À l’approche de l’été 2027, le gouvernement entend anticiper les tensions sur les réseaux d’eau potable et d’électricité, particulièrement durant les périodes de forte consommation. Un programme d’interventions et d’investissements a été élaboré pour renforcer les ressources hydriques, améliorer les capacités de production électrique et intégrer de nouvelles sources d’énergie. Le ministre de l’Économie et de la Planification, Samir Abdelhafidh, en a présenté les principales composantes devant les députés.

En réponse aux interventions des élus lors de la séance plénière commune réunissant l’Assemblée des représentants du peuple et le Conseil national des régions et des districts, consacrée à l’examen des projets de budget de l’État et de loi de finances économique pour 2027, le ministre a détaillé les mesures prévues dans les deux secteurs.

L’objectif affiché est d’assurer la continuité de l’approvisionnement en eau potable et en électricité pendant les pics de consommation, à travers des interventions adaptées aux spécificités et aux besoins de chaque région.

Eau potable : 73 interventions programmées dans les différentes régions

Dans le secteur de l’eau, le programme prévoit une série d’interventions réparties sur l’ensemble du territoire. À Tunis et dans le Grand Tunis, cinq opérations seront réalisées pour un coût global avoisinant 7 millions de dinars. Dans les gouvernorats du Nord, neuf interventions sont programmées pour une enveloppe de 13 millions de dinars. Elles visent principalement à renforcer les ressources hydriques des systèmes d’approvisionnement soumis à une pression croissante.

Dans les régions du Centre, 14 interventions mobiliseront environ 7,7 millions de dinars. Elles porteront notamment sur l’amélioration de l’approvisionnement en eau potable, le forage de nouveaux puits, leur électrification et leur équipement, ainsi que l’installation de pompes de secours dans les stations de pompage.

Le Sud bénéficiera, pour sa part, d’un programme de 43 interventions, dont le coût total est estimé à 28 millions de dinars. Celui-ci repose essentiellement sur l’exploitation des ressources souterraines disponibles, avec la réalisation, l’électrification, l’équipement et le raccordement de 29 forages profonds.

Au total, ces opérations représentent 71 interventions programmées, pour une enveloppe globale d’environ 55,7 millions de dinars.

Le dessalement pour renforcer les ressources du Centre et du Sud

En parallèle de ces interventions, les capacités de dessalement doivent contribuer à améliorer l’équilibre hydrique de plusieurs régions. Le ministre a notamment indiqué que les gouvernorats de Sousse, Monastir et Mahdia bénéficient depuis le 16 octobre 2026 de la mise en exploitation de la station de dessalement de l’eau de mer de Sidi Abdelhamid. D’une capacité de production de 570 litres par seconde, cette infrastructure représente un investissement global d’environ 130 millions de dinars.

La Société nationale d’exploitation et de distribution des eaux (SONEDE) prévoit également, en 2027, d’augmenter les capacités de production de deux autres stations. À Sfax, la capacité de dessalement passera de 100 000 à 125 000 mètres cubes par jour. À Zarat, elle sera portée de 50 000 à 100 000 mètres cubes quotidiens. Ces extensions doivent notamment contribuer à combler le déficit hydrique dans les gouvernorats du Sud.

Dans le même temps, un projet de raccordement du sud du gouvernorat de Sfax à la station de dessalement de la ville est en cours de réalisation, pour un investissement estimé à 129 millions de dinars.

La sécurisation de l’approvisionnement dépend également de la continuité du fonctionnement des infrastructures. À cet effet, l’acquisition de 30 groupes électrogènes est programmée pour 2027, dont 18 unités mobiles. Ces équipements permettront d’assurer le fonctionnement des stations de pompage en cas de perturbations de l’alimentation électrique, notamment lors des situations d’urgence.

Électricité : de nouvelles capacités pour absorber les pics de consommation

Sur le volet électrique, le programme gouvernemental prévoit de renforcer les capacités de production et d’améliorer les performances des installations existantes.

Le ministre a rappelé la remise en service, en septembre 2026, de la première unité de la centrale électrique de Borj El Amri, d’une puissance de 320 mégawatts, après l’achèvement des travaux de maintenance.

La centrale fera également l’objet d’une extension avec l’installation et la mise en service d’une troisième turbine à gaz de 300 mégawatts. Le projet comprend aussi la réalisation des infrastructures nécessaires à l’évacuation de l’électricité produite. Son coût prévisionnel avoisine les 600 millions de dinars et il a été classé parmi les projets à caractère stratégique.

Par ailleurs, la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG) prévoit d’améliorer les performances de ses centrales existantes grâce à des technologies avancées de refroidissement de l’air. Ces interventions devraient permettre de dégager une capacité supplémentaire d’environ 250 mégawatts sur les années 2027 et 2028.

Renouvelables et stockage : de nouvelles capacités en préparation

Le renforcement de la production électrique repose également sur l’accélération des projets d’énergies renouvelables. Les travaux d’extension du parc éolien de Sidi Daoud se poursuivent afin d’intégrer une capacité additionnelle de 30 mégawatts.

À cela s’ajoute la réalisation d’une centrale photovoltaïque à Beni Mhira, dans le gouvernorat de Tataouine, d’une puissance de 50 mégawatts, associée à un système de stockage de 20 mégawattheures. La signature de l’accord de financement de ce projet avec la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD) est prévue mercredi 11 novembre.

Le programme prévoit également l’acquisition de moteurs à gaz d’une capacité totale de 200 mégawatts, dont 50 mégawatts devraient être mis en exploitation avant l’été 2027.

Un autre volet concerne le déploiement de systèmes de stockage de l’électricité par batteries dans les différentes régions du pays. La capacité totale prévue atteint 300 mégawatts, pour une capacité de stockage de 600 mégawattheures.

En parallèle, près de 300 mégawatts issus de projets d’énergies renouvelables devraient être intégrés au réseau avant l’été 2027. Une capacité supplémentaire de plus de 50 mégawatts est également prévue dans le cadre de la cinquième tranche du régime des autorisations.

Les études relatives à la réalisation d’une centrale photovoltaïque de 200 mégawatts dans le gouvernorat de Tataouine, associée à un système de stockage de 100 mégawattheures, doivent également être lancées.

Gestion de la demande : limiter la pression sur le réseau

Au-delà de l’augmentation des capacités de production, le gouvernement entend agir sur la gestion de la demande électrique, particulièrement pendant les périodes de forte consommation.

Samir Abdelhafidh a ainsi évoqué le développement de mécanismes intelligents permettant d’améliorer les dispositifs de délestage et de répartition des charges sur le réseau. Le programme prévoit également d’intensifier les campagnes de lutte contre les branchements anarchiques et de renforcer les actions de maîtrise de la demande.

