Les délestages qui se multiplient depuis le 12 juillet mettent en lumière les difficultés chroniques du système électrique tunisien, marqué par un sous-investissement prolongé, l’endettement de l’opérateur public STEG et une dépendance croissante au gaz algérien, selon des données publiques compilées par le média Le Manager.
Les coupures tournantes d’électricité appliquées par la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG) afin d’éviter un effondrement du réseau interviennent dans un contexte de fortes chaleurs, mais traduisent surtout des déséquilibres structurels accumulés depuis plus d’une décennie.
Selon une analyse publiée par Le Manager, la demande dépasse désormais régulièrement les capacités mobilisables du réseau lors des pics estivaux, obligeant l’opérateur à procéder à des délestages pour préserver la stabilité du système.
Les données citées montrent que la marge de sécurité du réseau est tombée à 19,6 % en 2026, sous le seuil de vigilance de 20 % retenu par les gestionnaires de réseau, alors qu’elle atteignait 28,4 % en 2022. Cette dégradation intervient alors qu’aucune grande centrale électrique n’a été mise en service depuis Radès C en 2022, tandis que plusieurs projets, dont celui de Skhira 2, restent en attente de financement.
L’analyse souligne également la forte vulnérabilité du modèle énergétique tunisien. Environ 94 % de la production d’électricité repose sur le gaz naturel, alors que la production nationale de gaz est passée de 3,8 milliards de mètres cubes en 2010 à 1,8 milliard en 2024.
Cette évolution a renforcé la dépendance du pays envers les approvisionnements algériens, qui représentent désormais plus de la moitié du gaz consommé en Tunisie. Une panne survenue à Sidi Okba, en Algérie, a d’ailleurs réduit les importations d’électricité au moment où la consommation atteignait son pic.
À ces contraintes s’ajoutent les difficultés financières de la STEG. Selon les chiffres présentés devant le Parlement tunisien, l’entreprise affichait 7,36 milliards de dinars de dette et 6,06 milliards de dinars de créances impayées à fin juin 2026.
Le coût moyen de production de l’électricité atteint 456,3 millimes par kilowattheure, contre un prix moyen de vente de 290,7 millimes, un écart qui limite les capacités d’investissement de l’opérateur et retarde le renouvellement des infrastructures.
L’analyse relève enfin le retard pris dans le développement des énergies renouvelables. Alors que la stratégie nationale prévoit de porter leur part à 35 % de la production électrique d’ici 2030, elles ne représentaient qu’environ 6 % en 2025.
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