À l'aube du mardi 28 avril 2026, la présidence de la République annonce, par un communiqué bref, la fin des fonctions de Fatma Thabet Chiboub, ministre de l'Industrie, des Mines et de l'Énergie. Quelques heures plus tard, l'Assemblée des représentants du peuple ouvre la séance plénière la plus longue de la législature en cours.

Près de huit heures de débats sont consacrées à cinq projets de loi numérotés 01/2026 à 05/2026, déposés par la présidence en janvier précédent et portant approbation de cinq conventions de concession pour la production d'électricité photovoltaïque1. Les sites concernés — El Khobna et Mezzouna dans le gouvernorat de Sidi Bouzid, El Ksar et Segdoud à Gafsa, Menzel Habib à Gabès — totalisent une capacité installée d'environ 598 MW pour un investissement de l'ordre de 1,64 milliard de dinars et une production annuelle attendue d'environ 1 500 GWh2. En fin de journée, les cinq textes sont adoptés, avec des majorités cumulées proches de 362 voix favorables, 160 défavorables et 44 abstentions sur l'ensemble des cinq scrutins.

Zenith Energy

Mais, quatorze jours avant le limogeage de la ministre, le 14 avril 2026, une correspondance officielle adressée par les autorités tunisiennes à la société Zenith Energy — révélée publiquement par celle-ci — reconnaît par écrit la propriété de l'investisseur sur certaines concessions pétrolières (notamment Robbana et El Bibane) ainsi que sur des volumes de pétrole extraits et stockési. Cette correspondance intervient alors que le contentieux opposant Zenith Energy à la République tunisienne devant le Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (CIRDI, affaire ARB/23/18) est entré dans sa phase décisive : les audiences finales s'ouvrent à Washington le 20 avril 2026, sur des prétentions financières qui ont progressé, depuis le dépôt initial, jusqu'à un ordre de grandeur voisin de 640 millions de dollarsii.

L'enjeu juridique de cette reconnaissance écrite est substantiel : en validant la propriété de l'investisseur sur les actifs litigieux, l'État tunisien fragilise la ligne de défense qu'il pouvait opposer à la qualification d'expropriation indirecte. Une partie de la doctrine économique et juridique tunisienne — notamment dans les analyses publiques de Moktar Lamari et les travaux d'investigation de la plateforme Ba7ath — y voit un facteur d'aggravation possible de l'exposition financière de l'État, dont l'identification précise des signataires reste à établiriii.

Les faits documentés sont les suivants : la correspondance du 14 avril ; l'ouverture des audiences CIRDI le 20 avril ; le limogeage présidentiel le 28 avril à 4 h 39 ; le vote des cinq conventions photovoltaïques le même jour ; le départ du directeur général de l'Électricité et des Énergies renouvelables, Belhassen Chiboub, le 6 mai. Le lien causal entre ces événements n'a pas été établi officiellement.

La logique de l'enchaînement mérite réflexion : une ministre est démise pour avoir porté un dossier que la présidence elle-même avait initié quatre mois plus tôt et qui sera ratifié le soir même par la majorité parlementaire acquise au chef de l'État. Le 6 mai suivant, le directeur général de l'Électricité et des Énergies renouvelables, Belhassen Chiboub, est à son tour démis. Les exécutants sont remplacés ; la politique est maintenue ; le texte est adopté ; le débat est déplacé. Ceci renvoie au registre de légitimité du régime de Saïed mais demeure contradictoire.

Sa présidence s'est construite, depuis son coup de force de juillet 2021, sur un registre souverainiste explicitement opposé à toute privatisation des ressources nationales. Or, ce sont ses propres services qui ont déposé les cinq projets de loi instituant des concessions solaires en Tunisie de vingt-cinq ans à des opérateurs majoritairement étrangers.

Lorsque la fronde a émergé, elle est venue d'élus se réclamant du même registre souverainiste — plaçant la présidence dans la position inhabituelle de devoir défendre, contre une partie de sa propre base rhétorique, un dossier que ses partisans dénonçaient. La sortie a pris la forme classique en contexte autoritaire du fusible ministériel qui saute pour éviter une montée en généralité politique des griefs.

Les conventions s'inscrivent dans le régime instauré par la loi n° 2015-12 du 11 mai 2015 relative à la production d'électricité à partir des énergies renouvelables, qui distingue trois modalités : l'autoproduction, le régime des autorisations (jusqu'à 10 MW pour le solaire) et le régime des concessions solaires en Tunisie au-delà de ce seuil4.

