Solomon Irungu

Ce changement est mené par la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg), avec le soutien de la Banque africaine de développement (Bad). Leur initiative conjointe – le Projet de développement du réseau de transport et de distribution de gaz naturel – a commencé à approvisionner en gaz des municipalités clés telles que Béja Sud et Medjez El-Bab, et prévoit de raccorder plus de 13 000 foyers et installations industrielles dans 19 villes d’ici 2026.

Bien que modeste par rapport aux mégaprojets énergétiques d’autres régions du monde, l’impact en Tunisie a été profond. Le projet remplace le fioul lourd à forte intensité de carbone par une alternative plus propre, le gaz naturel, réduisant ainsi la pollution de l’air, améliorant l’efficacité industrielle et diminuant les coûts énergétiques pour les entreprises et les consommateurs.

Réduction de l’empreinte environnementale

À l’usine de transformation agroalimentaire Sicam de Béja, spécialisée dans les conserves de tomates, la transition a déjà apporté des bénéfices mesurables. «Grâce au gaz, nous avons éliminé la pollution visible, réduit nos factures d’énergie de plusieurs centaines de milliers de dinars et amélioré notre efficacité de production», explique Kamel Trabelsi, directeur général adjoint de l’entreprise. Leurs chaudières, autrefois laborieuses et polluantes au démarrage, atteignent désormais 95 % de leur capacité presque instantanément grâce au gaz naturel canalisé.

Cette transition a non seulement amélioré les conditions de travail et réduit les temps d’arrêt opérationnels, mais a également considérablement réduit l’empreinte environnementale de l’entreprise. Avant ce changement, l’utilisation du fioul lourd dégageait d’épaisses fumées noires dans les quartiers voisins et contribuait à l’émission de gaz à effet de serre en Tunisie.

L’initiative tunisienne est particulièrement pertinente pour les autres pays africains confrontés à l’insécurité énergétique, au sous-développement industriel et à des niveaux de pollution élevés. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), plus de 600 millions de personnes en Afrique n’ont toujours pas accès à l’électricité. Parallèlement, les industries dépendent souvent de générateurs diesel coûteux et polluants, contribuant à la fois à l’inefficacité économique et à la dégradation de l’environnement.

Stimuler la croissance verte et la compétitivité industrielle

Le projet Steg, financé à hauteur de 49,39 millions d’euros par la Bad, illustre comment des investissements stratégiques dans des infrastructures de taille moyenne peuvent stimuler la croissance verte et la compétitivité industrielle, sans recourir à des solutions de grande envergure coûteuses et gourmandes en énergie fossile.

Mehdi Khoali, directeur des opérations à la Bad, explique que le projet a déjà dynamisé l’industrialisation locale. «Dix nouvelles unités industrielles, telles que des briqueteries et des cimenteries, se sont implantées le long du nouveau gazoduc. D’autres se sont développées. Des emplois sont créés et la région devient plus résiliente économiquement», note-t-il.

L’initiative sert également d’étude de cas en matière d’efficacité du financement du développement. Contrairement à de nombreux projets d’infrastructure financés par des donateurs qui souffrent de longs retards, le cycle de décaissement rapide de la Bad – parfois en une semaine – a permis à la Steg de respecter les délais. Le coordinateur du projet, Mohamed Riadh Hellal, affirme que cette efficacité a été «essentielle pour fournir les infrastructures au moment et à l’endroit où elles étaient nécessaires».

La conception du projet reflète un équilibre délicat entre les priorités de développement : connecter les ménages mal desservis, soutenir les entreprises locales et réduire les émissions, le tout sans provoquer de pics de dette publique ni compromettre les normes techniques.

De plus, l’infrastructure est conçue dans une optique d’évolutivité, offrant des possibilités d’intégration future aux corridors gaziers régionaux et même aux initiatives d’hydrogène renouvelable explorées par des pays comme le Maroc et l’Égypte.

