Tamaño y análisis de participación del mercado de energía de Túnez - Tendencias de crecimiento y pronóstico (2026 - 2031)

Tendencias e información del mercado de energía de Túnez

Desarrollo de plantas de gas bajo el Plan Solaire Tunisien 2030

Túnez tiene como objetivo una penetración del 30% de energías renovables para 2030, aunque el gas despachable sigue siendo esencial para equilibrar la producción intermitente. STEG está modernizando plantas de ciclo combinado y añadiendo turbinas de gas de arranque rápido que operan entre 15 y 20 puntos porcentuales más eficientemente que las unidades heredadas, reduciendo las tasas de calor y limitando el vertimiento.^{[1]Banco Africano de Desarrollo, "El AfDB aprueba préstamo para la planta solar de Kairouan," afdb.org} El cofinanciamiento del AfDB en 2024 para la planta solar de 100 MW de Kairouan indica el apoyo de los donantes a carteras híbridas que combinan renovables con activos térmicos flexibles. El programa TEREG del Banco Mundial para 2025 canaliza 430 millones de USD hacia 2,8 GW de capacidad solar y eólica, condicionando los desembolsos a inversiones en almacenamiento y flexibilidad de red, lo que subraya la interdependencia entre las renovables y el respaldo de gas.^{[2]Banco Mundial, "El Banco Mundial apoya la transición energética de Túnez con un programa de 430 millones de dólares," worldbank.org} La incertidumbre del suministro de gas argelino amplifica la necesidad de turbinas eficientes, aunque la continua dependencia de las importaciones incrementa la exposición al precio del combustible. Sin estas mejoras en el gas, una penetración de renovables superior al 35% pondría en riesgo la estabilidad de la red en el mercado de energía de Túnez.

Licitaciones de energía renovable (cartera de 1 GW para 2024-2026)

Una serie de licitaciones de 1,7 GW posicionó a Túnez entre los recintos de subasta más competitivos del norte de África. En diciembre de 2024, Qair, Scatec y Voltalia aseguraron 498 MW a tarifas cercanas a 0,031 USD/kWh, lo que refleja la deflación global de módulos fotovoltaicos y la intensa competencia en las pujas. Una ronda solar de 500 MW avanzó en marzo de 2025, seleccionando a cuatro empresas a precios comparables. El proyecto de 120 MW Sidi Bouzid II de Scatec alcanzó un acuerdo de compra de energía a 25 años en 2025, con un gasto de capital de 87 millones de EUR financiado en un 50-50 con la unidad Aeolus de Toyota Tsusho.^{[3]Scatec, "Scatec firma un acuerdo de compra de energía para el proyecto solar de 120 MW," scatec.com} Los umbrales de contenido local del 30-40% retrasan el cierre financiero hasta nueve meses, lo que obliga a los desarrolladores a obtener estructuras de montaje e inversores a nivel local. A pesar de los márgenes comprimidos, el ritmo de las licitaciones debe acelerarse, ya que los volúmenes actualmente contratados cubren solo el 14% del objetivo de renovables para 2030 en el mercado de energía de Túnez.

Préstamos para modernización de la red del AfDB y KfW

La agenda de modernización de la red de STEG depende de un proyecto piloto de red inteligente liderado por Siemens de 113 millones de EUR en Sfax, Sousse y Le Kram, programado para finalizar en 2025. El AfDB extendió 120 millones de EUR para la instalación de medidores a nivel nacional, con el objetivo de 5 millones de medidores de electricidad y 1 millón de medidores de gas para 2029. El Banco Europeo de Inversiones aportó 65,8 millones de EUR para reforzar la capacidad de las subestaciones y reducir las pérdidas técnicas que superan el 15% en algunos alimentadores. Los datos en tiempo real permitirán tarifas de uso por tiempo que alineen la generación de mediodía con alto contenido solar con la demanda flexible. Sin embargo, las aprobaciones de licitaciones siguen siendo lentas, y replicar el éxito del piloto en todo el mercado de energía de Túnez requiere una sólida disciplina en la gestión de proyectos.