Le mécanisme retenu pour les cinq centrales relève du modèle international du Independent Power Producer (IPP). Un développeur privé — généralement un consortium incluant des acteurs internationaux — finance, construit, exploite et entretient l'installation pendant vingt-cinq ans, dans le cadre d'un Power Purchase Agreement qui fait de la Société tunisienne de l'électricité et du gaz (STEG) l'acheteur unique de l'électricité produite. À l'expiration de la concession, les équipements sont soit transférés à l'État, soit démantelés, selon les modalités précisées dans chaque convention.

Trois clarifications nécessaires

Trois points méritent d'être établis avec précision, parce qu'ils ont structuré la controverse et qu'ils ont été massivement déformés dans le débat public.

Premièrement, le foncier ne change pas de mains. Les sites demeurent domaine de l'État ; ils sont mis à disposition par un accord d'occupation temporaire dont la durée coïncide avec celle de la concession. Le précédent du décret-loi n° 2021-20 du 22 décembre 2021 portant approbation de la convention de Borj Bourguiba, intégralement publié au Journal officiel, fournit l'architecture-type de ces accords5.

Deuxièmement, l'électricité produite est intégralement injectée dans le réseau national. L'exportation directe n'est pas autorisée pour les centrales sous concession adossées au PPA STEG, comme l'a confirmé le ministre de l'Économie et de la Planification lors de l'audition devant le Conseil national des régions et des districts du 4 mai 20266. La logique de destination domestique est donc, contractuellement, respectée pour ces cinq projets.

Troisièmement, l'arbitrage international ne constitue pas la voie principale de règlement des litiges. Les conventions stipulent que le droit applicable est le droit tunisien et que les juridictions tunisiennes sont compétentes en première instance. Le recours à l'arbitrage international n'intervient qu'à titre subsidiaire, dans les cas où la nature internationale du financement le requiert. Cette architecture est la norme universelle pour les projets adossés à des bailleurs comme la BERD, l'IFC ou la MIGA. Refuser cette clause reviendrait, en pratique, à refuser les financements concessionnels qui rendent les projets économiquement viables.

Le tarif et son interprétation

Le coût de production annoncé pour le kilowattheure se situe entre 100 et 112 millimes, soit environ 0,032 à 0,036 euro/kWh — chiffre publiquement défendu par le secrétaire d'État chargé de la Transition énergétique lors de la même audition7. Cet ordre de grandeur est le critère décisif pour évaluer la rationalité économique des contrats. Il se compare favorablement au coût marginal du kilowattheure produit à partir de gaz importé, libellé en devises et soumis à la volatilité des marchés internationaux. Il se situe par ailleurs dans la fourchette du Levelized Cost of Electricity solaire mondial, dont l'IRENA établit la moyenne pondérée à 0,043 dollar/kWh en 20248 — légèrement au-dessus, ce qui reflète la prime de risque souverain tunisienne et l'absence de pression concurrentielle des enchères inversées.

Les arguments mobilisés se déploient sur quatre registres distincts dont la solidité diffère substantiellement.

Le premier registre est celui de l'analogie pétrolière. Les concessions solaires en Tunisie seraient assimilables à un « colonialisme énergétique » dans lequel un acteur étranger viendrait extraire une richesse nationale — ici le soleil. La puissance évocatrice de cette analogie tient à la mémoire qu'elle réveille : celle des concessions pétrolières des années 1950-1970 et des contrats inégaux qui les accompagnaient. Sa solidité logique, en revanche, est faible. Le pétrole et le gaz constituent des stocks finis localisés dans un sous-sol dont le droit minier régit la propriété. Le soleil est un flux inépuisable. Ce qui est valorisé par une centrale photovoltaïque n'est pas une ressource extraite mais un service de production électrique injecté dans le réseau national. La distinction n'est pas de pure sémantique : elle oriente le régime juridique applicable et la nature du rapport entre l'État et l'investisseur.

