Panoro Energy accélère son expansion africaine. Le groupe énergétique norvégien vient d’annoncer l’acquisition, auprès de DNO ASA, d’une participation indirecte de 9,09 % dans le bloc gazier ivoirien CI-27, pour un montant de 80 millions de dollars. Une opération qui marque son entrée en Côte d’Ivoire, quelques mois seulement après avoir renforcé sa présence en Guinée équatoriale.

Le bloc CI-27, cela dit en passant, produit principalement du gaz naturel destiné à l’alimentation électrique d’Abidjan – la capitale économique -, dans le cadre d’un contrat de vente à long terme. Et les résultats sont déjà visibles. Selon les chiffres qui publiés par l’entreprise, la part acquise par Panoro a généré une production nette de 3 334 barils équivalent pétrole par jour au premier semestre 2026, et représente 9,4 millions de barils équivalent pétrole de réserves prouvées et probables (2P), auxquelles s’ajoutent 5 millions de barils équivalent pétrole de ressources contingentes (2C).

Grâce à cette acquisition, la production nette proforma du groupe atteint désormais environ 20 800 barils équivalent pétrole par jour, rapprochant Panoro de son objectif de dépasser les 25 000 barils équivalent pétrole par jour à l’horizon 2028. Il s’agit de sa deuxième opération stratégique depuis le début de l’année, confirmant la volonté du groupe de consolider son statut d’acteur énergétique indépendant à vocation panafricaine, se félicite l’entreprise.

Un dynamisme régional qui contraste avec l’inertie tunisienne

Cette opération illustre surtout l’appétit croissant des investisseurs pour le secteur gazier africain, alors que plusieurs pays du continent misent de plus en plus sur leurs ressources pour répondre à leurs besoins en électricité. Un mouvement dont la Tunisie, pourtant dotée d’un potentiel gazier et pétrolier réel, peine à tirer profit, malheureusement.

Pendant que la Côte d’Ivoire attire des investissements structurants et que la Guinée équatoriale consolide son attractivité, le secteur des hydrocarbures tunisien reste englué dans l’attentisme : cadre réglementaire jugé peu incitatif, lenteur administrative, absence de véritable stratégie de valorisation des gisements existants, etc. Résultat, les majors et les indépendants qui multiplient les acquisitions ailleurs sur le continent regardent la Tunisie de loin, quand ils ne s’en détournent pas carrément.

À l’heure où ses voisins transforment leurs ressources gazières en leviers de croissance et d’attractivité, la Tunisie continue de gérer son secteur énergétique au fil de l’eau, sans initiative forte pour inverser la tendance.

Rappelons au passage que Panoro est présente en Tunisie depuis 2018 et détient des participations dans plusieurs concessions pétrolières, notamment Ras El Besh, El Hajeb Guebiba et Cercina Sud, ainsi que dans le permis offshore de Sfax (SOEP) et les champs historiquement exploités via TPS (ex-OMV), dont le champ d’El Ain dans la concession de Gremda (Sfax)…

Quant aux investissements réalisés, ils concernent l’acquisition de DNO-Tunisia AS en 2018, marquant l’entrée de Panoro sur le marché tunisien ; puis l’acquisition d’OMV Tunisia Upstream GmbH (trois mois plus tard) pour 65 millions de dollars, avec une participation de 49 % dans des champs pétroliers en production ; il y a aussi l’acquisition des 40 % de Beender Tunisia Petroleum dans Sfax Petroleum Corp. pour environ 18,2 millions de dollars ; et, en 2024, l’émission obligataire de 150 millions de dollars (taux de 10,25 %, échéance à 5 ans), en partie destinée à accélérer la croissance des activités tunisiennes du groupe.

Voilà pourquoi le management de Panoro considère que le marché tunisien possède un vrai potentiel d’investissement dans le secteur gazier et pétrolier. L’espoir est donc permis pour faire revenir les majors et/ou les moyennes compagnies du secteur.

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Les marchés obligataires européens subissent une nouvelle vague de ventes, poussant les rendements à des niveaux inédits depuis plusieurs années. Inflation, hausse du pétrole et inquiétudes sur les finances publiques alimentent la tension…

Les rendements des obligations souveraines de la zone euro ont atteint mercredi 19 août des sommets pluriannuels, avant de se détendre légèrement après l’annonce par le Trésor américain d’un renforcement de son programme de rachats d’obligations à long terme.