Bien que le gaz naturel reste une énergie fossile, les experts affirment qu’il représente une passerelle concrète pour la transition énergétique africaine. «Dans les contextes où les énergies renouvelables ne peuvent pas encore fournir une fiabilité 24h/24 et 7j/7 ou une énergie de qualité industrielle, le gaz naturel constitue une étape intermédiaire plus propre et rentable», explique Leila Maalouf, analyste en politique énergétique basée à Tunis.

Pour la Tunisie et les économies similaires, l’essentiel sera de veiller à ce que cette transition ne devienne pas une fin en soi, mais une voie vers une économie bas carbone intégrant l’énergie solaire, l’éolien et l’hydrogène vert. À cet égard, l’expérience tunisienne pourrait être riche d’enseignements pour d’autres pays africains qui souhaitent décarboner leurs économies sans compromettre leur développement.

Alors que le continent se prépare à accueillir les négociations mondiales sur le climat lors de la COP30 en 2025, des exemples comme celui de la Tunisie sont susceptibles d’occuper le devant de la scène, démontrant comment des solutions énergétiques adaptées et spécifiques à chaque région peuvent bénéficier à la fois aux populations et à la planète.

Traduit de l’anglais.

Source : Africa Sustainability Matters.

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Cette baisse est principalement imputable au recul de la production nationale de pétrole brut et de gaz naturel. Ces deux hydrocarbures continuent de dominer le mix énergétique, constituant ensemble 70% de l’ensemble des ressources primaires. En revanche, la contribution de l’électricité d’origine renouvelable, incluant la production de la Steg, du privé et l’autoproduction, demeure marginale avec une part qui ne dépasse pas les 3%, alors que l’Etat table sur un taux de 30% à l’horizon 2030, un objectif très difficile à atteindre au vu de la situation actuelle.

Contrairement à l’offre, la demande en énergie primaire a, elle, augmenté de 6% sur la même période. La consommation de gaz naturel a connu une forte progression de 10%, tandis que celle des produits pétroliers a enregistré une légère hausse de 1%.

La part des produits pétroliers est passée de 51% en juin 2024 à 49% un an plus tard, alors que celle du gaz naturel est montée de 48% à 50%.

Ce déséquilibre croissant entre une offre en baisse et une demande en hausse a creusé le déficit du bilan énergétique primaire. Celui-ci s’est établi à 2,8 Mtep à fin juin 2025, affichant une aggravation de 17% sur un an. Conséquence directe, le taux d’indépendance énergétique, qui mesure le ratio des ressources nationales par rapport à la consommation, a chuté à 38% contre 44% un an auparavant. Sans la prise en compte de la redevance gazière, ce taux serait même tombé à seulement 29%, contre 33% en 2024.

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Selon le rapport sur la conjoncture énergétique du mois de septembre 2024, publié par l’Observatoire national de l’énergie et des mines (Onem), la production du gaz commercial sec a diminué de 25%, la redevance sur le passage du gaz algérien a enregistré une baisse de 8% en neuf mois par rapport à la même période de 2023 pour se situer à 711 ktep.

La baisse a concerné notamment les champs Hasdrubal et Nawara, dont la production a respectivement baissé de 12% et 39%.

De même, la production du champ de Miskar a diminué de 19%.

Pour ce qui est du gaz commercial du sud, sa production a connu une hausse de 12%, à fin septembre 2024 par rapport à la même période de 2023.

L’Onem a indiqué une baisse du forfait fiscal sur le transit de gaz algérien de 8%, à fin septembre 2024 par rapport à fin septembre 2023.

Par ailleurs, la répartition de la redevance totale entre celle cédée à la Steg et celle exportée montre que la plus grande partie est cédée à la Steg (100% à fin septembre 2024).

A signaler qu’un dépassement des prélèvements Steg sur la redevance revenant à l’Etat tunisien a été enregistré, à fin septembre 2024, d’une quantité de 152 millions de cm3 (il est en cours de régularisation).

Quant aux achats du gaz algérien, ils ont baisse de 2% entre fin septembre 2023 et fin septembre 2024, pour se situer à 1810 ktep.

L’approvisionnement national en gaz naturel a aussi baissé de 3% pour se situer à 3526 ktep.

