Déficit énergétique en Tunisie : 4,7 Mtep à fin août 2026

Moins de pétrole et de gaz produits sur le territoire. Une consommation qui repart à la hausse. Un baril de Brent qui s’envole. La conjoncture énergétique d’août 2026 dessine ainsi un tableau plus tendu qu’il y a un an.

L’Observatoire national de l’énergie et des mines (ONEM) l’a publiée le 12 octobre. La Direction générale des stratégies et de veille du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie a établi le document. Il couvre les huit premiers mois de l’année. Par ailleurs, les données d’août y sont signalées comme provisoires.

Un bilan primaire qui se creuse

Des ressources en baisse, une demande en hausse

Les ressources d’énergie primaire atteignent 2,3 Mtep à fin août 2026 (2 254 ktep-pci). Elles reculent donc de 5 % sur un an. La demande, en revanche, suit la pente inverse : 6 955 ktep, soit 6 % de plus.

Le gaz naturel progresse de 4 % (3 508 ktep-pci). Les produits pétroliers gagnent 8 % (3 337 ktep). Enfin, l’électricité primaire bondit de 64 % (109 ktep).

Le solde en fait les frais. En comptant la redevance sur le transit du gaz algérien, le déficit atteint 4,7 Mtep (4 701 ktep-pci). Il s’élevait à 4 184 ktep-pci un an plus tôt, soit une hausse de 12 %. Sans la redevance, il ressort à 5 179 ktep-pci, contre 4 772.

Le taux d’indépendance énergétique rapporte les ressources à la consommation. Il recule à 32 %, contre 36 % à fin août 2025. Sans redevance, il tomberait à 26 %, contre 27 %.

Un déficit tiré surtout par la demande

D’après nos calculs sur les chiffres de l’ONEM, la demande explique près de 78 % de l’aggravation du déficit (+405 ktep sur +517). Le recul des ressources (-112 ktep) n’en représente que 22 %.

Le détail des ressources apporte une nuance. La redevance sur le transit du gaz algérien a reculé de 19 % (478 ktep-pci contre 587). Cela représente environ 109 ktep de moins. C’est plus que la baisse cumulée du pétrole (-28 ktep) et du GPL primaire (-11 ktep). Le rapport, lui, met l’accent sur la production nationale de brut et de GPL.

Une structure toujours très concentrée

Le pétrole (37 % avec le condensat) et le gaz national (34 %) assurent 71 % des ressources. La redevance gaz pèse 21 % et le GPL 3 %. L’électricité renouvelable reste timide, avec 5 %.

Côté demande, les produits pétroliers stagnent autour de 48 %. Le gaz passe de 51 % à 50 %. Quant à l’électricité primaire, elle passe de 1 % à 2 %.

Une facture commerciale alourdie de 29 %

Les exportations énergétiques progressent de 48 % en valeur, à 2 253 MDT. Toutefois, les importations grimpent de 32 %, à 11 911 MDT. Le déficit de la balance commerciale énergétique passe ainsi de 7 474 MDT à 9 658 MDT, soit +29 %. Ce calcul tient compte de la redevance du gaz algérien exportée.

L’ONEM précise que cette balance repose sur les données des sociétés importatrices et exportatrices. Elle ne s’appuie pas sur les déclarations douanières. D’après nos calculs, les exportations couvrent 19 % des importations, contre 17 % un an plus tôt.

Le Brent pèse le plus lourd

Selon l’Observatoire, trois facteurs dominent les échanges : les quantités, le taux de change dollar-dinar et le cours du Brent. Les prix du brut et des produits pétroliers sont en effet indexés sur ce dernier.

En août 2026, le Brent a coté 90,8 $ le baril, contre 68,2 $ un an plus tôt. Cela fait 23 dollars de plus (+33 %). L’ONEM relie cette hausse aux tensions au Moyen-Orient et aux risques sur le transit pétrolier par le détroit d’Ormuz.

Sur huit mois, la moyenne ressort à 91,2 $, contre 71,2 $ (+28 %). Le pic mensuel a atteint 120,5 $ en avril. En juillet, le cours s’établissait à 83,4 $.

Le dinar amortit le choc

Le dinar joue un rôle d’amortisseur. À 2,91 DT pour un dollar en moyenne sur huit mois, contre 3,03 DT un an plus tôt, il gagne 4 %. En août seul, le taux s’établit à 2,92, soit une quasi-stabilité (+0,2 %). La monnaie est passée sous la barre des trois dollars depuis plusieurs mois, avec un plancher à 2,87 en février 2026.

