Les prix du pétrole ont légèrement reculé ce vendredi 28 août, pénalisés par les informations faisant état d’un possible accès américain aux réserves pétrolières du Venezuela et par les perspectives d’une reprise du trafic dans le détroit d’Ormuz.
Le Brent cède 0,3 %, à 89,45 dollars le baril, tandis que le WTI reculait de 0,2 %, à 83,39 dollars. Les deux références restaient toutefois orientées vers une baisse hebdomadaire de 4 à 5,5 %.
Le marché pétrolier reste suspendu aux évolutions géopolitiques. Après le rebond enregistré jeudi 27 apût, les cours ont repris leur mouvement de baisse ce vendredi matin, les investisseurs intégrant plusieurs signaux susceptibles d’améliorer les perspectives d’approvisionnement mondial.
Le premier concerne le Venezuela, dont les immenses réserves pourraient progressivement revenir davantage sur le marché international. Le second concerne le détroit d’Ormuz, où les perspectives d’une reprise partielle de la navigation réduisent la prime de risque attachée aux perturbations des exportations du Golfe.
Ainsi, l’administration américaine serait proche de conclure un accord lui donnant un accès à long terme à une partie des réserves de pétrole du Venezuela, rapporte Reuters. L’accord envisagerait notamment le développement de plusieurs champs pétroliers vénézuéliens par des entreprises américaines. Pour les marchés, cette perspective ouvre la possibilité d’une augmentation à terme de l’offre mondiale de brut. Mais les effets ne seraient pas immédiats. Les infrastructures pétrolières vénézuéliennes nécessitent d’importants investissements et travaux de remise à niveau. Une remontée significative de la production demanderait donc du temps.
Cette évolution intervient alors que le Venezuela envisagerait également de quitter l’OPEP, dans le contexte de son rapprochement avec Washington. Une telle décision donnerait théoriquement à Caracas davantage de liberté pour développer sa production et attirer des capitaux étrangers, sans être soumis aux contraintes collectives de l’organisation en matière de production…
Ormuz reste au centre des préoccupations
Le deuxième facteur qui pèse sur le pétrole concerne le détroit d’Ormuz, passage stratégique pour les exportations énergétiques du Golfe. L’Iran aurait indiqué préparer une liste de conditions pour permettre la réouverture de cette voie maritime. Parallèlement, des informations font état d’un accord entre l’Iran et Oman permettant la reprise d’une partie du trafic.
La perspective d’une réouverture, même partielle, réduit mécaniquement la prime de risque incorporée dans les cours. Avant la guerre entre les États-Unis et l’Iran, le détroit assurait le passage d’environ un cinquième du pétrole mondial…
Le pétrole reste ainsi particulièrement volatil, chaque nouvelle information pouvant modifier rapidement les anticipations concernant l’offre mondiale. Entre le retour potentiel du Venezuela sur le marché, la perspective d’une réouverture d’Ormuz et la persistance des tensions entre Washington et Téhéran, le marché pétrolier tente désormais de mesurer ce qui l’emportera : le retour de l’offre ou la persistance du risque géopolitique.
Les valeurs pétrolières et gazières asiatiques ont fortement reculé ce mercredi 26 août, dans le sillage de la baisse des cours du brut. La reprise des discussions entre l’Iran et Oman sur la navigation dans le détroit d’Ormuz alimente l’espoir d’une réouverture progressive de cette voie stratégique…
Les cours du pétrole ont poursuivi leur repli ce mercredi, le Brent reculant de 2,5 % à 86,41 dollars le baril, tandis que le WTI abandonnait 2,4 % à environ 80,42 dollars… Le mouvement est principalement lié aux discussions engagées entre Téhéran et Mascate autour d’un cadre provisoire permettant la navigation dans le détroit d’Ormuz. Le projet évoqué comprendrait notamment un corridor maritime temporaire et une coopération pour le déminage.
L’enjeu est considérable : avant le conflit, le détroit assurait le passage d’environ un cinquième des expéditions mondiales de pétrole et de GNL. Toute perspective de rétablissement de la navigation réduit donc mécaniquement les craintes de pénurie et exerce une pression à la baisse sur les prix.
Le recul du brut s’est immédiatement répercuté sur les grandes valeurs énergétiques de la région d’Asie. En Australie, Woodside Energy a perdu plus de 4 %, tandis que Santos reculait de près de 2 %. Le sous-indice énergétique du S&P/ASX 200 a abandonné 2,5 %, sa plus forte baisse intrajournalière depuis environ un mois. En Corée du Sud, la pression a été encore plus forte : SK Innovation a chuté de plus de 16 %, tandis que S-Oil a perdu 7 %. Au Japon, Eneos Holdings et Japan Petroleum Exploration ont reculé chacun d’environ 2 %.
