طبيعة الوثيقة	مذكرة مشروع ودراسة ما قبل الجدوى
الجهة المستهدفة	وزارة الصناعة والمناجم والطاقة
الفترة المقترحة	‪2026–2029
تاريخ الإصدار	جويلية ‪2026

تنبيه منهجي: هذه الوثيقة دراسة ما قبل جدوى مبنية على البيانات العمومية المتاحة. ويظل اعتماد القرار الاستثماري النهائي مشروطًا ببيانات التشغيل التفصيلية لمنظومة ‪SCADA، ودراسة كفاية القدرة، وتدفق الأحمال، ومعيار ‪N-1، وتحليل مالي وقانوني مستقل.

 

 

ورقة القرار الوزاري

تقترح هذه الوثيقة اعتماد مشروع وطني سريع وقابل للتمويل تحت تسمية «‪TUN-FLEX 300»، هدفه توفير ما لا يقل عن ‪300 ميغاواط من المرونة القابلة للاستدعاء قبل إضافة محطات حرارية جديدة تعمل لعدد محدود من ساعات السنة.

القرارات المطلوب اعتمادها

1. إحداث لجنة قيادة وزارية للمشروع برئاسة وزارة الطاقة وعضوية ‪STEG ووزارات المالية والصناعة والبيئة والمياه والسياحة، مع مكتب إدارة مشروع داخل ‪STEG.
2. إطلاق دراسة نظام كهربائي عاجلة لمدة ‪90 يومًا تعتمد بيانات التشغيل كل ‪5 أو ‪10 دقائق، وتحدد العجز الفعلي، والاحتياطي، والاختناقات، ومواقع التخزين المثلى.
3. إطلاق برنامج طوعي لشراء خدمة تخفيض الأحمال من كبار المستهلكين الصناعيين والتجاريين، بمرحلة تجريبية ‪30–50 MW ثم توسعة إلى ‪150 MW.
4. اعتماد المرحلة الأولى من التخزين الكهربائي بقدرة ‪150 MW وسعة ‪300 MWh، موزعة على ‪4–6 عقد حرجة، ضمن مسار مشروع ‪STEG المعلن ‪300 MW/600 MWh.
5. إلزام عقود ‪BESS بصيغة ‪EPC + LTSA + Capacity Guarantee لمدة ‪10–15 سنة، مع ضمان الأداء الصافي ‪AC‑to‑AC عند نقطة الربط وفي درجات الحرارة التونسية.
6. إعداد قرار ترتيبي لاحق لتعريفة الذروة الحرجة الاختيارية ‪CPP، مع بدء المرحلة التجريبية فورًا بصيغة مكافأة تخفيض الأحمال ‪Critical Peak Rebate دون تغيير التعريفة الأساسية.
7. عدم تنفيذ الدفعة الثانية من البطاريات إلا بعد موسم صيفي كامل وقياس موثق لأداء إدارة الطلب والتخزين والاختناقات المتبقية.

المؤشرات المستهدفة

المؤشر	المستهدف
مرونة صناعية وتجارية موثقة	‪150 MW
‪BESS – المرحلة الأولى	‪150 MW / 300 MWh
إجمالي المرونة الأساسية	‪300 MW
المرحلة الثانية الاختيارية	‪150 MW / 300 MWh إضافية
زمن الاستجابة	ثوانٍ للبطاريات، و‪5–30 دقيقة لإدارة الطلب
التوفر السنوي للبطاريات	‪≥ 97%
الكفاءة الصافية عند نقطة الربط	‪≥ 82–85% حسب منحنى الاختبار
خفض الانقطاعات الدورية	منع اللجوء إليها في سيناريو العجز المرجعي

 

التكلفة التقديرية

المكوّن	التكلفة التقديرية
إدارة الطلب ‪C&I ومنصة القياس والتحكم	‪20–35 مليون د.ت
‪BESS المرحلة الأولى ‪150 MW/300 MWh	‪165–218 مليون د.ت
الربط، ‪SCADA، الحماية وتقوية عقد محددة	‪50–90 مليون د.ت
إجمالي الحزمة الأساسية	‪235–343 مليون د.ت
الدفعة الثانية الاختيارية من ‪BESS	‪165–218 مليون د.ت
إجمالي البرنامج عند التوسعة الكاملة	‪400–561 مليون د.ت

 

الأسعار أعلاه تقديرات تخطيطية بسعر صرف مرجعي ‪2.9 د.ت/دولار، وتستلزم مناقصة تنافسية وتحليل حساسية للصرف والتمويل.