Importations : l’effet prix domine

Les produits pétroliers pèsent 7 494 MDT à l’import (+41 %). Pourtant, les quantités restent quasi stables (2 828 kt, +1 %). L’effet prix saute aux yeux.

• Gasoil sans soufre : +21 % en volume, +83 % en valeur.
• Essence sans plomb : +15 % en volume, +44 % en valeur.
• Jet : +2 % en volume, +59 % en valeur.

Le brut importé pour la STIR bondit de 42 % en quantité (613 kt) et de 71 % en valeur (1 309 MDT). Par ailleurs, les importations de gaz naturel s’élèvent à 3 109 MDT (+6 %). Les achats de gaz algérien augmentent de 4 % en quantité.

Exportations : le raffinage donne de l’air

Les produits pétroliers vendus à l’étranger rapportent 858 MDT contre 292 MDT (+193 %). Le fuel oil BTS (510 MDT, +250 %) et le virgin naphta (348 MDT, +138 %) en sont les moteurs.

Le brut exporté rapporte 1 372 MDT (+13 %). La part d’ETAP progresse de 17 % en valeur (1 128 MDT), malgré des volumes en baisse de 8 % (556 kt). En revanche, celle des partenaires recule de 3 % (243 MDT). Enfin, les exportations de GPL des champs passent de 13 à 24 MDT (+80 %).

Pétrole et gaz : des champs en recul, quelques bonnes surprises

Pétrole : 797 kt, soit 3 % de moins

La production nationale de brut s’établit à 797 kt à fin août 2026, contre 824 kt un an plus tôt (-3 %). En moyenne journalière, elle passe de 26,2 à 25,7 mille barils par jour. Avec le condensat, le total atteint 807 kt. En ajoutant le GPL primaire (69 kt, -12 %), on arrive à 876 kt (-4 %).

La baisse touche la plupart des champs :

• Ashtart : -27 %
• Gherib : -46 %
• Franig/Bag/Tarfa : -41 %
• Halk el Manzel : -35 %
• L.D : -25 %
• Hasdrubal : -15 %
• El Hajeb/Guebiba : -14 %
• Ezzaouia : -100 %, selon le rapport, alors que la production a redémarré le 5 août

À l’inverse, Sidi Marzoug affiche 166 kt contre 77 kt (+117 %). Cercina progresse de 7 %, Jbel Grouz de 25 %, Chergui de 40 % et Gremda/El Ain de 1 %.

Des arrêts, puis des redémarrages

Plusieurs arrêts de production sont à noter. Les concessions Cherouq, Durra, Anaguid Est, Jinane et Benefsej Sud avaient cessé de produire le 23 septembre 2025 pour maintenance. La production a repris en 2026.

Treize autres concessions sont restées à l’arrêt jusqu’en mai 2026 : Jinane, Benefsej Sud, Shalbia, Robbana, El Bibane, Ezzaouia, Mazrane, Beni Khaled, Rhemoura, Maamoura, Baraka, Abir et Bochra. Depuis, Shalbia a redémarré le 10 juin, Mazrane le 27 juillet et Ezzaouia le 5 août.

Gaz : une redevance en repli

Les ressources en gaz (production nationale et forfait fiscal) atteignent 1 241 ktep-pci, soit 9 % de moins. La production nationale de gaz commercial sec ne recule que de 1 %, à 763 ktep-pci. Hasdrubal perd 12 % et Nawara 8 %. En revanche, le gaz commercial du Sud gagne 6 % et Chergui 9 %. Miskar, premier contributeur, reste stable à 204 ktep-pci (-1 %).

Le forfait fiscal sur le transit du gaz algérien recule de 19 %, à 478 ktep-pci. La STEG reçoit la totalité de cette redevance. De plus, l’ONEM signale un dépassement des prélèvements de la STEG sur la part revenant à l’État : 355 millions de Cm3, en cours de régularisation.

Les achats de gaz algérien augmentent de 4 % (2 008 ktep-pci). L’approvisionnement national atteint ainsi 3 522 ktep-pci (+4 %). Il se compose de 57 % d’achats, de 22 % de production nationale et de 21 % de redevance cédée à la STEG.

