Réuni le 9 octobre 2026, le gouvernement tunisien a présenté un programme associant production, stockage et maîtrise de la demande électrique. L’été 2027 constitue une échéance majeure, mais les mesures s’échelonnent au-delà. Les documents publics permettent de suivre des objectifs et des consultations, sans encore garantir la capacité qui sera effectivement disponible. [1][3]
Un calendrier électrique à lire au-delà de l’annonce
Le conseil ministériel du 9 octobre, présidé par Sarra Zaâfrani Zenzri, a examiné une feuille de route énergétique à court, moyen et long terme. Slah Zouari, chargé de la gestion du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, en a présenté les orientations. [1]
L’urgence de préparer la prochaine saison chaude ne rend pas tous les projets simultanés. Pour juger le plan, il faut séparer les capacités annoncées, les marchés ouverts, les équipements livrés et la puissance réellement mobilisable lorsque la demande augmente.
Le service rendu dépend précisément de cette dernière étape. Une installation peut être construite sans avoir achevé ses essais ou son raccordement. Un contrat peut être signé sans que l’équipement soit disponible. La publication d’un calendrier par projet serait donc plus instructive qu’un chiffre global réunissant des opérations de nature différente.
Une production encore très dépendante du gaz
Le bulletin de l’Observatoire national de l’énergie et des mines consacré à août 2026 attribue 91,2 % de la production électrique au gaz naturel et 8,4 % aux renouvelables, autoproduction comprise. Il relève une pointe de demande de 5 089 mégawatts à fin août, en hausse de 5,2 % sur le niveau comparable de 2025. [2]
Ces données décrivent une période et un périmètre précis. La part des renouvelables dans l’électricité produite ne se confond pas avec leur part dans la puissance installée. Un parc peut disposer d’une capacité importante, tout en produisant un volume variable selon les conditions d’exploitation et la disponibilité de sa ressource.
La dépendance au gaz implique que l’ajout d’une machine ne suffise pas : son alimentation, son entretien et son fonctionnement au moment utile doivent également être assurés. Le développement solaire et éolien peut diversifier les ressources ; son intégration demande une organisation du réseau capable de gérer les variations de production.
Le document statistique fournit ainsi une base de discussion. Pour mesurer une amélioration, il faudra comparer des indicateurs homogènes, distinguer la production nationale des achats extérieurs et publier la disponibilité réelle des équipements.
Les mesures combinent puissance supplémentaire et baisse de la pointe
Le programme annonce environ 250 MW de gains par refroidissement des turbines, 200 MW de moteurs à gaz et une troisième turbine de 300 MW à Borj El Amri. Il prévoit un stockage de 300 MW et 600 MWh, l’intégration d’environ 300 MW renouvelables avant l’été 2027 et une réduction de 300 MW de la demande en pointe. L’objectif gouvernemental reste 35 % de production électrique renouvelable en 2030. [1]
Ces valeurs ne forment pas un total directement additionnable. Produire, restaurer une capacité existante, stocker une énergie déjà produite et déplacer une consommation répondent à des fonctions différentes. Additionner sans précaution toutes ces puissances donnerait une impression trompeuse de capacité nouvelle garantie.
Le mégawatt exprime une puissance ; le mégawattheure mesure une quantité d’énergie. Pour une batterie, la puissance indique le rythme de restitution possible, tandis que l’énergie stockable contribue à déterminer sa durée d’intervention. Le fonctionnement réel dépend aussi de l’état de charge, des rendements et des limites techniques.
La maîtrise de la demande peut déplacer certaines consommations hors des heures critiques. Son effet doit cependant être vérifié à la période où il est nécessaire. Une réduction promise, mais non observée pendant la pointe, ne fournit pas la même sécurité qu’un engagement effectivement exécuté.
Le passage aux marchés publics rend certains projets contrôlables
La STEG a publié le 13 octobre l’appel d’offres international 2026 E4011 pour une centrale photovoltaïque de 50 MWac à Béni Mhira, associée à un stockage de 20 MWh et aux ouvrages de raccordement. La fiche indique une échéance de réception des offres au 10 décembre 2026 et un état « en cours ». [4]
La liste des consultations de l’entreprise mentionne aussi, au 20 octobre, l’appel 2026 E4017 pour des systèmes de stockage par batteries sur plusieurs sites, avec une date limite au 11 novembre. [5] Ces avis constituent des étapes de procédure. Ils ne prouvent ni l’attribution des marchés, ni l’achèvement des travaux, ni une mise en service.
La différence est décisive pour l’été prochain. Après la consultation viennent encore l’évaluation, la contractualisation, l’approvisionnement, l’installation et les essais, selon le déroulement propre à chaque marché. Aucun délai de livraison ne doit être déduit de la seule date de clôture des offres.
Un suivi public utile présenterait, pour chaque opération, la capacité attendue, les étapes franchies, les dépendances au réseau et les jalons restant à accomplir. Il permettrait d’identifier un retard assez tôt pour préparer une réponse, au lieu de découvrir son effet lors d’une forte demande.