Ces mesures doivent compléter les investissements dans les infrastructures et les nouvelles capacités de production, afin de réduire la pression sur le système électrique durant les pics estivaux et de sécuriser la continuité de l’approvisionnement.

L’article Été 2027 : le gouvernement peut-il garantir l’eau et l’électricité sans coupures ? est apparu en premier sur Leconomiste Maghrebin.

À l’approche de l’été 2027, le gouvernement tunisien mise sur le renforcement des ressources en eau, l’augmentation des capacités de production électrique et une meilleure gestion des périodes de forte consommation. Mais toutes les mesures annoncées n’auront pas le même calendrier. Certaines infrastructures sont déjà opérationnelles, tandis que plusieurs projets sont programmés pour 2027 ou restent tributaires de leur réalisation.

Présentant le programme préventif du gouvernement devant les parlementaires, le ministre de l’Économie et de la Planification, Samir Abdelhafidh, a détaillé, mercredi 11 novembre, les interventions prévues dans les deux secteurs. L’enjeu est de déterminer ce qui pourra effectivement contribuer à l’approvisionnement avant les fortes chaleurs de l’année prochaine.

Eau : une nouvelle station déjà en service, des extensions attendues en 2027

Dans le secteur de l’eau, le renforcement le plus concret est déjà entré en exploitation. La station de dessalement de Sidi Abdelhamid, à Sousse, fonctionne depuis le 16 octobre 2026. Avec un débit annoncé de 570 litres par seconde, soit près de 50.000 mètres cubes par jour, elle doit renforcer l’approvisionnement en eau potable de Sousse, Monastir et Mahdia.

D’autres capacités sont attendues en 2027. La SONEDE prévoit de porter la production de la station de dessalement de Sfax de 100.000 à 125.000 mètres cubes par jour. À Zarat, dans le gouvernorat de Gabès, l’objectif est de doubler la capacité, de 50.000 à 100.000 mètres cubes par jour.

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Le ministre a également indiqué que les travaux de raccordement du sud de Sfax à la station de dessalement de la ville ont commencé. Ce projet, estimé à environ 129 millions de dinars, doit permettre d’acheminer l’eau produite vers les zones concernées.

Ces extensions sont programmées pour 2027, mais leur contribution effective dès le début de l’été dépendra du respect des calendriers de réalisation et de mise en exploitation.

71 interventions régionales et 30 groupes électrogènes

En parallèle, le gouvernement prévoit 71 interventions dans les différentes régions, pour une enveloppe totale d’environ 55,7 millions de dinars. Elles concernent notamment le renforcement des réseaux d’alimentation, le forage et l’équipement de puits, ainsi que l’installation de pompes de secours.

Le Sud concentre 43 interventions, pour près de 28 millions de dinars. Le programme prévoit notamment la réalisation, l’électrification, l’équipement et le raccordement de 29 puits profonds. Dans le Centre, 14 interventions mobiliseront 7,7 millions de dinars. Le Nord en comptera neuf pour 13 millions et le Grand Tunis cinq pour environ 7 millions.

Un autre volet concerne la sécurisation du fonctionnement des stations de pompage. L’acquisition de 30 groupes électrogènes, dont 18 mobiles, est programmée en 2027 afin de maintenir ces installations en activité en cas de coupure électrique. Là encore, le calendrier d’acquisition et de déploiement déterminera leur disponibilité pendant l’été.

Électricité : 50 MW supplémentaires annoncés avant l’été

Sur le réseau électrique, une capacité est déjà rétablie : la première unité de la centrale de Borj El Amri, d’une puissance de 320 MW, a été remise en service en septembre 2026 après maintenance.

Pour 2027, le ministre annonce l’acquisition de moteurs à gaz totalisant 200 MW, dont une première tranche de 50 MW devrait être disponible avant l’été. C’est l’une des échéances les plus précises données pour l’ajout de moyens de production thermique à court terme.

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Le gouvernement compte aussi récupérer environ 250 MW grâce à l’amélioration des performances des centrales de la STEG par des technologies avancées de refroidissement de l’air. Toutefois, cette augmentation est prévue sur 2027 et 2028 : elle ne peut donc pas être considérée dans son intégralité comme acquise pour l’été 2027.

Autre projet majeur, une troisième turbine à gaz de 300 MW doit être installée à Borj El Amri. Son coût est estimé à 600 millions de dinars. Le projet figure dans le plan gouvernemental de renforcement de la production, mais l’annonce du 11 novembre ne précise pas qu’elle sera opérationnelle avant l’été prochain.

Renouvelables et stockage : des objectifs à concrétiser

Le gouvernement prévoit d’intégrer environ 300 MW de capacités renouvelables au réseau avant l’été 2027, auxquels le ministre a ajouté plus de 50 MW dans le cadre de la cinquième ronde d’autorisations. Cette dernière estimation diffère de celle communiquée par la Présidence du gouvernement le 9 octobre, qui évoquait environ 40 MW.

Parmi les projets cités figure l’extension du parc éolien de Sidi Daoud, avec 30 MW supplémentaires. Une centrale photovoltaïque de 50 MW avec 20 MWh de stockage est également prévue à Béni Mhira, dans le gouvernorat de Tataouine. Le ministre a annoncé la signature, le 11 novembre, d’un accord de financement avec la BERD. Le projet fait toutefois encore l’objet d’une procédure de marché, dont la date limite de soumission des offres est fixée au 10 décembre 2026.

Le programme comprend aussi une centrale photovoltaïque de 200 MW avec 100 MWh de stockage à Tataouine, pour laquelle les études ont démarré. Quant aux batteries annoncées, elles doivent représenter une puissance de 300 MW et une capacité de stockage de 600 MWh. Le ministre n’a cependant pas précisé leur calendrier détaillé de mise en service.

Un été qui dépendra du calendrier d’exécution

Le plan gouvernemental repose donc sur plusieurs leviers : une station de dessalement déjà en exploitation, des extensions de capacité attendues à Sfax et Zarat, de nouveaux puits et équipements de pompage, ainsi que des moyens supplémentaires de production électrique.

Pour l’électricité, le gouvernement avait déjà présenté, lors du Conseil ministériel restreint du 9 octobre, un programme comprenant notamment la remise en service complète des centrales de Kchabta et de Mateur, pour une capacité cumulée d’environ 190 MW, ainsi qu’une réduction de la demande de 300 MW durant les périodes de pointe.

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En prévision des périodes de l’année où les ressources sont particulièrement sollicitées, la question de la continuité de l’approvisionnement en eau et en électricité revient au centre des préoccupations. C’est dans ce contexte que le ministre de l’Économie et de la Planification, Samir Abdelhafidh, a présenté, devant les députés et les membres du Conseil national des régions et des districts réunis en séance plénière conjointe, un programme préventif intégré. Celui-ci porte sur les mesures envisagées pour anticiper les tensions sur les réseaux et assurer l’approvisionnement en eau potable et en électricité durant les pics de consommation.