Le rendement du Bund allemand à dix ans, référence du marché obligataire européen, a atteint 3,275 %, son plus haut niveau depuis quinze ans, avant de revenir autour de 3,258 %. Le rendement allemand à 30 ans a également atteint son niveau le plus élevé depuis 2011.

Les obligations françaises et italiennes à dix ans ont, elles aussi, franchi temporairement le seuil de 4,1 %, témoignant de la pression qui s’exerce désormais sur l’ensemble de la courbe européenne.

Inflation et dette sous surveillance

La remontée des rendements traduit d’abord les inquiétudes des investisseurs concernant l’inflation. La hausse des prix du pétrole, liée aux tensions géopolitiques au Moyen-Orient et aux perturbations du trafic énergétique, nourrit les craintes d’un regain inflationniste. Le Brent a dépassé 92 dollars le baril. Mais les marchés s’inquiètent également de l’augmentation des besoins de financement des États européens et de la progression de leurs niveaux d’endettement. L’offre importante de nouvelles obligations contribue à accentuer la pression sur les prix des titres existants et donc à pousser leurs rendements à la hausse.

La demande s’est d’ailleurs révélée relativement faible lors d’une émission allemande de 3,8 milliards d’euros d’obligations à dix ans, autre signal de la prudence des investisseurs.

La BCE de nouveau sous pression

La remontée des rendements modifie également les anticipations concernant la politique monétaire européenne. Les marchés intègrent désormais environ 45 points de base de hausses supplémentaires des taux de la BCE cette année, contre 40 points précédemment. Cette évolution constitue un changement notable alors que les investisseurs anticipaient auparavant une stabilisation, voire un assouplissement progressif de la politique monétaire.

La combinaison d’une inflation persistante, d’un pétrole plus cher et de déficits publics élevés complique donc considérablement la tâche de la Banque centrale européenne…

Le mouvement reste cependant fragile. Les investisseurs continuent de surveiller l’évolution du pétrole, de l’inflation et des finances publiques. Après plusieurs années de taux exceptionnellement bas, les marchés obligataires européens semblent désormais entrer dans une période où le coût de la dette et le risque inflationniste redeviennent des facteurs centraux de la politique économique.

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La Libye veut attirer jusqu’à 40 milliards de dollars d’investissements pour développer ses ressources pétrolières et gazières et porter sa production de brut à 2 millions de barils par jour d’ici 2030. Mais des obstacles existent.

La Libye cherche à mobiliser entre 30 et 40 milliards de dollars d’investissements pour développer ses ressources en pétrole et en gaz, a déclaré Masoud Suleman, président de la National Oil Corporation (NOC), dans un entretien accordé  au Financial Times.

L’objectif est ambitieux : porter la production libyenne de brut, actuellement autour de 1,4 million de barils par jour, à environ 2 millions de barils par jour à l’horizon 2030.

La NOC affirme disposer encore de nombreuses ressources inexploitées. Plus de 60 champs pétroliers resteraient notamment à développer, offrant à la Libye un potentiel considérable d’augmentation de sa production.

Mais le manque de capitaux constitue l’un des principaux freins au développement du secteur. Après des années de conflit et de fragmentation politique, les infrastructures pétrolières ont souffert d’un sous-investissement chronique…

Le pays voudrait donc attirer davantage de capitaux étrangers et améliorer les conditions offertes aux investisseurs. Dans ce cadre, la NOC pourrait notamment privilégier des mécanismes contractuels permettant aux compagnies étrangères d’assumer une part plus importante des coûts initiaux de développement.

La Libye reste confrontée à un environnement particulièrement difficile. La rivalité entre les autorités de Tripoli et les forces de l’est, les problèmes de sécurité, la corruption et la contrebande de carburant compliquent les efforts visant à attirer durablement les investisseurs…

Pour Tripoli, l’enjeu dépasse cependant la seule production pétrolière. Les hydrocarbures constituent la principale source de revenus et de devises du pays. Une augmentation durable de la production permettrait de renforcer les finances publiques et de financer les infrastructures.

Le pari libyen reste ainsi considérable : transformer des ressources pétrolières abondantes mais sous-exploitées en investissements massifs, dans un pays où la stabilité politique et la sécurité demeurent les principales inconnues.

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La Tunisie et la Libye relancent leur coopération énergétique en Méditerranée grâce à un nouvel appel d’offres international portant sur l’exploration d’une zone offshore d’environ 3 000 kilomètres carrés et sur la mise en valeur du gisement de pétrole et de gaz de Zarat, à cheval sur la frontière maritime entre les deux pays. Cette initiative est portée par Joint Oil, une coentreprise tuniso-libyenne active depuis 1988.

