La production tunisienne d’hydrocarbures continue de s’éroder. À fin juillet 2026, celle de pétrole brut a reculé de 5% sur un an, tandis que celle de gaz commercial sec a diminué de 1%. Et alors que plusieurs forages sont en cours ou ont été réalisés depuis le début de l’année, aucune nouvelle découverte n’a encore été enregistrée.
C’est ce qui ressort du rapport sur la conjoncture énergétique à fin juillet 2026, récemment publié par le ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie.
Le pétrole perd encore du terrain
La production nationale de pétrole brut s’est établie à 692.000 tonnes à fin juillet 2026, contre 725.000 tonnes à la même période de 2025, soit 33.000 tonnes de moins en un an. La production moyenne journalière est, elle, passée de 26,3 mille barils/jour à 25,7 mille barils/jour.
Le recul est particulièrement marqué sur plusieurs champs. Gherib voit sa production chuter de 47%, Franig/Bag/Tarfa de 39%, tandis qu’Ashtart et Halk El Manzel accusent chacun une baisse de 38%. La production de M.L.D diminue, elle, de 25%.
À eux seuls, ces pourcentages ne disent toutefois pas tout du poids de chaque champ. Ashtart, par exemple, passe de 68.200 tonnes à 42.400 tonnes, soit une diminution de 25.800 tonnes, alors que Gherib recule de 27.200 à 14.400 tonnes. Halk El Manzel voit sa production passer de 26.500 à 16.600 tonnes et M.L.D de 28.300 à 21.100 tonnes.
Quelques champs évoluent néanmoins à contre-courant. Le ministère relève notamment des hausses de production à Sidi Marzoug (+110%), Chergui (+54%), Jbel Grouz (+30%), Gremda/El Ain (+13%) et Cercina (+7%). Ces progressions n’ont pas suffi à compenser les reculs enregistrés ailleurs.
Ces évolutions doivent également être replacées dans le contexte des arrêts de production ayant affecté certaines concessions. Cherouq, Durra, Anaguid Est, Jinane et Benefsej Sud avaient ainsi été mises à l’arrêt à partir du 23 septembre 2025 pour des travaux de maintenance, avant une reprise de la production en 2026. D’autres concessions ont connu des arrêts qui se sont prolongés jusqu’en mai 2026.
La production de gaz de pétrole liquéfié (GPL) primaire s’inscrit également en baisse. Elle est passée de 68.000 tonnes à fin juillet 2025 à 60.000 tonnes un an plus tard, soit un recul de 12%.
Le gaz résiste mieux, mais les ressources reculent de 10%
La situation est moins dégradée pour le gaz. La production nationale de gaz commercial sec a reculé de 1% à fin juillet 2026, passant de 674 à 664 milliers de tonnes équivalent pétrole sur pouvoir calorifique inférieur (ktep-pci).
Les évolutions restent toutefois contrastées selon les champs. Hasdrubal enregistre une baisse de 12%, tandis que Nawara et Miskar reculent chacun de 3%. La contraction est beaucoup plus importante pour Chalbia et Benefsej, avec -74%. Maamoura et Baraka, qui totalisaient 8 ktep-pci à fin juillet 2025, n’affichent plus de production à fin juillet 2026.
D’autres sites affichent, au contraire, une progression. La production du gaz commercial du Sud augmente de 6%, celle de Chergui de 13%, tandis que l’ensemble regroupant Franig B.T., Sabria, Ghrib et Sidi Marzoug progresse de 35%, passant de 71 à 97 ktep-pci.
Mais l’évolution de la seule production nationale ne suffit pas à rendre compte de la situation gazière. Les ressources en gaz naturel, constituées de la production nationale et de la redevance sur le transit du gaz algérien, ont reculé beaucoup plus fortement : elles sont passées de 1.175 à 1.060 ktep-pci, soit une baisse de 10%.
L’écart s’explique notamment par la redevance sur le transit du gaz algérien, qui a diminué de 21%, passant de 502 à 396 ktep-pci. La baisse des ressources disponibles est donc nettement plus importante que celle de la production nationale de gaz proprement dite.
Toujours aucune découverte à fin juillet
La faiblesse persistante de la production remet également au premier plan l’activité d’exploration et de développement. Or, à fin juillet 2026, celle-ci reste limitée.
La Tunisie comptait douze permis en cours de validité, dont onze permis de recherche et un permis de prospection. Le nombre de concessions s’élevait à 57, dont 44 en production. L’État participe, à travers l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (Etap), à 34 de ces concessions en production et en détient entièrement trois.
Aucune nouvelle opération d’acquisition sismique n’a été enregistrée à fin juillet. Deux forages d’exploration étaient comptabilisés : LMG-3 sur le permis Nefzaoua, dont le forage a débuté le 18 mai 2026, et Boughrara-1, en re-entry, entamé le 20 juin. Les deux opérations étaient toujours en cours à fin juillet.
Trois puits de développement ont également été forés à fin juillet : SMG-NW1 à Sidi Marzoug, SAB-W1 ST à Sabria et NOUR-3 DIR A à Adam. Le forage du puits PDG-5 à Djbel Grouz, commencé en novembre 2025, s’est parallèlement poursuivi en 2026 et était achevé à fin juillet.
Pour autant, le tableau de suivi du ministère ne recense aucune nouvelle découverte sur les sept premiers mois de 2026.
Les progressions enregistrées sur certains champs ne suffisent donc toujours pas à inverser la tendance d’ensemble. Surtout, dans un secteur où le redressement durable de la production dépend aussi du renouvellement des réserves et de la mise en production de nouvelles ressources, les activités menées depuis le début de l’année n’ont, à fin juillet, débouché sur aucune nouvelle découverte.
I.N.
*Photo d’illustration