الملخص التنفيذي

واجهت الشبكة الكهربائية التونسية خلال موجة الحر في جويلية ‪2026 طلبًا بلغ نحو ‪5,‪000 MW بين الساعة ‪14:00 و‪16:00، مع اللجوء إلى تخفيض أحمال دورية لتجنب انهيار أشمل للشبكة. وقد بلغت الذروة الرسمية في ‪2025 مقدار ‪4,‪837 MW، مقابل ‪4,‪888 MW في ‪2024، بما يؤكد أن المشكلة ليست نقصًا سنويًا بسيطًا في الطاقة، بل نقصًا لحظيًا في القدرة المرنة والاحتياطي القابل للاستدعاء عند ارتفاع الحرارة أو تراجع الواردات أو خروج وحدة إنتاج من الخدمة. ‪[‪1][‪2]

بلغ الإنتاج الوطني للكهرباء سنة ‪2025 نحو ‪20,‪535 GWh، وبلغ المتاح للسوق المحلية ‪22,‪971 GWh بعد المبادلات، فيما غطت المشتريات الخارجية، أساسًا من الجزائر، ‪11% من حاجيات السوق. ويعتمد مزيج الإنتاج بنسبة تقارب ‪94% على الغاز الطبيعي، بينما لم تتجاوز الطاقات المتجددة ‪6% من الإنتاج، وهو ما يجعل أمن الكهرباء مرتبطًا بتوفر الغاز والواردات وبجاهزية عدد محدود من الوحدات الحرارية. ‪[‪1]

لا تقترح الدراسة تخزين كامل استهلاك البلاد، ولا بناء محطة جديدة لتغطية ‪5,‪000 MW، بل معالجة فجوة الذروة والاحتياطي ضمن محفظة مرونة قابلة للتوسع. وتقوم الحزمة الأساسية على ‪150 MW من إدارة الطلب لدى ‪250 مستهلكًا صناعيًا وتجاريًا، و‪150 MW/300 MWh من بطاريات ‪LFP موزعة على عقد الشبكة، مع تخزين حراري في المنشآت ذات أحمال التبريد، وتقوية محددة للشبكة وأنظمة ‪SCADA.

يمثل هذا المسار تطبيقًا لمبدأ الخيارات الحقيقية: تستثمر الدولة أولًا في الحزمة الأقل تكلفة والأسرع، ثم تقرر الدفعة الثانية من البطاريات فقط بعد قياس صيف كامل. وتتفادى بذلك تجميد رأس المال في أصول قد لا تكون ضرورية إذا نجح خفض الطلب أو تحسنت الواردات وجاهزية المحطات.

النتيجة الأساسية

التوصية المركزية هي اعتماد حزمة ‪300 MW من المرونة المضمونة بدل إنشاء محطة غازية جديدة كخيار أول. وتتراوح كلفة الحزمة الأساسية بين ‪235 و‪343 مليون دينار، مع إمكانية التوسع إلى ‪400–561 مليون دينار إذا أثبتت بيانات التشغيل الحاجة إلى ‪300 MW/600 MWh كاملة من البطاريات.

فهرس المحتويات

‪8. الإطار القانوني والتعاقدي	‪1. نطاق الدراسة ومنهجيتها
‪9. الحوكمة والمشتريات والتمويل	‪2. تشخيص منظومة الكهرباء
‪10. المخاطر وإجراءات التخفيف	‪3. تعريف المشكلة وأسباب الانقطاع
‪11. خارطة التنفيذ	‪4. تقدير فجوة الذروة
‪12. مؤشرات الأداء	‪5. تقييم البدائل التقنية
‪13. الخاتمة والقرارات المقترحة	‪6. تصميم مشروع ‪TUN-FLEX 300
الملاحق والمراجع	‪7. النموذج المالي والاقتصادي

 

 

‪1. نطاق الدراسة ومنهجيتها

تهدف هذه الدراسة إلى تقديم إطار مشروع قابل للتحويل إلى دراسة جدوى وتمويل ومناقصة، لمعالجة الانقطاعات المرتبطة بعجز القدرة اللحظية في تونس، مع مراعاة القيود المالية والمؤسسية والمناخية. ولا تستبدل الوثيقة دراسة كفاية القدرة الرسمية؛ إذ لا تتوفر للعموم بيانات تفصيلية عن القدرة المتاحة ساعة بساعة، وحالات الصيانة، ومعدلات خفض القدرة الحراري، ومخزونات الغاز، وتدفقات الربط البيني.

‪1.1 مصادر البيانات

• تقارير المرصد الوطني للطاقة والمناجم ووزارة الصناعة والمناجم والطاقة.
• وثائق ‪STEG المتعلقة بالتخزين متعدد المواقع والعقود والتعريفات.
• برنامج البنك الدولي لتحسين موثوقية وكفاءة وحوكمة الطاقة ‪TEREG.
• مراجع ‪IEA و‪DOE و‪NREL بشأن البطاريات والمرونة والتخزين الحراري.
• تصريحات ‪STEG المنقولة عن وكالة تونس إفريقيا للأنباء خلال موجة الحر في جويلية ‪2026.

‪1.2 منهج القرار

اعتمدت الدراسة ترتيبًا اقتصاديًا يقوم على: تجنب الاستهلاك أولًا، ثم إزاحته زمنيًا، ثم تخزين الطاقة، ثم إضافة إنتاج جديد. هذا الترتيب يقلل التكلفة النظامية ويمنع الاستثمار في أصول قليلة الاستعمال.

‪2. تشخيص منظومة الكهرباء التونسية

‪2.1 الطلب والذروة

بلغت الذروة ‪4,‪837 MW في ‪2025، ثم وصل الطلب إلى نحو ‪5,‪000 MW خلال موجة الحر في جويلية ‪2026، بين ‪14:00 و‪16:00. وتؤكد ‪STEG أن الاستعمال المكثف للتكييف كان العامل المباشر في ارتفاع الطلب واللجوء إلى تخفيض الأحمال.