S’appuyant sur des informations communiquées par Joint Oil et son conseiller stratégique, Moyes & Co, Energy-Pedia a dévoilé le calendrier de l’opération : le processus débute le 7 septembre et s’achève le 31 décembre 2026, les entreprises intéressées devant soumettre leurs offres au plus tard le 8 janvier 2027. Le résultat sera annoncé le 26 février, et l’attribution définitive des contrats pour le 30 avril.

Le projet comprend deux volets distincts. Le premier concerne le «bloc Joint Oil», une zone d’environ 3 000 kilomètres carrés située dans le bassin offshore Gabès-Tripoli, par des profondeurs d’eau allant de 80 à 120 mètres. Le partenaire sélectionné devra poursuivre l’exploration de nouvelles structures pétrolières et gazières dans le cadre d’un accord de partage de production.

Environ 6 500 kilomètres de données sismiques 2D et 1 900 kilomètres carrés de relevés 3D sont déjà disponibles pour cette zone, auxquels s’ajoutent les données issues de cinq puits d’exploration forés entre 1976 et 2010.

Le second volet porte sur Zarat, un gisement avéré s’étendant de part et d’autre de la frontière maritime tuniso-libyenne ; Joint Oil entend le développer comme une ressource pétrolière et gazière unique, via des accords de développement, d’unification («unitization») et de gestion conjointe.

La zone se trouve également à proximité d’infrastructures et de gisements déjà en production — notamment Bouri, Al Jurf et Bahr Essalam côté libyen, ainsi qu’Ashtart, Miskar, Didon et Hasdrubal côté tunisien — une proximité susceptible de réduire les coûts de traitement et de transport des nouveaux hydrocarbures.

Joint Oil est détenue conjointement par des entreprises publiques des deux pays : l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (Etap) pour la Tunisie et Ola Energy Holdings pour la partie libyenne.

La société a chargé le groupe américain Moyes & Co. de rechercher des partenaires internationaux expérimentés dans le développement offshore.

Cette nouvelle démarche marque la relance d’un projet présenté au marché en 2023, mais qui n’avait pas suscité un intérêt suffisant de la part des investisseurs.

Le calendrier annoncé au printemps — qui prévoyait initialement le lancement de l’appel d’offres au 1^er août — a depuis été reporté au mois de septembre.

Pour Tunis, cette initiative revêt une importance particulière compte tenu du déclin continu de la production nationale. Selon les dernières données de l’Observatoire national de l’énergie, la production tunisienne de pétrole brut a reculé de 6 % en glissement annuel à fin juin 2026, tandis que le taux d’indépendance énergétique du pays est tombé à 34 %, contre 38 % à la même période en 2025.

Toutefois, cet appel d’offres ne signifie ni l’annonce d’une nouvelle découverte ni le démarrage immédiat de la production. À ce stade, l’objectif est de sélectionner des opérateurs et de réunir les capitaux nécessaires pour transformer le potentiel de la zone offshore partagée — ainsi que la découverte de Zarat, déjà identifiée — en un projet industriel économiquement viable.

Il convient de rappeler dans ce contexte que lors d »une visite, le 16 mars 2023, à l’Etap, le président de la république Kaïs Saïed avait déclaré que dans l’affaire du partage du plateau continental avec la Libye, «la Tunisie a reçu des miettes». Et à réclamer un partage du gisement pétrolier d’El Bouri et du plateau continental à parts égales entre les deux voisins. Selon lui, avec ses 23 000 barils par jour, le gisement, situé à 120 kilomètres des côtes libyennes, peut couvrir les besoins de la Tunisie et au-delà.

I. B.

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Le champ pétrolier de Sharara produit désormais environ 335 000 barils par jour, dépassant les niveaux de capacité habituellement cités pour le site. Cette performance intervient quelques jours après les attaques de drones contre Zawiya, qui avaient ravivé les craintes sur la sécurité des infrastructures pétrolières libyennes. Malgré la fragmentation politique et les risques sécuritaires, le secteur pétrolier poursuit ainsi sa remontée, avec un objectif national de 2 millions de barils par jour à terme.

Sharara franchit un nouveau seuil

L’information a été annoncée lundi 17 août lors de la réunion technique et financière d’Akakus Oil Operations, qui exploite le champ de Sharara.