Le deuxième registre concerne les avantages fiscaux et fonciers consentis aux concessionnaires. Cette critique est partiellement recevable d'un point de vue souverainiste : la loi 2015-12 et ses textes d'application accordent aux investisseurs des exonérations significatives dont le calibrage mérite un examen rigoureux. La question pertinente n'est cependant pas de savoir s'il convient d'accorder des avantages — toutes les juridictions ayant réussi leur décollage solaire l'ont fait — mais comment les calibrer, contre quels engagements de contenu local, de transfert de compétences et de retombées régionales. Sur ce terrain, le débat ne s'est jamais véritablement déplacé.

Le troisième registre est celui du contenu local. Plusieurs voix syndicales, notamment au sein de la Fédération générale de l'électricité et du gaz, ont déploré que la conception même des appels d'offres favorise mécaniquement les groupes internationaux disposant de la profondeur de bilan nécessaire — Scatec, AMEA Power, TAQA Power, Qair et autres. Cette critique est la plus solide des quatre, et elle a paradoxalement été étouffée par la saturation symbolique du débat. Elle pointe une réalité structurelle : la Tunisie ne dispose pas d'industrie photovoltaïque amont — pas de fabrication de cellules ou de modules à l'échelle nationale — ni d'écosystème EPC suffisamment mûr pour porter des projets de plus de 100 MW. Les retombées domestiques se limitent au génie civil, à la maintenance et à un volume restreint d'emplois techniques. Cette faiblesse est réelle ; elle ne sera pas comblée par des slogans, mais elle aurait dû orienter la négociation des clauses.

Le quatrième registre est politico-symbolique. Le mot souveraineté occupe en Tunisie une place cardinale. Il renvoie aux thématiques anticoloniales et anti-impérialistes de la lutte de libération nationale à la dénonciation du programme d'ajustement structurel du FMI de 1986.

Or, en un sens, la souveraineté d'un État se mesure d'abord à sa capacité à financer ses politiques publiques, à réduire ses dépendances structurelles et à négocier ses contrats internationaux dans des conditions qu'il maîtrise. À ce titre, un pays comme la Tunisie qui importe 65 % de son énergie primaire et qui supporte près de 3 milliards d'euros de déficit énergétique annuel ne dispose pas, en pratique, des leviers lui permettant de rendre sa souveraineté non négociable.

Les chiffres officiels du ministère de l'Énergie, repris par la Banque mondiale dans le programme TEREG, sont sans appel. La production primaire d'énergie est tombée de 8,3 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) en 2010 à environ 3,4 Mtep en 2025, alors que la consommation s'est stabilisée autour de 9,7 Mtep9.

Le déficit énergétique, marginal au début des années 2000, atteint désormais 65 %. Plus de 90 % de l'électricité tunisienne est encore produite à partir de gaz naturel, dont une part majoritaire est importée, principalement via le gazoduc TransMed depuis l'Algérie10. En 2025, le déficit commercial énergétique a atteint près de 11 milliards de dinars ; les subventions aux carburants et à l'électricité ont franchi les 7 milliards de dinars, soit un montant supérieur aux budgets cumulés de plusieurs ministères régaliens.

Dans cette configuration, refuser des projets capables de produire 1 500 GWh par an à 100-112 millimes le kWh prolongerait mécaniquement une dépendance plus coûteuse et plus carbonée. La question pertinente n'est donc pas s'il faut s'engager dans le solaire à grande échelle, mais selon quelles modalités, à quelles conditions, et avec quels filets de protection.

La fragilité structurelle de l'opérateur historique

En outre, la STEG cumule trois faiblesses dont chacune suffirait à invalider l'option d'un financement intégralement public des projets. Son parc thermique vieillissant requiert un renouvellement coûteux. Ses créances impayées massives — notamment de la part d'établissements publics tels que les complexes sidérurgiques et chimiques — ont fait l'objet d'opérations répétées de rééchelonnement. Sa dette est en partie détenue par l'État lui-même, ce qui crée une situation circulaire où le débiteur principal est aussi le tuteur. Demander à cette entité de financer sur fonds propres ou par emprunt souverain l'équivalent de 1,64 milliard de dinars pour les seuls cinq projets en discussion excéderait les capacités de bilan de l'entreprise. Le recours aux IPP n'est par conséquent pas un choix idéologique pro-marché : c'est une contrainte de bilan reconnue par l'ensemble des bailleurs accompagnant la transition énergétique tunisienne.

