L’ambassadeur de Tunisie en Chine a rencontré le directeur général de PowerChina pour faire avancer les projets énergétiques et d’infrastructures en cours, et promouvoir la Tunisie comme hub régional d’investissement.

La Tunisie et la Chine poursuivent le renforcement de leur coopération économique, notamment dans les secteurs stratégiques de l’énergie, de l’eau et des infrastructures. L’ambassadeur de Tunisie à Pékin, Adel Arbi, a reçu récemment Xu Degui, directeur général de PowerChina, géant mondial des énergies renouvelables et des grands travaux, pour faire le point sur les projets en cours et explorer de nouvelles perspectives de collaboration.

La rencontre, à laquelle ont également assisté le diplomate Mohamed Chadi Ballout, chargé du dossier économique, et Aymen Derbali, expert tunisien basé en Chine, a permis d’examiner l’état d’avancement des projets que PowerChina supervise actuellement en Tunisie. Parmi les axes discutés : le développement de nouveaux barrages, l’extension des capacités en énergie solaire, ainsi que la réalisation d’infrastructures à grande échelle.

Selon un communiqué de l’Ambassade de Tunisie en Chine publié ce mercredi 4 juin 2025, la partie tunisienne a mis en avant les récentes réformes législatives facilitant l’investissement, avec un accent sur les incitations fiscales, les simplifications administratives et les avantages accordés aux partenaires étrangers. Ces mesures visent à positionner la Tunisie comme plateforme d’accès privilégiée aux marchés maghrébin, européen et africain.

De son côté, PowerChina s’est montrée intéressée par un renforcement de sa présence sur le territoire tunisien et par la possibilité d’exporter son expertise à travers des projets régionaux en partenariat avec la Tunisie.

Cette réunion s’inscrit dans une stratégie plus large de diplomatie économique engagée par Tunis, qui cherche à attirer davantage d’investissements directs étrangers (IDE) et à diversifier ses partenariats avec les grandes puissances industrielles.

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TotalEnergies Marketing Tunisie annonce la nomination de Ouafa Kourdaa au poste de directrice générale, succédant à Mutaz Nazzal. Cette nomination marque un jalon important pour le leadership féminin dans le secteur de l’énergie en Tunisie.

Forte de plus de 12 ans d’expérience au sein de TotalEnergies, Ouafa Kourdaa a occupé plusieurs postes stratégiques, dont vice-présidente de la stratégie d’entreprise, responsable du développement commercial du réseau autoroutier en France et responsable des stations-service. Elle a également travaillé comme consultante principale chez Capgemini, spécialisée dans la stratégie de croissance, la transformation d’entreprise et la gestion de projet.

Diplômée de l’ESCP Business School et formée à l’Institut des Hautes Études de l’Entreprise (IHEE), elle combine rigueur analytique et leadership de proximité. Dans son discours inaugural, elle a souligné l’importance des partenariats durables et des relations humaines, affirmant : « Ce sont des partenariats de longue date qui se transforment en amitié ; c’est la beauté des relations humaines que nous tissons au quotidien. »

Sous sa direction, TotalEnergies Marketing Tunisie entend consolider ses partenariats, améliorer l’excellence opérationnelle et renforcer son ancrage local, tout en poursuivant une dynamique de croissance et d’innovation.

Cette nomination est également un signal fort pour la promotion du leadership féminin dans le secteur énergétique en Tunisie, soulignant la capacité des professionnelles tunisiennes à occuper des postes stratégiques à haute responsabilité.

La production nationale de pétrole brut s’est située à 629 kt à fin juin 2025 enregistrant ainsi une baisse de 9% par rapport à fin juin 2024, c’est ce qui ressort du rapport sur la conjoncture énergétique pour juin 2025, publié par l’observatoire national de l’énergie et des mines.

Cette baisse a touché la plupart des principaux champs; à savoir à savoir Nawara (-54%), Ashtart (-19%), El Hajeb/Guebiba (-19%), Barka (-79), Gherib (-21%), Halk el Manzel (-13%), Sidi marzoug (-4%), Hasdrubal (-9%) et Adam (-7).

D’autres champs ont enregistré, par contre, une amélioration de production à savoir Ezzaouia (+83%), Gremda/El Ain (+179%), D.S.T (+69%), M.L.D (+12%) et Bir Ben Tartar (+17%).

La moyenne journalière de la production de pétrole est passée de 29,6 mille barils/j à fin juin 2024 à 27 mille barils/j à fin juin 2025.

Légère hausse de la demande des produits pétroliers

La demande nationale de produits pétroliers, a enregistré entre fin juin 2024 et fin juin 2025, une légère hausse de 1% pour se situer à 2248 ktep.