La sécurité hydrique au cœur d’une mobilisation territoriale

L’action couvre l’ensemble du territoire, selon les besoins propres à chaque région. Le Sud concentre l’essentiel des interventions, avec 43 opérations mobilisant près de 28 millions de dinars (MDT), notamment pour la réalisation, l’équipement et le raccordement de 29 puits profonds. Le Centre compte 14 opérations (7,7 MDT), le Nord neuf (13 MDT) et le Grand Tunis cinq (près de 7 MDT). Le dispositif prévoit également l’acquisition de 30 groupes électrogènes, dont 18 mobiles, destinés à maintenir le fonctionnement des stations de pompage en cas de coupure électrique.

En parallèle, le dessalement occupe une place croissante dans le renforcement des ressources hydriques. Mise en exploitation le 16 octobre 2026, la station de Sidi Abdelhamid, d’une capacité de 570 litres par seconde et d’un coût d’environ 130 MDT, dessert désormais Sousse, Monastir et Mahdia. En 2027, les capacités des stations de Sfax et de Zarrat devraient respectivement passer de 100 000 à 125 000 m³ par jour et de 50 000 à 100 000 m³. Le projet de raccordement du sud de Sfax, estimé à 129 MDT, figure également parmi les chantiers en cours.

Renforcement des capacités de production électrique

Sur le front énergétique, le renforcement des capacités de production électrique se poursuit, porté à la fois par la consolidation du parc existant et par l’apport de nouveaux équipements. À Borj El Amri, la première unité de la centrale, d’une puissance de 320 MW, a repris son activité en septembre 2026, après une opération de maintenance. Le site est également appelé à accueillir une troisième turbine à gaz de 300 MW, au titre d’un projet stratégique estimé à 600 millions de dinars. Autre levier de cette progression: l’introduction de technologies de refroidissement de l’air dans les centrales de la STEG, dont les retombées devraient représenter quelque 250 MW supplémentaires à l’horizon 2027-2028.

L’essor des énergies renouvelables vient compléter cette évolution. Il se traduira notamment par l’ajout de 30 MW à Sidi Daoud et par la réalisation d’une centrale photovoltaïque de 50 MW à Béni Mhira, à Tataouine, dotée de 20 MWh de stockage. La signature de l’accord de financement avec la BERD est prévue ce mercredi. Dans le prolongement de ces projets, des études ont été engagées pour une installation de 200 MW avec 100 MWh de stockage. Les nouvelles capacités renouvelables raccordées avant l’été devraient atteindre environ 300 MW, auxquelles s’ajouteront plus de 50 MW relevant de la cinquième ronde d’autorisations.

À ces capacités s’ajouteront 200 MW de moteurs à gaz, dont 50 MW prévus avant l’été, et près de 300 MW de stockage par batteries (600 MWh). Le renforcement du dispositif reposera également sur des outils intelligents de gestion du réseau et de répartition des délestages, conjugués à la lutte contre les raccordements anarchiques et à la maîtrise de la consommation, afin de réduire les tensions aux heures de pointe.

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La baisse de la production éolienne, conjuguée à une couverture nuageuse importante et à la hausse des coûts du gaz, a provoqué une forte tension sur les marchés européens de l’électricité. Les prix ont dépassé 600 euros le mégawattheure sur certaines plages horaires, notamment en Allemagne, ravivant les inquiétudes sur la sécurité de l’approvisionnement à l’approche de l’hiver.

Les marchés européens de l’électricité ont enregistré une brusque hausse en début de semaine, sous l’effet de conditions météorologiques défavorables à la production renouvelable. Une zone de faible vent et de couverture nuageuse persistante affecte plusieurs grandes régions électriques du continent, notamment l’Allemagne, le Royaume-Uni, la France et les pays du Benelux.

La diminution simultanée de la production éolienne et solaire oblige les producteurs à recourir davantage aux centrales thermiques, en particulier celles fonctionnant au gaz naturel. Or, les prix du gaz restent élevés. Ce qui renchérit le coût de production de l’électricité et exerce une pression supplémentaire sur les marchés de gros.

En France, le prix de l’électricité pour livraison le lendemain s’est établi à environ 334,12 euros le mégawattheure lors de l’enchère de lundi 9 novembre sur Epex Spot. Soit son niveau le plus élevé depuis décembre 2022. En Allemagne, il a atteint 345,64 euros le mégawattheure en moyenne journalière, avec des pointes dépassant 600 euros durant certaines périodes de forte demande en soirée.

Au Royaume-Uni, l’opérateur du réseau électrique, National Energy System Operator (NESO), a émis dimanche une alerte préventive sur les marges d’approvisionnement pour la matinée de lundi. Le déficit potentiel était initialement estimé à près de 1,4 gigawatt. L’alerte a toutefois été levée après la mobilisation de capacités supplémentaires. L’opérateur a précisé qu’il n’existait pas de risque de coupures pour les consommateurs.

Le gaz reprend un rôle central dans la formation des prix

Cette nouvelle flambée illustre la sensibilité des marchés électriques européens aux variations de la production renouvelable. Lorsque le vent et l’ensoleillement diminuent simultanément, les centrales au gaz sont souvent appelées à couvrir une part plus importante de la demande. Leur coût de fonctionnement peut alors déterminer le prix marginal de l’électricité sur les marchés.

Ce phénomène, désigné en allemand par le terme « Dunkelflaute », décrit les périodes caractérisées par un faible ensoleillement et une absence de vent. Il constitue un défi pour les systèmes électriques fortement dépendants des énergies renouvelables intermittentes, en particulier lorsque les capacités de stockage et les moyens de production pilotables ne suffisent pas à absorber les variations.

La pression se reflète également sur les marchés à terme. Les contrats de décembre en Allemagne et en France se négocient autour de 200 euros le mégawattheure, soit plus du double de leur niveau enregistré un an auparavant, selon les données citées par Bloomberg.

Dans les pays nordiques, la baisse des réserves hydrauliques et la progression des prix du gaz ajoutent également aux tensions à l’approche de la saison hivernale.

Les conditions météorologiques devraient continuer à peser sur la production éolienne et solaire dans plusieurs régions européennes au moins jusqu’au milieu de la semaine. Une demande accrue de chauffage, liée à des températures annoncées inférieures aux normales saisonnières, pourrait accentuer les tensions.

Au-delà de cet épisode, la hausse des prix souligne l’enjeu de la flexibilité des réseaux européens : développement du stockage, interconnexions entre pays, capacités pilotables et meilleure gestion de la demande. La transition énergétique ne dépend pas seulement de l’installation de nouvelles capacités renouvelables, mais aussi de la capacité des systèmes électriques à garantir l’approvisionnement lorsque les conditions météorologiques deviennent défavorables.