L'architecture financière multilatérale

Enfin, la Banque mondiale a approuvé en novembre 2025 un programme de 430 millions de dollars dédié à la transformation énergétique tunisienne, dénommé TEREG (Tunisia Energy Reform and Green Growth), explicitement conçu pour mobiliser 2,8 milliards de dollars d'investissement privé et ajouter 2,8 GW de capacité solaire et éolienne d'ici 202811. La MIGA a accordé 23,5 millions de dollars de garantie quasi-equity à AMEA Power pour la première grande centrale solaire privée du pays, à Kairouan12. La BERD a financé la centrale de Qair à El Khobna à hauteur de 37 millions d'euros et examine un prêt de 40 millions d'euros à la STEG pour un projet solaire avec stockage13. Cette architecture financière n'est pas un détail technique : elle conditionne la faisabilité même des projets, et elle requiert les clauses d'arbitrage international que les détracteurs dénoncent. Les deux éléments forment système ; ils ne peuvent être dissociés sans compromettre l'ensemble.

Une controverse sur la nationalité du capital ne prend son sens que rapportée à la valeur de la ressource en cause. L'ordre de grandeur du gisement solaire tunisien, rarement explicité dans le débat public, mérite ainsi d'être posé.

Selon le Global Solar Atlas développé par Solargis pour le Groupe de la Banque mondiale, l'irradiation horizontale globale (GHI) en Tunisie varie de 1 800 kWh/m²/an dans le nord-ouest à plus de 2 200 kWh/m²/an dans le sud — régions de Tozeur, Kébili, Tataouine — avec une irradiation directe normale (DNI) qui dépasse 2 400 kWh/m²/an dans le sud désertique14. À titre de comparaison, l'Allemagne — qui a longtemps mené la course mondiale du photovoltaïque — plafonne autour de 1 200 kWh/m²/an. Un mégawatt installé à Tozeur produit ainsi environ 1,7 fois plus d'énergie qu'à Munich pour un investissement initial comparable. La Tunisie bénéficie en outre de plus de 3 000 heures d'ensoleillement annuel, l'un des meilleurs ratios du bassin méditerranéen.

L'IRENA, dans son rapport Renewables Readiness Assessment: The Republic of Tunisia publié en 2021, évalue le potentiel technique solaire tunisien à plusieurs dizaines de gigawatts, soit un ordre de grandeur supérieur à la consommation électrique nationale de pointe15. La Banque mondiale, dans sa fiche-pays sur la transition énergétique tunisienne, chiffre le potentiel combiné solaire et éolien à environ 320 GW, à comparer à une demande de pointe nationale qui n'excède pas 5 GW16. Concrètement, en mobilisant moins de 1 % du territoire — typiquement sur des terres dégradées du sud — la Tunisie pourrait techniquement installer plus de capacité que son propre marché ne peut absorber.

C'est cette asymétrie qui ouvre l'horizon stratégique de l'exportation. Le projet ELMED, mené conjointement par la STEG et l'opérateur italien Terna, prévoit la pose d'un câble HVDC sous-marin de 600 MW reliant Mlaabi (Cap Bon) à Partanna (Sicile), pour un coût total estimé autour de 850 millions d'euros, dont 307 millions financés par l'Union européenne via le Mécanisme pour l'interconnexion en Europe17. Le contrat de fourniture du câble lui-même, attribué à Prysmian fin 2025, représente environ 532 millions de dollars. La mise en service est anticipée à l'horizon 2028-2030. Au-delà, la stratégie nationale pour l'hydrogène vert adoptée par le ministère de l'Industrie, des Mines et de l'Énergie vise à faire de la Tunisie un exportateur net de plus de 6 millions de tonnes d'hydrogène vert par an vers l'Union européenne d'ici 205018.

L'enjeu réel des cinq conventions d'avril 2026 dépasse, par conséquent, le complément marginal au mix électrique. Ces contrats constituent la première brique vérifiable d'une trajectoire qui peut, conduite avec discernement, faire de la Tunisie l'un des trois ou quatre exportateurs majeurs d'électricité décarbonée de la rive sud de la Méditerranée d'ici 2040 — au même rang que le Maroc et l'Égypte, en avance sur l'Algérie et la Libye. C'est cet horizon, et non la nationalité de tel actionnaire d'une centrale de Sidi Bouzid, qui aurait mérité d'occuper le débat parlementaire.

Pour évaluer le choix tunisien, il convient de le situer dans un paysage comparatif. Trois cas voisins éclairent par contraste les forces et les faiblesses du modèle qui se met en place.