Interconector regional con Italia (ELMED)

El enlace de corriente continua de alta tensión ELMED de 600 MW, presupuestado en 921 millones de EUR, conectará Túnez con Italia en 2028, cofinanciado por el Banco Europeo de Inversiones, KfW y subvenciones del Banco Mundial. Exportará el excedente solar a la UE e importará energía en las horas pico nocturnas, habilitando la elegibilidad para créditos de carbono. Una subvención de asistencia técnica del BEI de 12 millones de EUR en 2025 subraya el riesgo de ejecución y la exposición de STEG a la deuda denominada en euros. Los críticos advierten sobre el colonialismo verde, pero el cable puede reducir la dependencia de Túnez del gas argelino y crear una nueva fuente de ingresos para el mercado de energía de Túnez.

Prima de riesgo soberano creciente sobre el financiamiento de productores independientes de energía

Las calificaciones crediticias de B- (Fitch) y CCC+ (S&P) imponen diferenciales de financiamiento de 300-400 puntos básicos sobre los mercados de grado de inversión, reduciendo los rendimientos para los desarrolladores. Los estancamientos en la reforma de subsidios del FMI paralizan los respaldos soberanos, y los atrasos de STEG superan los 1.000 millones de USD anuales, elevando el riesgo del comprador. El préstamo de 300 millones de EUR del BERD proporcionó liquidez de emergencia, pero el déficit de la empresa de servicios públicos persiste. En consecuencia, los desarrolladores exigen garantías soberanas o seguros de riesgo parcial, lo que retrasa el cierre financiero y ralentiza el desarrollo de energías renovables en el mercado de energía de Túnez.

Flota térmica envejecida de más de 25 años: lastre de eficiencia

Muchas turbinas de gas datan de los años noventa y consumen entre un 10 y un 15% más de combustible por MWh que las unidades modernas de ciclo combinado. El mantenimiento diferido ha reducido los factores de capacidad al 50-60%, limitando la flexibilidad de arranque cuando la producción solar cae al atardecer. La renovación de la flota necesita entre 1.000 y 2.000 millones de USD, pero no existe ningún vehículo de financiamiento. La brecha de eficiencia agrava la intensidad de carbono, poniendo en riesgo los posibles ingresos por créditos de carbono de la UE una vez que ELMED entre en funcionamiento. Los desembolsos del Banco Mundial ahora requieren mejoras térmicas paralelas, vinculando la salud de las plantas heredadas a la CAGR a largo plazo del mercado de energía de Túnez.

*Nuestras previsiones actualizadas tratan los impactos de los impulsores y las restricciones como direccionales, no aditivos. Las previsiones de impacto revisadas reflejan el crecimiento base, los efectos de mezcla y las interacciones entre variables.

Análisis de segmentos

Por fuente de energía: las energías renovables ganan impulso dentro de una mezcla liderada por la generación térmica

Las unidades térmicas representaron el 84,25% de la participación del mercado de energía de Túnez en 2025, reafirmando la centralidad de la producción a gas para satisfacer la demanda pico. Las energías renovables, impulsadas por la energía solar fotovoltaica y los parques eólicos costeros, avanzan a una CAGR del 24,6%, impulsando el tamaño del mercado de energía de Túnez para la electricidad limpia a un estimado de 4,85 GW para 2031. La sostenida caída de los precios de los módulos y el financiamiento concesional del Banco Mundial sustentan pujas tarifarias por debajo de 0,032 USD/kWh. Los proyectos piloto de redes inteligentes permitirán que las cargas flexibles se alineen con los picos solares, mientras que el proyecto de energía hidroeléctrica de bombeo de 400-600 MW ofrece capacidad de oscilación para prevenir el vertimiento. Sin embargo, la carga de deuda denominada en euros de ELMED y la volatilidad de las importaciones de gas sostienen el bloqueo térmico.