الشكل ‪1 – تطور الذروة الكهربائية في تونس، ‪2014–2026. بيانات ‪2014–2025 من ‪ONEM، و‪2026 من تصريح ‪STEG/TAP.

‪2.2 الإنتاج والطاقة المتاحة

المؤشر	‪2025
الإنتاج الوطني	‪20,‪535 GWh
المتاح للسوق المحلية	‪22,‪971 GWh
مشتريات الجزائر وليبيا	‪2,‪463 GWh
حصة المشتريات من حاجيات السوق	‪11%
ذروة الطلب	‪4,‪837 MW
ذروة جويلية ‪2026	نحو ‪5,‪000 MW

 

توضح الأرقام أن تونس قد تمتلك توازنًا سنويًا نسبيًا بفضل الواردات، لكنها تبقى معرضة لعجز لحظي عند تزامن الذروة الحرارية مع انخفاض قدرة الوحدات أو الواردات. ‪[‪1][‪2]

‪2.3 مزيج الإنتاج والتبعية للغاز

الشكل ‪2 – مزيج إنتاج الكهرباء في تونس سنة ‪2025.

اعتمد إنتاج الكهرباء سنة ‪2025 بنسبة ‪94% على الغاز الطبيعي، فيما بلغت مساهمة الطاقات المتجددة ‪6%. كما استهلك قطاع إنتاج الكهرباء ‪72% من إجمالي الطلب على الغاز. وبلغ معدل الاستقلال الطاقي ‪35% في ‪2025، أو ‪27% دون احتساب إتاوة عبور الغاز الجزائري، ما يعكس هشاشة بنيوية أمام اضطراب الإمدادات والأسعار. ‪[‪1]

‪2.4 القدرة المركبة ليست القدرة المتاحة

بلغت القدرة المركبة ‪5,‪982 MW في نهاية ‪2023، لكنها لا تساوي القدرة المتاحة خلال الذروة. فالحرارة تخفض أداء التوربينات، والصيانة والأعطال تخرج وحدات من الخدمة، ويجب الإبقاء على احتياطي تشغيلي، كما قد تمنع اختناقات النقل استعمال كامل القدرة. لذلك فإن مقارنة ‪5,‪982 MW مباشرة بذروة ‪5,‪000 MW تؤدي إلى استنتاج خاطئ بوجود فائض مضمون. ‪[‪3]

‪2.5 فاقد الشبكة

يعتمد برنامج ‪TEREG خط أساس قدره ‪18.4% لمجموع الفاقد الفني والتجاري، مع هدف خفضه إلى ‪15%. وإذا طُبق الفرق البالغ ‪3.4 نقاط على الطاقة المتاحة للسوق في ‪2025، فإنه يعادل نظريًا نحو ‪781 GWh سنويًا، أو متوسط قدرة ‪89 MW. إلا أن جزءًا من هذا الفاقد تجاري، ولذلك لا يتحول كله إلى قدرة فيزيائية مسترجعة. ‪[‪4]

‪3. تعريف المشكلة وأسباب الانقطاع

المشكلة ليست مجرد نقص في محطات الإنتاج، بل عجز منظومي في المرونة. ويمكن تفكيكها إلى ست طبقات مترابطة:

• ارتفاع حاد ومتزامن في أحمال التكييف خلال ساعات محدودة من الأيام الحارة.
• انخفاض القدرة المتاحة للوحدات الحرارية في الحرارة العالية أو بسبب الصيانة والأعطال.
• اعتماد كبير على الغاز الطبيعي وعلى الواردات الكهربائية عند الحاجة.
• اختناقات محتملة في النقل والتوزيع، خاصة عند نقل الطاقة من مناطق الإنتاج إلى مراكز الاستهلاك.
• فاقد فني وتجاري مرتفع يضغط على الشبكة ومالية ‪STEG.
• غياب سوق مرونة وعقود استجابة للطلب تسمح باستدعاء الأحمال القابلة للتأجيل قبل القطع الإجباري.

‪3.1 لماذا التخفيض الدوري للأحمال؟

عندما يتجاوز الطلب القدرة المتاحة ويبدأ التردد في الانخفاض، يصبح القطع الدوري أداة دفاعية لمنع انهيار متسلسل للشبكة. وهو أقل ضررًا من انقطاع شامل، لكنه يخلق خسائر اقتصادية واجتماعية ويضعف الثقة في الخدمة، ولذلك يجب أن يبقى إجراءً أخيرًا بعد استنفاد المرونة التعاقدية والتخزين والاحتياطي.