Le Maroc et l'institution stratège

Le Maroc a fait, dès 2010, le choix d'une architecture institutionnelle dédiée. La loi 13-09 a libéralisé la production d'électricité renouvelable ; la même année, l'Agence marocaine pour l'énergie durable (MASEN) a été créée comme acheteur stratège distinct de l'opérateur historique ONEE19. MASEN négocie les PPA, structure les appels d'offres, impose des taux de contenu local progressifs — passés de 35 % à 60 % sur la période 2013-2020 — et porte l'expertise technique permanente que requiert un programme de plusieurs gigawatts. Le complexe Noor Ouarzazate (580 MW), s'il s'est révélé plus coûteux que prévu en raison du choix technologique du solaire à concentration, a démontré la capacité d'un État sud-méditerranéen à structurer des projets complexes sans céder le pilotage. Le Maroc a depuis basculé vers le photovoltaïque et l'éolien, avec des tarifs lauréats désormais comparables aux meilleurs niveaux mondiaux. La Tunisie ne dispose pas, à ce jour, d'équivalent fonctionnel de MASEN ; cette absence constitue probablement le déficit institutionnel le plus structurant du dossier.

L'Égypte et l'effet de cluster

L'Égypte illustre la puissance des appels d'offres standardisés à grande échelle. Le complexe de Benban (1,5 GW, mis en service en 2019) regroupe sur un même site 32 développeurs et plus de 40 centrales, avec une infrastructure mutualisée par l'État20. En agrégeant la demande et en mutualisant les coûts de raccordement et d'expertise contractuelle, l'Égypte a comprimé les coûts unitaires, attiré une concurrence intense et créé un effet de cluster industriel qui alimente aujourd'hui sa stratégie d'hydrogène vert. La Tunisie procède au contraire par projets isolés négociés un par un — méthode qui ralentit les délais, dilue le pouvoir de négociation et empêche l'émergence d'un écosystème.

La Jordanie et la discipline des enchères

La Jordanie offre la démonstration la plus probante de la vertu des enchères inversées récurrentes. Selon les analyses des bailleurs ayant accompagné le programme, la moyenne des quatre meilleurs tarifs lauréats du round 2 s'est établie à plus de 50 % en dessous des tarifs du round 121. En passant méthodiquement du gré à gré aux enchères compétitives répétées, la Jordanie a non seulement comprimé ses coûts mais aussi forgé une crédibilité contractuelle qui attire désormais des fonds d'investissement de premier plan. Le mécanisme tunisien actuel — concessions négociées au cas par cas et ratifiées par voie législative — est l'antithèse de ce modèle. Il introduit une discrétion politique qui nourrit, paradoxalement, les soupçons mêmes qui ont alimenté la controverse souverainiste d'avril 2026.

L'évaluation des cinq conventions ne se réduit pas à un verdict binaire. Elle commande de tenir simultanément trois propositions qui peuvent paraître contradictoires mais qui sont en réalité étagées.

D'un point de vue strictement économique et énergétique, la nécessité des projets ne fait pas débat sérieux. Le tarif annoncé entre 100 et 112 millimes/kWh se situe dans une fourchette compétitive — pas exceptionnelle, mais correcte pour un premier round négocié hors enchères inversées et dans un contexte de prime de risque souverain. Au regard du coût marginal du kilowattheure tunisien actuel — produit majoritairement à partir de gaz importé libellé en devises — ces conventions ne constituent pas une concession aux investisseurs étrangers : elles constituent un instrument de réduction du déficit énergétique structurel.

D'un point de vue stratégique, en revanche, le constat est plus mitigé. Ces contrats arrivent avec une décennie de retard sur les voisins. Le Maroc a promulgué sa loi-cadre en 2010, l'Égypte a lancé Benban en 2017-2019, la Jordanie a déployé deux rounds d'enchères avant 2018. La Tunisie, qui dispose objectivement du meilleur ratio gisement / proximité du marché européen de toute la région MENA hors Sahara algérien, signe ses premières grandes concessions photovoltaïques entre 2023 et 2026, dans une position de faiblesse négociatrice : urgence budgétaire, pression implicite des bailleurs, perte de crédibilité accumulée par les rounds avortés des années 2017-2020. Une part de ce différentiel est irrécupérable.