Tap

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C’est ce qu’a souligné la ministre de l’Industrie, des Mines et de l’Energie, Fatma Thabet Chiboub, lors d’une réunion pour étudier les perspectives de la filière laitière en Tunisie, en présence du secrétaire d’État, chargé de la transition énergétique, Wael Chouchane, le président de la Chambre syndicale des industriels du lait et dérivés, Boubaker Mehri, et des représentants de la profession, ainsi que des cadres du ministère et de la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg).

La réunion a porté sur l’importance d’adhérer au programme national de transition énergétique basé sur l’autoproduction d’électricité à partir de l’énergie solaire photovoltaïque.

La Tunisie compte 10 centrales de production laitière d’une capacité journalière d’environ 4,6 millions de litres, dont 7 sont opérationnelles, ainsi que 2 unités de séchage du lait d’une capacité quotidienne de 220 000 litres et 4 unités opérant dans la production de yaourt, 45 unités de production fromagère d’une capacité de production de 450 000 litres par jour.

La cogénération consiste à produire en même temps et dans la même installation de l’énergie thermique à flamme et de l’énergie mécanique. La chaleur est utilisée pour le chauffage et la production d’eau chaude à l’aide d’un échangeur. L’énergie mécanique est transformée en énergie électrique grâce à un alternateur.

I. B.

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Yahya Ould Amar *

Dans le contexte de la transition écologique, l’hydrogène vert est souvent présenté comme un nouvel eldorado énergétique. Cette vision prometteuse est nourrie par des espoirs de transformation industrielle et de prospérité économique.

Pourtant, en dépit de l’enthousiasme généralisé, il est essentiel de ne pas se laisser emporter par des rêves qui, en ignorant les incertitudes sur d’éventuelles avancées scientifiques, risquent de compromettre notre crédibilité collective.

Il est juste de considérer que les obstacles à surmonter pour la production, le stockage et la distribution sont nombreux et complexes. L’horizon de réduction des coûts de production de l’hydrogène vert à des niveaux compétitifs par rapport aux sources fossiles est incertain.

L’investissement dans l’hydrogène vert repose sur le pari que des avancées technologiques à venir permettront de produire, stocker et distribuer cette énergie à moindre coût. Ce qui est loin d’être le cas aujourd’hui.

Des défis techniques et économiques à surmonter

Actuellement, les coûts de production de l’hydrogène vert sont élevés par rapport à d’autres sources d’énergie. Selon les estimations, produire de l’hydrogène à partir de gaz naturel coûte entre 1 et 3 dollars par kilogramme, tandis que l’hydrogène vert coûte entre 4 et 12 dollars par kilogramme. Le rapport de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), indique que la production mondiale d’hydrogène vert était d’environ 0,7% de la demande totale d’hydrogène, qui s’élevait à 95 millions de tonnes en 2022.

L’hydrogène vert, produit à partir d’énergies dites «renouvelables», est souvent encensé sans une pleine compréhension des défis techniques et économiques qu’il implique. La réalité est que la production d’hydrogène nécessite une quantité considérable d’énergie, et cette énergie doit provenir d’une autre source d’énergie.

En physique, nous savons que l’énergie ne se crée pas, elle se transforme. Cette vérité fondamentale, inscrite dans le théorème de Noether, stipule que l’énergie est une grandeur abstraite qui se conserve en vertu de l’invariance des lois physiques dans le temps. Autrement dit, la production de l’hydrogène vert nécessite une autre forme d’énergie, en l’occurrence celle provenant des flux renouvelables (solaire, vent). Scientifiquement, il n’existe pas de «consommation» d’énergie mais transformation en une autre énergie (thermique, mécanique…).

Ainsi, parler de production d’hydrogène à partir d’énergies «renouvelables» est un abus de langage ; il s’agit plutôt de transformer une forme d’énergie en une autre, en utilisant des flux tels que le vent ou le soleil.

