Trente-quatre ans après sa mise au jour dans le golfe de Gabès, le gisement de Zarat n’a toujours pas été mis en production. La société mixte tuniso-libyenne Joint Oil ouvre un nouveau round d’appel d’offres, avec un calendrier s’étalant de septembre 2026 à avril 2027, pour tenter de trouver le partenaire capable de le développer.

Un gisement découvert en 1992 mais jamais exploité : c’est ce dossier que la Tunisie tente à nouveau de faire avancer. Zarat, situé au large du golfe de Gabès, fait l’objet d’un nouvel appel d’offres porté par Joint Oil, qui espère cette fois convaincre un opérateur de franchir le pas vers la production commerciale.

Plusieurs forages menés sur le site ont confirmé la présence d’hydrocarbures, avec un potentiel mixte, à la fois gazier et pétrolier. Il ne s’agit donc pas d’une zone vierge de toute exploration, mais d’une découverte dont la valorisation reste, plus de trente ans après, à concrétiser. Les données techniques disponibles évoquent, dans un scénario médian, environ 0,4 trillion de pieds cubes de gaz récupérable, auxquels s’ajoutent 50 millions de barils de liquides.

L’emplacement du gisement pourrait jouer en sa faveur : sa proximité avec les ports et infrastructures de Sfax et de Zarzis est présentée comme un atout pour faciliter un futur développement, ainsi que le traitement et l’évacuation de la production. Pour la Tunisie, mettre Zarat en production permettrait de mieux valoriser ses ressources offshore et de conforter sa production nationale d’hydrocarbures, à un moment où celle-ci recule tandis que la dépendance du pays aux importations énergétiques s’accroît. Le développement de cette découverte pourrait, dans ce contexte, alléger la pression pesant sur la balance énergétique nationale.

Un second volet consacré à l’exploration du Joint Oil Block

L’appel d’offres ne se limite pas à Zarat. Il porte également sur l’exploration du Joint Oil Block, un périmètre offshore d’environ 3.000 km² implanté dans le bassin de Gabès-Tripoli, en Méditerranée centrale, à des profondeurs d’eau comprises entre 80 et 120 mètres. Cette zone se situe dans l’espace maritime partagé entre la Tunisie et la Libye, au cœur du bassin pélagien. Sa localisation, à proximité de plusieurs actifs pétroliers et gaziers déjà en exploitation dans les deux pays, en constitue l’un des principaux arguments de vente auprès des investisseurs potentiels.

Le permis correspondant à ce bloc a été attribué en 1989. Il couvre une superficie d’environ 3.055 km², sur la marge méridionale de la Méditerranée centrale, à quelque 120 kilomètres au sud-est de Sfax et 150 kilomètres au nord-ouest de Tripoli, avec des profondeurs d’eau pouvant atteindre 120 mètres. Les campagnes d’exploration menées au fil des décennies ont permis de constituer une base de données géologique et sismique conséquente, comprenant 6.500 kilomètres de relevés sismiques 2D, 1.900 km² de données 3D, ainsi que plusieurs puits forés.

Un calendrier détaillé jusqu’en 2027

Joint Oil vient de dévoiler les nouvelles échéances de la procédure. Le processus s’ouvrira le 7 septembre 2026 et restera accessible jusqu’au 31 décembre de la même année. Les sociétés candidates auront ensuite jusqu’au 8 janvier 2027 pour déposer leurs propositions. L’annonce des candidats sélectionnés est prévue pour le 26 février 2027, avant des attributions formelles attendues au plus tard le 30 avril 2027.

Ce nouvel appel d’offres sera mis en avant lors de deux rendez-vous internationaux : à Londres, le 9 septembre, à l’occasion d’une réunion du Mediterranean, Middle East & Africa Scout Group, puis les 29 et 30 septembre, dans le cadre du World Energy Summit.

Joint Oil, un partenariat né d’un accord tuniso-libyen de 1988

L’opérateur à la manœuvre, Joint Oil Exploration, Exploitation and Petroleum Services Company, résulte d’un accord bilatéral signé entre la Tunisie et la Libye en 1988. Son capital est réparti à parts égales entre l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et la société libyenne OLA Energy Holdings. Instituée le 8 août 1988 par une convention entre les deux États, la société a ensuite été entérinée par la loi tunisienne n°89-10 du 1er février 1989.