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Le projet de loi de finances 2027 propose de réduire à 10% les droits de douane sur les capteurs solaires et d’exonérer les batteries destinées au stockage de l’électricité de plusieurs taxes à l’importation. Le dispositif prévoit également d’élargir les mécanismes de financement de la mise à niveau environnementale des entreprises.

La transition énergétique tunisienne pourrait bénéficier de nouveaux leviers fiscaux en 2027. Présentant lundi 9 novembre les grandes orientations du projet de budget devant l’Assemblée des représentants du peuple et le Conseil national des régions et des districts, la cheffe du gouvernement, Sarra Zaâfrani Zenzri, a rappelé plusieurs dispositions destinées à réduire le coût des équipements et à encourager les investissements dans les énergies renouvelables. Ces mesures figurent dans les articles 49, 50 et 51 du projet de loi de finances. Elles restent donc soumises à l’adoption définitive du texte.

Des droits de douane réduits pour les équipements solaires

L’article 50 propose de ramener à 10% les droits de douane appliqués à l’importation des capteurs solaires relevant de la position tarifaire 8541.

Le projet prévoit également, dans son article 49, une mesure en faveur du stockage de l’électricité. Les batteries relevant de la position tarifaire 8507 seraient exonérées, à l’importation, des droits de douane, de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et de la taxe professionnelle affectée au Fonds de développement de la compétitivité dans les secteurs de l’industrie, des services et de l’artisanat. Cette exonération serait accordée après avis technique des services compétents du ministère chargé de l’Industrie.

Le troisième volet concerne les entreprises. L’article 51 propose d’élargir les interventions du Fonds de transition énergétique aux opérations de mise à niveau environnementale, notamment celles visant à réduire l’empreinte carbone, à améliorer l’efficacité énergétique et à assurer la conformité aux normes environnementales nationales et internationales.

Près de 600 MW de projets solaires en concession

Au-delà des incitations fiscales, le gouvernement mise sur l’accélération des investissements dans la production d’électricité renouvelable. Selon la cheffe du gouvernement, trois projets solaires totalisant 200 MW sont entrés en exploitation au premier semestre 2026.

D’autres centrales photovoltaïques sont programmées à Sidi Bouzid, Gafsa et Gabès, dans le cadre de concessions représentant près de 600 MW, dont les conventions ont été approuvées. Un autre contingent de projets, d’une capacité globale de 455 MW, relève du régime des autorisations. Les résultats de l’évaluation des demandes du sixième round ont été publiés en septembre par le ministère de l’Industrie, les accords de principe devant faire l’objet d’une annonce ultérieure.

Le programme comprend également le projet de centrale photovoltaïque de Bazma, à Kébili, d’une capacité de 300 MW, associé à un système de stockage par batteries de 150 MW. Des installations sont aussi prévues à Beni Mhira et à Tataouine, pour une capacité annoncée de 200 MW.

Le réseau électrique face au défi du stockage

La stratégie gouvernementale ne se limite pas à augmenter les capacités de production. Elle prévoit aussi le renforcement des infrastructures électriques et l’amélioration de la disponibilité de l’énergie pendant les périodes de forte consommation.

La première unité de la centrale de Borj El Amri, d’une puissance de 312 MW, a été remise en service en septembre, selon les déclarations de la cheffe du gouvernement. Une troisième turbine à gaz de 300 MW est également prévue. Le programme comprend par ailleurs l’extension de la centrale de Radès D et sa conversion en cycle combiné, ainsi que la réalisation de la centrale de Sousse H.

Le déploiement de systèmes de stockage par batteries, la modernisation du réseau à travers le projet Smart Grid et la généralisation annoncée des compteurs intelligents complètent ce dispositif.

La Tunisie entend ainsi agir simultanément sur le coût des équipements, les capacités de production et la gestion de l’électricité. L’efficacité de cette orientation dépendra toutefois de l’adoption des mesures fiscales, mais aussi de la concrétisation des projets annoncés et de leur intégration au réseau national.

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• PLF 2027 : Les professionnels du solaire réclament zéro droit de douane sur les équipements

L’article Tunisie : Solaire, batteries… le budget 2027 prévoit de nouveaux avantages fiscaux pour la transition énergétique est apparu en premier sur webdo.

L’article 49 du projet de loi de finances 2027 relance le débat sur l’équilibre entre transition énergétique, pouvoir d’achat et protection du tissu industriel national. Si l’exonération fiscale des batteries importées peut favoriser le développement du stockage de l’énergie solaire et de la mobilité électrique, elle risque également de placer les fabricants et assembleurs tunisiens face à une concurrence difficilement soutenable.

Lotfi Sahli

La volonté de réduire le coût des équipements nécessaires au stockage de l’électricité constitue, à première vue, une orientation économique pertinente. Dans un contexte marqué par la recherche de solutions énergétiques alternatives, le développement du photovoltaïque et la nécessité pour les entreprises de mieux maîtriser leurs dépenses énergétiques, les batteries représentent désormais un maillon essentiel de la transition énergétique.

C’est dans cette perspective que s’inscrit l’article 49 du projet de loi de finances 2027, qui prévoit l’exonération des droits de douane, de la taxe sur la valeur ajoutée (TVA) et de la contribution professionnelle affectée au Fonds de développement de la compétitivité dans les secteurs de l’industrie, des services et de l’artisanat, à l’importation des batteries destinées au stockage de l’électricité relevant de la position tarifaire 8507.

La mesure vise notamment à faciliter l’accès aux équipements de stockage et à réduire leur coût pour les différents utilisateurs. Mais derrière cet objectif, apparemment consensuel, se profile une interrogation économique majeure : en voulant rendre les batteries moins chères grâce à l’importation, la Tunisie ne risque-t-elle pas de fragiliser les entreprises nationales qui ont investi dans leur fabrication et leur assemblage ? C’est tout le paradoxe de cette disposition fiscale.

Quel prix pour l’industrie nationale ?

Les premiers bénéficiaires potentiels de cette exonération seraient incontestablement les consommateurs et les entreprises utilisatrices de batteries.

Pour les ménages équipés de panneaux photovoltaïques, la diminution du coût des batteries pourrait rendre le stockage de l’électricité solaire plus accessible et améliorer l’autonomie énergétique des installations domestiques. Elle pourrait également encourager les investissements dans les solutions de stockage et contribuer à une meilleure valorisation de l’énergie produite pendant la journée.

Les fabricants et assembleurs de vélos électriques pourraient également profiter de cette mesure. L’accès à des batteries importées à moindre coût leur permettrait de réduire leurs coûts d’approvisionnement, de proposer des produits plus compétitifs et de développer progressivement une activité industrielle liée à la mobilité électrique.