Malgré cela, les discours publics entretiennent souvent l’idée que ces flux renouvelables peuvent à eux seuls résoudre nos crises énergétiques. Cet optimisme, bien qu’utile pour galvaniser les efforts collectifs, repose sur une compréhension simpliste des lois de la thermodynamique et des défis techniques de la conversion énergétique. Par exemple, l’électrolyse de l’eau, le procédé le plus courant pour produire de l’hydrogène vert, est énergétiquement coûteux et inefficace dans sa forme actuelle. Les technologies doivent encore faire l’objet de percées significatives pour devenir économiquement viables.

En poursuivant ces rêves sans une évaluation rigoureuse de la réalité, nous risquons de créer des attentes irréalistes. Cette approche peut s’avérer dangereuse, car elle pourrait engendrer une déception collective et une perte de confiance lorsque ces attentes ne seront pas satisfaites. L’illusion d’un nouvel eldorado pourrait ainsi se transformer en une douloureuse prise de conscience des limites de nos capacités technologiques actuelles.

Prévisions pour d’autres sources énergétiques

Parallèlement, d’autres sources énergétiques émergent comme des alternatives potentielles. Les biocarburants de nouvelle génération et les réacteurs nucléaires de quatrième génération offrent des perspectives intéressantes. Chacune de ces technologies présente des avantages et des défis spécifiques en termes de coût, de maturité technologique et d’impact environnemental.

L’avenir énergétique mondial reposera probablement sur un mix diversifié de sources renouvelables et de technologies avancées. L’hydrogène vert y jouera un rôle, mais il ne sera pas la panacée. La complémentarité entre les différentes énergies sera essentielle pour atteindre les objectifs de neutralité carbone.

En fin de compte, il est essentiel de maintenir une perspective équilibrée et éclairée sur les promesses et les limites de l’hydrogène vert. Plutôt que de se complaire dans des visions utopiques, il est impératif de reconnaître les défis et de les aborder avec une approche scientifique rigoureuse.

Les prévisions de réduction des coûts de production, de stockage et de distribution dépendent fortement des avancées technologiques futures que personne ne peut prédire avec précision. Le rêve de l’hydrogène vert ne doit pas se transformer en mirage. La stabilité des nations et la crédibilité des institutions dépendent de notre capacité à conjuguer ambition et réalisme.

Toutefois, le potentiel de l’hydrogène vert pour transformer le paysage énergétique mondial en fait un pari que de nombreux gouvernements et entreprises n’ont pas hésité à prendre.

* Economiste, banquier et financier.

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Selon la Situation énergétique, publiée mercredi 10 juillet 2024 par l’Observatoire national de l’énergie et des mines (Onem), la production destinée au marché local a enregistré une légère hausse de 0,3%.

Les achats d’électricité en provenance d’Algérie et de Libye ont couvert 13% des besoins du marché local, durant les cinq premiers mois de 2024.

La Steg conserve toujours la part du lion de la production électrique avec 96% de la production nationale à fin mai 2024.

L’électricité produite à partir de gaz naturel (Steg+ IPP) a baissé de 2%, tandis que la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables s’est établie à 5,7%.

245 MW de toitures photovoltaïques ont été installés dans les zones résidentielles et 314 autorisations ont été accordées pour une puissance totale de 112 MW dans les secteurs industriel, tertiaire et agricole, à fin mai 2024.

A noter que la pointe électrique a enregistré une baisse de 8% pour s’établir à 3.073 MW à fin mai 2024 contre 3.337 MW à fin mai 2023.

Concernant les ventes d’électricité, l’Observatoire fait état d’ une baisse de 3% entre fin mai 2023 et fin mai 2024, en raison de la baisse des ventes des clients haute tension de 14%, et de celles des clients moyenne tension de 0,5%.

A noter que les ventes basse tension sont majoritairement destinées au secteur résidentiel (près de 75% en moyenne).

Les industriels sont les plus gros consommateurs d’électricité avec 60 % de la demande totale émanant des clients haute tension et moyenne tension, à fin mai 2024.

La majorité des secteurs ont enregistré une baisse de leurs ventes, principalement l’industrie du papier et de l’édition (-17%), les industries des matériaux de construction, de la céramique et du verre (-13%), les industries métallurgiques de base (-10%) et l’alimentaire et tabac industriel (-7%).

