSO pour les surcoûts liés au charbon de qualité inférieure utilisé au deuxième trimestre 2026. Le NSO les estimait à 2,86 milliards de roupies ; le régulateur les évaluait à 4,38 milliards, soit un écart de 1,52 milliard.

Les prix du charbon devaient également augmenter au quatrième trimestre. Le prix prévisionnel passait de 61,42 roupies le kilogramme en octobre à 67,44 roupies en décembre, soit une hausse d’environ 9,8 %. Le litre de diesel était estimé à 382 roupies et celui de fioul lourd à 210 roupies pour l’ensemble du trimestre.

Ces chiffres montrent pourquoi le retrait de la demande de hausse dépend largement de la composition prévue de la production. Une production hydroélectrique plus élevée peut réduire les dépenses de combustible, tandis que le coût de l’électricité produite à partir de charbon ou de pétrole continue de peser sur le reste des coûts d’approvisionnement.

La PUCSL a indiqué que les prix des combustibles retenus dans les estimations devaient faire l’objet d’un examen plus approfondi, tout comme la fiabilité des prévisions hydroélectriques. Dans son évaluation finale, elle devra examiner ces hypothèses avec les coûts qu’elle autorise les entreprises à récupérer.

Les projets de batteries soulèvent une autre question de coût

Les prévisions du NSO incluaient le raccordement de 160 mégawatts de capacités de stockage d’électricité par batterie pendant le trimestre, avec une enveloppe de 703 millions de roupies pour les coûts de capacité. Les batteries stockent l’électricité produite à un moment donné pour la restituer plus tard, ce qui pourrait réduire le recours aux centrales coûteuses lorsque la demande est forte.

La proposition ne contenait aucune estimation mensuelle de la quantité d’électricité que les batteries absorberaient ou restitueraient. Ces données d’exploitation sont importantes, car les économies dépendent des moments où les batteries se rechargent, de l’électricité utilisée pour les recharger et des moyens de production auxquels elles se substituent.

Une puissance de 160 mégawatts indique la quantité d’électricité que les batteries peuvent fournir à un instant donné. Elle ne précise pas la durée pendant laquelle elles peuvent maintenir cette puissance. La PUCSL a indiqué qu’elle examinerait plus en détail les conditions d’utilisation du stockage par batteries les plus avantageuses sur le plan économique.

Qui prendra la décision finale ?

L’avis officiel de la PUCSL inscrit cet examen dans le cadre des articles 29(2) et 29(3) de la loi sri-lankaise sur l’électricité no 36 de 2024, telle que modifiée. Il cite l’article 29(10) de cette loi et l’article 17(b) de la loi no 35 de 2002 sur la Commission des services publics du Sri Lanka comme fondement de la consultation des parties prenantes.

Le NSO fournit les prévisions d’exploitation et de coûts. La PUCSL les examine, prend en compte les observations des parties prenantes et fixe les tarifs. La distinction entre ces rôles explique pourquoi le retrait d’une demande par l’opérateur est suivi d’une décision distincte du régulateur.

La consultation a permis aux consommateurs et aux autres parties intéressées de s’exprimer sur les tarifs proposés et sur les estimations de coûts sous-jacentes. À l’issue de la procédure, le régulateur disposait de la nouvelle position du NSO ainsi que des ajustements qu’il avait lui-même apportés auparavant.

Ce que ce changement signifie pour les consommateurs

Les ménages et les entreprises sont désormais concernés par un examen tarifaire dans lequel l’opérateur du système estime qu’aucune hausse n’est nécessaire. Le taux de 1,46 % avancé précédemment par le régulateur correspondait à une proposition préliminaire ; l’annonce finale déterminera les tarifs applicables.

Les pourcentages publiés décrivent l’ajustement tarifaire proposé dans le cadre de cet examen. Les informations accompagnant le retrait ne comportent pas de nouvelle grille tarifaire détaillée par catégorie de consommateurs. Elles ne permettent donc pas de calculer précisément la variation de la facture d’un ménage ou d’une entreprise en particulier.

Le changement est net : le NSO, qui demandait davantage de recettes au moyen d’une hausse des tarifs, estime désormais que les réserves des réservoirs et les précipitations devraient lui permettre de passer le trimestre sans cette augmentation. La décision de la PUCSL arrêtera les tarifs après examen de ces prévisions, des coûts des combustibles, des dépenses des entreprises et des observations du public.

À retenir

• Le NSO a retiré sa demande de hausse de 2,88 % des tarifs de l’électricité pour la période d’octobre à décembre 2026.
• L’opérateur a invoqué l’amélioration des réserves des réservoirs et des prévisions de précipitations supérieures à la normale.
• Lors de son examen préliminaire, la PUCSL avait déjà ramené la hausse proposée à 1,46 %.
• La prévision révisée du coût de fourniture en gros a baissé de 8,22 milliards de roupies, à 125,94 milliards.
• La grande hydraulique et les autres énergies renouvelables représentaient ensemble 61,15 % de la production prévue.
• La consultation publique s’est tenue le 5 novembre. La décision tarifaire finale relève de la PUCSL.