Le même raisonnement s’applique aux entreprises industrielles, agricoles et commerciales qui souhaitent investir dans des systèmes de stockage solaire. Pour ces opérateurs, le prix des batteries représente une composante importante de l’investissement initial. Toute réduction de ce coût peut améliorer la rentabilité des projets photovoltaïques, renforcer la continuité de l’activité et contribuer à une meilleure maîtrise des dépenses énergétiques.

Cependant, cette lecture favorable de la mesure repose sur une hypothèse qui mérite d’être vérifiée : l’avantage fiscal accordé aux importateurs sera-t-il effectivement répercuté sur les prix de vente ?

Une exonération fiscale ne signifie pas nécessairement une baisse équivalente des prix pour le consommateur. Une partie de l’avantage pourrait être absorbée par les marges commerciales des importateurs et des distributeurs. Sans mécanisme de suivi, il serait donc difficile de mesurer le bénéfice réel de la mesure pour les utilisateurs finaux. Mais la question la plus sensible concerne les industriels tunisiens.

La Steg autorise le stockage par batterie pour le solaire résidentiel

Une concurrence fiscalement avantagée

Le principal risque de l’article 49 réside dans le traitement réservé aux batteries importées déjà fabriquées, par rapport à celles produites ou assemblées localement.

Un industriel tunisien qui fabrique ou assemble des batteries doit supporter plusieurs catégories de coûts : importation des cellules et des composants, salaires et charges sociales, équipements de production, opérations d’assemblage, contrôle qualité, certification, garantie et investissements technologiques. Même lorsque certains intrants bénéficient d’avantages fiscaux, l’entreprise locale conserve des charges industrielles et opérationnelles importantes.

À l’’inverse, un importateur qui introduit sur le marché tunisien une batterie déjà fabriquée pourrait bénéficier, avec l’application de l’article 49, d’une exonération portant simultanément sur les droits de douane, la TVA et la contribution professionnelle concernée.

Une telle différence de traitement pourrait créer un déséquilibre concurrentiel au détriment de la production nationale.

Le problème n’est donc pas l’ouverture du marché à la concurrence étrangère. Celle-ci peut être bénéfique lorsqu’elle stimule la productivité, améliore la qualité et pousse les entreprises à innover. Le problème apparaît lorsque les règles fiscales accordent un avantage plus important au produit fini importé qu’à l’entreprise qui investit localement dans sa fabrication.

Dans ces conditions, les industriels tunisiens pourraient être contraints de réduire leurs marges pour rester compétitifs, au risque de compromettre leur capacité d’investissement et de développement.

À moyen terme, les conséquences pourraient dépasser la seule question de la rentabilité des entreprises : ralentissement de la production, report de nouveaux investissements, réduction des capacités industrielles et, éventuellement, diminution des emplois.

À plus long terme, c’est toute une capacité de production et de savoir-faire qui pourrait être fragilisée, au moment même où le stockage électrique devient un enjeu stratégique pour les économies modernes.

Un paradoxe dans la politique industrielle tunisienne ?

La question devient encore plus pertinente lorsqu’on la rapproche des dispositions de la loi de finances 2026.

En effet, l’article 46 de cette loi a déjà prévu des avantages fiscaux pour certains intrants non fabriqués localement et nécessaires à la fabrication des batteries au lithium. Ce dispositif prévoit notamment l’exonération des droits de douane et l’application d’une TVA de 7 % sur les intrants concernés, sous réserve des conditions prévues par le texte et du programme annuel visé par les services compétents du ministère de l’Industrie.

L’objectif est clair : encourager les entreprises tunisiennes à investir dans la fabrication locale en réduisant le coût de leurs approvisionnements.

Or, l’article 49 du PLF 2027 introduit une orientation qui pourrait entrer en contradiction avec cette politique, puisqu’il prévoit des avantages fiscaux particulièrement étendus pour les batteries importées finies.

La Tunisie risque ainsi de soutenir, d’un côté, l’investissement dans la fabrication locale et, de l’autre, de favoriser fiscalement l’importation des produits finis susceptibles de concurrencer directement cette même production.

Ce décalage mérite d’être examiné avant l’adoption définitive de la mesure.

Il ne s’agit pas de remettre en cause la nécessité de réduire le coût des batteries ni de protéger artificiellement des entreprises qui ne seraient pas compétitives. Il s’agit plutôt de s’assurer que les choix fiscaux de l’État restent cohérents avec les objectifs affichés de développement industriel.

La neutralité fiscale, condition d’une concurrence équitable

Le débat devrait ainsi dépasser l’opposition classique entre protectionnisme et libre concurrence. La véritable question est celle de la neutralité fiscale.

Un industriel tunisien qui investit dans la fabrication ou l’assemblage des batteries devrait pouvoir concurrencer les produits importés dans des conditions fiscales raisonnablement comparables.

Pour cela, il est indispensable d’examiner l’ensemble de la chaîne fiscale : taxation des intrants, traitement de la production locale, fiscalité des batteries finies importées, récupération de la TVA sur les investissements et contribution professionnelle.

Une comparaison limitée aux seuls droits de douane ne permettrait pas de mesurer correctement les écarts de compétitivité.

L’État devrait donc veiller à ce que l’avantage accordé à l’importation des batteries finies ne se transforme pas en pénalité indirecte pour les entreprises qui produisent localement.

Cette exigence est d’autant plus importante que le développement d’une filière industrielle nationale ne peut reposer uniquement sur des déclarations d’intention. Il nécessite un environnement fiscal, réglementaire et économique suffisamment stable pour encourager les investissements à long terme.

Construire une véritable filière tunisienne des batteries

La question ne devrait pas se limiter à la protection des capacités industrielles existantes. Elle devrait également être l’occasion de réfléchir à la place que la Tunisie souhaite occuper dans la chaîne de valeur du stockage électrique.

La fabrication intégrale de cellules lithium-ion exige des investissements importants, une maîtrise technologique avancée et des infrastructures spécialisées. Il serait donc irréaliste de considérer que la Tunisie peut immédiatement maîtriser toutes les étapes de cette industrie.

En revanche, plusieurs activités présentent des perspectives de développement plus accessibles : l’assemblage des cellules, la fabrication des boîtiers et des structures, l’intégration des systèmes électroniques de gestion des batteries (BMS), les opérations de contrôle et de certification, la maintenance, la réparation et le recyclage constituent autant de segments susceptibles de générer de la valeur ajoutée locale.

Ces activités pourraient permettre de développer progressivement des compétences techniques, de créer des emplois qualifiés et de réduire une partie de la dépendance extérieure.

L’enjeu consiste donc à passer d’une logique d’importation d’équipements à une véritable stratégie de développement industriel autour du stockage de l’énergie.

Dans cette perspective, les avantages fiscaux devraient encourager non seulement l’accès aux batteries, mais également la création de capacités nationales de fabrication, d’intégration et de services.