D'un point de vue institutionnel enfin, ces conventions sont symptomatiques d'une faiblesse de l'État stratège. À gisement comparable, le Maroc obtient davantage de retombées locales, l'Égypte mobilise davantage de capital institutionnel concessionnel, la Jordanie comprime davantage les tarifs. La Tunisie signe des contrats sans avoir construit l'écosystème industriel ni la doctrine d'enchères qui auraient permis d'en tirer le rendement maximal. La phase qui s'ouvre — celle des 1,7 GW supplémentaires déjà annoncés et des 2,8 GW additionnels que le programme TEREG entend financer d'ici 2028 — doit corriger ce déséquilibre, faute de quoi la transition énergétique tunisienne reproduira sur le solaire un schéma déjà connu sur le phosphate et sur le gaz : extraction de la valeur sans formation d'écosystème, recettes captées au centre sans ruissellement vers les régions productrices.

Quatre éléments absents du débat parlementaire structurent silencieusement le dossier.

Premier élément : le calendrier macro-financier. La Tunisie négocie depuis fin 2024 un nouveau cadre de coopération avec ses bailleurs internationaux. Le programme TEREG de la Banque mondiale, approuvé en novembre 2025 pour 430 millions de dollars sur une maturité exceptionnelle de 43 ans, comporte des conditionnalités implicites concernant l'ouverture du secteur énergétique et la rationalisation des subventions23. Le calendrier du vote des cinq conventions, quelques mois avant les revues prévues, n'est probablement pas fortuit. La présidence aurait-elle eu besoin d'un signal d'ouverture aux marchés et aux bailleurs, tout en préservant son discours souverainiste interne ? Le limogeage ministériel a constitué le coût politique de cette double exigence.

Deuxième élément : la géographie politique des centrales. Les cinq sites — El Khobna, Mezzouna, El Ksar, Segdoud, Menzel Habib — sont tous situés dans des gouvernorats du centre-ouest et du sud-est, c'est-à-dire dans les régions les plus marginalisées du développement tunisien depuis l'indépendance. Sidi Bouzid demeure la sentinelle symbolique du déclassement régional depuis le déclenchement de la Révolution en décembre 2010. Gafsa concentre la mémoire des révoltes du bassin minier de 2008. Gabès est l'emblème des dégâts environnementaux du complexe chimique. Le choix de ces trois gouvernorats pour l'implantation des premières grandes centrales photovoltaïques, sans articulation explicite avec une stratégie de retombées locales, est doublement révélateur : du potentiel solaire réel de ces zones, mais aussi de l'attention insuffisante portée, à ce stade, aux exigences de justice territoriale. À la lecture des rapports parlementaires, aucune des cinq conventions n'inclut de clause obligeant l'investisseur à un quota d'emploi local contraignant, à un fonds de développement régional alimenté par les revenus d'exploitation, ou à une participation actionnariale réservée aux collectivités locales — tous mécanismes existants au Maroc, au Chili (royalty minière régionale) ou au Texas (rentes éoliennes affectées aux écoles de comté).

Troisième élément : l'absence du débat technique sur le réseau. Une centrale photovoltaïque produit lorsqu'il fait jour ; la pointe de consommation tunisienne est désormais double — diurne en été (climatisation) et nocturne (éclairage et cuisson). Sans investissement parallèle dans le stockage par batteries (BESS), le pompage hydraulique (STEP) ou les interconnexions, l'injection massive de solaire intermittent peut déstabiliser un réseau déjà fragile. C'est précisément pourquoi la BERD finance, en parallèle des concessions IPP, des projets STEG combinant solaire et batteries — comme le projet El-Medina pour 50 MW solaires et stockage, soutenu à hauteur de 40 millions d'euros24. Aucun parlementaire, ni dans le camp souverainiste ni dans celui des partisans, n'a véritablement soulevé cette question lors du débat. La controverse a porté sur la nationalité du capital, jamais sur la physique du réseau.

Quatrième élément : le silence sur l'autoconsommation. Le cadre tunisien existant, hérité de la loi 2009-7 et de la loi 2015-12, permet l'autoproduction décentralisée en basse, moyenne et haute tension. Le programme PROSOL Elec et son extension PROSOL Elec Économique visent à équiper plusieurs dizaines de milliers de foyers. Pourtant, la part du résidentiel et de la petite industrie dans le mix solaire tunisien reste marginale, alors qu'à elle seule elle pourrait couvrir une fraction substantielle des besoins de pointe diurnes sans aucune concession à un opérateur étranger. C'est sur ce terrain que se trouverait la véritable souveraineté énergétique distribuée — chaque toit transformé en actif productif, chaque ménage en mini-souverain — et c'est précisément ce dont les détracteurs des cinq conventions n'ont jamais véritablement parlé.

