Face à une demande d’électricité portée à un niveau record en juillet 2026 et au retour des délestages, le gouvernement a décidé d’accélérer l’extension de la centrale de Borj El Amri. Le projet prévoit l’installation d’une troisième turbine à gaz de 250 à 400 MW, pour un coût estimé à 600 millions de dinars et une mise en exploitation annoncée pour l’été 2027. Plusieurs paramètres techniques et financiers restent toutefois à préciser.
La Tunisie prévoit d’investir 600 millions de dinars dans l’extension de la centrale électrique de Borj El Amri, située dans le gouvernorat de la Manouba. La Commission des grands projets a décidé, le 10 août 2026, d’engager immédiatement les procédures de réalisation et de classer cette opération parmi les grands projets à caractère stratégique.
Le projet consiste à installer une troisième turbine à gaz d’une puissance comprise entre 250 et 400 mégawatts, ainsi que les infrastructures nécessaires à l’évacuation de l’électricité produite. Sa mise en exploitation est annoncée pour l’été 2027.
Cette décision intervient dans un contexte de forte sollicitation du système électrique national. Selon les données présentées à la Commission des grands projets par le ministre de l’Équipement et de l’Habitat, chargé également de la gestion du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, Slah Zouari, la pointe de consommation a atteint un niveau historique de 6 400 MW en juillet 2026, contre 5 175 MW en 2025.
L’écart entre les deux niveaux atteint ainsi 1 225 MW, soit une augmentation exceptionnelle de près de 24 %. Cette progression ne doit cependant pas être assimilée au rythme tendanciel de la demande, estimé entre 4 et 5 % par an. La pointe de juillet 2026 a notamment été favorisée par les températures élevées et l’utilisation intensive des équipements de climatisation.
Le nouvel investissement vise à renforcer la capacité du réseau à faire face à ces épisodes extrêmes, à améliorer l’équilibre entre la production et la consommation et à réduire le recours aux coupures tournantes.
Une extension importante pour un site déjà doté de 624 MW
La centrale existante de Borj El Amri dispose d’une capacité d’environ 624 MW, répartie entre deux turbines à gaz de près de 312 MW chacune. La première unité est entrée en exploitation en juin 2019 et la seconde en 2020.
Construite par le groupe italien Ansaldo Energia, la centrale a nécessité un investissement de 660 millions de dinars. Sa réalisation avait été financée par la Banque islamique de développement, le Fonds saoudien de développement et des ressources de la STEG.
Le site fonctionne principalement au gaz naturel, avec la possibilité d’utiliser du gasoil comme combustible de secours. Les deux unités existantes sont exploitées en cycle ouvert, une technologie qui permet une mise en service rapide et une grande flexibilité face aux variations de la demande, mais dont le rendement est généralement inférieur à celui d’une centrale à cycle combiné.
L’ajout annoncé d’une troisième turbine représenterait une augmentation substantielle de la puissance installée sur le site. Une unité de 250 MW équivaudrait à environ 40 % de la capacité actuelle de Borj El Amri, tandis qu’une puissance de 400 MW représenterait près de 64 %.
À l’issue de l’extension, la puissance totale du site pourrait donc être portée entre 874 et 1 024 MW. Borj El Amri deviendrait ainsi l’un des principaux pôles de production d’électricité du pays.
La puissance définitive de la troisième turbine n’est cependant pas encore arrêtée. La fourchette annoncée, comprise entre 250 et 400 MW, reste suffisamment large pour modifier sensiblement le coût par mégawatt, les besoins en combustible et la contribution effective du projet à la sécurité du réseau.
Une réponse partielle à l’augmentation de la pointe
Rapportée au record de consommation de 6 400 MW observé en juillet, la nouvelle turbine représenterait entre 3,9 et 6,25 % de la pointe nationale.
Elle permettrait également de couvrir entre 20 et 33 % de l’écart de 1 225 MW constaté entre les niveaux de pointe de 2025 et de 2026. Cette comparaison donne un ordre de grandeur, mais ne permet pas, à elle seule, de mesurer la capacité du projet à prévenir les délestages.
La disponibilité réelle d’une centrale dépend notamment des opérations de maintenance, de l’approvisionnement en combustible, du rendement des équipements et de la capacité du réseau à transporter l’électricité vers les zones où la consommation est la plus élevée.
La pointe de 2026 constitue, par ailleurs, un épisode exceptionnel. Son évolution future dépendra des températures, de l’équipement des ménages en climatiseurs, du développement de l’activité économique, de l’efficacité énergétique et de la contribution de la production renouvelable pendant les heures de forte consommation.
L’extension de Borj El Amri renforcera donc la marge de sécurité du système, mais elle ne pourra répondre, à elle seule, à l’ensemble des besoins supplémentaires. Elle devra être accompagnée par des investissements dans le transport de l’électricité, la modernisation du réseau, les compteurs intelligents, le stockage et la maîtrise de la demande.
Un investissement de 600 millions de dinars dont le financement reste à préciser
Le coût prévisionnel de l’extension est estimé à 600 millions de dinars. Rapporté à la puissance annoncée, l’investissement représenterait entre 1,5 million de dinars par mégawatt dans l’hypothèse d’une unité de 400 MW et 2,4 millions de dinars par mégawatt si la capacité retenue se limite à 250 MW.
Cette comparaison demeure toutefois provisoire. Le coût par mégawatt dépendra de la technologie choisie, des équipements annexes, des infrastructures nécessaires au raccordement, des conditions du marché et du périmètre exact couvert par l’enveloppe de 600 millions de dinars.
