Un pipeline de projets, déjà “sur le papier” depuis le 5e round
Les 187 autorisations annoncées s’inscrivent dans la continuité du 5e appel à projets “régime des autorisations” (octobre 2024 – juin 2025), qui a déjà produit 186 accords de principe pour 288 MW, essentiellement des projets de 1 MW et 2 MW, avec une petite poche en 10 MW. Le ministère avait d’ailleurs prolongé la date limite de dépôt jusqu’au 30 juin 2025, preuve que le flux de dossiers et la préparation des porteurs n’étaient pas anodins.
Traduction business : on est face à un stock de projets “autorisés” qui ne vaut quelque chose que s’il se transforme en kilowattheures livrés. Et c’est précisément là que se fait la sélection naturelle.
Le vrai goulot : transformer l’autorisation en mise en service
La Tunisie a déjà vécu ce décalage entre pipeline et production réelle. Sur le programme 2017–2020 en régime des autorisations, 54 accords de principe totalisant 261 MW ont été accordés, mais seulement 15 projets étaient effectivement mis en service à la date du reporting ONEM (4 projets de 10 MW et 11 projets de 1 MW).
C’est le point dur : foncier, ingénierie, importation d’équipements, délais de raccordement, réception technique, puis exploitation-maintenance. Tant que cette chaîne n’est pas industrialisée, l’annonce d’autorisations reste une promesse.
Et dans un système électrique où la pointe 2025 est autour de 4 837 MW, 287 MW représente un ordre de grandeur d’environ 6% de la pointe : ce n’est pas symbolique, mais ce n’est pas automatique non plus.
Le levier 2026–2028 : le coût du capital, enfin pris de face
La nouveauté la plus “monétisable” n’est pas dans le communiqué, elle est dans l’architecture financière. La loi de finances 2026 prévoit une prise en charge par l’État de l’écart de taux d’intérêt, dans la limite de trois points, sur des crédits d’investissement (avec un volet explicite lié à l’efficacité énergétique et aux énergies renouvelables) sur la période du 1er janvier 2026 au 31 décembre 2028.
Trois points, ce n’est pas un détail : pour des projets à revenus plafonnés par des conventions d’achat ou des structures tarifaires, cet écart peut faire basculer un dossier de “bancable” à “refusé”, surtout pour des PME. Autrement dit, l’État ne fait pas seulement de la transition énergétique, il tente de fabriquer une rentabilité financière stable pour déclencher l’investissement privé.
Où se crée la valeur en 2026 : agrégation, standardisation, et exécution industrielle
Le marché ne récompensera pas ceux qui “ont une autorisation”. Il récompensera ceux qui savent exécuter à la chaîne. Les gagnants probables sont les acteurs capables d’agréger des projets de 1–2 MW en portefeuilles finançables, avec des contrats EPC standardisés, des garanties de performance et une maintenance structurée sur plusieurs années. L’autre centre de gravité, ce sont les financeurs qui sauront packager des lignes dédiées (leasing, crédits d’investissement, éventuellement avec couverture de risque) et sécuriser les décaissements au rythme réel des jalons techniques.
Pour la souveraineté, l’enjeu est simple : l’électricité tunisienne reste dominée par le gaz (94% du mix de production en 2025), pendant que les renouvelables n’atteignent que 6%, dont environ 4,12% de solaire et 1,3% d’éolien. Dans ce contexte, chaque projet mis en service est une micro-réduction de vulnérabilité, mais seulement s’il sort du “papier” et entre en exploitation.
