Le 9 octobre 2026, la STEG a lancé l’appel d’offres international pour une centrale solaire de 50 MWac associée à un système de stockage par batteries de 10 MW / 20 MWh à Beni Mhira, dans le gouvernorat de Tataouine. Le projet est financé par la BERD et le Clean Technology Fund, et la BERD le présente comme le premier déploiement de stockage par batteries à l’échelle industrielle en Tunisie. Les offres sont attendues en décembre 2026.
Le même jour, un conseil ministériel restreint consacré au plan énergétique national a inscrit Beni Mhira parmi les priorités à court terme de la STEG, aux côtés du programme de batteries réseau de 300 MW / 600 MWh, des 200 MW de moteurs à gaz, de la troisième turbine à gaz de Borj El Amri et d’une centrale solaire de 200 MW avec 100 MWh de stockage, également à Tataouine. La batterie de Beni Mhira est modeste. Ce qu’elle va déterminer ne l’est pas.
Principales caractéristiques
| Maître d’ouvrage | STEG |
| Site | Beni Mhira, à environ 40 km de Tataouine, terrain plat |
| Centrale solaire | 50 MWac, modules bifaciaux |
| Batterie | 10 MW / 20 MWh lithium-ion (2 heures), avec BMS, PCS et gestion thermique |
| Raccordement | Poste 33/225 kV sur site, environ 1,2 km de ligne 225 kV jusqu’à la ligne Tataouine–Rouis |
| Production attendue | 118,6 GWh par an |
| Financement | Prêt BERD à garantie souveraine jusqu’à 30 M€ et prêt concessionnel de 20 M€ du programme mondial de stockage d’énergie du CTF, durée jusqu’à 18 ans |
| Contrat | Contrat unique clés en main conception-réalisation, FIDIC Livre Jaune |
| Délai de réalisation | 18 mois |
| Procédure | Appel d’offres international ouvert selon les règles de la BERD, publié sur ECEPP le 9 octobre 2026 |
| Date limite | Décembre 2026 |
La sécurité d’approvisionnement d’abord
Le gaz naturel a assuré environ 91 % de la production d’électricité tunisienne en 2024, et près de la moitié de ce gaz provient d’Algérie par un seul corridor. Les énergies renouvelables représentent près de 9 % de la production, pour un objectif de 35 % en 2030 que la Cheffe du Gouvernement a rappelé lors du conseil du 9 octobre. Chaque kilowattheure solaire que l’on peut stocker et restituer au moment où le système en a besoin est un kilowattheure de combustible importé qui n’est pas brûlé à la pointe.
La centrale devrait produire 118,6 GWh par an, soit un productible spécifique d’environ 2 372 kWh par kWac, et économiser près de 29 ktep de gaz naturel chaque année. Dans ce contexte, la batterie est un outil budgétaire et de sécurité d’approvisionnement avant d’être un outil climatique.
Des mégawatts à la flexibilité
Le sud tunisien dispose du soleil et du foncier. Ce qui lui manque, c’est la capacité d’acheminer cette énergie là où elle est demandée, au moment où elle l’est. La question n’est plus seulement d’ajouter de la puissance, mais de l’absorber : éviter l’écrêtement en milieu de journée, tenir la fréquence lorsqu’un nuage passe sur une grande centrale, reporter la production solaire vers la pointe du soir. La pointe de consommation a atteint 6 400 MW en juillet 2026, et le plan gouvernemental prévoit d’intégrer environ 300 MW de nouvelles capacités renouvelables avant l’été 2027.
Le stockage n’est qu’une moitié de la réponse. L’autre est le réseau : ELMED, la liaison HVDC de 600 MW vers l’Italie, et le renforcement des capacités de transit nord–sud pour les projets renouvelables du Sud. Beni Mhira se situe au point de rencontre des deux, avec son propre raccordement 225 kV à un peu plus d’un kilomètre de la ligne Tataouine–Rouis.
Les règles du jeu s’écrivent ici
La batterie est la plus petite partie de la centrale. Son importance tient à ce qui l’accompagne. Une assistance technique d’environ 4,2 M€ est associée au prêt, notamment pour aider la STEG à définir les exigences de raccordement et de conformité des BESS, les procédures de dispatching et de conduite en temps réel, et le cadre d’intégration des futurs stockages à grande échelle et des stockages de tiers.
Concrètement, les dispositions du code de réseau et les règles d’exploitation que devront respecter les projets de stockage privés se construisent autour de cette centrale. Et le stockage privé n’a rien d’hypothétique. La concession de Bazma, à Kébili, associe 300 MW de solaire à une batterie de 150 MW / 540 MWh, avec une remise des offres le 14 octobre 2026.