Compromis entre pouvoir d’achat et développement industriel

L’article 49 pourrait être rééquilibré sans remettre en cause son objectif initial.

Une première piste consisterait à garantir un traitement fiscal cohérent entre les batteries importées et celles fabriquées ou assemblées localement. Les intrants, cellules et composants non fabriqués en Tunisie et nécessaires à la production locale devraient bénéficier d’un régime suffisamment incitatif.

Une deuxième piste serait de conditionner certains avantages industriels à des engagements mesurables en matière d’emploi, d’investissement, de formation et de valeur ajoutée locale.

Une troisième piste consisterait à développer une politique progressive d’intégration industrielle, en encourageant notamment la fabrication locale des boîtiers, des systèmes BMS et des composants électroniques, ainsi que les activités de maintenance et de recyclage.

Enfin, il serait utile d’instaurer un mécanisme de suivi des prix afin de vérifier que les exonérations accordées aux importateurs profitent effectivement aux consommateurs et aux entreprises utilisatrices.

Ces orientations permettraient de concilier les objectifs de réduction des coûts, de développement des énergies renouvelables et de renforcement du tissu industriel.

Etude d’impact avant toute décision définitive

Au-delà des arguments de principe, le débat gagnerait à être éclairé par des données économiques précises.

Le gouvernement devrait notamment présenter une comparaison du coût de revient d’une batterie fabriquée ou assemblée en Tunisie et de celui d’une batterie importée de caractéristiques équivalentes après application des exonérations envisagées.

Cette étude devrait également évaluer le nombre d’entreprises concernées, leurs capacités de production, les emplois directs et indirects, les investissements réalisés et les perspectives de développement du secteur.

L’impact sur les finances publiques mérite également d’être mesuré : pertes potentielles de recettes douanières, coût budgétaire de l’exonération de TVA et éventuelles retombées fiscales indirectes liées au maintien de l’activité industrielle.

Enfin, l’évolution prévisible des importations, les possibilités de substitution aux produits étrangers et le potentiel d’exportation des batteries fabriquées localement devraient être intégrés à cette évaluation.

Sans ces éléments, il serait difficile de déterminer si les gains immédiats attendus de la mesure compensent les risques éventuels pour l’industrie nationale.

Les usages utiles de l’énergie photovoltaïque avec stockage

La transition énergétique doit être aussi une transition industrielle

Au fond, le débat autour de l’article 49 du PLF 2027 pose une question qui dépasse largement la fiscalité des batteries : quelle place la Tunisie entend-elle réserver à son industrie dans la transformation de son modèle énergétique ?

Réduire le coût des équipements importés peut contribuer à accélérer la transition énergétique et à améliorer la compétitivité des entreprises. Mais cette démarche ne devrait pas se faire au détriment des capacités productives nationales.

La Tunisie ne peut durablement se contenter d’être un marché de consommation de batteries importées alors qu’elle dispose déjà d’une expérience industrielle et d’opportunités de développement dans ce secteur.

Le véritable enjeu est de construire une politique qui permette aux ménages d’accéder à des batteries moins coûteuses, aux entreprises de réduire leurs dépenses énergétiques et aux industriels tunisiens de continuer à investir, produire et créer de la valeur ajoutée.

La baisse des prix ne devrait pas se transformer en affaiblissement de l’industrie nationale. Et la protection de l’industrie ne devrait pas se faire au détriment du consommateur.

C’est précisément cet équilibre que les pouvoirs publics et les députés sont appelés à rechercher dans l’examen de l’article 49.

Car la transition énergétique ne sera pleinement bénéfique pour la Tunisie que si elle devient également une opportunité de développement industriel, de création d’emplois et de renforcement de sa souveraineté économique.

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La mise en œuvre de nombreux projets à caractère énergétique visant à renforcer les infrastructures de production, de stockage et de transport d’électricité en Tunisie nécessite des ressources budgétaires accrues. Aussi, pendant la discussion du projet de budget du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, les législateurs doivent-ils garder à l’esprit les impacts négatifs des coupures d’électricité que le pays a connues durant l’été dernier en raison du déséquilibre existant entre la production et la consommation d’énergie. Déséquilibre auquel on devrait remédier dans les meilleurs délais pour ne pas revivre le cauchemar de l’été 2026.

Selon les données présentées le 3 novembre 2026 par le ministre de l’Équipement et de l’Habitat, Salah Zouari — chargé de la gestion du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie —, le projet de budget de l’État pour 2027 alloue à cette mission ministérielle 7,89 milliards de dinars, contre 5,33 milliards de dinars en 2026, représentant une augmentation de 48,2 %, soit 2,565 milliards de dinars.

Cette hausse se concentre principalement sur le programme «Énergie», qui atteint 7 200,1 millions de dinars (MDT), contre 5 115,8 MDT en 2026. Le programme «Mines» passe, pour sa part, à 508,2 MDT, contre environ 8 MDT l’année précédente ; cette hausse s’explique essentiellement par une dotation de 500 MDT destinée au financement d’engrais chimiques à usage agricole, par l’intermédiaire du Groupe chimique tunisien (GCT). À l’inverse, le programme «Industrie» recule à 169,3 MDT, contre 188,9 MDT en 2026.

Parmi les ressources allouées à la transition énergétique figurent notamment 45 MDT destinés au Fonds pour la transition énergétique, au sein d’une enveloppe globale de 129,4 MDT allouée aux fonds spéciaux du Trésor.

Ces ressources devront contribuer à une réduction de 3 % par an de l’intensité énergétique et à l’atteinte de l’objectif de 35 % d’électricité issue de sources renouvelables d’ici 2030.

Les crédits de paiement consacrés aux dépenses d’investissement du ministère s’élèvent à environ 6,9 MDT. Ce chiffre souligne la distinction entre les ressources globales allouées à la mission ministérielle et les financements spécifiquement dédiés à la modernisation du système électrique.

I. B.

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La Tunisie accélère le développement du stockage de l’énergie électrique afin de renforcer la sécurité des approvisionnements, de prévenir les coupures de courant et de favoriser l’intégration des sources d’énergie renouvelables au réseau national.

La Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg) a lancé un appel d’offres international pour la réalisation de dix systèmes de stockage par batteries, dotés d’une puissance totale de 300 mégawatts (MW) et d’une capacité de stockage de 600 mégawattheures (MWh).

Le projet, désigné sous le nom de «Battery Energy Storage Systems» (Bess), prévoit la réalisation des installations «clés en main», couvrant la conception, la fourniture des équipements, l’installation, la mise en service et la maintenance.

Cet investissement vise à accroître la flexibilité du système électrique tunisien, en permettant de stocker l’énergie disponible durant les périodes de faible consommation ou de forte production, pour la réinjecter sur le réseau lors des pics de demande.

