Dr Abderrahmane Cherfouh *

En instrumentalisant la peur pour se tailler un costume de sauveur, Elyes Kasri accumule les contresens techniques, les contrevérités économiques et les manipulations politiques. Une remise au point méthodique s’impose.

1. L’illusion du corridor unique : l’Algérie, puissance multi-vectorielle

L’affirmation selon laquelle l’Europe et l’Algérie dépendraient de manière absolue du sol tunisien pour assurer leurs flux gaziers relève d’une méconnaissance des réalités industrielles. L’Algérie n’est nullement tributaire d’un réseau terrestre unique. Grâce au gazoduc Medgaz, qui la relie directement à l’Espagne sans passer par aucun pays tiers, et à ses méga-complexes de liquéfaction de Skikda et d’Arzew, elle dispose d’un accès maritime direct aux marchés mondiaux. Sa flotte de méthaniers navigue librement en Méditerranée et vers l’Atlantique, s’affranchissant de toute contrainte de transit.

Loin d’être une chimère ou un projet théorique, la dimension stratégique du Gazoduc Transsaharien (TSGP) est aujourd’hui une réalité opérationnelle. Les accords trilatéraux définitifs ayant été signés entre l’Algérie, le Niger et le Nigeria, et les travaux de chantier étant officiellement engagés sur le terrain, ce mégaprojet continental consacre définitivement l’Algérie comme le hub énergétique incontournable reliant l’Afrique subsaharienne à l’Europe.

2. Confusion entre exportations et production globale :

Pour bâtir sa théorie d’un rapport de force asymétrique, l’auteur opère un glissement chiffré trompeur. Il évoque un volume d’exportation de 52 milliards de mètres cubes (bcm) comme s’il s’agissait de la totalité de la ressource algérienne. C’est omettre que la production brute de l’Algérie oscille en réalité entre 100 et 135 milliards de mètres cubes par an. Plus de la moitié de cette ressource est consommée localement — alimentant 99 % de l’électricité algérienne — ou réinjectée dans les gisements pour en optimiser le rendement.

Surtout, s’agissant du TransMed : la redevance de transit en nature (5,25 %) perçue par Tunis couvre entre 60 % et 66 % de la consommation nationale tunisienne de gaz naturel. Parler de «serrer la jugulaire» ou menacer ce flux ne provoquerait pas la ruine d’Alger, mais la coupure immédiate du réseau électrique tunisien. L’interdépendance énergétique n’est pas une arme d’oppression : elle est le socle d’une sécurité partagée.

3. Un arbitrage industriel classique, non une «guerre psychologique»

Qualifier les études relatives au gazoduc sous-marin Galsi (vers la Sardaigne) d’«agression» ou de «guerre psychologique» destinée à faire capituler la Tunisie relève d’une rhétorique victimaire. Dans le secteur des hydrocarbures, la recherche de routes alternatives constitue la norme de gestion des risques pour un État qui investit 60 milliards de dollars afin de porter sa production à 200 milliards de m³. La faisabilité des conduites en eaux profondes est éprouvée — comme le prouve le Medgaz —, et attribuer des intentions machiavéliques à des études de planification industrielle traduit une déconnexion inquiétante avec la réalité des marchés.

4. Une menace pour la signature diplomatique de la Tunisie

Inviter les négociateurs tunisiens à exiger unilatéralement une hausse de la redevance (à 8 ou 10 %) en facturant la «protection militaire» des conduites terrestres repose sur une confusion juridique grave. La sécurisation des infrastructures sur son territoire relève de la souveraineté et de la sécurité nationale de la Tunisie, non d’un service marchand facturable à un tiers. Prôner la remise en cause des traités sous le ton de la sommation entacherait la signature de l’État tunisien auprès de ses partenaires internationaux et européens — à commencer par l’Italie —, pour qui la sécurité juridique des contrats est non négociable.