Les deux configurations diffèrent de façon révélatrice. Beni Mhira est une batterie de deux heures ; Bazma, une batterie de 3,6 heures. Le système le plus long est conçu pour déplacer l’énergie solaire vers la soirée, où la valeur tient au volume. Le plus court se rapproche d’un actif de services réseau. Un développeur qui conçoit aujourd’hui un stockage pour la Tunisie le conçoit selon des règles que Beni Mhira contribuera à fixer, et ceux qui suivront tôt les exigences en cours de définition à la STEG éviteront de reprendre leur conception plus tard.
Le financement concessionnel prend le premier risque
Les 20 M€ du programme mondial de stockage d’énergie du CTF servent à lever les obstacles de bancabilité propres à un premier projet de ce type et à réduire le coût actualisé de l’énergie produite. Avec une durée de 18 ans et une garantie souveraine, ils permettent à la STEG d’apprendre à raccorder, piloter et maintenir une batterie de grande taille avec un risque limité. Le premier projet est financé sur fonds publics pour que les suivants puissent l’être sur fonds privés.
Là où se joue la performance
La chaleur. Les températures estivales sur le site atteignent 45,4 °C, avec un maximum absolu de 48,5 °C relevé en juillet sur la période 2015–2025. Onduleurs, transformateurs et batteries sont spécifiés pour 50 °C. La marge est mince, et pour des cellules lithium-ion la conception thermique conditionne à la fois la capacité disponible et la durée de vie. Le surdimensionnement, la ventilation et la climatisation seront arrêtés en phase de conception.
L’eau. Le nettoyage des modules doit se faire à sec et ne doit pas puiser dans les nappes souterraines. En zone désertique, la stratégie d’exploitation-maintenance fait partie de la conception, elle ne s’ajoute pas à la réception.
Le vieillissement des batteries. Le BESS est assorti de garanties de performance et de disponibilité et d’une stratégie d’augmentation de capacité intégrée au cadre d’exploitation-maintenance. Les hypothèses de dégradation, le calendrier d’augmentation et les termes de garantie sont ce qui rend crédible le modèle économique d’une batterie.
Le prix sur la durée de vie. Les offres seront comparées sur un prix de l’énergie ajusté sur la durée de vie de la centrale, actualisé à 8 %, et non sur le seul coût de construction. Le productible et la performance à long terme pèsent autant que le capex. C’est un signal à retenir pour la manière dont les futurs appels d’offres tunisiens pourraient être évalués.
Les normes environnementales et sociales. Le projet est classé en catégorie B par la BERD. Son plan d’action couvre le bien-être des travailleurs en chaleur extrême, la concertation avec les riverains, des zones tampons archéologiques et la due diligence sur la chaîne d’approvisionnement des modules et des batteries.
Ce que cela signifie pour le marché
Développeurs et IPP : le stockage devient une composante standard de l’offre solaire en Tunisie. Il faut concevoir selon les règles de raccordement, de dispatching et de conformité que la STEG est en train d’écrire, et modéliser des durées plus longues.
Prêteurs et investisseurs : une batterie appelle sa propre due diligence technique : dégradation et augmentation, structure des garanties, conception thermique pour le désert et intégration au dispatching de la STEG.
Entreprises EPC et équipementiers : réaliser dans le sud tunisien suppose des équipements dimensionnés pour la chaleur, une maintenance avec nettoyage à sec, une gestion ESHS aux standards de la BERD et une interface locale fiable avec la STEG et les administrations.
Industrie tunisienne : chaque grande centrale solaire avec stockage crée une demande en génie civil, installation électrique, logistique et exploitation-maintenance sur la durée.
Points pratiques pour les soumissionnaires
L’appel d’offres se déroule sur la plateforme ECEPP de la BERD : l’inscription sur la plateforme est la première étape. Le contrat est un EPC unique sous FIDIC Livre Jaune, ce qui place sur l’entrepreneur la responsabilité de la conception de la centrale solaire, de la batterie et du poste ensemble, pour un délai de réalisation de 18 mois. La date limite est fixée en décembre 2026, mais elle peut être modifiée par avenant ; vérifiez la plateforme avant le dépôt final.
AIUS intervient comme partenaire technique local auprès de développeurs, d’intégrateurs et d’entreprises EPC internationaux en Tunisie et en Afrique du Nord, et propose la gestion d’offres (bid management), le conseil technique, la due diligence, la gestion de projet et la supervision de chantier jusqu’à la mise en service. Si vous préparez une offre pour cet appel d’offres, nous sommes à votre disposition pour en discuter.