La continuité du service engage les compétences et la répartition de l’effort
Lors de l’examen parlementaire du budget 2027, des députés ont insisté sur les compétences tunisiennes, le rôle de la STEG et la production locale d’équipements. Ils ont aussi interrogé le coût et les conditions des incitations à réduire la consommation industrielle. [3] Ces interventions expriment des demandes de contrôle ; elles ne constituent pas des décisions techniques déjà appliquées.
La maîtrise d’une infrastructure ne se limite pas à son financement. Elle repose sur la capacité des équipes à l’exploiter, à diagnostiquer les pannes, à accéder aux pièces et à adapter les réglages. Les modalités de formation, de maintenance et de transfert des connaissances méritent donc d’être examinées avec les contrats d’achat.
Réduire la pointe pose également une question de répartition. Les activités dont une partie de la consommation peut être décalée ne sont pas dans la même situation que les services qui exigent une alimentation continue. Les règles devraient rendre visibles les engagements demandés, leur rémunération éventuelle et les conséquences pour les usagers.
Pour les ménages comme pour les établissements publics, la réussite se mesurera par la continuité et la prévisibilité. Les investissements peuvent renforcer l’offre, mais une information fiable sur les interruptions, leur durée et les priorités de rétablissement reste une composante du service.
Des échéances différenciées et des chiffres à clarifier
Le compte rendu parlementaire précise un échelonnement : 150 MW de gains liés au refroidissement des turbines avant l’été 2027, puis 100 MW avant celui de 2028 ; sur les 200 MW de moteurs à gaz envisagés, 100 MW sont annoncés avant l’été 2027. [3] Il serait donc inexact de présenter la totalité de ces deux mesures comme acquise pour la prochaine saison chaude.
Une autre difficulté concerne la demande. Le même compte rendu évoque une pointe estivale comprise entre 6 000 et 6 400 MW, alors que le bulletin de l’Observatoire indique 5 089 MW à fin août. [2][3] Les documents consultés ne fournissent pas l’explication de cet écart de période, de définition ou de périmètre éventuel.
Il n’est donc pas possible de rapprocher ces nombres comme s’ils mesuraient nécessairement la même chose, ni d’en tirer un déficit certain. Une clarification officielle devrait préciser si les valeurs désignent une demande mesurée, estimée ou autrement définie. Choisir arbitrairement l’une des séries masquerait une limite importante de l’information disponible.
Les pièces réunies ne donnent pas non plus un budget consolidé et vérifiable de toutes les mesures, accompagné de leur état d’engagement. Elles documentent un programme et certaines étapes de commande. Elles ne permettent pas encore de certifier un niveau unique de sécurité d’approvisionnement pour l’été 2027.
L’été 2027 se préparera par des résultats intermédiaires mesurables
Si les équipements prioritaires sont livrés, raccordés et testés dans les délais, ils pourront renforcer la marge disponible pendant les heures tendues. Leur contribution devra être appréciée au moment de la pointe, avec la disponibilité du combustible, des batteries et du réseau, et pas seulement à partir de leur puissance nominale.
Si certaines opérations prennent du retard, la préparation devra préciser quelles ressources restent mobilisables et quelles consommations peuvent être déplacées. Cela suppose des engagements réalistes et contrôlables. Une campagne générale de sobriété ne remplace pas, à elle seule, l’organisation opérationnelle du système.
Si le développement des renouvelables avance, la progression vers 2030 devra être évaluée sur l’électricité effectivement produite et intégrée. Le stockage peut faciliter cette intégration ; il ne dispense pas de maintenir les équipements, de financer leur exploitation et de prévoir les conditions de leur renouvellement.
La question ouverte est donc concrète : quelle capacité fiable sera disponible, à quelle date et pour quel service ? L’annonce du 9 octobre fournit des orientations. Les prochains comptes rendus devront relier ces orientations à des réceptions d’ouvrages, à des essais réussis et à une diminution mesurée des interruptions.
Sources officielles et limites de comparaison
[1] Présidence du gouvernement tunisien, communiqué en arabe du conseil ministériel restreint du 9 octobre 2026 sur les projets énergétiques à court, moyen et long terme ; orientations, capacités annoncées et objectif de production renouvelable pour 2030.
[2] Observatoire national de l’énergie et des mines, Conjoncture énergétique, août 2026, bulletin publié par le ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie ; pages 33 à 35, production, mix et pointe de demande.
[3] Assemblée des représentants du peuple, compte rendu de la commission de l’industrie sur la mission budgétaire 2027, consulté le 7 novembre 2026 ; calendrier des mesures, échanges avec le ministre et chiffres de demande. L’écart avec la série de l’Observatoire reste inexpliqué dans les pièces réunies.
[4] STEG, avis international 2026 E4011, publié le 13 octobre 2026 : centrale photovoltaïque de Béni Mhira, stockage et raccordement ; date limite annoncée au 10 décembre.
[5] STEG, liste des appels d’offres, avis 2026 E4017 du 20 octobre 2026 : systèmes de stockage par batteries sur plusieurs sites, échéance annoncée au 11 novembre. Vérification arrêtée au 7 novembre 2026 ; les consultations citées ne valent pas preuve d’attribution ni de mise en service.