La chaleur suffit à expliquer le déclenchement. Elle atteint 48 degrés à l'intérieur du pays, la climatisation pousse chaque après-midi la demande au-delà des 5 000 mégawatts, et une panne survenue en Algérie réduit au même moment l'électricité importée. Ces circonstances sont établies. Elles laissent entière la question de savoir pourquoi le pays se retrouve, chaque été, à quelques mégawatts de la rupture.

L'encadré ci-dessous explique le mécanisme des coupures. Les treize graphiques qui suivent en examinent les causes structurelles, l'une après l'autre.

Comment ça marche

À chaque instant, la production d'électricité doit égaler la consommation. Lorsque la demande dépasse ce que le réseau peut fournir, la fréquence du courant chute et l'ensemble du système risque de s'effondrer d'un seul coup. Pour l'éviter, la STEG retire volontairement une partie de la charge, en coupant l'alimentation de certaines zones à tour de rôle, pour des durées courtes, et en préservant les sites sensibles comme les hôpitaux.

Le président-directeur général de la STEG a comparé le risque évité à la panne générale qui a touché l'Espagne en 2025, dont le rétablissement complet avait demandé près d'une journée. En 2026, les coupures se sont concentrées entre 13 heures et 17 heures, lorsque la climatisation porte la demande à son maximum. Le déficit a été aggravé par une panne survenue en Algérie, à Sidi Okba, qui a réduit l'électricité importée au moment où la Tunisie en avait le plus besoin.  

La consommation d'électricité progresse d'année en année, tandis que la capacité de production augmente plus lentement et repose presque entièrement sur le gaz naturel, dont la ressource nationale s'épuise.

Ce qu'il faut retenir  

La marge de réserve est ce dont l'opérateur dispose au-delà de la demande maximale. En 2022, le parc dépassait la pointe de 28 pour cent. En 2026, il ne la dépasse plus que de 20 pour cent. L'écart en mégawatts, lui, bouge peu, autour de mille. Mais une réserve de mille mégawatts protège bien un système qui appelle trois mille mégawatts, beaucoup moins un système qui en appelle cinq mille. La perte d'un seul grand groupe à cycle combiné, environ 450 mégawatts, consomme désormais près de la moitié de cette réserve.

Ce calcul repose sur la puissance installée, qui reste supérieure à la puissance réellement mobilisable un après-midi de canicule. Il faut en retrancher les groupes en maintenance ou en avarie, la perte de rendement des turbines à gaz sous forte chaleur, et la production éolienne, presque nulle lors des épisodes anticycloniques, au moment précis de la pointe. La marge effective du mois de juillet 2026 est donc inférieure aux 20 pour cent affichés. C'est ce qui explique que des coupures surviennent alors que le parc paraît, sur le papier, dimensionné pour la demande.

Ce qu'il faut retenir  

La quasi-totalité de l'électricité tunisienne provient de centrales qui brûlent du gaz naturel. Les énergies renouvelables représentent environ 6 pour cent de la production. Cette concentration sur un combustible unique, en grande partie importé, constitue la principale vulnérabilité du système, car tout choc sur l'approvisionnement en gaz se répercute directement sur la production d'électricité.   

Ce qu'il faut retenir  

La production nationale de gaz a diminué de moitié depuis 2010. Les principaux gisements, Miskar, Hasdrubal et Nawara, déclinent successivement. La légère remontée de 2021 correspond à l'entrée en service de Nawara, sans modifier la tendance de fond. À mesure que la production nationale recule, la Tunisie doit importer une part croissante du gaz nécessaire à ses centrales.  

La lecture de la crise par les seuls besoins et ressources reste incomplète. Trois facteurs structurels expliquent pourquoi l'offre n'a pas suivi la demande : le ralentissement de l'investissement dans de nouvelles centrales, l'endettement de l'opérateur public, et le vieillissement d'un parc de plus en plus coûteux à entretenir.  