5. Démasquer les entrepreneurs de la discorde

Derrière l’usage d’un vocabulaire d’une rare violence («tenir par la jugulaire», «capitulation») se cache la véritable intention : saborder les relations fraternelles et historiques entre deux pays frères. Les entrepreneurs de la discorde, en rupture d’influence, tentent de sacrifier l’intérêt supérieur des deux peuples.

En cherchant à substituer au principe sacré du «Khawa-Khawa» (fraternité) la logique destructrice d’une «Adawa-Adawa» (animosité), ils offensent l’Histoire et la dignité de la diplomatie.

Les relations entre l’Algérie et la Tunisie ne se jouent pas dans une arène où l’un doit être lésé pour que l’autre triomphe. Elles reposent sur une solidarité organique, éprouvée par les épreuves de l’Histoire, un respect strict des souverainetés et une communauté de destin qu’aucun messianisme de circonstance ne saura altérer.

* Médecin, Canada.

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La Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg), soutenue par l’État, déploie de nouvelles infrastructures à haute tension et met en œuvre des politiques visant à développer l’énergie solaire, à promouvoir la production d’hydrogène vert et à réduire la dépendance aux énergies fossiles importées. Ces mesures s’inscrivent dans la stratégie globale de la Tunisie pour améliorer sa sécurité énergétique, renforcer la résilience de son réseau et accélérer sa transition vers un système électrique plus durable.

La dernière intervention vise à renforcer le réseau national de transport d’électricité.

D’abord, rétablir la stabilité du réseau électrique

Selon Steg, un nouveau transformateur de 360 ​​mégavoltampères (MVA) devrait être mis en service au poste à haute tension de Mornaguia, et un second transformateur de 400 MVA devrait suivre peu après. Fabriqués en Chine, ces transformateurs sont conçus pour augmenter la capacité de transport, améliorer la distribution d’électricité et soulager un réseau vieillissant qui a peiné à faire face à une demande record durant l’un des étés les plus chauds qu’ait connus le pays ces dernières années.

L’objectif immédiat est de rétablir une plus grande stabilité du réseau électrique national après plusieurs semaines de tensions d’approvisionnement liées à la forte demande en systèmes de refroidissement durant les vagues de chaleur prolongées.

Selon les autorités énergétiques, la capacité supplémentaire des transformateurs améliorera la flexibilité opérationnelle tout en réduisant le risque de surcharges sur les sections clés du réseau de transport.

Si les améliorations apportées aux infrastructures offrent un soulagement important à court terme, les analystes soulignent que les difficultés rencontrées par la Tunisie dans le secteur de l’électricité dépassent largement les simples fluctuations saisonnières de la demande.

Selon les évaluations du secteur énergétique, des années de hausse de la consommation d’électricité, de baisse de la production nationale d’hydrocarbures, de vieillissement des infrastructures de réseau et de dépendance croissante au gaz naturel importé d’Algérie ont mis en évidence des faiblesses structurelles au sein du système énergétique du pays.

Le gaz naturel demeure la principale source d’électricité en Tunisie, ce qui rend le secteur de plus en plus vulnérable à la volatilité des prix internationaux de l’énergie, aux perturbations de l’approvisionnement et aux fluctuations des taux de change.

Ces difficultés ont renforcé la détermination du gouvernement à diversifier la production d’électricité en investissant davantage dans les énergies renouvelables et dans des infrastructures de transport modernes.

Selon les plans gouvernementaux, les énergies renouvelables devraient représenter environ 35 % de la production d’électricité tunisienne dans les années à venir. La réalisation de cet objectif nécessitera des investissements substantiels dans des projets de centrales solaires à grande échelle, la modernisation du réseau et des technologies de stockage complémentaires capables de supporter une part plus importante de la production intermittente d’énergies renouvelables.

Un environnement d’investissement plus favorable

Pour l’Afrique, l’expérience tunisienne illustre l’un des défis les plus urgents de la transition énergétique sur le continent. De nombreux pays africains doivent faire face simultanément à une demande d’électricité en forte croissance, au vieillissement de leurs infrastructures et à des pressions climatiques croissantes, tout en s’efforçant de réduire leur dépendance aux énergies fossiles importées. Le renforcement des réseaux électriques est donc devenu aussi important que l’augmentation des capacités de production, d’autant plus que les projets d’énergies renouvelables continuent de se développer sur tout le continent.

