Société Tunisienne de l'Électricité et du Gaz (STEG)

1. Modèle économique

La STEG assure à Tunis le triptyque production–transport–distribution pour l’électricité et le gaz, avec une clientèle massifiée : plus de 4,4 millions de points de livraison électricité en 2023 selon le tableau officiel de ventes et de clients (STEG en chiffres). Le portail corporate affiche un chiffre d’affaires de 5 860 MDT et un effectif de 13 223 personnes dans le bloc « Chiffres clés » (site STEG) — millésime non précisé sur la page, à recouper avec le rapport annuel PDF. La production propriétaire repose sur un parc d’environ 5 982 MW installés en 2023 et 19 092 GWh générés par la STEG sur une production nationale de 19 313 GWh, avec une pointe à 4 825 MW ce jour-là (page Produire). En 2025, l’Observatoire national de l’énergie et des mines, cité par la presse spécialisée, décrit une production nationale à fin octobre de 17 499 GWh (+4 %), dont 94 % portés par la STEG, 6 % d’énergies renouvelables, et 11 % des besoins du marché local couverts par des achats d’électricité en provenance d’Algérie (bilan électrique 2025). Le modèle est donc celui d’un opérateur intégré, fortement exposé au prix du gaz et aux flux transfrontaliers, qui vend des kWh et des capacités réseau dans un cadre où l’État compresse la facture finale via subventions.

2. Impact réel

Concrètement, l’empreinte carbone du système reste dominée par le fossile : la presse économique francophone rapporte qu’environ 97 % de l’électricité tunisienne a été produite à partir du gaz naturel en avril 2024, avec une part significative de gaz importé — le gaz algérien structurant l’approvisionnement (dépendance au gaz importé). À l’inverse, les gains sont aujourd’hui visibles côté renouvelable distribué et centralisé : la même synthèse ONEM note environ 400 MW de toitures photovoltaïques résidentielles et 70 MW en moyenne/haute tension à fin octobre 2025 (bilan électrique 2025), et la mise en service fin 2024 de la centrale d’AMEA Power à Kairouan — 120 MWc annoncés — est présentée avec un ordre de grandeur d’émissions évitées de 117 000 tonnes de CO₂ par an (centrale de Kairouan). L’objectif tunisien cité dans la presse — environ 35 % d’EnR d’ici 2030 — reste un benchmark national, distinct du cadre européen des PPE ou des fiches thématiques type ADEME, mais il cadre politiquement l’accélération solaire. Tant que le cœur du parc reste gazier, le « vert » du pays passe surtout par l’addition de MW renouvelables et par l’efficacité, pas par une mutation overnight du facteur d’émission moyen.

3. Innovations / partenariats

Sur le volet industrialisation solaire, l’actualité récente met en avant un PPA de 25 ans avec Scatec pour 120 MW à Sidi Bouzid II, avec un investissement de l’ordre de 87 M€ évoqué dans la presse spécialisée africaine (accord Scatec–STEG). Côté intégration régionale, le projet ELMED — interconnexion sous-marine Italie–Tunisie de 600 MW, coût total mentionné de l’ordre de 850 M€ et échéancier de travaux vers 2025–2028 dans les organes européens — place la STEG au centre d’un chantier d’infrastructure HVDC (ELMED, secrétaire d’État cité). La BERD, elle, a officialisé en juin 2024 un financement de 45 M€ à la STEG pour la portion tunisienne du câble ELMED (communiqué BERD). Par ailleurs, un prêt de 70 millions de dollars garanti par l’État pour financer l’import de gaz naturel est relayé par la presse économique tunisienne au second semestre 2025 (prêt gaz OTE) — signal que l’outillage financier du pays reste aussi « gaz » que « ligne sous-marine ».

4. Greenwashing / zones grises

Le risque n’est pas tant le slogan RSE que l’écart entre narration « transition » et structure de coûts : avec 4 000 MDT de créances clients annoncées en avril 2025 et une pratique d’endettement bancaire pour compenser des subventions étatiques tardives (40 % du coût évoqué par un responsable syndical relayé par la presse), la STEG finance son quotidien sur une combinaison de dette privée et de dette politique (créances et subventions). Dans le même temps, des synthèses médiatiques avancent un déficit cumulé d’environ 5 000 MDT depuis 2015, lié au coût du gaz importé (déficit structurel), et Webdo précise qu’à février 2025, 45 % des impayés STEG concernent le secteur public (administrations, ministères, EP) — autant de créances que l’État contrôle partiellement… en théorie (impayés secteur public). Afficher des centaines de MW solaires ou un câble « vert » sans résoudre ce triptyque tarif–subvention–recouvrement revient à empiler des actifs bas-carbone sur un bilan financier qui reste fossile dans ses flux de trésorerie. Aucun document CSRD ou « rapport universel » harmonisé UE n’a été identifié dans les sources consultées pour cette fiche ; la lecture prudentielle reste donc celle des rapports nationaux et de la presse économique.

5. Positionnement stratégique

La STEG se repositionne géographiquement : ELMED la rend actrice d’un couloir électrique euro-méditerranéen, tandis que les PPA solaires tentent de désynchroniser partiellement la croissance de la demande et la facture gazière. Dans un pays où la pointe a flirté avec 4 837 MW à fin octobre 2025 (–1 % sur un an) et où les ventes HT tirent la croissance industrielle (bilan électrique 2025), l’enjeu est double : sécuriser les volumes (import algérien, production nationale, EnR) et restaurer une solvabilité qui conditionne l’accès aux marchés de l’énergie et aux cofinancements multilatéraux.

Verdict WattsElse

La STEG avance sur deux fronts techniquement distincts — câble sous-marin et champs PV — mais reste financièrement accrochée au gaz et à la bienveillance budgétaire de l’État ; tant que les créances publiques ne rentrent pas, chaque annonce « solaire » porte l’ombre d’un kilowattheure encore payé, à terme, en dinars endettés.

Sources : steg.com.tn · steg.com.tn · steg.com.tn · webmanagercenter.com · agenceecofin.com · africanmanager.com · agenceecofin.com · eunews.it · ebrd.com · economie-tunisie.org · lapresse.tn · tunisienumerique.com · webdo.tn