‪4. تقدير فجوة الذروة والاحتياطي المطلوب

لا تنشر البيانات العمومية رقمًا مدققًا للعجز اللحظي خلال أحداث جويلية ‪2026. ولذلك تعتمد الدراسة نطاق تخطيط من ‪250 إلى ‪400 MW، على أن يثبت أو يعدل خلال دراسة مدتها ‪90 يومًا. ويستند اختيار ‪300 MW كحزمة أولى إلى حجم مشروع ‪BESS الذي أعلنته ‪STEG بقدرة ‪300 MW/600 MWh، وإلى الحاجة إلى مرونة من رتبة مئات الميغاواط بدل آلاف الميغاواط. ‪[‪5]

‪4.1 سيناريوهات الطاقة المطلوبة

السيناريو	العجز	المدة	الطاقة
خفيف	‪250 MW	‪2 ساعة	‪500 MWh
مرجعي	‪300 MW	‪2 ساعة	‪600 MWh
متوسط	‪350 MW	‪3 ساعات	‪1,‪050 MWh
شديد	‪400 MW	‪4 ساعات	‪1,‪600 MWh

 

يؤكد الجدول أن بطارية ‪300 MW/600 MWh مناسبة لعجز ساعتين، لكنها لا تعالج وحدها ذروة ممتدة أربع ساعات. لذلك يجب الجمع بين خفض الطلب والتخزين الكهربائي والتخزين الحراري، بدل زيادة سعة البطاريات بلا حدود.

‪5. تقييم البدائل التقنية والاقتصادية

الحل	زمن الاستجابة	مدة الدعم	الكفاءة/الأثر	الملاءمة لتونس
إدارة الطلب ‪C&I	‪5–30 دقيقة	‪2–4 ساعات	تجنب مباشر للاستهلاك	الأولوية الأولى
التخزين الحراري	دقائق	‪2–8 ساعات	إزاحة حمل التبريد	ممتاز للفنادق والتجارة
بطاريات ‪LFP	أجزاء من الثانية	‪1–4 ساعات	‪82–90% صافي حسب التصميم	ضرورية وموزعة
الطاقة الشمسية	حسب الإشعاع	نهارية	إنتاج منخفض الوقود	مكملة وليست احتياطيًا منفردًا
محركات غاز سريعة	دقائق	مستمر مع الوقود	مرنة لكن عالية الوقود	احتياط بعد دراسة الكفاية
عجلات دوارة	ميلي ثانية	ثوانٍ–دقائق	دورات عالية وطاقة قليلة	خدمات تردد فقط
ضخ مائي/هواء مضغوط	دقائق	‪6–20 ساعة	ممتاز إن توفر الموقع	طويل الأجل ودراسة موقع
الربط البيني	حسب السوق	متغير	تنويع الإمداد	استراتيجي وغير مضمون دائمًا

 

‪5.1 إدارة الطلب لدى كبار المستهلكين

يستهدف البرنامج ‪250 منشأة صناعية وتجارية بمتوسط تخفيض موثق بين ‪0.4 و‪0.6 MW للموقع، بما يوفر من ‪100 إلى ‪150 MW. وتشمل الأحمال القابلة للإزاحة: مضخات المياه، الضواغط، التبريد الصناعي، التخزين البارد، بعض خطوط الإنتاج غير الحرجة، والمولدات الاحتياطية المسموح بها بيئيًا.

ميزة هذا النموذج هي إدارة مئات النقاط بدل مئات آلاف المنازل، وإمكانية القياس والتحقق والعقوبات التعاقدية. وقد أظهر تقرير ‪ONEM أن القطاع الصناعي يمثل ‪57% من طلب عملاء الجهدين المتوسط والعالي، وهو ما يدعم أولوية استهدافه. ‪[‪1]

‪5.2 التخزين الحراري

يخزن الماء المبرد أو الثلج في ساعات انخفاض الطلب، ثم يستخدم بين ‪14:00 و‪17:00 لتقليل تشغيل الضواغط. وهو مناسب للفنادق والمستشفيات والمراكز التجارية والمخازن المبردة. وتؤكد ‪NREL أن التخزين الحراري يخفض الطلب الأقصى، يزيح الحمل، ويخفف الضغط عن الشبكة دون تحويل مزدوج للكهرباء. ‪[‪6]

‪5.3 بطاريات ‪LFP

توفر البطاريات استجابة فورية، وضبط التردد والجهد، وقدرة قابلة للبرمجة. ويقترح المشروع ‪150 MW/300 MWh في المرحلة الأولى، موزعة على ‪4–6 مواقع تحددها دراسة تدفق الأحمال ومعيار ‪N-1. ويجب قياس الأداء عند نقطة الربط ‪AC، متضمنًا ‪PCS والمحولات والتبريد والخدمات المساعدة.

انخفض متوسط تكلفة مشاريع البطاريات على المستوى العالمي إلى نحو ‪150 دولارًا/‪kWh في ‪2024، إلا أن الدراسة تعتمد ‪190–250 دولارًا/‪kWh كتقدير ‪Turnkey محافظ لتونس، يشمل الربط، الضمانات المناخية، الحماية من الحريق، النقل والمخاطر. ‪[‪7]

‪5.4 الطاقة الشمسية والموقع

ينبغي عدم حصر المشروعات الشمسية في الجنوب أو نقلها كلها إلى الشمال. القرار الصحيح هو تقليل التكلفة النظامية للطاقة المسلمة، بعد إضافة النقل والفاقد والكبح وتقوية الشبكة. ويجب توزيع المحفظة بين الجنوب ذي الإشعاع الأعلى، والوسط والساحل وصفاقس القريبة من الأحمال، والمشروعات فوق أسطح المنشآت.