Raffinage : la STIR retrouve son rythme

La production de la STIR atteint 803 ktep, soit 82 % de plus qu’à fin août 2025 (442 ktep). Rappelons qu’elle avait alors subi un arrêt de janvier à avril pour maintenance. Le gasoil ordinaire (279 ktep), le fuel oil BTS (293 ktep) et le virgin naphta (198 ktep) forment l’essentiel. S’y ajoutent 16 ktep de GPL, 10 de pétrole lampant et 7 de white spirit.

L’unité de topping a fonctionné 239 jours, contre 114. Deux arrêts techniques ont eu lieu, les 7 et 8 avril puis du 26 au 28 avril 2026. Le platforming, lui, reste à l’arrêt depuis janvier 2024.

La STIR couvre ainsi 24 % de la demande en tenant compte de toute sa production (14 % en 2025). Pour la seule production destinée au marché local, le taux est de 9 % (7 % en 2025).

Consommation : l’essence et le gasoil tirent la demande

Produits pétroliers : +8 %

La demande de produits pétroliers atteint 3 337 ktep (+8 %). Les essences augmentent de 13 % (704 ktep) et les gasoils de 9 % (1 490 ktep). Le jet gagne 6 % (212 ktep) et le coke de pétrole 4 % (326 ktep). Le GPL progresse de 1 % (501 ktep), tandis que le fuel recule de 0,4 % (96 ktep).

Les carburants routiers progressent de 10 % et représentent 66 % du total. Le gasoil, premier produit consommé, passe de 44 % à 45 % de la structure. Les essences passent de 20 % à 21 % et le GPL de 16 % à 15 %. Notons que les données du coke de pétrole, réservé aux cimenteries, sont partiellement estimées. Ce produit peut être remplacé par le gaz naturel ou le fuel lourd.

Gaz naturel : +4 %

La demande de gaz atteint 3 508 ktep-pci (+4 %). Le secteur électrique en absorbe 74 % (2 607 ktep-pci, +5 %). Les usages finaux, eux, restent quasi stables à 901 ktep-pci. Les clients moyenne et basse pression progressent de 1 %, alors que la haute pression recule de 1 %.

Par ailleurs, les cycles combinés assurent 65 % de la production électrique, contre 67 % un an plus tôt. La consommation spécifique des moyens de production se maintient à 211 tep/GWh.

Électricité : record de pointe et solaire en force

Production et importations

La production nationale atteint 15 284 GWh (+9 %), autoproduction renouvelable comprise, contre 13 995 GWh. La STEG en assure 13 987 GWh (+5 %), soit 92 % du total. Le gaz naturel en fournit 13 808 GWh (+6 %).

Le marché local dispose de 17 106 GWh (+8 %). Il comprend 1 790 GWh achetés à l’Algérie et à la Libye (+3 %). Ces importations couvrent ainsi 10 % des besoins.

Pointe record, ventes stables

La pointe de la demande grimpe de 5,2 %, à 5 089 MW contre 4 837 MW. C’est un nouveau record national. Les ventes, en revanche, n’augmentent que de 1 %, à 11 037 GWh.

• Haute tension : 846 GWh (-4 %)
• Moyenne tension : 4 753 GWh (+2 %)
• Basse tension : 5 437 GWh (+0,2 %)

Pour la basse tension, l’ONEM rappelle que la facturation bimestrielle, estimée pour près de la moitié, ne reflète pas la consommation réelle. Les industriels pèsent 56 % de la demande haute et moyenne tension. Leurs ventes reculent dans la chimie et le pétrole (-5 %) ainsi que dans les industries extractives (-4 %). Elles progressent en revanche dans le tourisme (+6 %) et le pompage agricole (+5 %).

Un mix encore dominé par le gaz

Les énergies renouvelables atteignent 8,4 % de la production. Le solaire en représente 7,75 %, l’éolien 0,6 % et l’hydraulique 0,07 %. Le gaz fournit 91,2 % et le fuel et gasoil 0,4 %.

Les IPP solaires produisent 424 GWh, contre 46 GWh un an plus tôt. L’autoproduction solaire atteint 724 GWh (+44 %). L’éolien de la STEG, au contraire, recule de 55 % (85 GWh). Enfin, environ 528 MW de toitures photovoltaïques sont installés dans le résidentiel, et 140 MW en moyenne et haute tension.

Renouvelables : un portefeuille de projets qui se remplit

Le solaire sous régime de concession

Le projet de Kairouan (100 MW) est en service depuis décembre 2025. Ceux de Sidi Bouzid (50 MW) et de Tozeur (50 MW) le sont depuis avril 2026. Pour Gafsa (100 MW), l’ARP et le CNRR ont validé l’accord de projet.