La production atteint environ 335 000 barils par jour, contre une capacité habituellement située entre 300 000 et 320 000 barils par jour. La National Oil Corporation (NOC) vise désormais environ 355 000 barils par jour d’ici la mi-2027.

Ce niveau constitue toutefois une performance ponctuelle et ne doit pas être interprété comme une capacité durablement installée. La production reste soumise aux contraintes techniques et aux conditions sécuritaires qui caractérisent le secteur pétrolier libyen.

Une performance malgré les attaques

Le calendrier de cette annonce est révélateur. Quelques jours auparavant, des attaques de drones contre Zawiya, infrastructure pétrolière stratégique de l’ouest du pays, avaient fait craindre de nouvelles perturbations.

Le secteur montre pourtant une résistance remarquable. La production nationale avait atteint 1,44 million de barils par jour en juin, son niveau le plus élevé depuis 2013, selon des données rapportées par Reuters.

Tripoli ambitionne désormais de porter progressivement cette production à 2 millions de barils par jour.

Le contraste avec la situation politique est saisissant : pendant que le pays reste partagé entre institutions et forces rivales, son industrie pétrolière retrouve des niveaux de production qui renforcent son poids économique.

Les majors continuent de miser sur la Libye

Cette dynamique explique aussi pourquoi les grandes compagnies internationales ne désertent pas le pays malgré les risques.

Akakus Oil Operations compte parmi ses partenaires Repsol, TotalEnergies, OMV et Equinor. Leur présence traduit l’attractivité persistante des ressources libyennes, mais aussi l’importance stratégique de la continuité de la production.

Le pétrole demeure en effet le principal actif économique capable de générer rapidement des revenus pour un pays dont les institutions restent profondément fragmentées.

Le pétrole au cœur de l’après-division

La progression de Sharara dépasse donc la seule dimension énergétique. Elle intervient alors que les acteurs libyens négocient, directement ou indirectement, les contours de la future organisation politique du pays.

Or, derrière la bataille institutionnelle se profile une autre question : qui contrôlera les ressources et comment les revenus pétroliers seront-ils répartis ?

Plus la production augmente, plus cet enjeu devient central.

La hausse enregistrée à Sharara ne signifie évidemment pas que le secteur est à l’abri des tensions. Les attaques contre les infrastructures rappellent sa vulnérabilité. Mais elle montre que, malgré la division politique, la machine pétrolière libyenne continue d’avancer.

À terme, cette capacité à produire davantage pourrait même renforcer la valeur stratégique du pétrole dans la bataille pour l’après-division.

Lire aussi :

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Les cours du pétrole ont légèrement reculé ce lundi 17 août, après leurs fortes progressions de la semaine précédente. Le marché reste toutefois soutenu par les tensions au Moyen-Orient et le ralentissement du trafic maritime dans le détroit d’Ormuz.

Les prix du pétrole ont marqué le pas lundi 17 août, après avoir enregistré d’importants gains la semaine précédente. Le marché reste dominé par les incertitudes géopolitiques au Moyen-Orient et par l’évolution de la situation dans le détroit d’Ormuz. Les contrats à terme sur le Brent pour livraison en octobre reculaient de 0,18 %, à 88,36 dollars le baril. Le West Texas Intermediate (WTI) américain pour livraison en septembre abandonnait pour sa part 0,63 %, à 81,88 dollars.

Ce léger repli intervient après une semaine particulièrement favorable aux cours. Le Brent avait gagné 5,95 % et le WTI 5,4 %, dans un contexte marqué par plusieurs attaques contre des navires pétroliers dans le détroit d’Ormuz ainsi que contre une installation pétrolière en Arabie saoudite ce matin

Le principal facteur de soutien des cours demeure le ralentissement du trafic maritime dans le détroit d’Ormuz, l’une des principales artères énergétiques mondiales. Les données de suivi maritime montrent une nette diminution du nombre de navires traversant le détroit. Seulement quatre navires commerciaux y ont transité samedi et aucun n’a été enregistré dimanche, contre 31 navires durant le week-end précédent. Cette contraction du trafic renforce les inquiétudes concernant la capacité des exportateurs du Golfe à maintenir leurs flux pétroliers dans des conditions normales.

Les négociations américano-iraniennes dans l’impasse

Les marchés restent également attentifs à l’évolution des relations entre Washington et Téhéran. Les espoirs d’une reprise rapide des négociations se sont affaiblis après les déclarations du ministre iranien des Affaires étrangères, Abbas Araghtchi, selon lesquelles l’Iran n’avait pas encore décidé de reprendre les discussions avec les États-Unis.