Ce qu'il faut retenir  

Le parc tunisien s'est construit autour d'une série de grandes centrales à cycle combiné, mises en service à un rythme régulier jusqu'au début des années 2020. La dernière, Radès C, est entrée en service en 2022, avec près de deux ans de retard sur le calendrier initial. Depuis, aucune grande unité n'a été ajoutée. Le projet suivant, la centrale de Skhira 2, reste en recherche de financement. La Cour des comptes a relevé à plusieurs reprises l'insuffisance de l'investissement et de la maintenance, ainsi que la dégradation du rendement du parc.  

Ce qu'il faut retenir  

  Au 23 juin 2026, l'endettement de la STEG atteignait 7,36 milliards de dinars, et les factures impayées par ses clients, dont de nombreux établissements publics, 6,06 milliards. Une décennie plus tôt, l'endettement se situait autour de 4 milliards. L'entreprise vend l'électricité en dessous de son coût, accumule des pertes couvertes par des subventions de l'État, et ne peut plus financer de nouvelles centrales sur ses ressources propres. Le coût d'une restructuration complète est estimé à 12 milliards de dinars.  

Ce qu'il faut retenir  

En 2025, la STEG a vendu le kilowattheure à 291 millimes en moyenne, pour un coût de production de 456 millimes. Chaque unité vendue creuse donc l'écart. Cette structure de prix, décidée pour des raisons sociales, explique une large part des pertes et de l'endettement. Les subventions à l'énergie sont passées de 550 millions de dinars en 2011 à plus de 7 100 millions en 2025, soit près de 9 pour cent du budget de l'État. Une entreprise dans cette situation ne dispose pas des moyens d'investir.  

Le combustible qui alimente le système vient de moins en moins du sous-sol tunisien et de plus en plus d'Algérie. Cette dépendance conditionne à la fois la sécurité d'approvisionnement et l'indépendance énergétique du pays.

Ce qu'il faut retenir  

En une décennie, la part de la production nationale dans l'approvisionnement en gaz est passée de la moitié à un quart. Le reste provient d'Algérie, sous deux formes : la redevance perçue en nature sur le gaz qui traverse le territoire vers l'Italie, et surtout les achats commerciaux à la Sonatrach. La redevance, fixée à 5,25 pour cent du gaz transporté par le gazoduc transméditerranéen, est garantie par un accord courant jusqu'en 2029. Comme le gaz produit la quasi-totalité de l'électricité, le réseau tunisien fonctionne pour l'essentiel avec du gaz algérien.  

Ce qu'il faut retenir  

Le taux d'indépendance énergétique diminue d'année en année. L'indicateur officiel intègre la redevance prélevée sur le gaz algérien en transit, une ressource qui ne provient pas du sous-sol tunisien. Une fois cette redevance retirée du calcul, l'indépendance réelle du pays revient à un peu plus du quart. La ressource qui soutient l'indicateur est donc elle-même d'origine algérienne. C'est cette voie d'approvisionnement qui a été réduite en juillet 2026, lorsque la panne de Sidi Okba a diminué les échanges au plus fort de la canicule.  

Le solaire et l'éolien constituent la principale voie de sortie. Le pays s'est fixé des objectifs ambitieux, mais leur réalisation se heurte à des retards répétés et à des obstacles administratifs qui freinent aussi bien les grands projets que l'autoproduction des ménages et des entreprises.

Ce qu'il faut retenir  

La Tunisie vise 35 pour cent de renouvelables dans sa production électrique en 2030 et la moitié en 2035. Elle en est à environ 6 pour cent. Le pays figure pourtant parmi les plus ensoleillés de la Méditerranée. Les programmes lancés depuis 2017 ont pris plusieurs années de retard. La capacité installée dépasse à peine 500 mégawatts, alors qu'il en faudrait de l'ordre de 4 800 pour tenir l'échéance de 2030. Le retard tient à des causes institutionnelles plutôt que géographiques.  

