Les échanges commerciaux entre la Tunisie et l’Égypte ont enregistré une nette progression en 2025, atteignant près de 490 millions de dollars, contre 434,5 millions de dollars en 2024, soit une hausse de 12,8 %, a indiqué mercredi le président-directeur général du Centre de promotion des exportations (CEPEX), Morad Ben Hussein.

Intervenant lors d’une rencontre consacrée au rôle du secteur privé dans le développement des marchés et des entreprises inclusifs en Afrique, il a précisé que les exportations tunisiennes vers l’Égypte ont bondi de 53,1 % pour s’établir à 76,5 millions de dollars.

Malgré cette évolution positive, la balance commerciale demeure largement déficitaire au profit de l’Égypte, avec un déficit estimé à près de 337 millions de dollars.

Selon Morad Ben Hussein, les exportations tunisiennes vers le marché égyptien sont principalement composées de composants et équipements électriques, notamment les fils et câbles, ainsi que de produits chimiques. Ces deux catégories représentent à elles seules près de 70 % des exportations tunisiennes, ce qui traduit une faible diversification de l’offre exportable.

Le responsable a également souligné plusieurs obstacles freinant les exportations tunisiennes. Parmi eux figurent les barrières non tarifaires, les procédures administratives liées à l’enregistrement auprès de l’Autorité égyptienne de contrôle des exportations et des importations, l’absence de liaison maritime directe entraînant des coûts de transport élevés, ainsi que les difficultés liées aux transferts financiers et à la reconnaissance mutuelle des certifications sanitaires et techniques.

En dépit de ces contraintes, le potentiel d’exportation non exploité vers le marché égyptien est estimé à 63,5 millions de dollars. Ainsi, les capacités exportatrices tunisiennes pourraient atteindre environ 140 millions de dollars, contre seulement 76,5 millions de dollars effectivement exportés à ce jour.

Les secteurs offrant les meilleures perspectives de développement sont les composants mécaniques et électriques, les industries chimiques et pharmaceutiques, ainsi que les produits agroalimentaires à forte valeur ajoutée, notamment l’huile d’olive conditionnée, les dattes et leurs dérivés.

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Le champ d’Ashtart, l’un des principaux gisements pétroliers en Tunisie et la deuxième plus grande découverte pétrolière du pays, devrait atteindre son pic de rentabilité en 2031. C’est ce qu’indique un rapport publié par une plateforme de recherche et de conseil spécialisée dans les marchés de l’énergie basée à Washington.

Le seuil de rentabilité correspond au niveau où l’écart entre les recettes de production prévisionnelles et les charges d’exploitation est à son maximum.

A ce stade, des défis liés à la viabilité de l’exploitation du champ à long terme commencent à se présenter.

Le champ d’Ashtart a été découvert en 1970 à 70 km au large de Sfax dans le Golfe de Gabès, à une profondeur de 219 pieds sous la surface de l’eau. Il est entré en production en 1974, précisent les données du ministère de l’Énergie, des mines et des énergies renouvelables.

En outre, les dernières données figurant dans le rapport calculent la moyenne de production du gisement à environ 5 000 barils de pétrole par jour. Ce qui représente près de 14 % de la production nationale totale.

En 1980, ce gisement, avec celui d’El-Borma, a contribué à hauteur de 70 %, au pic de la production nationale enregistré, durant cette année là. Soit un niveau avoisinant les 117 000 barils par jour, souligne le même rapport.

La gestion du gisement est assurée par la société SEREPT, détenue à parts égales par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société PERENCO Tunisia -Oil and Gas Limited .

En décembre 2018, la société « OMV » a finalisé la cession de sa part de 50 % dans le gisement à la société Perenco.

S’agissant des défis techniques, la SEREPT a indiqué que le réservoir du champ présente d’importantes anomalies, qui affectent les performances des puits de production. De plus, les hydrocarbures sont sous-saturés avec des pressions variant entre 200 bars (dans la partie Est du réservoir) et 250 bars (dans la partie Ouest du réservoir). Et les températures sont de 140 degrés, poursuit le rapport.

D’ailleurs, il ajoute que la plupart des puits sont à une profondeur pouvant atteindre 3000 mètres et les pressions des tubes très hautes pressions (THP) sont constamment basses variant entre 8-10 bars.

Enfin, notons que ce champ se compose d’un seul réservoir dont l’épaisseur atteint environ 70 mètres. La production du pétrole se fait à l’eau. Le champ est encerclé par des puits d’injection d’eau utilisant l’eau de mer.

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