 En revanche, les industries chimiques et pétrolières ainsi que les industries minières ont enregistré une hausse de leurs ventes de 8% et 5% respectivement.

L’article Tunisie : la production totale d’électricité baisse de 0,5% en mai 2024 est apparu en premier sur Kapitalis.

Selon le rapport mensuel sur la situation énergétique, publié par l’Observatoire national de l’énergie et des mines (Onem), le bilan énergétique primaire affiche, à fin mai 2024, un déficit de 2 tonnes équivalent pétrole (Mtep), enregistrant ainsi une augmentation de 14% par rapport à fin mai 2023, redevance comprise.

Sans la comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique serait limité à 33% à fin mai 2024 contre 41% durant la même période de 2023.

Les ressources énergétiques primaires s’établissent à 1,6 Mtep, en baisse de 16% par rapport à fin mai 2023.

Cette baisse est principalement due à la réduction de la production nationale de pétrole brut et de gaz naturel.

Les ressources énergétiques primaires restent dominées par la production nationale de pétrole et de gaz, qui représentent toutes deux 68% du total des ressources énergétiques primaires.

La part de l’électricité renouvelable (Steg et production et autoproduction privées) reste modeste et ne représente que 2% des ressources primaires.

La demande d’énergie primaire a diminué de 2% entre fin mai 2023 et fin mai 2024. La demande de gaz naturel a diminué de 6% tandis que la demande de produits pétroliers a enregistré une augmentation de 2%.

La baisse de la demande de gaz naturel fait suite à la limitation des achats de gaz algérien. Pour faire face à cette tendance à la baisse et répondre à l’ensemble de la demande nationale en électricité, la Steg s’est appuyée sur l’importation d’électricité.

La structure de la demande d’énergie primaire a légèrement changé. La part de la demande en produits pétroliers est passée de 50% à fin mai 2023 à 52% au cours de la même période de 2024. Le gaz naturel est en revanche passé de 49% à fin mai 2023 à 47% à fin mai 2023. fin mai 2024.

L’article Tunisie : le taux d’indépendance énergétique atteint 45% est apparu en premier sur Kapitalis.

La moyenne journalière de la production pétrolière est passée de 33 800 barils/j fin mai 2023, à 29 800 barils/j fin mai 2024, indique l’Onem dans son rapport mensuel sur la situation énergétique de mai 2024, publié mardi 9 juillet.

Cette baisse a touché plusieurs champs, à savoir Gherib (-34%), Ashtart (-16%), Baraka (-51%), El Hajeb/Guebiba (-13%), MLD (-21%), El Borma (-7 %), Halk El-Manzel (-17%) et Nawara (-12%).

D’autres champs ont enregistré une hausse de production, notamment Sidi Marzoug (+11%), Bir Ben Tartar (+79%), Sidi Litayem (+28%) et Essaida (+25%).

Baisse de 20% des ressources en gaz naturel

Les ressources en gaz naturel (production nationale + paquet fiscal) ont atteint 907 ktep à fin mai 2024, enregistrant une baisse de 20% par rapport à la même période de 2023.

La production de gaz commercial sec a diminué de 30%, la redevance sur le passage du gaz algérien a enregistré une baisse de 2% à fin mai 2024 par rapport à fin mai 2023, s’établissant à 408 ktep.

La répartition de la redevance totale entre la redevance transférée à la Steg et la redevance exportée montre que la plus grande partie est transférée à la Steg (85%).

Le paquet fiscal sur le passage du gaz algérien a sensiblement diminué au cours du premier semestre 2020. La pandémie de Covid-19, qui a touché l’Europe, notamment l’Italie, a eu un fort impact sur la demande en énergie. En conséquence, cela a affecté la quantité de gaz algérien vers l’Italie transitant par la Tunisie.

Pourtant, une amélioration a été observée à partir de juillet 2020 et qui s’est poursuivie les années suivantes.

