Le 4 septembre 2026, le Ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie a publié le résultat de l’évaluation des demandes reçues jusqu’au 30 juin 2026 dans le cadre du sixième round du régime des autorisations pour la production d’électricité photovoltaïque. 309 projets ont été retenus, pour une puissance cumulée de 455 MWc. Les porteurs sont invités à confirmer leurs informations auprès du Ministère ; les décisions elles-mêmes — les accords de principe — feront l’objet d’une annonce ultérieure.
Ce dernier point mérite d’être souligné, car il est facile à manquer : il s’agit d’une liste de projets retenus, non d’une attribution. Rien n’est encore autorisé, financé ni construit.
L’intérêt de cette publication ne réside pas dans le chiffre global, mais dans la structure du portefeuille, qui en dit long sur ce qui va suivre.
Ce qui a été retenu
Le round est composé presque exclusivement de très petits projets.
| Puissance unitaire | Projets | Puissance cumulée | Part de la puissance |
|---|---|---|---|
| 1 MWc | 187 | 187 MWc | 41,1 % |
| 2 MWc | 119 | 238 MWc | 52,3 % |
| 10 MWc | 3 | 30 MWc | 6,6 % |
| Total | 309 | 455 MWc | 100 % |
Le projet moyen pèse 1,47 MWc. Trois projets de 10 MWc constituent à eux seuls tout le haut de la distribution. Autrement dit, la Tunisie vient de retenir un portefeuille équivalent à une seule centrale de taille utilitaire, fractionné en 309 opérations distinctes, chacune appelant son propre foncier, son propre raccordement, son propre financement et son propre contrat de construction.
Où se situe la puissance
La concentration est marquée. Quatre gouvernorats portent plus de la moitié de la puissance.
| Gouvernorat | Projets | Puissance (MWc) | Part |
|---|---|---|---|
| Sidi Bouzid | 56 | 75 | 16,5 % |
| Gafsa | 51 | 71 | 15,6 % |
| Kébili | 37 | 62 | 13,6 % |
| Médenine | 39 | 47 | 10,3 % |
| Gabès | 11 | 42 | 9,2 % |
| Sfax | 23 | 32 | 7,0 % |
| Sousse | 19 | 25 | 5,5 % |
| Le Kef | 18 | 23 | 5,1 % |
| Kairouan | 12 | 18 | 4,0 % |
| Kasserine | 10 | 16 | 3,5 % |
| Tataouine | 10 | 14 | 3,1 % |
| Tozeur | 10 | 12 | 2,6 % |
| Autres gouvernorats | 13 | 18 | 4,0 % |
Cette concentration suit l’ensoleillement, la disponibilité et le coût du foncier, ce qui est rationnel. Elle signifie aussi qu’un grand nombre de projets distincts se disputent la capacité de raccordement dans les mêmes délégations. Les mêmes localités reviennent tout au long de la liste : Lassouda et Bir El Hafey à Sidi Bouzid, Douz à Kébili, Oued Rmal au Kef, Enfidha à Sousse, Zarzis à Médenine. Dix-neuf projets se trouvent dans le seul gouvernorat de Sousse, la plupart autour d’Enfidha.
Pourquoi le financement est la contrainte déterminante
Le régime des autorisations a été conçu pour ouvrir la production aux investisseurs privés tunisiens, et de ce point de vue il fonctionne. La conséquence est un portefeuille détenu très majoritairement par des personnes physiques et des groupements de personnes physiques, et non par des sociétés énergétiques disposant d’un bilan et d’une expérience du financement de projet.
Une centrale de 1 ou 2 MWc vendant à la STEG est en principe bancable. Le tarif est fixé, l’acheteur est l’opérateur national, la technologie est mature. La difficulté n’est pas économique. Elle tient à la chaîne documentaire exigée par un prêteur avant tout décaissement, et au fait que les banques tunisiennes prêtent contre des sûretés et des engagements du promoteur plutôt que contre les flux de trésorerie du projet.