أطلقت الوزارة مشروع بازمـة–قبلي بقدرة ‪300 MW شمسية مع ‪BESS بقدرة ‪150 MW وسعة ‪540 MWh. ويمكن للتخزين المحلي تحويل المحطة إلى حقن مبرمج وتقليل الانحدار، لكنه لا يلغي ضرورة دراسة الشبكة. ‪[‪8]

‪5.5 لماذا لا تكون العجلة الدوارة الحل الرئيسي؟

العجلة الدوارة ممتازة لخدمات التردد والاستجابة في أجزاء الثانية ولعدد كبير من الدورات، لكنها مرتفعة التكلفة لكل ‪MWh وذات تفريغ قصير. يمكن دراسة مشروع محدود ‪10–20 MW إذا أثبت تحليل التردد الحاجة، لكنها لا تعوض تخزين يتراوح من ‪600 إلى ‪1,‪600 MWh في أيام الذروة.

‪6. تصميم مشروع ‪TUN-FLEX 300

‪6.1 المكوّن الأول: إدارة الطلب ‪150 MW

يتكون البرنامج من منصة مركزية، عدادات مرجعية، بوابات ‪RTU/Gateway، اتصال مشفر، وعقود خدمة تخفيض الأحمال. ويقسم التنفيذ إلى:

• مرحلة تجريبية: ‪30–50 موقعًا، ‪30–50 MW، خلال ستة أشهر.
• مرحلة توسعة: ‪200–300 موقع، ‪120–150 MW، خلال ‪12 شهرًا.
• اختبار موسمي إلزامي لكل موقع، ومراجعة القدرة المؤهلة سنويًا.

‪6.2 المكوّن الثاني: ‪BESS 150 MW/300 MWh

يقترح توزيع القدرة بصورة أولية على عقد في تونس الكبرى، الوطن القبلي، الساحل، صفاقس، وموقعين إضافيين تحددهما الدراسة. لا تعتمد المواقع نهائيًا إلا بعد تحليل: ‪Load Flow، ‪N-1، استقرار ديناميكي، مستوى القصر، القدرة الردية، منحنى الجهد، واستراتيجية ‪Black Start.

‪6.3 المواصفات التعاقدية الدنيا للبطاريات

• قدرة صافية عند نقطة الربط: ‪150 MW.
• طاقة صافية قابلة للاستعمال عند نقطة الربط: ‪300 MWh عند ‪COD، مع مسار سعة مضمون طوال العقد.
• كفاءة ‪AC‑to‑AC صافية لا تقل عن ‪82–85% وفق دورة اختبار متفق عليها وفي مناخ الموقع.
• توفر سنوي لا يقل عن ‪97%، مع غرامات على نقص القدرة والطاقة والتوفر.
• تصميم حراري لدرجات حرارة محيطة تصل إلى ‪50°‪C، والغبار والرمال والملوحة حسب الموقع.
• نظام كشف وإطفاء ومنع انتشار حراري، وتقسيم الحاويات إلى مناطق حريق.
• مسؤولية المورد عن ‪Augmentation واستبدال الخلايا وإدارة نهاية العمر.
• عقد ‪EPC + LTSA + Capacity Guarantee لمدة ‪10–15 سنة.

تنص مواصفات مرجعية لوزارة الطاقة الأمريكية على قياس الكفاءة ‪AC‑in إلى ‪AC‑out مع إدراج الفواقد الحرارية والأحمال المساعدة وعلى مدى عشر سنوات؛ ويجب أن تكون المواصفة التونسية أكثر تشددًا في تعريف نقطة القياس والحرارة. ‪[‪9]

‪6.4 المكوّن الثالث: التخزين الحراري وكفاءة التبريد

يستهدف برنامج تحفيزي ‪20–40 MW من إزاحة حمل التبريد في الفنادق والمستشفيات والمراكز التجارية والمخازن، مع تمويل مشترك بين المستفيدين وصناديق كفاءة الطاقة. وتشمل الإجراءات التخزين بالماء المبرد، الثلج، تحسين الضبط، واستبدال أجهزة منخفضة الكفاءة.

‪6.5 المكوّن الرابع: تحديث الشبكة والبيانات

• خريطة وطنية لسعة الاستضافة ‪Hosting Capacity.
• تحديث ‪SCADA/EMS والتنبؤ بالطلب والطقس والطاقة الشمسية.
• مراقبة حرارية للمحولات والخطوط الحرجة.
• نظام آلي لترتيب موارد المرونة قبل القطع الدوري.
• برنامج خفض الفاقد الفني والتجاري متوافق مع هدف ‪15%.

 

 

‪7. النموذج المالي والاقتصادي

‪7.1 افتراضات التكلفة

المتغير	الافتراض
سعر الصرف التخطيطي	‪2.9 د.ت/دولار مع حساسية ‪±10%
تكلفة ‪BESS Turnkey	‪190–250 دولار/‪kWh
سعة المرحلة الأولى	‪300,‪000 kWh
‪CAPEX إدارة الطلب	‪20–35 مليون د.ت
الربط وتقوية العقد	‪50–90 مليون د.ت
مدة التحليل المالي	‪15 سنة
معدل الخصم المرجعي	‪8%
التوفر التشغيلي	‪330 دورة مكافئة/سنة

 

‪7.2 تكلفة الحزمة الأساسية

المكوّن	الحد الأدنى	الحد الأعلى
إدارة الطلب	‪20	‪35
‪BESS 150 MW/300 MWh	‪165	‪218
ربط وشبكة و‪SCADA	‪50	‪90
الإجمالي – مليون د.ت	‪235	‪343

