La Tunisie importe 65 % de ses besoins énergétiques et accuse un déficit qui a frôlé les 11 milliards de dinars en 2025. Et par les temps qui courent, notamment avec ce qui se passe dans au Moyen-Orient qui redistribue la carte de l’approvisionnement d’hydrocarbures, leconomistemaghrebin.com a jugé nécessaire d’interpeller l’un des spécialistes en la matière en Tunisie. Il s’agit en l’occurrence, Ali Kanzari, président la Chambre syndicale du photovoltaïque (CSPV) qui, face à cette réalité, dresse donc un état des lieux sans concession. Mais ne s’arrête pas là : il trace une feuille de route ambitieuse : « accélérer massivement les énergies renouvelables, électrifier les transports, développer l’hydrogène vert et faire de la Tunisie un hub énergétique méditerranéen ». Un programme à la hauteur des enjeux, qui appelle, selon lui, à une refonte globale du modèle de développement du pays.
La Tunisie est devenue importateur net d’hydrocarbure depuis l’année 2000. Ses ressources en hydrocarbures et en énergie importée ne couvrent que 35 % des besoins nationaux, portant la dépendance extérieure à 65 %, tient à rappeler Ali Kanzari, président de la Chambre syndicale du photovoltaïque et fondateur de la première entreprise photovoltaïque Energies Renouvelables en Tunisie. Ce déficit, qui a frôlé les 11 milliards de dinars en 2025, est appelé à s’aggraver : le prix du pétrole, initialement budgété à 63 dollars le baril dans la loi de finances, a grimpé aux alentours de 100 dollars, s’inquiète-t-il.
La principale composante de la facture demeure le gaz naturel, acheté à l’Algérie, avec un prix basé sur la moyenne des six derniers mois. En d’autres termes, aujourd’hui SONATRACH facture à la STEG un prix moyen correspondant à la période juillet–décembre 2025. L’impact de l’augmentation du prix du baril de pétrole, se verra à partir de juillet 2026, on estime une augmentation de 50%.
À cela s’ajoutent les hydrocarbures raffinés (gasoil, essence, kérosène et GPL), le GPL étant utilisé principalement par les ménages pour la cuisson et le chauffage. La bouteille de gaz de 13 kg est vendue entre 8,5 et 9 dinars affiche un prix réel avoisinant les 50 dinars, soit une subvention de l’ordre de 80 %.
L’ensemble des subventions énergétiques GN- GPL, produits pétroliers blancs et autres – est évalué entre 7 et 8 milliards de dinars, soit 10 % du budget national. C’est in fine le contribuable qui supporte cette charge, laquelle pèse lourdement sur la balance des paiements.
Un cadre législatif en place, une dynamique en marche
Depuis la loi sur les énergies renouvelables adoptée en 2015, dont les textes d’application ont suivi entre 2017 et 2021, le pays s’est fixé un objectif initial de 30 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique à l’horizon 2030, depuis relevé à 35 %, soit environ 5 000 MW. Un palier de 50 % est visé pour 2035, explique le fondateur de la société SES et par ailleurs l’expert senior en énergies renouvelables et efficacité énergétique.
Dans son explication, il souligne que dans le résidentiel, le programme Prosol Elec cible les foyers selon trois catégories : sociale, pour les abonnés consommant moins de 1 100 kWh par an (environ un million de foyers sur les quatre millions que compte le pays), Prosol économique entre 1 100 et 1 800 kWh/an destiné à 800.000 abonnés, et Prosol Elec au-delà de 1 800 kWh/an. « Depuis son lancement, le programme a permis l’installation de quelque 400 MW, avec un rythme dépassant désormais 100 MW par an. À ce rythme, 1 000 MW dans le résidentiel seraient atteints d’ici 2030, grâce à un réseau de près de 800 entreprises installatrices agréées », dit-il.
Dans le secteur industriel, les installations en moyenne tension n’ont pas encore atteint leur plein régime, totalisant environ 60 MW, semble regretter Ali Kanzari, qui apporte deux facteurs explication à ce retard : un manque de sensibilisation et des difficultés d’accès au financement. « L’électricité étant vendue à l’industriel à 300 millimes le kilowattheure alors que le coût réel de production à la STEG dépasse les 500 millimes, l’attractivité économique apparente du photovoltaïque s’en trouve réduite pour ce segment ». Et une contrainte réglementaire aggrave la situation, selon lui : « l’industriel ne peut injecter que 30 % de sa production dans le réseau, le reste devant être consommé sur place, stocké, ou cédé à la STEG sans rémunération complémentaire ».
Les régimes d’autorisation et de concession
Poursuivant son analyse du secteur, Ali Kanzari assure également que le régime des appels d’offres a connu des difficultés initiales. « Plusieurs rounds portant sur des projets de 10 MW en photovoltaïque et 30 MW en éolien, pour un potentiel total de 280 MW, n’ont pas abouti faute de bouclage financier par les promoteurs », affirme le président de la CSPV.
« Le gouvernement a depuis révisé le dispositif en introduisant un tarif d’achat garanti : 216 millimes pour les projets de 1 MW, 203 millimes pour ceux de 2 MW, et 143 millimes pour les tranches de 2 à 10 MW. Ce nouveau cadre a suscité un engouement sans précédent : 187 promoteurs ont déposé des dossiers pour un total de 260 MW lors du premier round, et plusieurs de ces projets sont déjà en production ».
