Crise électrique en Tunisie : l’été 2026 révèle la fracture structurelle entre demande record et sous-investissement

Face à une canicule historique en juillet 2026, la Tunisie a frôlé le black-out, contrainte d’orchestrer des délestages massifs. Alors que la consommation électrique s’est approchée du seuil critique des 6 000 MW, le réseau national met à nu les retards cumulés des investissements dans la production et les infrastructures.

1. Canicule de juillet 2026 : un réseau sauvé par les délestages tournants

Durant le mois de juillet 2026, la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG) a dû appliquer des coupures de courant programmées pour empêcher l’effondrement total de la boucle électrique nationale. Si l’envolée des températures et l’usage intensif de la climatisation expliquent l’explosion immédiate de la demande, cette justification conjoncturelle dissimule mal une fragilité structurelle devenue critique. Selon des sources concordantes et des déclarations parlementaires, la pointe de consommation aurait côtoyé, voire dépassé, le niveau inédit des 6 000 mégawatts (MW), un chiffre qui attend toujours une validation technique officielle par l’opérateur public.

2. Une hausse théorique de 23 % qui met à mal les marges de production

Pour mesurer l’onde de choc, il faut rappeler que le record historique s’établissait jusqu’alors à 4 888 MW en 2024 (avant un léger repli à 4 837 MW en 2025). Si le pic de 6000 MW venait à être confirmé, la progression atteindrait le chiffre vertigineux de 23 % en seulement deux ans. Un tel bond n’est pas gérable pour un système opérant avec des marges de réserve étriquées. Les délestages subis par les usagers n’ont pas été le marqueur d’une défaillance technique imprévue, mais un ultime garde-fou destiné à éviter la panne généralisée face à l’incapacité d’aligner une capacité thermique équivalente.

3. Effondrement de l’investissement public et projets en souffrance

D’après les analyses relayées par l’Observatoire tunisien de l’économie (OTE), cette crise est l’aboutissement prévisible d’un désengagement financier massif. L’organisme estime que les investissements de la STEG dans les moyens de production se sont effondrés d’environ 87 % entre la période 2016-2020 (1,947 milliard de dinars) et 2021-2025 (248 millions de dinars). Ce sous-investissement direct a bloqué ou retardé des projets majeurs : la centrale à cycle combiné de Skhira (d’une capacité de 480 MW) ainsi que 380 MW de projets éoliens et solaires en régie directe. Une centrale annoncée ne sécurise pas le réseau tant qu’elle n’est pas raccordée.

4. L’étau du gaz naturel et l’illusion des capacités renouvelables

Le mix énergétique tunisien demeure l’un des plus vulnérables d’Afrique du Nord. À la fin février 2026, le gaz naturel assurait encore près de 94 % de la production électrique, l’opérateur historique fournissant 93 % du volume global. Bien que la capacité renouvelable installée ait atteint 1 134 MW en mai 2026 (soit 6,4 % de la production), la nature intermittente du solaire n’apporte pas de solution miracle aux pics de consommation du soir. Le système reste lourdement dépendant des importations de gaz algérien, exposant l’économie tunisienne au risque de change et à la précarité financière de la STEG.

5. L’impact financier invisible sur le tissu industriel et commercial

Au-delà des désagréments domestiques, ces interruptions forcées dégradent fortement l’attractivité économique du pays. Les grandes usines subissent des arrêts brutaux de chaînes de production aux coûts colossaux, tandis que les PME et le secteur commercial pâtissent de la détérioration de leurs stocks et de l’obligation de s’équiper en groupes électrogènes coûteux et polluants. La fiabilité de la fourniture électrique devient le nouvel indicateur clé du risque pays pour les investisseurs internationaux.

6. Du stockage par batterie au grand défi de l’exécution

Pour sortir de l’impasse, les autorités réorientent leur stratégie. L’appel d’offres lancé en 2026 pour le projet solaire de 300 MW à Bazma (Kébili), couplé à un système de stockage par batterie de 150 MW, marque une avancée technique essentielle. Cependant, la résolution du problème nécessitera bien plus que des annonces : la modernisation des réseaux de transport, l’introduction de tarifs incitatifs en période de pointe et une transparence rigoureuse sur les données opérationnelles sont désormais indispensables pour redresser le secteur.