En paralelo, la hoja de ruta de hidrógeno verde de ACWA Power prevé 12 GW de capacidad renovable alimentando electrolizadores, lo que podría triplicar las tasas de desarrollo de renovables domésticas si emergen reformas de transporte de energía. Hasta entonces, STEG continúa con las ampliaciones de vida útil de las turbinas de Rades y Sousse para protegerse contra la intermitencia renovable. La energía hidroeléctrica y la biomasa siguen siendo periféricas, y no está previsto ningún programa nuclear. En general, el aumento de la producción renovable reduce la participación fósil, pero deja la flexibilidad del gas como indispensable para el mercado de energía de Túnez.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Por usuario final: los servicios públicos mantienen el dominio ante una incipiente demanda corporativa

Los servicios públicos representaron el 80,95% del tamaño del mercado de energía de Túnez en 2025 y registran una tendencia del 9,25% de CAGR hasta 2031, a medida que STEG firma acuerdos de compra de energía a 20-25 años con los ganadores de las licitaciones. Los usuarios comerciales e industriales, liderados por los sectores de fosfatos, cemento y textiles, buscan acuerdos de compra de energía directos, pero siguen cautivos de las tarifas agrupadas. La ausencia de regulaciones de acceso abierto limita la adquisición de energía renovable corporativa, aunque los inversores en centros de datos presionan por un cambio. La demanda residencial crece lentamente, pero ahora alberga una flota de solar en tejados de 300 MW que reduce la carga de la red durante el día.

De cara al futuro, la compra de energía corporativa podría acelerarse una vez que las modificaciones al código de red permitan el transporte de energía, desbloqueando la demanda latente cerca del cinturón de fosfatos de Gafsa y los centros de datos costeros. Hasta entonces, el mercado de energía de Túnez depende de la resiliencia del balance de STEG y de los respaldos multilaterales para escalar la inversión en renovables mientras se mantienen las obligaciones de servicio universal.

Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al adquirir el informe

Análisis geográfico

El consumo eléctrico se concentra a lo largo del corredor costero Túnez-Sousse-Sfax, que consume aproximadamente el 70% de la carga nacional. La capital Túnez por sí sola absorbe el 40%, impulsada por los edificios públicos y la actividad del sector de servicios. Sfax y Sousse albergan industrias textiles, agroalimentarias y de cemento que necesitan un suministro de carga base confiable. Las gobernaciones del interior, Kairouan, Sidi Bouzid y Tataouine, ofrecen una irradiancia solar de clase mundial superior a 2.000 kWh/m², atrayendo parques fotovoltaicos subastados respaldados por capital del AfDB y el Banco Mundial.

Las mejoras en la transmisión son vitales porque los circuitos de 220 kV que canalizan la generación interior hacia las cargas costeras enfrentan restricciones térmicas durante los picos de verano. El enlace ELMED de 600 MW ancla un futuro anillo del Mediterráneo occidental que permitirá las exportaciones, mientras que las posibles conexiones con Libia y Argelia siguen siendo políticamente contingentes. La iniciativa solar escolar de 200 kW de Eni en Tataouine ilustra el alcance de los donantes a las comunidades del sur desértico desatendidas. Sin embargo, los avances en la electrificación rural añaden un volumen modesto en relación con las cargas industriales pesadas.

Para 2030, el refuerzo de la red en torno a Kairouan y Sidi Bouzid debería desbloquear 1 GW de energía solar interior. La energía hidroeléctrica de bombeo en Oued El Melah, cerca de Tabarka, aprovecha la topografía favorable para 600 MW de almacenamiento, equilibrando las oscilaciones de la demanda en la costa norte. El desajuste espacial entre la carga y el recurso subraya el valor estratégico de las interconexiones multipunto para estabilizar el mercado de energía de Túnez.