Selon l’appel d’offres de la Steg, référencé sous le numéro 2026 E 4017, les interventions seront réparties en trois lots géographiques. Dans le Nord, quatre installations sont prévues à Ben Arous, Gaâfour, Mateur et Kchabta, totalisant 105 MW et 210 MWh. Dans le Centre, les sites concernés sont Msaken, Ksour Essef et Bir Lahfey, avec 90 MW et 180 MWh. Enfin, dans le Sud, des installations seront réalisées à Gabès Sud, Médenine et Midoun-Djerba, pour une capacité supplémentaire de 105 MW et 210 MWh.

Chaque système sera dimensionné pour délivrer sa puissance nominale pendant environ deux heures, contribuant ainsi à la stabilité de la fréquence et de la tension du réseau, ainsi qu’à la gestion des écarts entre la production et la consommation.

Les batteries pourront également absorber une partie de l’électricité produite par les installations photovoltaïques durant les heures de fort ensoleillement, pour la rendre disponible en soirée.

L’appel d’offres, publié en septembre, prévoit désormais la soumission des offres au plus tard le 11 novembre à 9h30, suite à une prolongation de l’échéance initiale, fixée au 29 octobre. L’ouverture des offres technico-financières est prévue le même jour, à 10h00, au siège de la Steg à Tunis. Les candidatures devront être transmises via la plateforme nationale des marchés publics, Tuneps.

Électricité | Tourner la page des coupures et planifier l’été 2027

Le ministre par intérim de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, Salah Zouari, s’exprimant le 3 novembre devant les commissions parlementaires compétentes, a fait état de l’objectif d’installer une première tranche de batteries d’une capacité de 150 MW avant l’été 2027 — avec une mise en service progressive — afin d’atteindre, par la suite, une puissance totale d’au moins 300 MW.

Cette initiative s’inscrit dans le programme gouvernemental visant à répondre aux besoins croissants en électricité et à réduire le risque de nouvelles coupures programmées, suite aux difficultés rencontrées durant l’été 2026.

La Tunisie continue, en effet, de recourir aux importations d’électricité en provenance d’Algérie pour compenser le déséquilibre entre la production nationale et la demande.

Le gouvernement tunisien a placé le développement des capacités de stockage parmi les priorités de sa stratégie énergétique, laquelle prévoit également le renforcement des centrales existantes et une augmentation de la production issue de sources renouvelables, avec pour objectif d’atteindre 35 % d’électricité verte d’ici 2030.

Les batteries ne produiront pas d’énergie nouvelle, mais permettront une utilisation plus efficace de l’énergie déjà disponible, faisant du stockage un levier stratégique pour assurer la continuité du service électrique et favoriser la transition énergétique du pays.

I. B.

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Le projet d’interconnexion électrique entre la Tunisie et l’Italie, baptisé ELMED, avance à grands pas. Alors que les principaux contrats des stations de conversion et du câble sous-marin ont été attribués, le financement du renforcement du réseau électrique tunisien est désormais soumis à l’examen du Parlement. La mise en service de cette infrastructure de 600 mégawatts est envisagée entre 2028 et 2030.

Selon une mise à jour publiée le 4 novembre par le cabinet tunisien AIUS, spécialisé dans l’accompagnement technique des projets énergétiques, les contrats relatifs aux principales composantes de l’interconnexion ont été attribués. En juin 2026, la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG) et son homologue italienne Terna ont confié à Hitachi Energy la réalisation des deux stations de conversion, pour un montant d’environ 770 millions d’euros. Ces installations seront implantées à Mlaabi, dans la région de Menzel Temime, en Tunisie, et à Partanna, en Sicile.

Le contrat relatif au câble sous-marin a, de son côté, été attribué au groupe italien Prysmian, pour un montant d’environ 460 millions d’euros. Ce câble doit relier les deux pays à travers le détroit de Sicile, sur une distance d’environ 200 kilomètres sous la mer.

Des contrats de 1,2 milliard d’euros et une liaison de 600 MW

L’interconnexion ELMED disposera d’une capacité de transport bidirectionnelle de 600 mégawatts et fonctionnera en courant continu à haute tension (HVDC), avec une tension pouvant atteindre 500 kilovolts. Le coût global de l’investissement est estimé à environ 1,42 milliard d’euros, selon les données communiquées par Hitachi Energy.

Le financement du projet repose sur plusieurs contributions internationales, notamment une subvention européenne de 307,6 millions d’euros, des financements de la Banque mondiale et des prêts accordés par la Banque européenne pour la reconstruction et le développement (BERD), la Banque européenne d’investissement et la banque allemande KfW.

Au-delà du câble reliant les deux rives de la Méditerranée, le projet nécessite également d’importants investissements dans le réseau électrique national. Cette composante, baptisée ELMED II, prévoit notamment la construction d’une ligne aérienne de transport d’électricité de 400 kilovolts entre Grombalia, dans le gouvernorat de Nabeul, et Kondar, dans le gouvernorat de Sousse.

D’une longueur d’environ 85 kilomètres, cette ligne traversera les gouvernorats de Nabeul, Ben Arous, Zaghouan et Sousse. Des infrastructures supplémentaires de raccordement porteront à environ 105 kilomètres l’ensemble des nouveaux circuits de 400 kilovolts prévus dans le cadre de cette opération, selon AIUS.

ELMED II : la ligne Grombalia-Kondar au cœur du renforcement du réseau tunisien

Le projet bénéficie d’un financement de 43 millions d’euros accordé par la BERD à la STEG, avec une garantie de l’État tunisien. L’accord de financement et de garantie avait été signé le 15 janvier 2026.

Une nouvelle étape institutionnelle a été franchie le 2 novembre. Le bureau de l’Assemblée des représentants du peuple a transmis à la commission des finances et du budget le projet de loi n° 66/2026 relatif à l’approbation de la convention de garantie conclue entre la Tunisie et la BERD. Le texte a été renvoyé pour examen en urgence.

Lire aussi : ELMED 2 : La STEG lance les marchés pour la ligne électrique Grombalia-Kondar

La STEG doit également conduire les procédures de passation des marchés relatifs à cette infrastructure, dont l’avis général avait été publié par la BERD en septembre dernier.

Le renforcement du réseau électrique tunisien doit permettre d’acheminer l’électricité produite notamment dans le sud et le centre du pays vers les régions du nord et du Cap Bon. Il doit également préparer le réseau à l’intégration de nouvelles capacités renouvelables et aux futurs échanges électriques avec l’Italie.

Avec une capacité de 600 mégawatts, ELMED doit ainsi permettre des échanges d’électricité dans les deux sens. La liaison pourrait faciliter les exportations tunisiennes d’électricité renouvelable vers le marché européen, mais également permettre des importations depuis l’Italie en cas de besoins supplémentaires sur le réseau national. La mise en service de l’ensemble du dispositif est envisagée à l’horizon 2028-2030.

