La Tunisie veut renforcer durablement sa capacité de production électrique après un été 2026 marqué par des délestages dans plusieurs régions du pays. Tunis et Alger ont donné leur feu vert à un projet de centrale électrique de 1 400 MW en Tunisie, dont les modalités techniques et financières doivent encore être précisées.
Le projet, évoqué dès mai dernier, intervient alors que la hausse de la demande, la baisse de la production nationale d’hydrocarbures et la dépendance croissante aux importations d’électricité mettent sous pression le système tunisien.
L’annonce a été faite début octobre par le ministre tunisien chargé de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, Salah Zouari, en marge d’une réunion ministérielle à Alger. Une délégation technique tunisienne doit se rendre en Algérie afin d’examiner les conditions de mise en œuvre du projet. Le montant de l’investissement n’a pas encore été annoncé.
Le projet avait déjà été évoqué fin mai lors d’échanges entre le PDG de la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG), Fayçal Tarifa, et le ministre algérien de l’Énergie et des Énergies renouvelables, Mourad Adjal. Il porte sur une centrale à cycle combiné d’une capacité de 1 400 MW. À ce stade, aucune date de mise en service ni calendrier détaillé de construction n’a été communiqué.
Un été marqué par les délestages
L’annonce intervient surtout après un été particulièrement difficile pour le réseau électrique tunisien.
À la mi-juillet, en pleine vague de chaleur, la STEG avait recours à des délestages préventifs dans plusieurs régions. Le PDG de l’entreprise avait alors indiqué que la consommation atteignait environ 5 000 MW entre 14h et 16h, soit une hausse de 30 % par rapport à un niveau considéré comme normal. L’utilisation massive des climatiseurs avait fortement accentué la demande.
Le 14 juillet au soir, puis dans les jours suivants, des coupures ont touché plusieurs quartiers du Grand Tunis ainsi que d’autres régions. La STEG avait expliqué que ces interruptions étaient destinées à préserver l’équilibre du réseau et à éviter une rupture généralisée de l’alimentation électrique. La société précisait que les délestages intervenaient lorsque le réseau atteignait le niveau d’alerte rouge.
Les coupures ne se sont pas limitées à quelques journées de juillet. Un programme de délestage a été maintenu durant plusieurs semaines, avant une annonce de suspension début août, alors que les températures commençaient à revenir vers des niveaux plus proches des normales saisonnières.
Mais la tension est réapparue à la fin août. La STEG a de nouveau annoncé des coupures tournantes dans plusieurs régions, avec des plages horaires pouvant s’étendre de 9h30 à 18h le 27 août. Le syndicat du secteur estimait alors que le système souffrait d’un déficit important aux heures de pointe.
Pour les entreprises, ces interruptions ont également eu un coût. Des représentants du secteur industriel ont fait état d’arrêts de chaînes de production, d’heures de travail perdues et de dommages sur certaines matières premières et produits semi-finis.
Une demande estivale qui continue de progresser
Derrière l’épisode de l’été 2026 se trouve une tendance de fond : la pointe de consommation électrique tunisienne augmente depuis plusieurs années.
Les données de l’Observatoire national de l’énergie montrent que la pointe électrique mensuelle a atteint 4 924 MW en juillet 2026, contre 4 837 MW en juillet 2025, soit une progression de 2 %. Le niveau de juillet 2026 constitue ainsi un nouveau record.
La progression est beaucoup plus nette sur une période plus longue. La pointe de juillet était de 3 465 MW en 2014, contre 4 924 MW en 2026. Cela représente près de 1 460 MW supplémentaires, soit une hausse de plus de 40 % en douze ans.
Une production nationale en hausse, mais une dépendance persistante
La situation est toutefois plus nuancée qu’une simple insuffisance de production. À fin juillet 2026, la production nationale d’électricité avait progressé de 6 %, à 12 333 GWh, contre 11 632 GWh un an auparavant. La production destinée au marché local avait augmenté de 5 %. La STEG assurait encore environ 91 % de la production nationale.
Le problème réside donc également dans la capacité du système à répondre aux pointes de demande, et pas seulement dans le volume annuel d’électricité produit.
Dans ce contexte, les importations jouent un rôle croissant. À fin juillet, les achats d’électricité, principalement auprès de l’Algérie, couvraient environ 10 % des besoins du marché local. Cette proportion était déjà de 10 % à fin juin, selon le bulletin de conjoncture énergétique du ministère tunisien.
L’Algérie avait d’ailleurs assuré avant l’été qu’elle maintiendrait ses exportations d’électricité vers la Tunisie malgré la pression exercée sur son propre réseau pendant la période estivale. La capacité d’échange entre les deux pays était donnée à environ 600 MW.
Cette interconnexion a constitué un soutien important pendant la période de tension, mais elle ne suffit pas à elle seule à résoudre le problème de capacité de production tunisienne.
Une centrale de 1 400 MW : un renfort important, mais pas une réponse immédiate
La future centrale projetée avec l’Algérie représente une puissance considérable à l’échelle du système tunisien. Ses 1 400 MW correspondent à près de 28 % de la pointe électrique enregistrée en juillet 2026, qui s’est établie à 4 924 MW.
Cette capacité pourrait donc modifier sensiblement la marge disponible lors des périodes de forte demande, à condition que le projet soit effectivement réalisé et que les infrastructures de transport permettent d’intégrer cette puissance au réseau.
Elle ne constitue toutefois pas une solution aux tensions de l’été 2026 : le projet doit encore passer par les étapes techniques et financières avant sa construction et sa mise en service.
Cette distinction est importante alors que le débat sur les besoins futurs s’est durci en Tunisie. Fin août, le secrétaire général adjoint de la Fédération générale de l’électricité et du gaz, Elyes Ben Ammar, avait évoqué un déficit d’environ 2 000 MW aux heures de pointe et estimé nécessaire la construction d’au moins quatre nouvelles centrales. Ce chiffre relève d’une estimation syndicale et ne doit donc pas être confondu avec le record officiel de consommation de 4 924 MW enregistré en juillet.
Le gaz reste au cœur du système
La question de la production électrique est par ailleurs liée à celle des ressources énergétiques tunisiennes.
À fin juillet, le gaz naturel représentait encore 90,8 % de la production électrique nationale, malgré la progression des énergies renouvelables. Dans le même temps, la production tunisienne de gaz naturel avait reculé de 14 % sur les sept premiers mois de 2026. La production de pétrole brut avait également diminué de 11 %.
Le taux d’indépendance énergétique de la Tunisie est ainsi passé de 46 % en 2025 à 42 % à fin juillet 2026, tandis que le déficit de la balance commerciale énergétique augmentait de 8 %.
Les renouvelables progressent néanmoins. Les projets solaires indépendants ont fortement augmenté leur production en 2026, notamment avec l’entrée en exploitation de la centrale de Kairouan de 100 MW et de celles de Sidi Bouzid et Tozeur, de 50 MW chacune. La part des renouvelables dans la production électrique atteignait environ 9 % à fin juillet.
La Tunisie se retrouve donc face à un double impératif : augmenter ses capacités de production pour absorber les pointes de consommation et réduire sa vulnérabilité liée à la baisse de ses ressources nationales en hydrocarbures.
Le projet algéro-tunisien de 1 400 MW s’inscrit dans cette équation. Il traduit aussi une évolution de la coopération énergétique entre les deux pays : après avoir renforcé les échanges d’électricité pour aider Tunis à passer les périodes de tension, Alger est désormais appelé à participer directement au renforcement des capacités de production sur le territoire tunisien.