Depuis sa création, Joint Oil concentre son activité sur l’exploration des ressources situées dans cette zone offshore à cheval entre les eaux tunisiennes et libyennes — un cadre dans lequel s’inscrivent aujourd’hui les deux volets de ce nouvel appel d’offres, entre relance d’une découverte ancienne et poursuite de l’exploration régionale.

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Presque deux fois plus cher qu’un an plus tôt : c’est la hausse du prix moyen de la tonne de Jet A-1 supportée par Tunisair entre avril et juin 2026, tandis que le trafic passagers recule légèrement sur le trimestre, mais progresse sur l’ensemble du semestre, et que la ponctualité, elle, s’améliore nettement.

Un an. Deux prix. Le coût moyen de la tonne de kérosène Jet A-1 a presque doublé chez Tunisair au deuxième trimestre 2026. En cause : une flambée des cours du Brent, amplifiée par un élargissement marqué du crack spread, l’écart entre le prix du pétrole brut et celui du carburant aviation. Sur l’ensemble du premier semestre, la facture pétrolière grimpe à 242 millions de dinars (MD), en hausse de 46,7 %, tirée par un bond de 93 % des seules dépenses en carburant (164 MD contre 85 MD un an plus tôt).

656 248 passagers ont volé avec la compagnie entre avril et juin, soit 1 % de moins qu’à la même période de 2025. Un repli que Tunisair attribue au déclenchement du conflit dans la région du Golfe, selon ses indicateurs d’activité. Sur l’ensemble du premier semestre 2026, la tendance est toutefois positive : la compagnie a transporté 1 196 899 passagers, contre 1 155 997 un an plus tôt, soit une progression de 3,5 %. Les revenus du transport de passagers suivent cette dynamique, atteignant 724,7 MD contre 708,8 MD (+2,2 %), pour une recette moyenne stable, autour de 605 dinars par passager.

Cette performance se traduit aussi par un renforcement de la position concurrentielle de la compagnie : sa part de marché s’établit à 22,3 % sur l’ensemble du semestre (contre 21,8 % un an plus tôt), et à 20,5 % sur le seul deuxième trimestre.

Les chiffres d’exploitation du trimestre suivent une tendance plus baissière. Le taux de remplissage kilométrique tombe à 71,6 %, contre 75,2 % un an plus tôt. Le coefficient de chargement recule à peine, de 62,7 % à 62,4 %. Seule la recette moyenne résiste, restant stable sur un an.

Cette contre-performance trimestrielle masque cependant de réels gains d’efficacité opérationnelle sur le semestre. Exploitant une flotte stable de 19 appareils (7 en propriété, 3 en leasing financier, 9 en location longue durée), Tunisair a fait passer l’utilisation quotidienne de ses avions de 7,50 à 9,42 heures par jour. Résultat : les heures de vol assurées avec sa propre flotte ont augmenté de 10,5 % sur le semestre (+16 % au deuxième trimestre), permettant de réduire de 46,5 % le recours, coûteux, aux affrètements extérieurs.

Côté ponctualité, la progression est nette. 39 % des vols étaient à l’heure au deuxième trimestre 2025 ; ils sont désormais 54 %, portant le taux de ponctualité à 47 % sur l’ensemble du semestre. Un motif de satisfaction qui s’accompagne d’une politique de rationalisation des coûts : les effectifs ont été ramenés à 2 465 employés au 30 juin 2026, contre 2 721 un an plus tôt (-9,4 %), et les loyers d’avions ont reculé de 7,7 % sur le semestre, à 84 MD. Les charges d’entretien et de réparation, elles, ont fortement augmenté (60 MD contre 15 MD un an plus tôt), pour garantir la disponibilité et la fiabilité technique de la flotte.

Ce redressement opérationnel contraste avec la trajectoire financière du groupe. Si les liquidités se sont nettement renforcées, à 153 MD au 30 juin 2026 contre 90 MD un an auparavant (+70 %), l’endettement global continue lui aussi de grimper, à 728 MD (+22,5 %), alourdi par de nouveaux crédits bancaires souscrits fin 2025 puis au début de 2026 pour financer le programme d’entretien et le besoin en fonds de roulement.

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