L’appel d’offres de 800 MW de 2022 avance aussi. Au premier round, trois projets de 100 MW ont été attribués : Qair International à El Ksar, Scatec à Mezzouna et Voltalia à Menzel Habib. Leur mise en service est prévue en 2027. Au second round, deux autres projets l’ont été en janvier 2026, à Menzel Habib (Gabès) et à Ramada (Tataouine). Qair International a en outre obtenu le projet de 198 MW d’El Khobna, à Sidi Bouzid.

Autorisation et éolien

Le sixième appel à projets sous régime d’autorisation a été lancé le 15 avril 2026. Il a donné lieu à 309 demandes accordées pour 455 MW : 187 projets de 1 MW, 119 de 2 MW et 3 de 10 MW. Le cinquième appel avait débouché sur 186 accords de principe (288 MW), dont cinq projets déjà en service. Le programme 2017-2020 compte 54 accords (261 MW) et 16 projets en service.

Dans l’éolien, un premier projet de 75 MW a été attribué à El Fahs en janvier 2026, au titre de l’appel d’offres de 600 MW. Par ailleurs, les sites de Nabeul, Kébili, Gafsa et Kasserine sont en préparation pour des campagnes de mesure de vent.

Prix des carburants : un écart import-cession toujours marqué

À fin août 2026, le brut importé par la STIR revient à 97 $ le baril (281 DT). Le brut exporté par l’ETAP se vend 89,7 $ (261 DT). Les prix de vente publics retenus par l’ONEM sont en vigueur depuis le 24 novembre 2022.

• Essence sans plomb : 2 525 millimes le litre
• Gasoil ordinaire : 1 985 millimes le litre
• Gasoil sans soufre : 2 205 millimes le litre
• Bouteille de GPL de 13 kg : 8,80 dinars

Les droits et taxes représentent 32 % du prix de l’essence, 17 % de celui du gasoil ordinaire et 25 % de celui du gasoil sans soufre.

Le rapport propose de mesurer la subvention, à titre indicatif, en comparant le prix de cession au prix d’importation. Selon nos calculs, le prix de cession équivaut à 69 % du prix d’importation pour l’essence, 56 % pour le gasoil ordinaire, 55 % pour le gasoil sans soufre et 11 % pour le GPL domestique. Pour le gaz et l’électricité, le résultat unitaire 2025 (provisoire) ressort à -852,5 DT par tep-pcs et à -165,6 millimes par kWh.

Exploration : peu de mouvement

Le pays compte 11 permis en cours de validité (10 de recherche et un de prospection), contre 14 un an plus tôt. Le permis « Jenein sud » a expiré le 19 avril 2026. Aucun permis n’a été octroyé et aucune acquisition sismique n’a eu lieu. Sur les 57 concessions, 44 produisent. L’État participe via l’ETAP dans 34 d’entre elles, et totalement dans 3.

Deux forages d’exploration sont en cours : LMG-3 (permis Nefzaoua, 2 305 m, démarré le 18 mai) et Boughrara-1 en re-entry (2 964 m, démarré le 20 juin). Trois forages de développement le sont aussi : SMG-NW1 à Sidi Marzoug (3 727 m, requalifié le 29 mai), SAB-W1 ST à Sabria (3 985 m) et NOUR-3 DIR A à Adam (3 612 m).

Le puits PDG-5, à Djbel Grouz, entamé en 2025, est achevé à 2 722 m. Enfin, aucune découverte n’est enregistrée.

À retenir

• Déficit du bilan d’énergie primaire de 4,7 Mtep (+12 %), taux d’indépendance à 32 % contre 36 %.
• Déficit commercial énergétique de 9 658 MDT (+29 %), avec un Brent à 90,8 $ en août et 91,2 $ en moyenne sur huit mois.
• Pétrole brut à 797 kt (-3 %), gaz naturel à 1 241 ktep-pci (-9 %) et redevance gaz à 478 ktep-pci (-19 %).
• Demande de produits pétroliers à 3 337 ktep (+8 %) et de gaz naturel à 3 508 ktep-pci (+4 %).
• Production électrique de 15 284 GWh (+9 %), pointe record de 5 089 MW, renouvelables à 8,4 % du mix.
• STIR en forte reprise : 803 ktep (+82 %) et 239 jours de topping contre 114.