La production tunisienne d’hydrocarbures continue de s’inscrire en baisse. Selon le dernier rapport sur la conjoncture énergétique publié par l’Observatoire national de l’Énergie et des Mines, la production de pétrole brut a reculé de 7 % et les ressources en gaz naturel de 14 % à fin mai 2026 par rapport à la même période de 2025. Malgré ce recul, certains champs affichent des performances en hausse et la demande nationale de gaz est restée globalement stable.

Le pétrole en baisse, quelques champs résistent

La production nationale de pétrole brut s’est établie à 489 kilotonnes (kt) à fin mai 2026, contre un niveau supérieur un an auparavant, soit une baisse de 7 %. La production quotidienne moyenne est ainsi passée de 26,7 mille barils par jour à 25,3 mille barils par jour.

Ce repli s’explique par la baisse de production enregistrée sur la majorité des principaux gisements, notamment Ashtart (-51 %), Ezzaouia (-100 %), Gherib (-44 %), Franig/Bag/Tarfa (-48 %), Hasdrubal (-24 %), M.L.D (-30 %) et Adem (-10 %).

À l’inverse, plusieurs champs ont amélioré leurs performances, dont Sidi Marzoug (+91 %), Chergui (+67 %), Nawara (+15 %) et Cercina (+7 %).

Les ressources en gaz reculent malgré une production globalement stable

Les ressources en gaz naturel, qui regroupent la production nationale et le forfait fiscal lié au transit du gaz algérien, ont atteint 698 ktep-pci, en baisse de 14 % sur un an.

L’Observatoire souligne toutefois que la production nationale de gaz commercial sec est demeurée quasiment stable. Les champs de Nawara (+10 %) et de Chergui (+26 %) ont enregistré une progression, tandis que la production de gaz commercial du Sud a augmenté de 5 %. En revanche, le champ Hasdrubal a vu sa production diminuer de 17 %.

Le forfait fiscal issu du transit du gaz algérien a, pour sa part, chuté de 33 %, pour s’établir à 225 ktep-pci. Près de 87 % de cette redevance a été cédée à la STEG afin d’alimenter le marché national. Le rapport précise également qu’un dépassement des prélèvements de la STEG sur la part revenant à l’État, estimé à 240 millions de m³ en 2025, est actuellement en cours de régularisation.

Parallèlement, les achats de gaz algérien ont progressé de 8 %, atteignant 1 143 ktep-pci, ce qui a permis de maintenir l’approvisionnement national en gaz à un niveau quasiment stable, soit 1 812 ktep-pci à fin mai 2026.

Une demande de gaz stable, tirée par la production d’électricité

La consommation nationale de gaz naturel est restée pratiquement inchangée par rapport à l’année précédente, avec une demande totale de 1 807 ktep-pci.

Le secteur électrique demeure de loin le premier consommateur, représentant 65 % de la demande totale. Environ 91 % de l’électricité produite en Tunisie repose toujours sur le gaz naturel.

Les usages finaux hors production d’électricité sont également restés stables à 624 ktep-pci. La consommation des clients moyenne et basse pression a progressé de 1 %, tandis que celle des grands consommateurs raccordés en haute pression a reculé de 3 %.

Enfin, la consommation spécifique des centrales électriques s’est améliorée de 3 %, à 195,3 tep/GWh, alors que la production d’électricité à partir du gaz naturel a augmenté de 3 % à fin mai 2026.

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Au-delà des tensions récurrentes dans le détroit d’Ormuz, le secteur de la logistique pétrolière s’apprête à vivre des transformations structurelles majeures.

 

Soucieux de sécuriser leurs rentes financières face aux risques géopolitiques, les pays exportateurs cherchent à diversifier leurs voies d’acheminement. C’est précisément dans cette optique que l’Irak et la Syrie ont officialisé un accord visant à réhabiliter un oléoduc stratégique, ouvrant ainsi une nouvelle voie de contournement pour l’or noir.

 

Renaissance de l’axe Bagdad-Damas

Bagdad et Damas ont signé cet accord lors d’un sommet de la Chambre de commerce à Washington portant sur les investissements américains en Irak. Les Américains ont capté une marge réelle pour augmenter la production de pétrole et réduire les dépendances vis-à-vis de voisins hostiles.

L’oléoduc s’étend de Kirkouk, dans le nord de l’Irak, jusqu’à la côte méditerranéenne de la Syrie, avec une capacité nominale de 700 000 barils par jour. Il est fermé depuis qu’il a été endommagé lors de l’invasion de l’Irak par les États-Unis en 2003.

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L’Irak, deuxième plus grand producteur de pétrole de l’OPEP, a lourdement souffert des perturbations du trafic de pétroliers dans le détroit d’Ormuz pendant la guerre entre les États-Unis et l’Iran. Bagdad dépend de sa ville portuaire méridionale de Bassora, sur le golfe Persique, en raison des options limitées d’oléoducs pour acheminer son pétrole vers les marchés mondiaux. La production de pétrole de l’Irak a chuté de plus de 50 % pour atteindre environ 1,9 million de barils par jour en juin, contre environ 4,2 millions de barils par jour en février.

 

Quid de la menace d’infrastructure globale ?

Plusieurs États du Golfe souhaitent étendre la capacité de leurs oléoducs afin de réduire leur dépendance à l’égard d’Ormuz. Les Émirats arabes unis construisent un deuxième oléoduc vers le port de Fujaïrah, sur le golfe d’Oman, ce qui doublerait leur capacité d’exportation en dehors du détroit. L’Arabie saoudite envisage d’étendre de 2 millions de barils par jour son oléoduc menant à la mer Rouge.

Mais si les oléoducs peuvent servir de couverture contre les risques géopolitiques dans le détroit d’Ormuz, ils ne résolvent pas la menace sous-jacente que fait peser l’Iran sur les infrastructures énergétiques de la région. Le problème n’est pas la voie navigable. Les derniers mois ont montré que l’Iran peut utiliser des armes pour attaquer les installations de chargement, les stations de pompage, les stations d’arrivée, ces terminaux ainsi que les unités de stockage de ces oléoducs.

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