À Tunis, la question n’est plus seulement d’assurer l’accès à l’électricité. Il faut désormais garantir que le réseau tienne lorsque la chaleur pousse la consommation à son maximum. Le projet d’une centrale de 1 400 mégawatts avec l’Algérie arrive dans ce contexte de tension, mais il reste encore au stade des études techniques.
Un projet bilatéral encore à préciser
La Tunisie et l’Algérie ont décidé d’engager les travaux préparatoires à la réalisation d’une centrale électrique d’une capacité annoncée de 1 400 MW sur le territoire tunisien. L’annonce a été faite à Alger, le 1er octobre 2026, par Slah Zouari, chargé de la gestion du ministère tunisien de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie.
Le projet associe la Société tunisienne de l’électricité et du gaz, la STEG, et le groupe public algérien Sonelgaz. Une délégation technique algérienne doit se rendre en Tunisie afin d’examiner les délais, les caractéristiques de l’installation et les conditions de sa mise en œuvre.
À ce stade, aucun montant d’investissement n’a été rendu public. Le lieu d’implantation, le montage financier, le calendrier de construction et le mode d’exploitation restent également à arrêter. Il ne s’agit donc pas encore d’une centrale en construction, mais d’un projet entré dans une phase d’évaluation plus concrète.
L’idée avait déjà été évoquée le 24 mai 2026, lors d’une rencontre à Alger entre Mourad Adjal, ministre algérien de l’Énergie et des Énergies renouvelables, et Fayçal Trifa, alors président-directeur général de la STEG. Les échanges d’octobre donnent au dossier une nouvelle visibilité politique et technique.
Un réseau tunisien sous pression pendant l’été
Cette coopération répond à une difficulté immédiate. Durant l’été 2026, les températures élevées ont fait grimper la demande d’électricité en Tunisie. L’usage intensif de la climatisation a accentué la pression sur un système déjà confronté à une capacité disponible insuffisante.
Fin juillet, des responsables tunisiens du secteur de l’électricité estimaient la demande de pointe à près de 6 000 MW. La capacité mobilisable par la STEG était alors évaluée entre 4 400 et 4 500 MW. Selon les estimations retenues, l’écart se situait donc autour de 1 500 à 1 600 MW.
Ces chiffres ne décrivent pas nécessairement la capacité installée totale. Ils renvoient plutôt aux moyens effectivement disponibles au moment des pics, en tenant compte des arrêts techniques, des contraintes du réseau et des ressources en combustible. Cette distinction est importante pour comprendre pourquoi des délestages peuvent survenir même lorsque la puissance théorique du parc paraît plus élevée.
La STEG a ainsi maintenu des coupures tournantes dans plusieurs régions durant l’été. Le délestage consiste à interrompre temporairement l’alimentation de certaines zones afin d’éviter une surcharge générale du réseau. La mesure protège la stabilité du système, mais elle perturbe différemment les ménages, les commerces, les services publics et les unités industrielles.
Les effets sont particulièrement sensibles en dehors de Tunis, lorsque les activités dépendent d’équipements de froid, de pompage ou de télécommunications. Les petites entreprises et le secteur informel disposent souvent de moins de solutions de secours que les grands groupes. Une panne prolongée peut donc provoquer des pertes économiques sans prendre la forme d’un arrêt industriel national.
Une dépendance énergétique qui dépasse la seule production
Le futur projet ne répond pas uniquement à un déficit de mégawatts. Il s’inscrit dans une relation énergétique déjà étroite entre la Tunisie et l’Algérie.
La production tunisienne d’électricité repose largement sur le gaz naturel. Les données disponibles de la STEG montrent le poids central de ce combustible dans l’alimentation des centrales. La Tunisie achète une partie de son gaz à l’Algérie et bénéficie aussi d’une redevance en nature liée au transit du gaz algérien vers l’Italie par le gazoduc Transmed.
Les proportions publiées varient selon la période et le périmètre retenu. Les chiffres avancés pour 2026 indiquent toutefois que la majorité du gaz disponible pour la production électrique reste liée aux flux algériens. La Tunisie importe également de l’électricité depuis son voisin. Certaines estimations situent cette part autour de 10 % des besoins, tandis que d’autres l’évaluent plus haut selon les périodes de pointe.
Cette interdépendance apporte un soutien précieux lorsque le réseau tunisien manque de puissance. Elle comporte aussi une limite : en période de forte chaleur, l’Algérie doit d’abord répondre à sa propre consommation. Les capacités d’exportation peuvent alors se réduire au moment même où la Tunisie en a le plus besoin.
Sonelgaz veut élargir son rôle au-delà de l’Algérie
Pour Sonelgaz, le projet tunisien s’inscrit dans une stratégie d’ouverture régionale. Le groupe public algérien cherche à exporter son expertise dans la production, le transport et la distribution d’électricité.
En 2026, Sonelgaz a participé à la réalisation d’une centrale de 40 MW à Gorou Banda, au Niger. Le groupe a aussi engagé des discussions avec la Côte d’Ivoire sur la modernisation des réseaux électriques et les énergies renouvelables. Des études ont par ailleurs été évoquées au Tchad pour une centrale de capacité comparable.
La Tunisie représente toutefois un dossier d’une autre dimension. Une centrale de 1 400 MW modifierait sensiblement l’équilibre du parc tunisien. Elle renforcerait l’offre disponible lors des pointes, à condition que le combustible, les lignes de transport et les équipements de distribution suivent.
La technologie envisagée pourrait être celle d’une centrale à cycle combiné. Ce procédé associe une turbine à gaz et une turbine à vapeur afin d’améliorer le rendement de la production. Il reste néanmoins dépendant de l’approvisionnement gazier et ne règle pas, à lui seul, la question de la diversification énergétique.
Le défi : produire davantage sans repousser la transition
La centrale projetée pourrait réduire la vulnérabilité de la Tunisie à court et moyen terme. Elle ne suffira pas à résoudre toutes les fragilités du système. Le pays doit aussi moderniser son réseau, limiter les pertes, accélérer les projets solaires et éoliens et mieux planifier les investissements.
Les énergies renouvelables représentent encore une part minoritaire de la production électrique tunisienne. Leur développement peut réduire la consommation de gaz pendant certaines heures de la journée. Il nécessite toutefois des moyens de stockage, des lignes adaptées et une gestion précise des périodes où la production solaire ou éolienne baisse.
La question financière pèsera également sur la suite. La STEG doit financer de nouvelles infrastructures tout en assurant un service national et en composant avec une situation économique contrainte. Le partenariat avec Sonelgaz pourrait apporter une expertise technique et une capacité d’exécution. Il devra aussi clarifier la répartition des risques, des coûts et des responsabilités.
À l’échelle du Maghreb, ce dossier confirme le rôle croissant des interconnexions électriques. La Tunisie se trouve au croisement des flux entre l’Algérie, la Libye et, plus largement, le marché méditerranéen. Pour Alger, la coopération avec Tunis renforce une présence régionale déjà visible. Pour Tunis, elle offre un appui immédiat, mais rappelle aussi l’urgence de construire une sécurité énergétique plus diversifiée.
La prochaine étape sera technique. Les études devront déterminer si la centrale est réalisable, où elle pourrait être implantée, comment elle serait financée et dans quel délai elle pourrait produire ses premiers mégawatts. Tant que ces éléments ne seront pas arrêtés, les 1 400 MW resteront une capacité annoncée, et non une réponse disponible aux prochaines pointes de consommation.