Si ces cinq concessions solaires en Tunisie sont, dans le cadre actuel, un moindre mal nécessaire, il reste légitime d'interroger le contrefactuel. Quatre orientations institutionnelles auraient sans doute été en mesure de changer l'équation.

La première aurait consisté à créer un acheteur stratège distinct de l'opérateur réseau, sur le modèle de MASEN. Une Agence tunisienne des énergies renouvelables, dotée d'une équipe technique permanente, d'un mandat clair et d'une indépendance opérationnelle, aurait pu structurer des appels d'offres compétitifs agrégés, négocier des PPA standardisés et imposer des clauses de contenu local progressives. La STEG, déchargée de ce rôle, se serait concentrée sur le réseau et le dispatching. La confusion actuelle des rôles — la STEG est à la fois opérateur, acheteur, financeur partiel et juge dans l'évaluation des offres — constitue un défaut structurel que la prochaine vague de concessions solaires en Tunisie devra corriger.

La deuxième aurait consisté à substituer aux ratifications législatives au cas par cas un dispositif d'enchères inversées récurrentes. La méthode jordanienne — rounds successifs avec plafonds tarifaires décroissants — aurait probablement permis d'obtenir des kilowattheures à 80-90 millimes plutôt qu'à 100-112, soit un gain de 10 à 15 % sur 25 ans. Sur 1,5 TWh annuel, cela représente plusieurs dizaines de millions de dinars d'économies cumulées pour la STEG, et donc, à terme, pour le contribuable tunisien.

La troisième aurait consisté à imposer un contenu local progressif et un fonds régional. Une clause obligeant les concessionnaires à sous-traiter au moins 30 % de la valeur EPC à des entreprises tunisiennes, à former un quota d'ingénieurs et techniciens locaux, et à abonder un fonds de développement régional à hauteur de 1 à 2 % du chiffre d'affaires aurait transformé ces projets en outils de développement territorial. Le silence des conventions actuelles sur ces points constitue l'angle mort majeur du dossier — et c'est précisément la critique qui aurait mérité d'être réellement débattue.

La quatrième aurait consisté à adosser à chaque grande concession solaire en Tunisie un programme parallèle d'autoconsommation décentralisée et de stockage dans les mêmes gouvernorats. Cet équilibre — concession utility-scale d'un côté, autoconsommation de masse de l'autre — aurait à la fois techniquement fiabilisé le réseau et politiquement neutralisé l'argument du bradage, en démontrant qu'à chaque mégawatt concédé correspond un mégawatt distribué. C'est précisément la combinaison que recommande l'IRENA dans son Renewables Readiness Assessment depuis 202125.

La séquence d'avril-mai 2026 ne doit pas être lue comme un point final mais comme un avertissement opérationnel. Trois chantiers gagneraient à être conduits sans délai pour que les rounds futurs ne reproduisent pas la même configuration.

Le premier chantier est réglementaire et institutionnel. La loi 2015-12, utile à son époque, doit être révisée pour clarifier la gouvernance, séparer les fonctions d'opérateur et de régulateur, doter le secteur d'une autorité de régulation indépendante (modèle de l'ANRE marocaine ou de l'EgyptERA) et codifier des clauses-types de PPA publiquement accessibles. La transparence des contrats — non leur secret — est la meilleure protection contre les soupçons de sous-évaluation. Les indicateurs RISE de l'ESMAP fournissent une feuille de route directement opérationnelle pour identifier les vingt à trente réformes prioritaires26.

Le deuxième chantier est industriel et social. Une politique d'intégration locale doit être bâtie comme un mécanisme et non comme un slogan : seuils minimaux de contenu local indexés sur l'avancement de l'écosystème, financement de centres de formation technique (l'École nationale d'ingénieurs de Tunis, l'École polytechnique de Tunisie, le réseau des ISET pourraient héberger des cursus dédiés), incitations fiscales ciblées sur la fabrication locale d'onduleurs, de structures de support et — si le marché atteint la taille critique — sur l'assemblage de modules. Le Maroc, l'Inde et la Turquie ont tous emprunté cette voie ; aucun ne l'a regretté.

