Le programme 2010-2019 met en évidence les besoins en moyens de production de l'électricité nécessaires à la satisfaction du marché national durant les dix prochaines années souligne la Commission de Régulation d'Electricité et du Gaz. La CREG indique que la capacité totale du parc de production de référence est de 9109 MW, en considérant les puissances développables des groupes existants. La capacité à déclasser sur la période 2009- 2019 est de 2536 MW. Les capacités additionnelles décidées et en cours de construction sur la période 2010-2015 totalisent une puissance de 4950 MW. Les technologies retenues pour les nouveaux investissements en production centralisée dans la filière gaz sont les cycles combinés de 400 MW et 250 MW et les turbines à gaz de 230 et 120 MW. La demande électrique a atteint 33,8 TWh en 2009, en croissance de 3,8% par rapport à 2008. Durant la période 2000 - 2009, la croissance moyenne enregistrée a été de 5,6% par an. En 2009, la production d'électricité a atteint 42.8 TWh, en hausse de 7% par rapport à 2008. « L'année 2009 représente une année particulière en ce qui concerne les pointes de charge mensuelles et annuelles. En effet les charges maximales ont été réalisées durant la période estivale, à savoir juillet (100%), août (96%) et septembre (98%), alors que durant l'hiver elles n'ont atteint que les niveaux de 88% en novembre et 95% pour décembre. Ce changement est dû essentiellement à la canicule exceptionnelle qui a caractérisé le mois de juillet, et des températures relativement basses qui ont caractérisé le mois de décembre » souligne le document de la Creg. Pour satisfaire la demande du scénario moyen, pris comme scénario de référence, projetée sur la période 2010–2019 et faire face aux limitations dues à l'effet de température, la puissance additionnelle proposée sur la période 2016-2019 est de 2940 MW, (1750 MW en cycle combiné, 1190 MW en turbine à gaz), dont 1270 MW pour faire face aux limitations par effet de température. Pour le scénario moyen, le premier investissement apparait en 2016 avec une capacité de 120 MW ; la capacité additionnelle moyenne pour la période 2016-2019 est de 735 MW/an. Pour faire face à la demande prévue dans le scénario fort , il est nécessaire de réaliser, en plus de la capacité décidée dans le programme indicatif 2008-2017, une capacité additionnelle de 6500 MW sur la période 2013-2019, (4700 MW en cycle combiné, 1800 MW en TG), dont 1530 MW (soit environ 20%) pour faire face aux limitations dues à l'effet de température, la puissance additionnelle moyenne pour la période 2013-2019 est de 930 MW/an, compte non tenu des moyens décidés sur la période 2013-2015 dans le programme indicatif précédent. Le document de la Creg évoque deux scenarios concernant l'introduction à l'horizon 2020 d'énergie de sources renouvelables L'introduction, à raison de 335 MW par an (240 MW en solaire, 70 en photovoltaïque, et 25 MW en éolien), à partir de 2015, de 8% de production électricité d'origine renouvelable à l'horizon 2020 nécessite l'installation de 1675 MW en 2019. Le gain cumulé en consommation de gaz naturel en 2019 serait de 3,6 milliards de mètre cubes. L'introduction dans les mêmes conditions, à raison de 235 MW par an (160 MW en solaire, 50 en photovoltaïque, et 25 MW en éolien) à partir de 2015, de 6% de production d'électricité d'origine renouvelable à l'horizon 2020, nécessite l'installation de 1180 MW. Le gain cumulé en consommation de gaz naturel en 2019 serait de 3,6 milliards de mètre cubes. Le programme d'investissement au niveau des réseaux isolés du sud sur la période 2010-2019 totalise une capacité de 416,02 MW (260MW en turbines à gaz et 156,02 MW en Diesel).