L’observatoire a fait état d’une hausse de 2 % pour l’essence, 3% pour le jet d’aviation et pour le coke de pétrole. Cependant, la demande du gasoil a enregistré une quasi-stabilité.

La structure de la consommation des produits pétroliers n’a pas connu de changement significatif entre fin juin 2024 et fin juin 2025, à l’exception de quelques produits, notamment le fuel dont la part est passée de 4 % à 3 % et le GPL de 17 % à 18 % sur la même période.

La consommation de carburants routiers a enregistré entre fin juin 2024 et fin juin 2025, une légère hausse de1%. Elle représente 63% de la consommation totale des produits pétroliers.

La consommation de GPL a enregistré, entre fin juin 2024 et fin juin 2025, une hausse de 8%. La consommation de coke de pétrole a enregistré une hausse de 3% fin juin 2024 et fin juin 2025 (données partiellement estimées). Ce produit est utilisé exclusivement par les cimenteries et qu’il est substituable par le gaz naturel et le fuel lourd.

D’autre part, la consommation de jet aviation a enregistré une hausse de 3% à fin juin 2025 par rapport à la même période de l’année précédente.

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Les ressources en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) ont atteint 1000 ktep, à fin juin 2025, enregistrant ainsi une baisse de 9% par rapport à la même période de l’année précédente, c’est ce qui ressort du rapport sur la conjoncture énergétique pour juin 2025, publié par l’observatoire national de l’énergie et des mines.

En effet, la production du gaz commercial sec a diminué de 5%, alors que la redevance sur le passage du gaz algérien a enregistré une baisse de 14% à fin juin 2025 par rapport à fin juin 2024 en se situant à 424 ktep.

Il convient de noter que le Champ Hasdrubal et celui de Nawara ont enregistré une baisse respectivement de 11% et de 31%. De même, pour le champ Miskar dont la production a régressé de 2%.

Pour ce qui est du Gaz commercial du sud, sa production a connu une hausse de 9%, à fin juin 2025, par rapport à la même période de l’année écoulée.

L’observatoire a mis l’accent sur la baisse du forfait fiscal sur le transit de gaz d’origine algérienne de 14% à fin juin 2025 par rapport à fin juin 2024.

Par ailleurs, la répartition de la redevance totale entre la redevance cédée à la STEG et la redevance exportée montre que la plus grande partie est cédée à la STEG (100% pour le mois de juin 2025).

A signaler qu’un dépassement des prélèvements STEG sur la redevance revenant à l’Etat Tunisien a été enregistré en juin 2025 d’une quantité de 76 millions de Cm3, en cours de régularisation.

S’agissant des achats du gaz algérien, ils ont enregistré une hausse de 23%, entre fin juin 2024 et fin juin 2025, pour se situer à 1290 ktep.

L’approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une hausse de 10 % entre fin juin 2024 et fin juin 2025 pour se situer à 2302 ktep.

Hausse de 10% de la demande de gaz naturel

La demande totale de gaz naturel a enregistré une hausse de 10% entre fin juin 2024 et fin juin 2025 pour se situer à 2293 ktep-pci. La demande pour la production électrique a enregistré une hausse de 13%, celle pour la consommation finale a augmenté aussi de 4%.

Le secteur de la production électrique reste, de loin, le plus grand consommateur de gaz naturel (69% de la demande totale à fin juin 2025), la production électrique est en effet basée sur le gaz naturel d’environ 94%.

La baisse de la demande du secteur électrique est due à la limitation de la disponibilité du gaz naturel et ne reflète pas la demande du secteur électrique.

Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande de gaz naturel a connu une hausse de 4% pour se situer à 715 ktep-pci. La demande des clients moyenne et basse pression a enregistré une hausse de 4% et celle des clients haute pression a enregistré une augmentation de 5%.

La consommation spécifique globale des moyens de production électrique a enregistré une hausse de 11% à fin juin 2024 et à fin juin 2025 pour se situer à 209 tep/GWh.

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Les ressources d’énergie primaire se sont situées à 1.8 Mtep à fin juin 2025, enregistrant ainsi une baisse de 8% par rapport à la même période de l’année 2024.

Selon le rapport sur la conjoncture énergétique pour mai 2025, publié par l’observatoire national de l’énergie et des mines, cette baisse est due principalement à la diminution de la production nationale du pétrole brut et du gaz naturel.

Les ressources d’énergie primaire restent dominées par la production nationale de pétrole et du gaz qui participent tous les deux à hauteur de 70% de la totalité des ressources d’énergie primaire.

La part de l’électricité renouvelable (production STEG et privée et autoproduction) reste timide et ne représente que 3% des ressources primairesLa demande d’énergie primaire a enregistré entre fin juin 2025 et fin juin 2024 une hausse de 6%: la demande du gaz naturel a augmenté de 10% et celle des produits pétroliers a enregistré une légère hausse de 1%.