Le plan de financement n’a pas encore été rendu public. Aucune information officielle n’a été communiquée sur la part qui serait prise en charge par la STEG, par le budget de l’État ou par d’éventuels bailleurs internationaux.
Le financement constitue pourtant un enjeu central. La STEG supporte déjà d’importantes contraintes financières liées au coût de l’énergie, à la compensation des tarifs, aux créances impayées et aux investissements nécessaires à l’entretien du réseau.
À titre de comparaison, les deux premières turbines avaient bénéficié du concours de la Banque islamique de développement et du Fonds saoudien de développement. Il reste à déterminer si un montage comparable sera retenu pour la troisième unité ou si d’autres partenaires seront mobilisés.
Le calendrier annoncé est également exigeant. Une entrée en exploitation dès l’été 2027 suppose de finaliser rapidement les choix techniques, les modalités de financement, les procédures d’achat, la contractualisation, l’installation des équipements et leur raccordement au réseau. Pour l’instant, seul le lancement immédiat des procédures a été annoncé, sans publication d’un calendrier détaillé de l’appel d’offres et des travaux.
Une capacité pilotable, mais davantage de gaz à mobiliser
L’un des principaux avantages d’une turbine à gaz réside dans sa capacité à produire de l’électricité lorsque la demande augmente rapidement. Contrairement aux installations solaires et éoliennes, dont la production varie selon les conditions météorologiques, une centrale thermique peut être mobilisée en fonction des besoins du réseau, sous réserve de la disponibilité du combustible.
Cette flexibilité est particulièrement utile durant les pointes estivales, notamment en fin de journée lorsque la demande peut rester élevée alors que la production solaire commence à diminuer.
L’extension de Borj El Amri risque néanmoins d’augmenter les besoins en gaz naturel du secteur électrique. La consommation annuelle supplémentaire n’a pas encore été chiffrée et dépendra de la puissance définitive, du rendement de la turbine, de sa technologie et du nombre d’heures de fonctionnement.
La question du choix entre cycle ouvert et cycle combiné sera donc déterminante. Un équipement en cycle ouvert peut être installé plus rapidement et répondre efficacement aux pointes, mais il consomme généralement davantage de combustible par kilowattheure produit. Le cycle combiné nécessite un investissement plus complexe, mais améliore le rendement en récupérant la chaleur issue de la turbine à gaz pour produire de l’électricité supplémentaire.
À ce stade, aucune source officielle ne précise la technologie qui sera retenue pour la troisième turbine. Il serait donc prématuré d’estimer sa consommation de gaz ou son coût de production.
Pour une économie caractérisée par un déficit énergétique structurel, l’ajout d’une capacité thermique pose néanmoins la question de la dépendance aux hydrocarbures importés. Une hausse de la production électrique à partir du gaz peut renforcer la sécurité immédiate du réseau, tout en augmentant l’exposition du pays aux cours internationaux de l’énergie et au taux de change.
Articuler le thermique avec les renouvelables et le stockage
Le projet de Borj El Amri ne doit pas être opposé au développement des énergies renouvelables. Les deux catégories d’investissement répondent à des besoins différents et peuvent être complémentaires.
Les centrales solaires et éoliennes permettent de réduire la consommation de gaz et la facture énergétique lorsque les ressources sont disponibles. Les turbines pilotables peuvent, de leur côté, intervenir pour compenser les variations de la production renouvelable et répondre rapidement aux pointes de consommation.
Cette complémentarité suppose toutefois de développer parallèlement les capacités de stockage, les interconnexions, les outils de prévision et les mécanismes de gestion intelligente de la demande. Sans modernisation du réseau, l’augmentation isolée de la puissance de production ne suffit pas nécessairement à garantir la continuité de l’approvisionnement.
La Commission des grands projets a d’ailleurs appelé à poursuivre le développement des énergies renouvelables, des compteurs intelligents, du stockage et du réseau électrique. L’efficacité de la stratégie dépendra donc de la capacité à coordonner ces différents investissements et à les réaliser dans les délais annoncés.
Le défi sera désormais de passer rapidement à l’exécution
Le classement de l’extension de Borj El Amri parmi les projets stratégiques traduit l’urgence accordée au renforcement du système électrique après les tensions enregistrées durant l’été 2026.
L’investissement annoncé est significatif : 600 millions de dinars pour porter potentiellement la capacité du site au-delà de 1 000 MW. Il pourrait augmenter les marges disponibles lors des périodes de forte consommation et réduire le risque de délestage.
Plusieurs inconnues devront néanmoins être levées pour apprécier pleinement sa portée économique : la puissance définitive, la technologie, le financement, le calendrier de passation des marchés, le rendement attendu et les besoins supplémentaires en gaz.
La réussite du projet se mesurera également à sa capacité à s’intégrer dans une stratégie énergétique plus large. Le renforcement de la production thermique apporte une réponse à court terme au problème de la pointe, mais la réduction durable du déficit énergétique exige simultanément l’accélération des renouvelables, l’amélioration de l’efficacité énergétique, le développement du stockage et la modernisation du réseau.
L’enjeu ne consiste donc pas uniquement à ajouter une troisième turbine. Il est de construire un système électrique suffisamment flexible pour répondre aux pointes exceptionnelles, tout en limitant le coût du combustible et la dépendance énergétique du pays.
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