Selon la Banque africaine de développement, l’insuffisance des infrastructures de transport et de distribution demeure l’un des principaux obstacles à l’intégration des énergies renouvelables sur de nombreux marchés africains. Les engorgements du réseau retardent fréquemment la mise en service des projets, réduisent l’efficacité du système et limitent la capacité des services publics à absorber une production supplémentaire d’énergie renouvelable.

Consciente de ces contraintes, la stratégie énergétique tunisienne associe le renforcement des infrastructures à des réformes politiques plus larges visant à attirer les investissements nationaux et internationaux. Les autorités s’efforcent de créer un environnement d’investissement plus favorable grâce à des contrats d’achat d’électricité à long terme et à des mesures réglementaires destinées à accélérer le déploiement des énergies renouvelables tout en encourageant la participation du secteur privé.

Le gouvernement encourage également l’autoproduction d’électricité par les ménages, les entreprises et les installations industrielles. Le développement de la production décentralisée pourrait réduire la pression sur le réseau national lors des pics de consommation, tout en permettant aux consommateurs de diminuer leurs factures d’électricité et de contribuer directement à la résilience énergétique du pays.

Pari sur le développement de l’hydrogène vert

L’hydrogène vert s’impose comme un élément stratégique supplémentaire des ambitions énergétiques à long terme de la Tunisie. Bénéficiant d’un ensoleillement abondant et de sa proximité géographique avec l’Europe, la Tunisie se positionne comme un producteur et exportateur potentiel d’hydrogène renouvelable pour les marchés méditerranéen et européen. Plusieurs accords de coopération internationale ont déjà été conclus afin d’explorer les opportunités d’investissement dans la production d’hydrogène, les infrastructures d’exportation et le développement des énergies renouvelables associées.

D’après les observateurs du secteur, le développement réussi d’une filière hydrogène vert pourrait diversifier l’économie tunisienne, attirer les investissements étrangers et renforcer le rôle du pays au sein des chaînes de valeur internationales émergentes des énergies propres. Cependant, la réalisation de ces ambitions nécessitera des investissements substantiels dans la production d’électricité renouvelable, les infrastructures de transport, les systèmes de gestion de l’eau et la logistique d’exportation.

La crise énergétique actuelle met également en lumière l’interaction croissante entre le changement climatique et les infrastructures énergétiques en Afrique du Nord. La hausse des températures et la multiplication des vagues de chaleur entraînent une demande d’électricité record, notamment en raison du recours accru à la climatisation dans les centres urbains. Parallèlement, le changement climatique exerce une pression supplémentaire sur les ressources en eau nécessaires à la production d’électricité conventionnelle et à d’autres infrastructures essentielles.

Le renforcement des infrastructures électriques constitue donc non seulement un objectif de politique énergétique, mais aussi une mesure d’adaptation au changement climatique permettant d’améliorer la résilience face à la fréquence accrue des phénomènes météorologiques extrêmes. Des réseaux de transport modernes, des sources d’énergie diversifiées et une production d’énergie renouvelable décentralisée peuvent réduire la vulnérabilité aux futures coupures d’électricité, tout en garantissant un accès plus fiable à l’électricité pour les ménages et les entreprises.

Pour la Tunisie, un approvisionnement fiable en électricité demeure essentiel à la compétitivité économique, à la productivité industrielle et à la confiance des investisseurs. Les industries manufacturières, les infrastructures touristiques, les établissements de santé et les services numériques dépendent tous d’une alimentation électrique stable pour assurer leur fonctionnement et soutenir la croissance économique. Des interruptions d’approvisionnement répétées risquent d’accroître les coûts d’exploitation et de freiner les efforts de relance économique.

