**Catégories :** International, Énergie **Étiquettes :** Tunisie, Algérie, Sonelgaz, STEG, centrale électrique **Extrait :** Tunis et Alger ont convenu de lancer les études techniques d’une centrale à cycle combiné de 1 400 MW en Tunisie. Le projet pourrait renforcer l’offre électrique, mais il reste à définir son coût, son approvisionnement en gaz et ses conditions de réalisation. **Slug :** tunisie-algerie-etudes-centrale-electrique-1400-mw **Image alt :** Centrale électrique à cycle combiné et réseau de transport d’électricité en Afrique du Nord.
La Tunisie et l’Algérie font avancer le projet d’une centrale électrique de 1 400 mégawatts sur le territoire tunisien. Les deux pays ont décidé d’engager des études techniques entre la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG) et l’entreprise publique algérienne Sonelgaz. Le dossier reste à un stade préparatoire : les coûts, le site, le calendrier et les modalités de financement ne sont pas encore arrêtés.
Le projet porte sur une centrale à cycle combiné au gaz, technologie dans laquelle une turbine à gaz produit de l’électricité et la chaleur de ses gaz d’échappement est réutilisée pour générer une production supplémentaire par turbine à vapeur. Cette configuration améliore le rendement par rapport à une turbine simple, mais demeure dépendante d’un approvisionnement régulier en combustible et d’infrastructures adaptées.
Une capacité importante face aux besoins tunisiens
Une centrale de 1 400 MW représenterait un ajout significatif au système tunisien. Elle pourrait contribuer à répondre aux pointes de demande et à réduire la dépendance aux importations d’électricité, notamment en période estivale. La Tunisie a connu ces dernières années une progression de la demande, portée par la climatisation, l’activité industrielle et les besoins des ménages. Les vagues de chaleur accentuent les tensions au moment où les équipements de production et le réseau sont fortement sollicités.
La capacité nominale ne correspond toutefois pas à une quantité d’électricité automatiquement disponible. La production réelle dépendra du facteur d’utilisation, des arrêts de maintenance, de la disponibilité du gaz, des contraintes de transmission et du profil de demande. Une grande unité apporte une puissance concentrée, mais elle crée aussi un risque opérationnel : une panne ou un arrêt prolongé retire une part importante de l’offre du réseau.
Les études devront donc comparer le projet à d’autres options : réhabilitation d’unités existantes, nouvelles capacités renouvelables, stockage, renforcement des interconnexions et gestion de la demande. La valeur de la centrale dépendra de sa complémentarité avec le solaire et l’éolien et de sa capacité à répondre aux périodes où les ressources variables ne produisent pas suffisamment.
Un partenariat technique qui doit définir le partage des rôles
Sonelgaz dispose d’une expérience dans le développement et l’exploitation d’installations de production, tandis que la STEG connaît les besoins du réseau tunisien et les contraintes du système national. Les échanges entre les deux sociétés doivent permettre de préciser les choix techniques, les besoins de raccordement, les équipements et les modalités d’exploitation.
Les gouvernements devront ensuite établir la structure du projet. Le financement peut reposer sur des capitaux publics, des prêts, des accords bilatéraux ou une combinaison de ressources. La répartition des responsabilités entre étude, construction, approvisionnement en combustible et exploitation aura une incidence directe sur le risque supporté par chaque partie.
Le calendrier annoncé pour les études est un jalon, pas une date de mise en service. Avant toute décision finale, les partenaires devront disposer d’une étude de faisabilité, d’une estimation du coût total, d’un plan de financement et d’une analyse des besoins de réseau. Les contrats de construction et d’approvisionnement devront aussi être suffisamment robustes pour limiter les retards et les dépassements.
Le gaz, un enjeu de sécurité énergétique
Une unité de cette taille aurait besoin d’un volume important de gaz si elle fonctionne régulièrement. Le combustible peut provenir de la production nationale, d’importations par gazoduc ou de livraisons sous forme de gaz naturel liquéfié après regazéification. Les choix d’approvisionnement influenceront le coût de l’électricité et la dépendance extérieure.
La coopération avec l’Algérie peut donc être pertinente au-delà de la technologie, puisque le pays est un fournisseur régional de gaz et un partenaire de longue date pour l’électricité. Mais un contrat de fourniture ne supprime pas le risque de prix. Il faudra examiner les volumes garantis, la durée des engagements, les mécanismes d’indexation et les capacités de transport.
Si l’électricité produite revient trop cher, le projet pourrait peser sur les finances de la STEG ou se répercuter sur les tarifs. À l’inverse, une capacité fiable peut éviter le recours à des solutions d’urgence et réduire le coût économique des délestages. Une évaluation complète devra prendre en compte le coût du combustible, les investissements du réseau, la maintenance et les émissions sur toute la durée de vie de la centrale.
Préserver la place des énergies renouvelables
Le développement d’une centrale thermique doit être compatible avec les objectifs de diversification du mix énergétique tunisien. Le gaz peut fournir une capacité pilotable et soutenir l’intégration de l’éolien et du solaire, mais une utilisation excessive ou des contrats rigides risqueraient de mobiliser des ressources financières et des infrastructures au détriment d’autres solutions.
La conception de l’unité pourra tenir compte de la flexibilité de fonctionnement, des rendements à charge partielle et des possibilités d’adaptation technologique. Le réseau devra aussi être renforcé pour absorber la production aux périodes creuses et la transférer vers les centres de consommation. Les échanges avec l’Algérie et, à terme, d’autres partenaires régionaux peuvent compléter ces investissements.
Les prochaines étapes à surveiller sont la publication des résultats des études, la confirmation du site, le coût estimatif, le montage financier et le choix des contrats gaziers. Une décision finale d’investissement ne devrait intervenir qu’après clarification de ces éléments.
Le projet de 1 400 MW ouvre une piste de coopération énergétique entre Tunis et Alger. Sa contribution à la sécurité d’approvisionnement dépendra néanmoins de trois conditions : un financement soutenable, un approvisionnement en gaz compétitif et une intégration cohérente au réseau et aux énergies renouvelables. Les études devront démontrer que la nouvelle capacité répond aux besoins au meilleur coût sur la durée.