La production nationale d’hydrocarbures continue de s’éroder au premier semestre 2026. En un an, la production de pétrole brut a diminué d’environ 37.000 tonnes et celle de gaz commercial de huit kilotonnes équivalent pétrole. Derrière ces évolutions se cachent des chutes beaucoup plus importantes sur plusieurs champs historiques, alors que l’activité d’exploration demeure limitée.
Le ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie a récemment publié son rapport sur la conjoncture énergétique à fin juin 2026. Les données consacrées à la production des hydrocarbures confirment une tendance installée depuis plusieurs années : malgré quelques améliorations ponctuelles et la reprise de certaines concessions, la production nationale peine toujours à se redresser durablement.
Le pétrole tombe à 25.400 barils par jour
La production nationale de pétrole brut s’est établie à 587.000 tonnes à fin juin 2026, en baisse de 6% par rapport à la même période de l’année précédente. La moyenne journalière est ainsi passée de 27.000 barils par jour à fin juin 2025 à 25.400 barils par jour un an plus tard.
Le recul est particulièrement prononcé sur plusieurs champs. La production d’Ashtart chute de 49%, celle de Gherib de 44% et celle de Franig/Bag/Tarfa de 47%. Hasdrubal affiche une baisse de 24%, M.L.D de 29% et Adam de 8%. Ezzaouia enregistre, pour sa part, un recul de 100%.
Ces baisses ne concernent toutefois pas l’ensemble des sites. Plusieurs champs ont enregistré une amélioration de leur production au cours de la période. Sidi Marzoug affiche ainsi une progression de 93%, Chergui de 67%, Nawara de 8% et Cercina de 7%. Ces hausses restent cependant insuffisantes pour compenser les reculs enregistrés ailleurs et inverser la tendance nationale.
Les chiffres doivent également être lus à la lumière des arrêts ayant affecté plusieurs concessions. Cherouq, Durra, Anaguid Est, Jinane et Benefsej Sud avaient interrompu leur production depuis le 23 septembre 2025 pour des travaux de maintenance avant une reprise en 2026.
D’autres concessions, notamment Jinane, Benefsej Sud, Shalbia, Robbana, El Bibane, Ezzaouia, Mazrane, Beni Khaled, Rhemoura, Maamoura, Baraka, Abir et Bochra, sont restées à l’arrêt jusqu’en mai 2026.
Le gaz résiste davantage, mais reste orienté à la baisse
La situation est moins dégradée pour le gaz naturel, sans pour autant afficher de véritable reprise. La production nationale de gaz commercial sec a diminué de 1% au premier semestre 2026, passant de 574 à 566 kilotonnes équivalent pétrole, sur la base du pouvoir calorifique inférieur (ktep-pci).
Les évolutions diffèrent fortement d’un champ à l’autre. Miskar, qui demeure l’une des principales sources de gaz du pays, voit sa production reculer de 3%, de 160 à 156 ktep-pci. Hasdrubal enregistre une baisse beaucoup plus importante de 15%, passant de 75 à 63 ktep-pci. La production de Chalbia et Benefsej chute, pour sa part, de 89%, tandis que Maamoura et Baraka n’affichent plus de production sur la période.
À l’inverse, plusieurs sources enregistrent une amélioration. La production de Nawara augmente de 2%, celle du gaz commercial du Sud de 5% et celle de Chergui de 20%. L’ensemble regroupant Franig B.T., Sabria, Ghrib et Sidi Marzoug affiche également une progression de 32% par rapport au premier semestre 2025.
Au total, les ressources en gaz naturel, qui associent la production nationale au forfait fiscal provenant du transit du gaz algérien, ont atteint 877 ktep-pci à fin juin 2026, contre 997 ktep-pci un an auparavant, soit une diminution de 12%.
Cette baisse globale est largement accentuée par le recul du forfait fiscal sur le transit du gaz d’origine algérienne. Celui-ci a diminué de 27%, passant de 424 à 311 ktep-pci. Le rapport précise que la totalité de cette redevance a été cédée à la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg) à fin juin 2026.
Cette évolution doit toutefois être distinguée de celle de la production nationale proprement dite : alors que cette dernière ne diminue que de 1%, le recul beaucoup plus important du forfait fiscal entraîne une contraction de 12% de l’ensemble des ressources gazières constituées de ces deux composantes.
Une activité d’exploration toujours limitée
Au-delà des résultats enregistrés sur les champs actuellement exploités, les données relatives à l’exploration donnent une indication sur les possibilités de renouvellement futur des ressources.
À fin juin 2026, la Tunisie compte douze permis en cours de validité, dont onze permis de recherche et un permis de prospection. Le pays compte parallèlement 57 concessions, dont 44 sont en production. L’État, à travers l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (Etap), participe à 34 de ces concessions en production et détient entièrement trois concessions.
Le rapport ne fait état d’aucune nouvelle opération d’acquisition sismique à fin juin 2026. Deux forages d’exploration ont néanmoins été engagés au cours du premier semestre : LMG-3 sur le permis Nefzaoua, dont le forage a débuté le 18 mai, et Boughrara-1, dans le cadre d’un re-entry, lancé le 20 juin. Les deux forages étaient encore en cours à la date du rapport.
L’activité de développement reste elle aussi relativement réduite. Trois puits de développement ont été forés à fin juin : 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 également poursuivi avant d’être achevé.
Surtout, le tableau de suivi du ministère ne fait apparaître aucune découverte à fin juin 2026.
Les résultats du premier semestre dessinent ainsi un secteur où les améliorations enregistrées sur certains champs ne suffisent toujours pas à inverser la tendance générale. Le pétrole poursuit son recul et le gaz commercial ne fait que limiter le sien.