 

‪7.3 مثال توضيحي لـ ‪LCOS

في نموذج توضيحي لبطارية ‪300 MWh بكلفة ‪190 مليون د.ت، ونفقات تشغيل سنوية ‪1.5%، وإضافة خلايا تعادل ‪20% من ‪CAPEX في السنة الثامنة، وعمر ‪15 سنة، ومعدل خصم ‪8%، و‪330 دورة سنويًا، يبلغ ‪LCOS التقريبي نحو ‪300 د.ت/‪MWh قبل ثمن طاقة الشحن. وإذا كانت طاقة الشحن ‪180 د.ت/‪MWh والكفاءة الصافية ‪83%، ترتفع كلفة الطاقة المسلمة إلى نحو ‪517 د.ت/‪MWh. هذه نتيجة حساسية وليست تسعيرة رسمية.

‪7.4 قيمة تجنب الانقطاع

لا تتوفر قيمة وطنية منشورة ومعتمدة للطاقة غير المزودة ‪VOLL. لذلك يقدم الجدول حساسية لحدث قدره ‪300 MW لمدة ساعتين، أي ‪600 MWh:

‪VOLL مفترض	خسارة الحدث	‪20 حدثًا/سنة
‪5 دنانير لكل ‪kWh	‪3 مليون د.ت	‪60 مليون د.ت
‪10 دنانير لكل ‪kWh	‪6 مليون د.ت	‪120 مليون د.ت
‪15 دينارًا لكل ‪kWh	‪9 مليون د.ت	‪180 مليون د.ت

 

لا تشمل هذه الحساسية خسائر السمعة، تلف المعدات، تكاليف المولدات، أو الآثار الاجتماعية. ويوصى بإعداد دراسة ‪VOLL تونسية حسب القطاعات قبل إقرار التعويضات النهائية.

‪7.5 تمويل المشروع

يمكن تمويل مكونات المشروع من مزيج يشمل موارد ‪STEG، برنامج ‪TEREG البالغ ‪430 مليون دولار، تمويلات المناخ، قروض ميسرة، ومشاركة القطاع الخاص. ويستهدف ‪TEREG تحسين الموثوقية وخفض الفاقد وجذب ‪2.8 مليار دولار من الاستثمار الخاص لإضافة ‪2.8 GW من الشمس والرياح. كما تمول ‪AFD المرحلة الأولى من ‪Smart Grid بقرض ‪120 مليون يورو، ما يوفر أساسًا للبنية الرقمية. ‪[‪10][‪11]

أما محطات الطاقة الشمسية فيمكن تمويلها عبر نظام الامتياز و‪IPP، كما في محطة القيروان ‪100 MW البالغة كلفتها ‪86 مليون دولار، لتجنب تحميل ميزانية الدولة كامل ‪CAPEX. ‪[‪12]

‪8. الإطار القانوني والتعاقدي

‪8.1 المسار العاجل: مكافأة تخفيض الأحمال

يمكن إطلاق برنامج طوعي بصيغة عقد خدمة ‪Effacement أو ملحق لعقد التزويد، دون تغيير سعر الكهرباء الأساسي. يحصل المشترك على مقابل جاهزية ومقابل تفعيل بحسب التخفيض المثبت. ويجب أن يتضمن العقد خط أساس، قياسًا، إشعارًا، جزاءات، واستثناءات السلامة.

‪8.2 المسار اللاحق: ‪CPP اختياري

ينص عقد الجهد العالي على أن عناصر التعريفة تحدد بقرار ‪Arrê‪té، وأن تعديلها لا يستوجب إعادة تحرير العقد، كما يسمح لـ‪STEG بتعديل حدود الفترات الزمنية بعد إشعار ثلاثة أشهر. لذلك لا يكفي ملحق ثنائي لإنشاء سعر ‪CPP جديد، بل يلزم قرار ترتيبي، ثم ملحق فني للمشتركين الراغبين. ‪[‪13]

‪8.3 بنية عقد إدارة الطلب

• قدرة مؤهلة بالكيلوواط أو الميغاواط بعد اختبار فعلي.
• حد أقصى لعدد الأحداث والساعات السنوية.
• إشعار عادي ‪12–24 ساعة، وإشعار طارئ ‪30–60 دقيقة.
• خط أساس يعتمد أيامًا مماثلة ويصحح الطقس والإنتاج.
• مقابل جاهزية ‪+ مقابل تفعيل، مع دفع نسبي حسب الأداء.
• منع التلاعب برفع الاستهلاك قبل الحدث.
• حق عدم التنفيذ لأسباب السلامة الموثقة.
• تسوية نزاعات القياس بواسطة لجنة مستقلة أو خبير معتمد.