De son côté, Donald Trump a appelé les Américains à accepter une légère hausse des prix de l’essence tant que le conflit se poursuit. Cette absence de visibilité entretient une prime de risque importante sur les marchés pétroliers…

Par ailleurs, la forte progression de la semaine dernière traduit le retour d’une prime géopolitique dans les cours, alors que les marchés anticipaient auparavant une possible détente entre les États-Unis et l’Iran.

Les analystes estiment toutefois que le potentiel de hausse immédiate reste limité tant que de nouvelles attaques importantes contre les infrastructures pétrolières ou les navires ne sont pas confirmées…

Le risque reste concentré sur Ormuz

La situation dans le détroit demeure donc le principal indicateur à surveiller. Une nouvelle attaque contre un pétrolier ou une infrastructure énergétique pourrait rapidement provoquer une nouvelle poussée des cours, en raison de la faiblesse actuelle du trafic maritime. À l’inverse, une reprise des négociations entre Washington et Téhéran et une amélioration de la sécurité dans le détroit pourraient réduire rapidement la prime géopolitique.

Pour l’heure, le marché reste prudent. Le Brent évolue au-dessus de 88 dollars le baril, tandis que les opérateurs évaluent simultanément les risques pesant sur l’offre et les perspectives de normalisation du trafic énergétique au Moyen-Orient.

L’article Pétrole : le Brent recule, mais reste au-dessus des 88 dollars est apparu en premier sur Leconomiste Maghrebin.

La coopération énergétique entre la Tunisie et la Libye se concrétise davantage. La société mixte tuniso-libyenne Joint Oil a actualisé le calendrier de son appel d’offres international destiné à attirer des partenaires pour l’exploration du bloc offshore « Joint Oil » et le développement de la découverte de Zarat.

Selon les informations publiées le 12 août par Energy-Pedia, sur la base des éléments communiqués par Joint Oil et son conseiller stratégique Moyes & Co, la nouvelle procédure sera officiellement ouverte le 7 septembre 2026 et restera ouverte jusqu’au 31 décembre 2026. Les offres devront être déposées au plus tard le 8 janvier 2027. Les entreprises retenues devraient être informées le 26 février 2027, tandis que les attributions formelles sont attendues d’ici le 30 avril 2027.

Cette actualisation est importante, puisque le calendrier communiqué au printemps prévoyait initialement une ouverture le 1er août 2026 et une clôture à la fin novembre ou au début décembre. Le nouveau calendrier repousse donc le lancement effectif de la procédure au mois de septembre.

Deux opportunités pétro-gazières mises sur le marché

L’opération porte en réalité sur deux volets distincts. Le premier concerne l’exploration du « Joint Oil Block », un périmètre offshore d’environ 3 000 km² situé dans le bassin Gabès-Tripoli. Joint Oil cherche un partenaire capable de poursuivre l’exploration afin d’identifier de nouveaux gisements, prospects et structures géologiques, dans le cadre d’un accord de partage de l’exploration et de la production (EPSA).

Le bloc se situe à des profondeurs d’eau comprises entre 80 et 120 mètres et bénéficie d’un important volume de données sismiques, avec environ 6 500 kilomètres de données 2D et 1 900 km² de données 3D. Plusieurs forages ont également déjà été réalisés dans le périmètre.

Le deuxième volet concerne la découverte de Zarat et vise cette fois son développement en tant que ressource pétrolière et gazière unifiée. Le dossier prévoit notamment un Development and Production Sharing Agreement (DPSA), un accord d’unitisation ainsi que des accords relatifs à l’exploitation et aux services.

Le site de Joint Oil indique que la découverte de Zarat couvre la zone de Zarat North ainsi qu’une partie du Joint Oil Block. Le projet dispose notamment de données sismiques 2D et 3D, de plusieurs puits d’exploration et de données de réservoir permettant de préparer différents scénarios de développement.

Un projet à la frontière maritime tuniso-libyenne

L’intérêt de cette opération tient également à sa dimension transfrontalière. Joint Oil est une société commune créée en 1988 et associant l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières (ETAP) et OLA Energy Holdings, liée à la Libyan Investment Authority. Elle intervient dans les ressources en hydrocarbures de la zone offshore située entre les deux pays.