Au-delà des fluctuations d’un champ à l’autre, la faiblesse de l’activité d’exploration pose surtout la question du renouvellement des ressources à moyen et long termes. Sans nouvelles découvertes permettant progressivement de prendre le relais des gisements en déclin, le redressement durable de la production nationale reste difficile à entrevoir.
I.N.
3 commentaires
HatemC
L’approche comptable : Le PIB hors hydrocarbures direct
La comparaison ramenée à la population (Par habitant)La différence de taille démographique permet de mesurer l’efficacité de l’appareil productif :
– Algérie (hors hydrocarbures) … ~200 milliards $ / 46 millions d’habitants = ~4 350 $ / habitant (et moins de 3 200 $/hab si l’on retire l’effet indirect de la rente).
– Tunisie (sans rente) … ~50 milliards $ / 12 millions d’habitants = ~4 150 $ / habitant.
Ce calcul confirme … rapporté à sa population, l’appareil productif TUNISIEN génère une valeur intrinsèque par habitant équivalente, voire supérieure à celle de l’économie ALGERIENNE débarrassée de sa rente pétrolière.
L’économie tunisienne crée sa richesse par le travail et la transformation, tandis que l’économie algérienne reste largement sous perfusion de son sous-sol.
HatemC
Le secteur des hydrocarbures et du gaz naturel pèse à lui seul pour plusieurs milliards de dinars par an dans le déficit de la balance commerciale.
L’impact de la dépréciation du dinar :
Le gaz étant facturé en devises étrangères (dollars/euros), la Tunisie subit une double peine …. elle paie son énergie au prix fort et voit ses réserves de devises s’épuiser, ce qui déprécie davantage la monnaie nationale.
Le coût de production de la STEG … Plus de 70 % à 89 % du coût de production de l’électricité tunisienne provient directement de la facture de gaz naturel importée d’algérie
Chaque milliard de dinars économisé sur l’importation de gaz représenterait des ressources publiques directes réinjectables dans :
– L’infrastructure et l’éducation :
Rénovation des écoles, universités, hôpitaux et réseaux de transport public.
– Le soutien à l’industrie et au secteur privé :
Baisse du coût de l’électricité pour les usines tunisiennes, améliorant leur compétitivité à l’exportation.
– La stabilité de la monnaie :
La réduction des achats en devises allégerait la pression sur les réserves de la Banque Centrale de Tunisie, stabilisant le dinar et freinant l’inflation.
Chaque année de retard dans la transition énergétique équivaut à un transfert massif de la richesse nationale tunisienne vers l’achat d’énergie fossile au lieu de la construction d’un modèle économique durable et autonome.
Si la Tunisie atteignait son objectif de 35 % d’énergies renouvelables, elle économiserait environ 1,5 à 2 milliards de dinars par an sur sa facture énergétique globale
Basculer ces flux financiers des importations fossiles vers l’investissement productif local est le levier le plus puissant dont dispose la Tunisie pour restaurer sa souveraineté économique et stimuler son développement interne.
HatemC
L’enjeu majeur de la Tunisie réside donc dans l’accélération de ses réformes internes et de ses investissements dans les réseaux électriques modernes pour valoriser pleinement son potentiel solaire.
La Tunisie bénéficie d’un taux d’ensoleillement exceptionnel (plus de 3 000 heures de soleil par an), idéal pour le photovoltaïque. Cependant, le retard pris dans les énergies renouvelables découle principalement d’obstacles internes et externes
En intene
Les processus d’octroi de licences et d’approbation des projets d’énergies renouvelables ont longtemps souffert de délais bureaucratiques importants.
Pendant plusieurs années, le syndicat de la STEG (Société Tunisienne de l’Électricité et du Gaz) s’est opposé au raccordement de grands projets privés au réseau national, craignant une privatisation rampante du secteur électrique et une fragilisation de l’opérateur public.
Ces tensions ont directement retardé le démarrage de plusieurs centrales solaires déjà attribuées.
En externe
L’électricité tunisienne tourne à plus de 90 % au gaz …
La quasi-totalité du parc de production de la STEG est constituée de centrales thermiques alimentées au gaz naturel importé d’Algérie
Développer le solaire et l’éolien à grande échelle ….
Chaque mégawatt renouvelable produit en Tunisie réduit la facture d’importation de gaz.
L’objectif de 35 % de renouvelables d’ici 2030 vise précisément à regagner cette marge de manœuvre.
Atteindre une véritable souveraineté énergétique et diversifier le mix électrique est un impératif national majeur pour la Tunisie, et ce sur plusieurs plans :
Économique :
Chaque mégawatt produit à partir du soleil ou du vent réduit directement les importations de gaz payées en devises étrangères à cette algérie belliqueuse et inamicale, ce qui soulagerait immédiatement la balance commerciale et le budget de l’État.
Financier pour la STEG :
Produire de l’électricité à partir du solaire coûte aujourd’hui nettement moins cher que de la produire à partir du gaz naturel importé, ce qui permettrait d’assainir la santé financière de l’opérateur public.
Écologique et Industriel :
La Tunisie dispose d’un des meilleurs gisements solaires de la Méditerranée.
En faire une industrie locale créerait des emplois qualifiés et positionnerait le pays comme un fournisseur potentiel d’électricité verte pour l’Europe (notamment via le projet de câble sous-marin ELMED).
Géopolitique :
Un pays qui maîtrise et produit sa propre énergie dispose d’une plus grande autonomie de décision et réduit sa vulnérabilité aux chocs pétroliers et gaziers mondiaux.
C’est précisément parce que l’intérêt stratégique de la Tunisie est si élevé que le retard accumulé suscite autant de débats et de frustrations.
Tout l’enjeu des années à venir réside dans la capacité des institutions à transformer ces orientations stratégiques en réalisations quotidiennes sur le terrain.