‪9. الحوكمة والمشتريات والتمويل

‪9.1 هيكل الحوكمة

الجهة	المسؤولية
وزارة الطاقة	القرار والسياسة والتعريفة والتنسيق
‪STEG – مشغل النظام	التخطيط والتشغيل والمشتريات والقياس
وزارة المالية	ضمان التمويل والاستدامة والتعويضات
وزارة الصناعة	تعبئة كبار المستهلكين
البيئة والحماية المدنية	السلامة والتراخيص وإدارة النفايات
مستشار مستقل	التحقق الفني والمالي والعقود
الهيئة المنظمة مستقبلًا	منهج التعريفة والنفاذ إلى الشبكة وتسوية النزاعات

 

‪9.2 استراتيجية المشتريات

• عدم شراء البطاريات على أساس سعر المعدات فقط؛ التقييم على صافي القيمة الحالية و‪LCOS والأداء المضمون.
• مناقصة مرحلية تسمح بتفعيل ‪Option للدفعة الثانية دون التزام مسبق.
• اختبارات قبول مصنع ‪FAT، واختبارات موقع ‪SAT، واختبار سنوي للسعة والكفاءة.
• اشتراط توافر قطع الغيار والتدريب المحلي ونقل المعرفة.
• فصل المستشار الهندسي المستقل لصاحب المشروع عن المقاول والمورد.

‪9.3 المحتوى المحلي

يمكن توطين الأعمال المدنية، المحولات، الكابلات، لوحات الجهد المتوسط، تكامل ‪SCADA، الصيانة، والتحليل الهندسي، دون فرض تصنيع الخلايا محليًا في المرحلة الأولى. ويجب تحويل المشروع إلى برنامج لبناء خبرة تونسية في تشغيل التخزين والسلامة السيبرانية والتحليل الشبكي.

‪10. المخاطر وإجراءات التخفيف

الخطر	الأثر	التخفيف
فشل إدارة الطلب في توفير ‪150 MW	بقاء العجز	مرحلة تجريبية واختبارات وعقود أداء
تدهور البطاريات	ارتفاع ‪LCOS	ضمان سعة و‪Augmentation على المورد
حرارة وغبار	‪Derating وتلف	تصميم ‪50°‪C واختبارات مناخية
اختيار مواقع غير مثلى	اختناق أو فاقد	‪Load Flow و‪N-1 قبل الترسية
ارتفاع سعر الصرف	زيادة ‪CAPEX	تحوط وتمويل بالعملة المحلية جزئيًا
مخاطر الحريق	سلامة وتوقف	تقسيم الحاويات واختبارات وانتشار حراري
هجوم سيبراني	فقد التحكم	شبكة منفصلة، تشفير، اختبارات اختراق
تأخر القرار التعريفي	ضعف المشاركة	بدء ‪CPR الطوعي قبل ‪CPP
اعتماد مفرط على الاستيراد	عجز في موجات إقليمية	احتياطي محلي و‪BESS و‪DR
التوسع قبل القياس	أصول زائدة	‪Option للمرحلة الثانية بعد صيف كامل

 

‪11. خارطة التنفيذ

الفترة	الإجراء	المخرج
‪0–3 أشهر	لجنة قيادة، بيانات ‪SCADA، دراسة كفاية ونقل	تقرير فجوة الذروة ومواقع ‪BESS
‪0–6 أشهر	‪Pilot إدارة الطلب ‪30–50 MW	قدرة مختبرة وعقود نموذجية
‪3–9 أشهر	مناقصة ‪BESS والمستشار المستقل	عقد ‪EPC+LTSA
‪6–12 شهرًا	توسعة ‪DR إلى ‪120–150 MW	منصة تشغيلية وطنية
‪9–24 شهرًا	تنفيذ ‪150 MW/300 MWh	تشغيل تجاري للمرحلة الأولى
بعد صيف تشغيل	تقييم ‪LOLE/EENS و‪SAIDI و‪VOLL	قرار المرحلة الثانية
‪24–36 شهرًا	‪Option BESS إضافية ومشروعات ‪PV+BESS	‪450 MW مرونة إجمالية محتملة

 

‪12. مؤشرات الأداء والمتابعة

المؤشر	الوحدة	الدورية
القدرة المتاحة فعليًا في الذروة	‪MW	يومي
الاحتياطي التشغيلي	‪MW و%	يومي
القدرة المؤهلة لإدارة الطلب	‪MW	شهري
القدرة المحققة لكل حدث	‪MW	كل حدث
طاقة ‪BESS الصافية	‪MWh	ربع سنوي
كفاءة ‪AC‑to‑AC	%	ربع سنوي
توفر ‪BESS	%	شهري
‪SAIDI/SAIFI	دقيقة/انقطاع	ربع سنوي
الطاقة غير المزودة ‪EENS	‪MWh	سنوي
الكبح المتجدد	‪MWh	شهري
الفاقد الفني والتجاري	%	سنوي
الكلفة المستوية للتخزين	د.ت/‪MWh	سنوي

 

‪12.1 بوابة القرار للمرحلة الثانية

لا تعتمد الدفعة الثانية من ‪BESS إلا إذا تحقق أحد الشروط التالية بعد موسم صيف كامل:

• بقاء عجز موثق يتجاوز ‪100 MW بعد تفعيل ‪DR والمرحلة الأولى.
• ارتفاع ‪LOLE أو ‪EENS فوق المستوى الذي يحدده المخطط الوطني.
• وجود اختناقات يمكن للبطاريات الجديدة تأجيل ترقيتها اقتصاديًا.
• وجود كبح متجدد كافٍ يجعل التخزين الإضافي ذا قيمة موجبة.