Ce qu'il faut retenir  

La puissance photovoltaïque installée sur les toitures résidentielles progresse, mais à partir d'un niveau très faible. Elle atteint environ 420 mégawatts en 2025, soit moins d'un dixième de l'objectif de 2030. Du côté des entreprises, le régime d'autoproduction en moyenne et haute tension n'a donné lieu qu'à 300 accords, pour 60 mégawatts cumulés, jusqu'à la fin de 2022. Le rythme reste sans rapport avec le potentiel solaire du pays. 

Ce qu'il faut retenir  

Un kilowattheure autoconsommé permet d'éviter jusqu'à 419 millimes, le prix de la tranche haute du tarif domestique. Le même kilowattheure, injecté en excédent sur le réseau, n'est racheté par la STEG qu'entre 69 et 87 millimes, et dans la limite de 30 pour cent de la production annuelle. Le dispositif incite donc à dimensionner l'installation pour la seule consommation du foyer. La STEG raccorde, achète et vend en même temps, ce qui la place en position d'arbitre d'une production qui concurrence ses propres ventes.  

Tandis que l'autoproduction locale progresse lentement, le potentiel solaire du sud tunisien fait l'objet d'un vif intérêt européen. La loi de 2015 comporte une disposition autorisant expressément l'exportation d'électricité renouvelable. Sur ce fondement, plusieurs consortiums étrangers ont sollicité ou obtenu le droit de produire, en Tunisie, une énergie destinée aux marchés européens.

Ce qu'il faut retenir  

Le projet TuNur, porté par la société britannique Nur Energie avec des investisseurs maltais et tunisiens, a déposé une demande d'autorisation portant sur 4,5 gigawatts destinés à l'exportation, au moyen de câbles sous-marins vers Malte, l'Italie et la France. À lui seul, ce projet, encore en attente d'autorisation, approche la taille de l'ensemble du parc électrique national. L'autoproduction des ménages et des entreprises réunies reste, elle, de l'ordre d'un demi-gigawatt. Une partie de la production de TuNur pourrait être réservée au marché tunisien, à la discrétion du gouvernement, mais sa vocation première demeure l'exportation.  

Ce qu'il faut retenir  

La stratégie nationale de l'hydrogène vise environ 8,3 millions de tonnes par an à l'horizon 2050. Près des trois quarts seraient destinés à l'Europe, acheminés par l'hydrogénoduc SoutH2. Les principaux accords signés depuis 2024 associent des groupes étrangers, parmi lesquels TotalEnergies et Eren avec l'autrichien Verbund, le saoudien ACWA Power, le français HDF, ainsi qu'Amarenco et H2 Global. Ces projets sont porteurs d'investissements et d'emplois. Ils suscitent également des réserves, portant sur l'eau dessalée qu'ils consomment, sur les terres du sud qu'ils mobilisent, et sur le principe d'exporter une énergie rare alors que le pays rationne sa consommation. À Gabès, la population s'est opposée au site pilote.  

Assemblées, ces treize séries décrivent une même mécanique. La demande progresse régulièrement. L'offre stagne, faute d'investissement. L'opérateur public vend à perte, s'endette et ne peut plus construire. La ressource nationale en gaz s'épuise. La dépendance au gaz algérien atteint les trois quarts de l'approvisionnement. La transition renouvelable accuse un retard important.

À ce constat s'ajoute une tension particulière. Le pays freine, par la lourdeur administrative et par la position dominante de la STEG, l'énergie que ses propres habitants et ses entreprises pourraient produire. Dans le même temps, il ouvre son potentiel solaire à des consortiums étrangers pour une électricité et un hydrogène destinés à l'Europe. Cette orientation soulève des questions qui dépassent le seul cadre technique ou financier.

La canicule de 2026 a servi de déclencheur. Les difficultés qu'elle a rendues visibles étaient documentées de longue date, y compris dans les rapports des institutions tunisiennes.