Les achats de gaz algérien ont enregistré une quasi-stabilité entre fin mai 2023 et fin mai 2024, s’établissant à 853 ktep.

L’offre nationale de gaz naturel a enregistré une baisse de 5% entre fin mai 2023 et fin mai 2024 pour s’établir à 1697 ktep.

D’après Tap.

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Cette baisse touche plusieurs champs, à savoir Gherib (-36%), Ouedzar (-76%), Nawara (-25%), M.L.D. (-25%), Ashtart (9%), Baraka (-52%) et El-Hajeb/Guebiba (-11%).

En revanche, d’autres champs ont enregistré des hausses de production, à savoir Sidi Marzoug (+14%), Bir Ben Tartar (+70%), Sidi Litayem (+26%) et Adam (+1%).

La production quotidienne moyenne de pétrole est passée de 33 7000 b/j fin avril 2023 à 29 700 b/j fin avril 2024.

Les ressources en gaz naturel diminuent de 21 %

Les ressources en gaz naturel (production intérieure + paquet fiscal) ont atteint 715 ktep à fin avril 2024, en baisse de 21% par rapport à la même période de l’année dernière.

La production de gaz commercial sec a diminué de 30% et la redevance pour le transit du gaz algérien a diminué de 5% à 316 ktep à fin avril 2024 par rapport à fin avril 2023.

Par ailleurs, la répartition de la redevance totale entre la redevance cédée à la Steg et la redevance exportée montre que la majeure partie est cédée à la Steg (85 %).

La taxe forfaitaire sur le transit du gaz algérien a sensiblement diminué au premier semestre 2020, la pandémie qui a frappé particulièrement l’Europe et l’Italie ayant eu un impact majeur sur la demande énergétique et par conséquent sur le volume de gaz transitant de l’Algérie vers l’Italie via la Tunisie.

Cependant, la situation s’est améliorée à partir de juillet 2020 et a continué de s’améliorer en 2021, 2022 et 2023.

Les achats de gaz algérien baissent de 5% à 683 ktep entre fin avril 2023 et fin avril 2024.

Les approvisionnements domestiques en gaz diminuent de 9% à 1 352 ktep entre fin avril 2023 et fin avril 2024.

D’après Tap.

L’article Tunisie : la production de pétrole brut chute de 13% (4 mois 2024) est apparu en premier sur Kapitalis.

Cette baisse a été constatée dans plusieurs sites de production, principalement Gherib (-38%), El Borma (-11%) et Miskar (-19%), précise le rapport mensuel de l’Onem publié le 8 avril courant, ajoutant qu’une production plus élevée a été signalée à Nawara (+37%), Ashtart (+8%), El Hajeb/Guebiba (+6%), Cercina (+8%) et Adam (+2%).

La production journalière moyenne est passée de 33 200 barils/jour fin février 2023 à 32 700 barils/jour fin février 2024.

La demande nationale de produits pétroliers a légèrement augmenté de 2% entre fin février 2023 et fin février 2024 pour atteindre 736 000 tonnes d’équivalent pétrole (KTep).

Les chiffres de l’Onem montrent que la demande de pétrole et de coke de pétrole a chuté respectivement de 12% et 17%, tandis qu’elle a augmenté pour l’essence (+11%) et le diesel (6%).

Le mode de consommation des produits pétroliers est resté quasiment inchangé de février 2023 à février 2024, à l’exception de certains produits tels que le pétrole (de 4% à 3%), le diesel (de 43% à 45%) et le coke de pétrole (de 13% à 10%).

La consommation de carburant pour le transport routier a légèrement augmenté de 7% fin février par rapport à la même période de l’année dernière. Il représente 62% de la consommation totale de produits pétroliers.

La consommation de gaz de pétrole liquéfié (GPL) a augmenté de 1% par rapport à février 2023.

La consommation de coke de pétrole, exclusivement utilisé par les cimenteries (en remplacement du gaz naturel et du fioul lourd), a baissé de 17 %.

Le carburéacteur a enregistré une hausse de 6 % à fin février 2024 par rapport à l’année dernière.

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