‪13. الخاتمة والقرارات المقترحة

تُظهر الدراسة أن معالجة انقطاع الكهرباء في تونس لا تتطلب أولًا بناء محطة تغطي كامل الطلب، بل إنشاء مورد مرونة وطني منظم. وأقل المحاور تكلفة وأسرعها هو شراء خفض الأحمال من كبار المستهلكين، ثم دعمه ببطاريات موزعة وتخزين حراري وتحديث أنظمة التشغيل.

تمنح الحزمة الأساسية ‪300 MW من المرونة بكلفة ‪235–343 مليون دينار، وهي أقل مخاطرة من بناء أصل حراري كبير يعمل فقط في ساعات الذروة، كما تقلل استهلاك الغاز وتدعم دمج الطاقات المتجددة. وتبقى الدفعة الثانية خيارًا، لا التزامًا، إلى حين إثبات الحاجة بالبيانات.

وعليه، يوصى بإصدار قرار وزاري بإطلاق ‪TUN-FLEX 300، وتكليف ‪STEG بدراسة مدتها ‪90 يومًا وبرنامج إدارة الطلب ومناقصة ‪BESS المرحلية، مع تقديم تقرير تقدم فصلي إلى الوزارة.

الملحق أ – نموذج فني مختصر لمناقصة ‪BESS

البند	المطلب الأدنى
القدرة الصافية	‪150 MW عند ‪POI
الطاقة الصافية	‪300 MWh عند ‪POI
مدة التفريغ	ساعتان عند القدرة الاسمية
‪RTE	‪≥82–85% صافي حسب منحنى الاختبار
التوفر	‪≥97%
الحرارة المحيطة	حتى ‪50°‪C
العقد	‪EPC + LTSA + Capacity Guarantee
مدة الضمان	‪10–15 سنة
القياس	عدادات تجارية عند ‪POI
السلامة	كشف، إطفاء، تجزئة، اختبار انتشار حراري
الأمن السيبراني	‪IEC 62443 أو ما يعادلها
نهاية العمر	خطة استرجاع وإعادة تدوير ممولة

 

الملحق ب – الهيكل المالي لعقد إدارة الطلب

يتكون المقابل من عنصرين:

‪1) مقابل الجاهزية = القدرة المؤهلة × تعريفة القدرة × مدة التوفر.

‪2) مقابل التفعيل = الطاقة المخفضة والمتحقق منها × تعريفة التفعيل.

وتحتسب الطاقة المخفضة وفق الفرق بين خط الأساس المصحح والقياس الفعلي، مع حد أدنى للأداء ودفع نسبي وغرامة عند الإخلال المتكرر.

الملحق ج – البيانات المطلوبة خلال دراسة مدتها ‪90 يومًا

• منحنيات الطلب والإنتاج بفاصل ‪5 دقائق لثلاث سنوات.
• توفر كل وحدة إنتاج، الصيانة، الأعطال، و‪Derating الحراري.
• تدفقات الربط مع الجزائر وليبيا وقدرة الاستيراد المضمونة.
• تدفقات خطوط ‪225 و‪400 kV والمحولات الحرجة.
• أحداث انخفاض التردد والجهد وتسلسل الحماية.
• بيانات ‪SAIDI/SAIFI و‪EENS حسب الولاية.
• ملفات أحمال أكبر ‪500 مشترك ‪HT/MT.
• توقعات الطلب حتى ‪2035 وسيناريوهات السيارات الكهربائية والتكييف.
• مشروعات الطاقة المتجددة المؤكدة ومواعيد دخولها.
• تكلفة الوقود والكلفة الحدية لكل وحدة إنتاج.

المراجع

‪[‪8] وزارة الطاقة، مشروع بازمـة–قبلي ‪PV+BESS، ‪2026. المصدر	‪[‪1] ‪ONEM، الوضع الطاقي التونسي، ديسمبر ‪2025. المصدر
‪[‪9] وزارة الطاقة الأمريكية، مواصفات ‪BESS المرجعية، ‪2024. المصدر	‪[‪2] ‪STEG/TAP، ذروة ‪5,‪000 MW وتخفيض الأحمال، جويلية ‪2026. المصدر
‪[‪10] البنك الدولي، برنامج ‪TEREG بقيمة ‪430 مليون دولار، ‪2025. المصدر	‪[‪3] البنك الدولي، وثيقة تقييم برنامج ‪TEREG، ‪2025. المصدر
‪[‪11] ‪AFD، مشروع ‪Smart Grid لدى ‪STEG بقرض ‪120 مليون يورو. المصدر	‪[‪4] البنك الدولي، ‪TEREG: خفض الفاقد من ‪18.4% إلى ‪15%. المصدر
‪[‪12] ‪AfDB، محطة القيروان ‪100 MW بكلفة ‪86 مليون دولار. المصدر	‪[‪5] ‪STEG، مشروع ‪BESS متعدد المواقع ‪300 MW/600 MWh. المصدر
‪[‪13] ‪STEG، عقد الجهد العالي والفترات الزمنية. المصدر	‪[‪6] ‪NREL، التخزين الحراري في المباني التجارية. المصدر
‪[‪14] البنك الدولي، مشروع الربط ‪ELMED بقدرة ‪600 MW. المصدر	‪[‪7] ‪IEA، ‪Electricity 2026: Flexibility. المصدر

لطفي برق الليل