Cette forte attractivité a toutefois provoqué une hausse des prix du foncier, selon l’expert, notamment autour des lignes de moyenne tension dans les régions les plus ensoleillées. De ce fait, il appelle l’État à réguler l’accès au foncier pour éviter une spéculation préjudiciable au développement du secteur.
« Le régime de concession, destiné aux grands projets (75 MW minimum pour l’éolien sur terrains privés, 100 MW pour le photovoltaïque, et jusqu’à 200 MW sur terrains publics), représente environ 1 700 MW lancés à ce stade. La Chambre syndicale a été consultée dans le cadre du processus législatif et a rendu un avis favorable, parce qu’elle juge indispensable d’accélérer la transition ».
Par ailleurs, selon Ali Kanzari, la Chambre intervient sur plusieurs fronts : formation des installateurs, défense du contenu local – les projets de concession intègrent près de 90 % de main-d’œuvre et d’ingénierie tunisiennes -, réforme du cadre législatif, et organisation de rencontres professionnelles telles que le Salon international de la transition énergétique (SITE), dont elle a organisé la troisième édition. Elle remplit ainsi une fonction de dialogue entre acteurs publics, privés et société civile.
Appel à décarboner les transports et l’industrie
Le photovoltaïque, s’il peut couvrir environ 30 % de la facture énergétique nationale, ne résout pas le problème à lui seul. L’expert en ER et EE explique que le secteur du transport représente aujourd’hui le premier poste de consommation en Tunisie, avec près de 40 % du total, devant le résidentiel et l’industrie, une inversion par rapport aux années 1990 où l’industrie dominait.
Par conséquent, une électrification massive des transports en commun s’impose : bus électriques importés de Chine, jugés compétitifs et de qualité suffisante, stations de recharge rapide, renouvellement du parc de bus urbains et interurbains, extension des réseaux de métro et de tramway dans les grandes agglomérations. L’aménagement urbain tunisien, qui n’a pas anticipé ces besoins, rend aujourd’hui plus complexe l’implantation de ces infrastructures, recommande le président de la CSPV.
Et il rappelle que « pour l’industrie, le mécanisme européen d’ajustement carbone aux frontières – le MACF, entré en vigueur en janvier 2026 – contraint les exportateurs tunisiens, notamment dans la cimenterie, la céramique, la briqueterie, la chimie et les câbleries, à justifier d’un contenu en énergie renouvelable dans leurs produits. C’est un levier puissant pour accélérer la transition en moyenne tension industrielle ».
L’hydrogène vert, produit par électrolyse de l’eau à partir d’énergies renouvelables, souligne-t-il, ouvre quant à lui de multiples débouchés : carburant pour les industries nécessitant une flamme, comme la verrerie ; combiné au CO₂ capté des cimenteries pour produire du méthanol utilisable comme carburant liquide de substitution ; ou transformé en ammoniaque pour alimenter des navires ou produire des fertilisants. Son prix, actuellement autour de 7 euros le kilogramme, est jugé attractif pour les acheteurs européens.
Un hub énergétique méditerranéen en devenir
La position géographique de la Tunisie – à 180 kilomètres des grands réseaux électriques européens, et reliée à la Sicile par un câble sous-marin dont la mise en service est prévue entre 2029 et 2030 – constitue un atout stratégique exceptionnel, explique Ali Kanzari. Le modèle d’échange envisagé est complémentaire : exportation d’électricité renouvelable vers l’Europe en hiver, période de forte demande sur le Vieux Continent, et importation d’électricité européenne en été pour faire face aux pics de la demande en Tunisie.
Dans le cadre du projet Euro-Méditerranéen Green Electron Molécule (MED GEM), la Tunisie ambitionne d’organiser la production et l’exportation d’hydrogène vert vers l’Europe, en concurrence avec le Maroc, l’Algérie, la Jordanie et l’Égypte. Sept mémorandums d’entente ont déjà été signés avec de grandes multinationales, en attendant la finalisation du code des énergies renouvelables qui définira les modalités fiscales et les redevances applicables, a tenu à rappeler le président de la CSPV. Le potentiel est évalué à 500 000 emplois liés à cette filière à l’horizon 2050 et une exportation d’environ 8 Millions de tonnes générant 2 à 3 points de croissance économique.
L’infrastructure existante amplifie cet atout : le gazoduc transméditerranéen pourrait transporter de l’hydrogène en mélange avec le gaz naturel (blending), tandis que les terminaux portuaires de Gabès, Sfax, Bizerte et Skhira pourraient, eux, exporter sur des quais aménagés H2 compressé, méthanol et ammoniaque et autres produits dérivés.
Un appel à un plan Marshall
La transition énergétique ne peut être dissociée d’une réforme profonde de l’aménagement du territoire, de la gouvernance, du système éducatif et des infrastructures de transport. Au cœur de la Méditerranée, à moins de deux cents kilomètres de l’Europe, la Tunisie dispose de tous les atouts pour devenir un hub énergétique régional, à condition d’agir avec la même ambition et la même célérité qu’un plan Marshall.