Dans un contexte de transition énergétique mondiale accélérée et de dépendance persistante aux hydrocarbures, l’Union européenne cherche à renforcer ses liens avec le sud de la Méditerranée à travers un nouveau dispositif d’investissement dédié aux énergies propres.

Selon une information rapportée par le média économique Ecofin, la Commission européenne a présenté, le 9 juin, le programme Trans-Mediterranean Renewable Energy and Clean Tech Cooperation (T-MED). Cette initiative vise à mobiliser jusqu’à 25 milliards d’euros d’investissements à l’horizon 2035, principalement dans les énergies renouvelables, l’hydrogène vert et les technologies propres.

Le dispositif s’inscrit dans le cadre du Pacte pour la Méditerranée, lancé en novembre 2025, et repose sur un mécanisme de financement combinant fonds publics et capitaux privés. L’Union européenne prévoit notamment plus de 5 milliards d’euros de garanties via le Fonds européen pour le développement durable plus (FEDD+), afin de réduire les risques pour les investisseurs et stimuler l’effet de levier financier.

Toujours selon Ecofin, le programme ambitionne de structurer un espace énergétique intégré entre les deux rives de la Méditerranée, en s’appuyant sur une coopération renforcée entre institutions européennes, banques multilatérales et secteur privé.

L’architecture du T-MED s’articule autour de cinq axes principaux : mobilisation des investissements, réformes réglementaires dans les pays partenaires, développement des compétences, modernisation des infrastructures énergétiques et structuration de filières industrielles locales.

Les projets ciblés concernent notamment les centrales solaires, les parcs éoliens, la production d’hydrogène vert par électrolyse ainsi que la modernisation des réseaux électriques dans plusieurs pays de la région. À terme, l’initiative pourrait permettre le développement d’environ 15 GW de capacités renouvelables et la création de plus de 100 000 emplois.

Plus largement, la région Moyen-Orient et Afrique du Nord dispose d’un potentiel renouvelable estimé à environ 2 300 GW, selon les données relayées par Ecofin, soit plus du double des capacités actuellement installées en Europe. Un avantage compétitif qui reste cependant sous-exploité en raison de la persistance de la dépendance aux combustibles fossiles et des contraintes structurelles.

Si les ambitions affichées sont importantes, leur concrétisation dépendra de la capacité à attirer durablement les capitaux privés et à mettre en œuvre des réformes dans les pays partenaires. Des initiatives passées, comme Desertec, ont montré les limites des projets d’intégration énergétique à grande échelle lorsqu’ils se heurtent à des obstacles financiers et politiques.

Les prochaines étapes incluent le lancement d’appels à investisseurs, la mise en place de la plateforme T-MED et le démarrage progressif des premières coopérations industrielles à partir de 2027. Au-delà des annonces, l’enjeu pour l’Union européenne sera de transformer ce potentiel énergétique en infrastructures concrètes et en chaînes de valeur industrielles partagées entre les deux rives de la Méditerranée.

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Réuni le 9 juin 2026, le conseil de l’Assemblée générale ordinaire de Onetech Holding a approuvé la distribution d’un dividende au titre de l’exercice 2025.

Le dividende a été fixé à 0,330 dinar par action, représentant une enveloppe globale de 26,532 millions de dinars. Cette décision traduit la volonté du groupe de maintenir une politique de rémunération régulière de ses actionnaires, en ligne avec ses résultats et ses équilibres financiers.

La date de détachement du dividende a été arrêtée au 23 juin 2026. À partir de cette échéance, les actions seront négociées ex-dividende sur le marché.

Cette opération s’inscrit dans le cycle habituel de communication financière de la société, qui ajuste ses arbitrages entre distribution et réinvestissement selon ses perspectives de croissance et les conditions de marché.

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La Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg), en collaboration avec l’Agence japonaise de coopération internationale (Jica), a développé un système automatisé de prévision de la demande en électricité. D’après l’agence TAP, cet outil s’inscrit dans un projet de coopération technique dédié à la décarbonation et à la sécurisation de l’alimentation électrique en Tunisie.

Présenté comme l’un des résultats majeurs du programme, ce dispositif vise à améliorer la capacité de planification du réseau électrique national dans un contexte de transformation du secteur énergétique.