La zone proposée aux investisseurs se trouve dans le bassin Gabès-Tripoli, dans le prolongement géologique du bassin de Sabratha-Gabès. Elle est entourée de plusieurs champs pétroliers et gaziers déjà exploités ou connus, notamment El Bouri, El Jurf et Bahr Essalam côté libyen, ainsi que Hasdrubal, Ashtart, Miskar et Didon côté tunisien.

Cette proximité avec des infrastructures existantes constitue l’un des arguments avancés pour attirer des investisseurs : elle pourrait faciliter les opérations offshore, le traitement des hydrocarbures et leur acheminement vers les infrastructures d’exportation.

Lire aussi : Pétrole et gaz : La production nationale poursuit son repli

Une relance après une première tentative en 2023

Le lancement actuel n’est pas une première. Une précédente procédure avait été engagée en 2023 pour cette zone, mais elle n’avait pas permis d’attirer suffisamment d’investisseurs. Le Middle East Economic Survey (MEES) avait déjà fait état, en décembre 2023, d’une tentative de commercialisation de ces actifs offshore. En mai 2026, la publication spécialisée indiquait que Joint Oil relançait la procédure dans un contexte jugé plus favorable à l’investissement énergétique régional.

La relance intervient donc après plusieurs années durant lesquelles le développement de ces ressources n’a pas abouti à l’arrivée d’un partenaire industriel ou financier suffisamment solide.

Pourquoi ce projet est stratégique pour la Tunisie

L’enjeu est particulièrement important pour la Tunisie, dont la production nationale d’hydrocarbures reste sous pression et dont la dépendance aux importations énergétiques pèse sur la balance commerciale.

Le développement de nouvelles ressources offshore pourrait, s’il aboutit à une production commerciale, contribuer à renforcer l’offre nationale de pétrole et de gaz. Mais il serait prématuré d’en déduire un impact immédiat sur la production ou sur les importations tunisiennes : aucun partenaire n’a encore été sélectionné et aucune décision finale d’investissement n’a été annoncée.

Il faut également distinguer deux étapes : l’exploration du Joint Oil Block, qui comporte un risque géologique inhérent à toute activité d’exploration, et le développement de Zarat, qui correspond à une découverte déjà documentée mais qui nécessite encore un schéma industriel et financier permettant son exploitation commerciale.

Un contexte énergétique libyen également favorable à l’exploration

La démarche intervient alors que la Libye cherche elle aussi à accroître ses investissements dans l’exploration pétrolière. En juin 2026, la National Oil Corporation (NOC) libyenne avait annoncé la signature d’accords définitifs avec plusieurs compagnies internationales ayant remporté la dernière procédure d’appel d’offres du pays, mettant fin à une longue période sans nouvelles entrées internationales dans certains projets d’exploration.

Le contexte n’est toutefois pas sans risques. La Libye reste confrontée à des problèmes de sécurité et à une forte instabilité politique. Début août, des attaques de drones avaient notamment visé le complexe pétrolier de Zawiya, même si la raffinerie elle-même n’avait pas été endommagée.

Pour les investisseurs, le dossier tuniso-libyen présente donc à la fois l’attrait d’un potentiel géologique important et les risques liés à l’environnement régional.

Les prochaines échéances

La prochaine étape sera désormais l’ouverture officielle de la procédure le 7 septembre 2026. Joint Oil prévoit par ailleurs de présenter l’opportunité aux investisseurs lors du London Mediterranean, Middle East & Africa Scout Group (MMEA), le 9 septembre, puis au World Energy Summit à Londres les 29 et 30 septembre 2026.

Le processus devrait ensuite suivre le calendrier suivant :

• 7 septembre 2026 : ouverture du nouvel appel d’offres ;
• 31 décembre 2026 : fin de la procédure ;
• 8 janvier 2027 : date limite de remise des offres ;
• 26 février 2027 : annonce des soumissionnaires retenus ;
• 30 avril 2027 au plus tard : attribution formelle des contrats.

À retenir

Il ne s’agit donc pas encore de l’annonce d’un nouveau gisement ni de la signature d’un contrat avec une compagnie pétrolière. La nouveauté est le lancement prochain d’une procédure internationale destinée à sélectionner des partenaires pour deux opérations : l’exploration du Joint Oil Block et le développement de Zarat.

L’enjeu dépasse ainsi la seule recherche de pétrole : pour la Tunisie et la Libye, le dossier constitue un test important de leur capacité à valoriser conjointement une zone offshore transfrontalière, à attirer des capitaux internationaux et à transformer des ressources géologiques identifiées en production énergétique.

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