Le troisième chantier est fiscal et redistributif. La justice sociale, dans ce dossier, ne se décrète pas : elle se finance. Une fraction des recettes générées par les concessions solaires en Tunisie — au titre des redevances foncières et des taxes spécifiques — doit alimenter un fonds régional dédié aux gouvernorats hôtes. Ce mécanisme existe au Chili, au Texas, en Norvège et en Alberta. Sans lui, les centrales photovoltaïques risquent de reproduire la géographie de la valeur qui a nourri le sentiment de déclassement régional depuis 2011 — laquelle constitue, paradoxalement, la véritable matière inflammable que la controverse souverainiste a dissimulée plutôt que désamorcée.

La justice sociale, dans le solaire tunisien, se mesure à trois aulnes concrètes que la controverse d'avril 2026 a empêché de poser.

Le premier critère est le tarif final pour le consommateur. Si les concessions solaires en Tunisie permettent réellement de produire à 100-112 millimes le kWh, la STEG doit répercuter cette baisse — au moins partiellement — sur les tarifs résidentiels et sur les industries électro-intensives qui portent l'emploi formel du pays. Si les économies sont entièrement absorbées par le service de la dette publique de la STEG ou par la résorption des subventions, la transition aura accouché d'une rente sans rendement social. Cette répercussion doit être contractuellement liée à la mise en service des centrales et auditée publiquement par une autorité indépendante.

Le deuxième critère est l'accès des ménages à l'autoconsommation. Le programme PROSOL Elec Économique constitue une avancée, mais sa cible — quelques dizaines de milliers de foyers — reste marginale face aux trois millions de ménages tunisiens. Un plan « un million de toits solaires » à l'horizon 2032, financé par un fonds vert combinant abondement public, financement bancaire à taux bonifié et mobilisation des transferts de la diaspora, constituerait la véritable démocratisation du soleil : celle qui transforme chaque toit en actif productif et chaque facture STEG en investissement plutôt qu'en charge.

Le troisième critère est la captation territoriale de la valeur. Les communes hôtes des centrales doivent percevoir une part automatique des redevances, sous forme de dotation conditionnée à des projets d'investissement local — eau, santé, éducation, transport. Sans ce mécanisme, la transition énergétique aura simplement remplacé le pétrole et le gaz par le soleil, en reproduisant les schémas de captation centralisée qui ont nourri, depuis l'indépendance, le sentiment de relégation des régions intérieures.

La controverse sur les cinq conventions photovoltaïques de 2026 s'est présentée comme un débat sur la souveraineté ; elle a, en réalité, occulté les questions de fond. Aucun scandale n'a été dévoilé : une nécessité a été dissimulée. Celle d'une transition énergétique que le pays ne peut financer seul, qu'il doit conduire avec des partenaires internationaux, et dont les conditions auraient pu, dix ans plus tôt, être négociées en position de force, ce qui n'est plus le cas aujourd'hui vu l'ampleur du déficit énergétique.

Le vote du 28 avril a tranché à court terme. 1,64 milliard de dinars d'investissement seront officiellement déployés. Près de 600 MW de capacité photovoltaïque seront installés dans trois gouvernorats du Sud et du Centre. Plus de 1 500 GWh seront théoriquement injectés annuellement dans le réseau, réduisant la facture gazière nationale d'environ 13 %. Cet acquis n'est pas négligeable. Mais le véritable enjeu commence maintenant. Transformer ces concessions solaires en levier stratégique d'industrialisation, de développement régional et de démocratisation énergétique constitue le test décisif. À défaut, les détracteurs auront eu, malgré eux et pour de mauvaises raisons, partiellement raison : la Tunisie n'aura pas tiré de son soleil tout le bénéfice possible — non du fait de la nationalité du capital, mais d'un déficit de pilotage stratégique.

Le potentiel demeure intact. Il appartient désormais aux pouvoirs publics tunisiens — exécutif, parlement, administration et collectivités — de décider si ce potentiel se traduira par un bien commun productif, démocratisé jusque dans les toits des ménages les plus modestes et capté équitablement par les territoires qui l'accueillent, ou s'il deviendra, par excès de méfiance ou par défaut de méthode, une simple matière première négociée à la hâte sous la pression du déficit. Aucun arbitrage international ne tranchera ce choix à la place des Tunisiens.