Le programme présenté en octobre 2026 combine équipements nouveaux, remise en état, batteries et maîtrise de la demande. Son efficacité se mesurera à la puissance disponible aux heures critiques, au coût du service et aux compétences conservées en Tunisie.
Préparer l’été sans confondre les moyens et le résultat
Réuni le 9 octobre 2026 sous la présidence de Sarra Zaâfrani Zenzri, le Conseil ministériel a examiné le programme électrique. L’objectif reste 35 % de renouvelables dans la production en 2030. Les projets annoncés ne constituent pas un bilan de capacités livrées. [1]
Pour un atelier, une exploitation agricole ou un ménage tunisien, l’enjeu se situe au point de consommation : disposer du courant au moment nécessaire et pouvoir en supporter le coût. Une capacité annoncée ne devient un service qu’après financement, construction, raccordement et essais. Le plan doit donc être lu comme une chaîne d’obligations dont chaque maillon peut modifier le résultat final.
L’arbitrage engage aussi les années suivantes. Une solution rapide peut limiter les coupures tout en créant des dépenses durables de combustible, de maintenance ou de remplacement. À l’inverse, une installation moins dépendante du combustible ne dispense pas de financer le réseau qui rend son énergie utilisable.
Une urgence électrique inscrite dans un déficit plus ancien
Le ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie affiche un taux d’indépendance énergétique de 32 % à fin août 2026, contre 36 % un an auparavant, ainsi que 1 186 MW de puissance renouvelable installée. Le premier indicateur concerne l’ensemble du bilan énergétique ; le second mesure une puissance. Aucun des deux ne donne directement la part renouvelable de l’électricité effectivement consommée. [2]
La modernisation du secteur précède le conseil d’octobre. La Banque mondiale et la Tunisie ont annoncé le 11 novembre 2025 un accord de financement du programme TEREG, doté de 430 millions de dollars, dont 30 millions de financement concessionnel climatique. Son champ couvre la fiabilité, l’efficacité et la gouvernance du secteur. Cette enveloppe ne peut être présentée comme le budget global du plan électrique annoncé un an plus tard. [3]
L’audition parlementaire du 3 novembre 2026 précise le calendrier de certaines interventions : le refroidissement des turbines doit apporter 150 MW avant l’été 2027, puis 100 MW avant l’été 2028 ; les moteurs à gaz représentent 200 MW, dont 100 MW recherchés avant l’été 2027. Ces échéances, rapportées dans le compte rendu officiel, empêchent de traiter l’ensemble des capacités comme disponible dès le prochain été. [4]
Des projets identifiés à des stades différents
Le programme gouvernemental prévoit une troisième turbine à gaz de 300 MW à Borj El Amri, la récupération d’environ 190 MW à Kchabta et Matline, ainsi qu’environ 300 MW renouvelables à intégrer avant l’été 2027 et 40 MW supplémentaires sous le régime des autorisations. Figurent également une extension éolienne de 30 MW à Sidi Daoud et un projet photovoltaïque de 200 MW à Tataouine avec 100 MWh de stockage. [1]
Le marché public de batteries multisites fournit une étape vérifiable : 300 MW et 600 MWh répartis entre trois lots, au nord, au centre et au sud. L’avis actualisé fixe la remise des offres au 11 novembre 2026. Au 7 novembre, cette procédure ne prouve donc ni l’attribution du marché ni la mise en service des installations. La date prévisionnelle de début d’exécution, le 22 janvier 2027, ne constitue pas une date de livraison. [5]
À Béni M’Hira, le dossier BERD 56916 décrit un autre projet : 50 MWac photovoltaïques, 20 MWh de batteries et leur raccordement. Il affiche un coût de 50 millions d’euros et des prêts pouvant atteindre 30 millions de la BERD et 20 millions du Fonds pour les technologies propres. La fiche indique une approbation le 22 juillet 2026 et le statut « Approved ». Elle ne suffit pas à établir que les prêts sont signés, décaissés ou les équipements installés. [6]
Pourquoi les mégawatts annoncés ne s’additionnent pas
Une turbine nouvelle, une puissance récupérée par réparation et une batterie n’assurent pas le même service. La première produit grâce à un combustible ; la deuxième rend de nouveau utilisable un actif existant ; la troisième restitue une énergie préalablement stockée. Additionner ces trois catégories comme une production annuelle supplémentaire donnerait une mesure trompeuse. Il faut connaître leurs périodes de fonctionnement, leurs indisponibilités et les contraintes du réseau.
Les unités du marché de stockage éclairent cette différence. Les 300 MW désignent la puissance, les 600 MWh la quantité d’énergie annoncée. Leur rapport correspond à deux heures à pleine puissance, calcul théorique avant pertes, réserves et limites d’exploitation. Il ne signifie pas deux heures d’autonomie de toute la Tunisie. La batterie peut déplacer une partie de l’énergie disponible vers une période tendue ; elle ne remplace pas sa production initiale. [5]
Le gouvernement vise aussi une baisse de 300 MW de la demande en pointe. [1] Une consommation déplacée vers une autre heure peut soulager le système sans diminuer le volume annuel utilisé. Une économie d’énergie réduit ce volume. Un délestage, lui, interrompt le service. Pour apprécier les résultats, ces trois mécanismes doivent être suivis séparément, notamment lorsque des entreprises acceptent de modifier leurs horaires contre compensation.