La structure de la demande en énergie primaire a enregistré un léger changement, ajoute la meme source, précisant que la part de la demande des produits pétroliers est passée de 51% à fin juin 2024 à 49% durant la même période de 2025. La part du gaz naturel a augmenté, par contre, de 48 % à fin juin 2024 à 50% à fin juin 2025.

Le bilan d’énergie primaire fait apparaître à fin juin 2025, un déficit de 2.8 Mtep, enregistrant ainsi une hausse de 17% par rapport à fin juin 2024. Le taux d’indépendance énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire par la consommation primaire, s’est situé à 38% à fin juin 2025 contre 44% à fin juin 2024.

sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique se limiterait à 29% à fin juin 2025, contre 33% durant la même période de 2024.

Les exportations des produits énergétiques ont enregistré une baisse en valeur de 38% accompagnée par une baisse des importations en valeur de 15%.

Le déficit de la balance commerciale énergétique est passé de 5577 MDT à fin juin 2024 à 5188 MDT à fin juin 2025, soit une baisse de 7% (en tenant compte de la redevance du gaz algérien exportée).

Les échanges commerciaux dans le secteur de l’énergie sont très sensibles à trois facteurs à savoir les quantités échangées, le taux de change $/DT et les cours du Brent , qualité de référence sur laquelle sont indexés les prix du brut importé et exporté ainsi que les produits pétroliers, précise la même source.

Et de rappeler qu’ au cours du mois de juin 2025, les cours du Brent ont enregistré une baisse de 11$/bbl par rapport au mois de juin 2024 : 82.6$/bbl en juin 2024 contre 71.5 $/bbl en juin 2025 et 64$/bbl courant le mois de mai 2025.

Au cours de la même période, le Dinar tunisien a enregistré une baisse de 6% par rapport au Dollar américain, principale devise d’échange des produits énergétiques en comparaison avec la même période de l’année dernière.

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Le bilan énergétique de la Tunisie au premier semestre 2025 révèle une situation complexe, marquée par une baisse de la production nationale et une augmentation de la demande. Selon le rapport de l’Observatoire national de l’énergie et des mines, les ressources d’énergie primaire ont diminué de 8% par rapport à 2024, s’établissant à 1,8 million de tonnes d’équivalent pétrole (Mtep). Cette régression est principalement due au déclin de la production de pétrole brut et de gaz naturel.

Parallèlement, la demande en énergie primaire a grimpé de 6%, tirée par une hausse de 10% de la consommation de gaz naturel et une légère augmentation de 1% pour les produits pétroliers. Cette dynamique a modifié la structure de la demande : la part du gaz naturel est passée de 48% à 50% entre 2024 et 2025, tandis que celle des produits pétroliers a légèrement reculé.

L’écart croissant entre la production et la demande a entraîné une augmentation du déficit énergétique de 17%, atteignant 2,8 Mtep à fin juin 2025. En conséquence, le taux d’indépendance énergétique du pays a chuté, passant de 44% à 38%. Ce taux se réduirait même à 29% sans la redevance sur le gaz algérien.

Malgré une baisse de 7% du déficit de la balance commerciale énergétique, ce secteur reste extrêmement sensible aux fluctuations des prix du Brent et des taux de change. Les exportations ont baissé de 38% en valeur, et les importations de 15%. La dépréciation de 6% du dinar tunisien par rapport au dollar américain a également pesé sur les échanges.

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L’Agence nationale algérienne pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ANNET ou ALNAFT) et la société américaine Occidental Petroleum ont signé, dimanche 17 août 2025, deux conventions pour la réalisation d’études visant à évaluer le potentiel pétrolier dans deux zones.

Les deux accords portent sur les zones d’Awabid et de Dhahar, situées respectivement dans la zone de Banoud et la partie nord des bassins de Berkine et d’Oued Mia, selon un communiqué de la Société nationale des pétroles.

Le communiqué explique que les deux accords, qui s’inscrivent dans le cadre du renforcement de la coopération entre ALNAFT et Occidental Petroleum, visent à créer de nouvelles opportunités d’investissement dans le domaine de l’exploration et du développement des hydrocarbures, selon Algérie Presse Services (APS).

Occidental Petroleum, dont le siège social est situé aux États-Unis, est une société énergétique disposant d’un portefeuille diversifié d’actifs internationaux. En Algérie, l’entreprise est active dans plusieurs projets majeurs depuis les années 1980.

« Les deux accords d’étude signés entre ALNAFT et Occidental Petroleum incarnent l’engagement des deux sociétés à coopérer pour améliorer l’évaluation et la valorisation du secteur minier des hydrocarbures ».

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