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Les entreprises tunisiennes ne comptent plus sur un retour rapide à la normale. Après les coupures d’électricité de l’été 2026, les dirigeants interrogés par l’Institut arabe des chefs d’entreprises (IACE) s’attendent à de nouvelles tensions sur le réseau en 2027. Tous ceux qui se sont prononcés dans l’enquête anticipent une répétition des difficultés. Cette perspective les pousse à revoir leurs plans et à consacrer davantage de moyens à la sécurisation de leur approvisionnement électrique.

Avant l’été 2026, 56 % des entreprises interrogées ne disposaient d’aucun équipement de secours, qu’il s’agisse de groupes électrogènes, de batteries ou d’installations photovoltaïques. Désormais, près des trois quarts des répondants envisagent de s’équiper dans les 12 prochains mois. Pour 18 % d’entre eux, l’investissement est déjà décidé. Les 56 % restants étudient encore les solutions possibles. Cette course à l’autonomie énergétique ne relève plus seulement de la précaution. Pour eux, il s’agit de préserver la continuité de leur activité face à un risque qu’elles jugent désormais durable. Mais cette protection a un prix. Selon l’enquête de l’IACE, 51,9 % des entreprises déclarent devoir reporter un investissement productif pour financer leurs équipements de secours. En outre, les sommes consacrées aux groupes électrogènes, aux batteries ou au solaire ne pourront pas être affectées à d’autres projets. Modernisation des équipements, numérisation, extension des capacités de production! Autant de chantiers susceptibles d’être différés. Les entreprises cherchent à éviter une interruption de leur activité, mais certaines doivent pour cela renoncer, au moins temporairement, à investir dans leur développement.

L’effort risque également de peser de manière inégale sur le tissu économique. La capacité à financer une solution de secours dépend du profil de consommation, des besoins techniques et de la situation financière de chaque entreprise. Les grandes unités industrielles disposent généralement de moyens plus importants pour installer des équipements adaptés et en absorber le coût. Pour les petites et moyennes entreprises, la dépense peut représenter une charge difficile à supporter.

L’enquête met ainsi en évidence un double risque. À court terme, les entreprises doivent mobiliser des ressources pour maintenir leur production en cas de nouvelles perturbations. À plus long terme, ces dépenses contraintes peuvent ralentir leurs investissements, limiter leur capacité d’expansion et peser sur leur compétitivité.

À l’approche de l’été 2027, les chiffres de l’IACE dessinent donc une situation préoccupante. Celle des dirigeants ne préparent plus seulement leur activité à une éventuelle coupure, ils intègrent désormais les tensions électriques dans leurs décisions d’investissement. La sécurisation de l’approvisionnement devient une priorité, mais elle se fait parfois au détriment de la croissance.

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Selon une enquête de l’Institut arabe des chefs d’entreprises (IACE), les interruptions électriques de l’été 2026 ont provoqué une perte directe de valeur ajoutée estimée à 1 269,6 millions de dinars. Un bilan déjà lourd, qui ne couvre ni les…

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L’addition a été lourde pour le tissu économique tunisien. Selon l’enquête de l’Institut arabe des chefs d’entreprises (IACE), dont les résultats ont été présentés lors de son Tunis Forum annuel, tenu le 26 octobre 2026, sous le thème stratégique «La Tunisie dans la géopolitique de l’énergie», les coupures d’électricité de l’été dernier ont généré une perte moyenne de 13 jours d’activité, touchant près des deux tiers des entreprises et coûtant 1 269,6 millions de dinars (MD) en valeur ajoutée directe. Face à la persistance des tensions sur le réseau pour la prochaine saison estivale, l’heure n’est plus à la fatalité, mais à une anticipation rigoureuse pour éviter que ce triste scénario ne se répète.

Lotfi Sahli

Les entreprises interrogées dans le cadre de cette enquête s’attendent à une récurrence des difficultés électriques en 2027. La question n’est donc plus de savoir comment récupérer les journées perdues durant l’été dernier, mais bien comment éviter que ces pertes ne se reproduisent l’été prochain.

Du délestage subi au délestage planifié

Afin d’éviter les coupures imprévisibles qui endommagent les machines et paralysent la production, la solution résidera dans la mise en place d’un calendrier national de délestage tournant avant le début de l’été.

Ce système préventif offrira une visibilité indispensable aux industriels à travers :

– des coupures régulières et annoncées : en cas de déficit de production, des interruptions programmées (par exemple, une fois par semaine par zone) permettront aux usines d’anticiper leurs livraisons, d’ajuster leurs horaires et d’effectuer sereinement leurs opérations de maintenance ;

– la protection du matériel : un arrêt planifié préservera les équipements sensibles (moteurs, compresseurs, systèmes informatiques) des chocs électriques brutaux ;

– la préservation des secteurs stratégiques : les entreprises exportatrices et les activités en continu bénéficieront d’un traitement spécifique afin d’éviter les ruptures d’approvisionnement et les pénalités contractuelles.

Vers une flexibilité organisée du temps de travail

Ce système pourrait prendre la forme d’un véritable calendrier national de gestion de la demande électrique. Les zones industrielles seraient réparties en plusieurs groupes et soumises à une rotation des interruptions lors des périodes de pointe. En contrepartie, les entreprises concernées pourraient bénéficier de règles claires en matière d’organisation du travail et de repos compensateur.

Une telle démarche aurait également le mérite de replacer la question des coupures dans une logique de planification. L’expérience de 2026 a montré que le coût d’une interruption ne se limite pas à l’électricité non fournie. Il englobe les machines endommagées, la production perdue, les commandes retardées, les pénalités éventuelles, les clients qui peuvent être perdus et les investissements reportés.

Pour compenser le temps de production perdu sans alourdir excessivement la charge des salariés, le dispositif s’appuiera sur une flexibilité concertée.

Dans le respect du cadre légal et des conventions, certains dimanches du printemps ou de l’été pourront être intégrés, sur la base du volontariat, pour rattraper l’activité. Les heures supplémentaires ainsi réalisées ouvriront droit à un repos compensateur, répartissant l’effort sur la durée pour ne pas faire peser toute la charge sur une seule période critique.

Prévenir ces pertes coûtera toujours moins cher que de réparer les dégâts (commandes annulées, investissements reportés, clients perdus…).

Le véritable défi sera donc de transformer le choc de l’année passée en un modèle d’organisation pérenne. En posant dès maintenant les bases d’un calendrier clair, la Tunisie permettra à son économie de traverser la prochaine saison estivale sans subir l’imprévisibilité.

Énergie | Pour que l’été 2027 ne ressemble pas à celui de 2026 !

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