La mesure utile serait la puissance réellement mobilisable à chaque heure critique, après prise en compte de la météo, du combustible et des équipements indisponibles. Elle permettrait de comparer les options selon le coût du service rendu, au lieu de privilégier le chiffre de capacité le plus spectaculaire.
La maîtrise du système dépend aussi des contrats et des équipes
Le rôle de la STEG ne se réduit pas à acheter des équipements. La BERD la présente comme une entreprise entièrement détenue par l’État, chargée notamment de la production, du transport et de la distribution. [6] La maîtrise publique d’un actif doit toutefois être distinguée de la capacité à le réparer, à piloter ses logiciels et à remplacer ses composants. Ces fonctions déterminent la marge de décision conservée après l’installation.
Les contrats devraient permettre d’identifier les responsabilités de maintenance, l’accès aux données, la disponibilité des pièces et la formation des équipes tunisiennes. Une technologie importée peut renforcer les capacités locales si ces transferts sont effectifs ; elle peut aussi multiplier les interventions dépendant d’un fournisseur unique. Les pièces consultées ne permettent pas encore de mesurer ce partage pour l’ensemble du programme.
Les parlementaires ont demandé un transfert d’expertise vers les compétences tunisiennes et un développement local de la fabrication et de l’installation des panneaux. Ils ont également interrogé le coût des incitations proposées aux grands consommateurs. Ce sont des demandes consignées au compte rendu, pas des clauses déjà obtenues ni des dépenses définitivement arrêtées. [4]
La répartition financière importe autant. Le document d’évaluation TEREG d’avril 2025 modélise une amélioration de la situation de la STEG et une moindre nécessité de subventions, sans hausse tarifaire dans le calcul présenté. Il s’agit d’un scénario économique du bailleur. On ne peut en déduire ni une baisse certaine des factures ni l’absence de toute évolution future des tarifs. [7]
Les pièces qui manquent pour juger l’exécution
Il manque un tableau consolidé rapprochant, pour chaque composante, le coût, le financement signé, les échéances contractuelles, les responsables et les essais de réception. Le communiqué gouvernemental ne publie pas de coût global. Le portail des marchés renseigne une procédure de batteries, tandis que la BERD décrit un projet particulier. Assembler ces informations ne permet pas de conclure que tout le plan dispose déjà de ses ressources.
Le communiqué arabe nomme Matline, là où sa version française indique Maktar ; la désignation retenue ici suit l’arabe. [1] Une identification complète des unités, avec leur nature technique et leur puissance effectivement indisponible, reste nécessaire pour suivre précisément les réhabilitations.
Les coûts supportés par les usagers réclament des données distinctes : durée des coupures, pertes de production, éventuelles compensations, tarifs et qualité du service selon les territoires. Sans séries comparables, ni la réussite ni l’échec distributif du programme ne peuvent être chiffrés. L’absence de ces pièces dans le dossier consulté ne signifie pas qu’aucun suivi administratif n’existe.
Trois trajectoires à vérifier avant les prochaines pointes
Une première trajectoire serait une amélioration progressive : les travaux les plus rapides aboutissent, une partie du stockage devient disponible et la demande est mieux répartie. Le service gagnerait en stabilité, mais le besoin d’investissements resterait élevé. Cette hypothèse doit être appréciée à partir des réceptions effectives et de la fréquence des interruptions, pas du seul lancement des marchés.
Une deuxième trajectoire serait celle de réalisations décalées. Des centrales prêtes mais insuffisamment raccordées, des batteries livrées sans essais achevés ou des contrats de maintenance incomplets pourraient réduire les bénéfices attendus. Ce sont des risques d’exécution, non des retards tous constatés. Leur prévention suppose un calendrier commun aux producteurs, au réseau et aux fournisseurs.
Une troisième trajectoire associerait fiabilité électrique et acquisition durable de compétences. Elle se reconnaîtrait à des équipes capables d’assurer les interventions, à des achats concurrentiels et à une meilleure transparence des coûts. Pour les ménages et les entreprises, le test demeure concret : moins d’interruptions, un service abordable et des capacités productives renforcées. Le programme ouvre cette possibilité ; il n’en constitue pas encore la démonstration.
Les documents qui permettent de suivre le programme
[1] Présidence du gouvernement tunisien, compte rendu du Conseil ministériel du 9 octobre 2026, publié le 10 octobre ; versions arabe et française, divergentes sur la désignation de Matline.
[2] Ministère tunisien de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, Les indicateurs clés, données à fin août 2026, consultées le 7 novembre 2026.
[3] Banque mondiale, communiqué relatif à l’accord de financement TEREG, 11 novembre 2025.
[4] Assemblée des représentants du peuple, compte rendu de l’audition sur la mission Industrie, Mines et Énergie du budget 2027, séance du 3 novembre 2026.
[5] Haute instance de la commande publique, avis Tender-103941, publié le 29 septembre et actualisé le 19 octobre 2026 ; batteries multisites STEG, 300 MW et 600 MWh.
[6] BERD, Solar PV, BESS and Energy Evacuation — STEG, projet 56916, approbation indiquée au 22 juillet 2026 ; fiche consultée le 7 novembre.
[7] Banque mondiale, Program Appraisal Document, TEREG, P507304, 4 avril 2025, notamment l’analyse financière et le tableau 5.