Le projet, lancé en 2024 pour une durée de deux ans, accompagne les efforts de la Tunisie pour intégrer davantage d’énergies renouvelables dans son mix électrique. Le pays s’est fixé comme objectif d’atteindre environ 35% de production issue de sources renouvelables d’ici à 2030. Cette évolution implique une adaptation progressive du système électrique, notamment en raison de l’intermittence des sources solaire et éolienne.

Dans ce cadre, le système développé repose sur des techniques d’apprentissage automatique. Il exploite différentes données d’entrée, dont les paramètres météorologiques, afin d’estimer la demande en électricité avec une meilleure précision. L’objectif est de renforcer la fiabilité des prévisions et d’optimiser l’équilibre entre production et consommation.

Cette approche s’inscrit dans une tendance plus large de digitalisation de la gestion des réseaux électriques, avec l’introduction d’outils capables d’automatiser certaines fonctions de planification.

Les résultats du projet ont été présentés lors de la réunion de clôture du comité conjoint de coordination, réunissant des représentants du ministère de l’Industrie, de la Steg et de la Jica.

Plusieurs volets complémentaires ont également été développés dans le cadre de cette coopération. Un travail a été mené sur l’intégration des infrastructures de recharge pour véhicules électriques au réseau national, avec un objectif d’encadrement technique et de sécurisation des raccordements. Ces travaux doivent contribuer à l’élaboration de référentiels techniques actuellement en préparation par la Steg.

Le projet a également porté sur les systèmes de stockage d’énergie par batteries. Des propositions de spécifications techniques ont été établies afin de définir les conditions de raccordement de ces installations au réseau électrique.

L’ensemble de ces travaux s’inscrit dans une démarche visant à renforcer la stabilité du système électrique tunisien, tout en accompagnant l’évolution vers un modèle énergétique plus diversifié et moins carboné.

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Le champ pétrolier d’Ashtart, situé dans le golfe de Gabès, devrait atteindre son niveau de rentabilité le plus élevé en 2031, selon une analyse publiée par un cabinet de recherche spécialisé dans les marchés de l’énergie à Washington, d’après l’agence TAP. Cette perspective marque une étape importante pour l’un des plus anciens et des plus importants gisements pétroliers du pays.

Concrètement, cette échéance correspond au moment où la différence entre les revenus générés par la production de pétrole et les coûts d’exploitation serait la plus favorable. En d’autres termes, le champ devrait alors offrir son meilleur rendement économique avant d’entrer dans une phase où le maintien de la production pourrait devenir plus complexe et plus coûteux.

Mis en production en 1974 après sa découverte au début des années 1970, Ashtart demeure aujourd’hui un actif stratégique pour le secteur énergétique tunisien. Le gisement produit actuellement près de 5 000 barils par jour, soit environ 14% de la production nationale de pétrole. Cette contribution lui permet de conserver une place importante dans un contexte marqué par le déclin naturel de plusieurs champs historiques du pays.

L’importance d’Ashtart ne se limite pas à sa production actuelle. Le gisement a également joué un rôle majeur dans l’histoire pétrolière tunisienne. Au début des années 1980, associé au champ d’El Borma, il a contribué à la période la plus productive du secteur national, lorsque la production pétrolière du pays atteignait des niveaux record.

Le champ est exploité par la Société de recherche et d’exploitation des pétroles en Tunisie (Serept), détenue conjointement par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société Perenco. Cette dernière est devenue copropriétaire du gisement après le rachat, en 2018, de la participation détenue auparavant par le groupe OMV.

Au-delà des indicateurs économiques, le rapport souligne plusieurs défis techniques. Les caractéristiques du réservoir, la profondeur des puits et certaines contraintes liées à la pression constituent autant de facteurs qui influencent les performances de production. Le gisement repose sur un seul réservoir et utilise un système d’injection d’eau de mer afin de maintenir la pression nécessaire à l’extraction du pétrole.

Ces éléments illustrent les défis auxquels sont confrontés les champs pétroliers arrivés à maturité. Si Ashtart continue de jouer un rôle central dans la production nationale, les années à venir seront déterminantes pour prolonger son exploitation dans des conditions économiquement viables.

Dans un pays où les hydrocarbures demeurent une composante importante de l’approvisionnement énergétique, l’évolution de ce gisement historique sera suivie de près. Son parcours reflète plus largement les enjeux auxquels fait face l’industrie pétrolière tunisienne: maintenir la production des champs existants tout en recherchant de nouvelles sources de croissance.

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