Partout en Afrique, des défis similaires en matière d’infrastructures continuent de façonner les politiques énergétiques nationales. Les gouvernements reconnaissent de plus en plus que la réalisation de l’accès universel à l’énergie et l’accélération de l’industrialisation nécessiteront des stratégies d’investissement intégrées qui renforcent simultanément la production, le transport, la distribution et la résilience du système.

Les dernières interventions tunisiennes représentent donc bien plus qu’une simple réponse d’urgence aux pénuries saisonnières d’électricité. Elles s’inscrivent dans un effort plus vaste de modernisation du secteur énergétique du pays, de réduction des vulnérabilités structurelles et de création d’un système électrique capable de soutenir le développement économique à long terme tout en respectant les engagements climatiques nationaux. Si elle est mise en œuvre efficacement, la combinaison d’une infrastructure de réseau renforcée, du développement des énergies renouvelables et de la production d’hydrogène vert pourrait améliorer la sécurité énergétique, réduire la dépendance aux combustibles importés et positionner la Tunisie de manière plus compétitive au sein de l’économie mondiale des énergies propres en pleine mutation.

D’après African Sustainbility Matters

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Imed Bahri

Asharq Bloomberg (média issu du partenariat entre le groupe saoudien Saudi Research and Media Group et Bloomberg) indique que le projet de gazoduc Afrique-Atlantique (The African Atlantic Gas Pipeline), reliant le Nigeria au Maroc, entre dans une nouvelle phase de sa mise en œuvre. Les études techniques et d’ingénierie sont désormais achevées et les préparatifs de construction peuvent commencer. Ce projet, l’un des plus importants d’Afrique en matière d’infrastructures de transport de gaz, vise à acheminer les réserves de gaz nigérianes vers les pays d’Afrique de l’Ouest et le Maroc avant d’atteindre les marchés européens.

6 900 kilomètres à travers 13 pays ouest-africains

L’étude d’impact environnemental et social (EIES) relative à la section marocaine révèle de nouveaux détails sur la mise en œuvre, notamment l’emplacement des stations de compression et de réception, les modalités de raccordement du gazoduc au réseau gazier Maghreb-Europe, ainsi que les phases de construction et d’exploitation. Ces informations font suite à la finalisation des études de faisabilité et des plans d’ingénierie, ouvrant la voie à l’obtention des autorisations environnementales nécessaires. 

Le projet devrait s’étendre sur environ 6 900 kilomètres à travers 13 pays de la côte ouest-africaine, dont 2 220 kilomètres pour la section marocaine (1 830 kilomètres à terre et 390 kilomètres en mer). Le coût d’investissement estimé du projet est d’environ 25 milliards de dollars. La section marocaine comprend quatre stations de compression et deux stations de réception, constituant l’infrastructure nécessaire au transport du gaz.

Ce projet vise à acheminer du gaz naturel du Nigéria vers les pays d’Afrique de l’Ouest et le Maroc, tout en permettant son raccordement au réseau gazier européen via le Maroc. Il renforcera la sécurité énergétique des pays traversés et fournira une infrastructure régionale de transport de gaz le long de la côte atlantique.

Quatre stations de compression au Maroc

L’une des informations les plus importantes révélées par le document est l’identification de l’emplacement de quatre stations de compression sur la section terrestre au Maroc, près des villes de Boujdour, Tan-Tan, Agadir et Safi.

Les stations de compression figurent parmi les composants essentiels des gazoducs, car elles permettent de rétablir la pression du gaz lorsqu’elle chute durant son long parcours, assurant ainsi un débit continu jusqu’à sa destination finale.

L’étude indique que les stations seront construites à intervalles de 300 à 320 kilomètres, un espacement adapté à un gazoduc de 48 pouces de diamètre. Chaque station occupera une superficie d’environ 64 hectares, les emplacements ayant été choisis à proximité des ports et des réseaux de transport afin de faciliter la livraison des équipements et des services.

Le choix d’un diamètre de gazoduc de 48 pouces tient compte non seulement des besoins actuels mais aussi du potentiel d’augmentation des volumes de gaz à l’avenir, en fonction de la croissance de la production et de la demande dans les pays traversés.