Concrètement, un porteur doit réunir, avant bouclage financier : un foncier sécurisé par un titre propre ou un bail enregistré, un accord préliminaire de raccordement STEG, l’autorisation environnementale, un contrat EPC bancable assorti de garanties de performance et de disponibilité, une évaluation du productible vérifiée de manière indépendante, un modèle de coûts d’exploitation qui résiste à l’examen, et des fonds propres réellement disponibles et non simplement annoncés. Chaque élément pris isolément est simple. Assemblée par quelqu’un qui le fait pour la première fois, sur un projet trop petit pour absorber confortablement des honoraires de conseil, la chaîne est précisément l’endroit où les projets s’enlisent.
L’effet de taille aggrave la difficulté. À 1 MWc, les coûts fixes de développement — études, juridique, montage bancaire, vérification technique — se répartissent sur un actif très réduit. C’est exactement pour cette raison que l’agrégation compte : un prêteur ou un fonds qui instruit trente projets similaires selon un référentiel technique commun supporte une fraction du coût unitaire d’une instruction au cas par cas.
Pourquoi l’exécution est la seconde contrainte
Supposons le financement résolu. Il faut alors construire 309 centrales, largement dans les mêmes régions, en mobilisant le même vivier de contractants EPC locaux, la même chaîne d’approvisionnement en équipements importés et les mêmes équipes régionales de la STEG pour le raccordement et la mise en service.
Plusieurs pressions se cumulent. Les autorisations sont assorties de délais de validité : le porteur construit contre une échéance plutôt qu’en fonction de sa maturité réelle. La capacité d’accueil du réseau dans les délégations concentrées est finie, et les études de raccordement sont séquentielles : l’ordre de dépôt pèse davantage que le mérite propre de chaque projet. Les contrats EPC de petite taille comportent rarement les garanties qui protégeraient un maître d’ouvrage novice contre la sous-performance ou le retard. Enfin, la qualité varie fortement lorsque de nombreux petits marchés sont attribués rapidement au seul critère du prix.
L’issue prévisible est qu’une part significative de ces 455 MWc ne sera pas mise en service dans la fenêtre attendue, et qu’une autre part sera mise en service mais produira en deçà du productible retenu dans le plan de financement. Aucune de ces deux défaillances n’est un problème de technologie. Toutes deux sont des problèmes de capacité du maître d’ouvrage.
Ce qu’il faut suivre
Les accords de principe n’ont pas été délivrés. Tant qu’ils ne le sont pas, aucun projet ne repose sur une base réglementaire ferme. Au-delà, la séquence des accords de raccordement STEG dans les délégations concentrées déterminera quels projets avancent réellement, et les conditions auxquelles les banques tunisiennes prêteront à des promoteurs mono-actif et primo-accédants détermineront combien atteindront le bouclage financier.
On relèvera également que la liste publiée numérote les projets de 1 à 344 tout en comptant 309 entrées. Trente-cinq numéros n’y figurent pas. Le Ministère n’en indique pas le motif, et aucune conclusion ne doit en être tirée.
Sources
Ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, Résultat de l’évaluation des demandes relatives aux projets de production d’énergie solaire photovoltaïque dans le cadre du sixième round du régime des autorisations, annonce du 4 septembre 2026, et liste annexée des projets retenus (PDF, 17 pages). Les chiffres de puissance et de répartition présentés ici sont agrégés par AIUS à partir de cette liste. Cadre réglementaire : loi n° 2015-12 du 11 mai 2015 et décret n° 1123 du 24 août 2016.
AIUS assure la gestion de projet et la supervision de construction des centrales solaires sous le régime des autorisations, accompagne les porteurs dans la constitution du dossier technique et financier exigé par les prêteurs, et intervient comme conseil technique indépendant auprès des prêteurs et des fonds instruisant des portefeuilles de tels projets. Si vous détenez un projet retenu dans ce round, ou si vous en évaluez plusieurs, nous sommes disponibles pour en discuter.
