En Tunisie, les délestages révèlent la dépendance du réseau électrique au gaz et la lenteur de la transition

Quand la climatisation devient un test pour l’État

En plein été, la question n’est plus seulement de savoir si l’électricité arrive au robinet du quotidien. Elle est de savoir si le réseau tient quand tout le pays consomme au même moment. En Tunisie, la vague de chaleur de juillet a rappelé cette réalité simple : un pays presque entièrement électrifié peut malgré tout connaître des coupures, dès que la demande grimpe plus vite que les marges de sécurité du système.

Le 21 juillet 2026, la Société tunisienne de l’électricité et du gaz a publié plusieurs avis d’interruption temporaire dans le Grand Tunis, le Nord, le Nord-Ouest, le Centre, Sfax, le Sud et le Sud-Ouest. Le lendemain encore, de nouveaux avis ont été diffusés pour les mêmes zones. La série de délestages a pris place dans un contexte de canicule marquée, avec des températures qui ont poussé les usages de climatisation à leur maximum. Une réunion au palais de Carthage, le 22 juillet 2026, a d’ailleurs porté sur les coupures d’eau, d’électricité et les incendies, signe que la tension sur les services essentiels était devenue un sujet de premier plan.

Cette pression n’a rien d’anecdotique. La Tunisie fait partie des pays africains où l’accès à l’électricité est proche de l’universalité. Mais l’accès ne dit pas tout. Il ne dit ni la stabilité du réseau, ni sa capacité à encaisser des pointes de consommation, ni la qualité du service dans les quartiers populaires, les zones industrielles ou les régions éloignées de Tunis. C’est là que le débat change de nature : il ne s’agit plus seulement de branchement, mais de résilience.

Un réseau sous contrainte, du gaz à l’interconnexion

Les données officielles publiées par l’Observatoire national de l’énergie et des mines montrent une dépendance toujours forte du système tunisien. À fin mai 2026, la production nationale d’électricité s’élevait à 7 506 GWh, soit une hausse de 6 % sur un an, mais la STEG restait le principal producteur avec 91 % de la production totale. Les importations d’électricité, principalement en provenance d’Algérie, couvraient environ 9 % des besoins du marché national. Le mix électrique restait dominé par le gaz naturel, à hauteur de 91 %, contre 9 % pour les renouvelables.

Cette structure pèse lourd sur la souveraineté énergétique. Le ministère tunisien de l’Énergie rappelle que le pays cherche à renforcer son autonomie, mais que le mix reste très peu diversifié. Le gaz algérien couvre une part importante de l’approvisionnement, tandis que le pays importe aussi de l’électricité pour absorber ses besoins de pointe. En période de forte chaleur, ce schéma devient plus fragile encore, parce que la consommation nationale s’envole au même moment que la pression sur les réseaux voisins.

Les coupures de juillet ne doivent donc pas être lues comme un simple incident technique. Elles révèlent une équation plus large : un système très connecté, mais encore trop dépendant d’un combustible importé, avec une marge de manœuvre réduite quand la demande grimpe. Le pays dispose bien d’un réseau dense et d’un taux d’électrification élevé. Mais il lui manque encore des capacités locales suffisantes, des moyens de stockage et une production renouvelable à l’échelle nécessaire pour lisser les pics.

Le pari solaire avance, mais le calendrier reste serré

Le gouvernement tunisien ne cache pas son ambition. Il veut accélérer les renouvelables et faire de la Tunisie un futur point de passage électrique entre l’Afrique du Nord et l’Europe. Le projet ELMED, interconnexion entre la Tunisie et l’Italie, a été placé sous suivi spécifique en janvier 2026 par la présidence du gouvernement. Le ministère de l’Énergie précise que cette liaison doit renforcer l’échange d’énergie avec l’Europe, intégrer davantage d’énergies renouvelables et améliorer la capacité du réseau face aux situations d’urgence. Le projet est présenté comme une liaison de 600 MW dans sa première phase, avec une montée prévue jusqu’à 1 200 MW dans une seconde étape.

Sur le terrain, certains chantiers avancent. Des centrales photovoltaïques ont été mises en service, et d’autres projets suivent leur cours. Mais l’écart reste important entre les ambitions officielles et le poids du thermique. À fin mai 2026, les renouvelables ne représentaient encore que 9 % de la production nationale. Autrement dit, la transition existe déjà, mais elle n’a pas encore changé l’équilibre général du système. Tant que la demande de pointe restera portée par le gaz, les interconnexions seules ne suffiront pas à garantir la stabilité.

Pour les ménages, la question est immédiate : appareils ménagers, conservation des aliments, pompes à eau, télétravail, sommeil des enfants. Pour les entreprises, elle touche la production, la chaîne du froid, les ateliers et les délais de livraison. Dans les régions industrielles comme Sfax ou le Sahel, une coupure brève peut désorganiser une journée entière. Dans le Grand Tunis, elle crée aussi un coût invisible : groupes électrogènes, perte de temps, baisse de confiance dans le service public. La facture se lit donc à plusieurs niveaux, du foyer à l’économie formelle.

Ce que la Tunisie regarde aussi, du Maghreb à la Méditerranée

La portée du dossier dépasse la seule Tunisie. En Afrique du Nord, plusieurs États cherchent à sécuriser leur approvisionnement tout en développant le solaire et l’éolien. Le cas tunisien illustre une étape charnière : un pays peut être presque universellement électrifié et rester vulnérable si sa production dépend trop d’un seul vecteur et si son réseau n’a pas assez de réserve. C’est un sujet très maghrébin, mais aussi méditerranéen, parce que les interconnexions annoncées avec l’Europe reposent sur la même réalité : il faut d’abord un système intérieur solide avant d’exporter des excédents.

Les prochains mois seront donc décisifs. La Tunisie devra montrer si les projets solaires, les renforcements du réseau et l’interconnexion ELMED peuvent réduire la dépendance au gaz et limiter les coupures lors des prochains pics de chaleur. À l’échelle continentale, le dossier intéresse aussi les États qui misent sur l’exportation d’électricité verte. Le message est clair : la transition ne se mesure pas seulement en mégawatts installés, mais dans la capacité à tenir la demande locale avant de promettre un hub régional.