Un consortium composé des sociétés françaises Phénixa et Oréade-Brèche, de la société américaine CSA Ocean Sciences et de la société marocaine ZIZ Geo Consulting a réalisé les études relatives aux sections terrestres et maritimes du projet pour le compte de l’Office national des hydrocarbures et des mines (Onhym), l’agence gouvernementale marocaine responsable du projet, en collaboration avec la Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC).

Raccordement à l’Europe

Le document révèle également que le projet comprendra deux terminaux de réception au Maroc. Le premier point d’arrivée du gaz en provenance de Mauritanie via la section offshore sera le terminal de la section terrestre. Le second permettra de connecter directement ce gazoduc au gazoduc Maghreb-Europe, acheminant ainsi le gaz vers les marchés européens via le réseau existant.

L’étude apporte également de nouvelles précisions sur le plan de mise en œuvre du projet qui prévoit l’établissement de six camps temporaires le long du tracé marocain. Ces camps comprendront des installations d’hébergement pour les travailleurs, des entrepôts de stockage de canalisations et des ateliers de maintenance des équipements.

Le projet sera mis en œuvre par le biais de contrats d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction distincts étant donné que chaque section du pipeline, station de compression et chaque station de réception est confiée à une entreprise différente. Cette approche vise à exécuter les travaux en parallèle, à réduire les délais d’achèvement et à répartir les tâches et les risques entre plusieurs entreprises spécialisées.

Le document indique que chaque camp couvrira environ 300 kilomètres du tracé du projet et emploiera entre 1 000 et 1 200 travailleurs par camp pendant la phase de construction. La priorité sera donnée à l’emploi de la main-d’œuvre locale et à la mise en place de programmes de formation spécialisée.

Le projet est développé en partenariat entre l’Onhym et la NNPC, en collaboration avec les pays traversés par le pipeline.

Une section offshore

Selon l’étude, la section offshore s’étendra dans les eaux marocaines sur environ 390 kilomètres, entre la frontière maritime avec la Mauritanie et la région de Dakhla, à des profondeurs variant de 15 à 100 mètres.

Le gazoduc sera progressivement enfoui sur une distance d’environ huit kilomètres à mesure qu’il se rapproche de la côte, grâce à une couche de béton, un revêtement anticorrosion et un système de protection cathodique. Ceci garantira sa stabilité et sa sécurité tout au long de sa durée de vie opérationnelle estimée à 40 ans.

Le document explique que la section marocaine du projet relève de la phase 1B, qui s’étend de Kayar au Sénégal jusqu’au point de raccordement au gazoduc Maghreb-Europe au Maroc. Selon le calendrier de l’étude, la décision finale d’investissement est attendue au quatrième trimestre 2026, ce qui permettra au projet de passer de la phase d’étude et de conception à la mise en œuvre.

L’étude indique que le projet est actuellement en train de finaliser les études d’impact environnemental et social et de satisfaire aux exigences réglementaires et environnementales, suite à la réalisation des études de faisabilité et de la conception technique, en vue du démarrage des travaux. La construction du tronçon marocain devrait débuter après la décision finale d’investissement, prévue fin 2026, et la mise en service commerciale au deuxième trimestre 2031.

Pourquoi le tracé entièrement sous-marin n’a-t-il pas été retenu ?

L’étude révèle que les responsables du projet avaient initialement envisagé la construction d’un gazoduc entièrement sous-marin le long de la côte atlantique toutefois cette option a été écartée en raison des coûts élevés de construction et de maintenance, de la complexité technique et de l’impact potentiel sur les écosystèmes marins.

Un tracé combinant sections sous-marines et terrestres a donc été choisi, offrant des avantages économiques et de sécurité, et permettant l’approvisionnement en gaz naturel des villes et zones industrielles situées le long du tracé. Le tracé du gazoduc au Maroc a également été modifié afin d’éviter les zones habitées et les réserves naturelles, tout en maintenant une distance minimale d’un kilomètre par rapport aux habitats sensibles.

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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.

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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.

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