Le marché mise sur une détente à Ormuz
Cette nouvelle baisse du pétrole traduit surtout un changement dans les anticipations des investisseurs. Après plusieurs semaines dominées par la crainte d’une perturbation durable des exportations du Golfe, les premiers signes de dialogue autour d’Ormuz font désormais espérer une amélioration des flux. Le marché reste néanmoins particulièrement sensible à l’évolution des négociations entre Washington et Téhéran, qui demeurent dans l’impasse, tandis que les États-Unis poursuivent leur pression économique sur l’Iran…
Le pétrole de l’Amérique du Nord et l’Amérique du Sud est en train de concurrencer sérieusement celui du Moyen-Orient et ce n’est pas uniquement lié au contexte géopolitique relatif à la guerre d’Iran. Le président américain Donald Trump a toujours soutenu aussi bien la multiplication des plateformes de forage que la production effrénée du gaz de schiste. C’est un nouveau paysage énergétique qui émerge et presque entièrement sous l’influence de Washington. Aujourd’hui, le fameux slogan de Trump lors de sa campagne présidentielle «Drill baby, drill!» (Fore chérie, fore!) est en train de se matérialiser.(La carte pétrolière mondiale bascule davantage vers le Texas et le reste des Amériques. Photographe : Daniel Acker/Bloomberg).
Imed Bahri
Selon une enquête de Bloomberg préparée par Javier Blas, la carte mondiale du pétrole se déplace de plus en plus vers le Texas et le reste des Amériques. Pendant quelques semaines en 2026, les Amériques ont produit près de la moitié du pétrole mondial. Ce fut un moment exceptionnel, même s’il fut de courte durée.
Il s’agissait en partie d’une anomalie statistique due aux circonstances exceptionnelles créées par la guerre d’Iran qui a paralysé une grande partie du secteur énergétique du Golfe mais c’était aussi un indicateur concret d’une forte augmentation de la production, déplaçant le centre de gravité du marché pétrolier mondial du Moyen-Orient.
L’augmentation de la production et le réalignement qui l’accompagne devraient se poursuivre jusqu’en 2027, voire bien au-delà, contrebalançant significativement la pression à la hausse sur les prix du pétrole résultant d’une guerre prolongée.
Jusqu’à présent, plusieurs facteurs ont contribué à maintenir les prix du pétrole à un niveau relativement bas par rapport au mois de mars. La mise à disposition des réserves stratégiques y contribue, tout comme les oléoducs qui contournent les goulets d’étranglement offshore.
La Chine a également drastiquement réduit ses importations, libérant ainsi davantage de barils pour d’autres acheteurs.
Boom pétrolier sur le continent américain
De plus, le volume de pétrole transitant par le détroit d’Ormuz reste supérieur à ce que l’on croit (ce n’est pas une fermeture totale comme au mois de mars lorsque la guerre battait son plein).
Toutefois, le boom pétrolier sur le continent américain constitue un autre facteur important.
Si la révolution du gaz de schiste américain est l’un des événements géoéconomiques les plus sous-estimés de ces 25 dernières années, la forte augmentation de la production pétrolière dans le reste des Amériques, notamment au Brésil et au Canada, passe bien inaperçue.
Cette augmentation est d’autant plus remarquable compte tenu de l’effondrement de la production dans deux des principaux pays producteurs historiques de la région : le Venezuela, en raison d’une mauvaise gestion politique, et le Mexique, pour des raisons géologiques.
Les Amériques produisent actuellement environ 39,5 millions de barils par jour de pétrole brut et autres liquides pétroliers.
De plus, le continent produit environ 2,5 millions de barils par jour d’éthanol et de biodiesel, des quantités généralement comptabilisées dans la production pétrolière totale.
Cela porte le total à 42 millions de barils par jour, plus que toute autre région du monde, y compris le Moyen-Orient.
L’hymne national américain proclame les États-Unis «terre de la liberté et patrie des braves» mais le boom énergétique est devenu si massif qu’on pourrait affirmer que le continent se transforme en une terre de magnats du pétrole et un foyer de richesse pétrolière.
En temps normal, les Amériques représentent environ 40% de la production mondiale totale de pétrole.
En quelques semaines seulement, en mars, ce chiffre a bondi à un peu plus de 45% après que l’Arabie saoudite, le Koweït, l’Irak, le Qatar, Bahreïn et les Émirats arabes unis ont été contraints de fermer leurs puits de pétrole suite à la fermeture du détroit d’Ormuz.
C’est une manne inestimable pour un continent où de nombreux pays sont préoccupés depuis des décennies par le problème de leur dépendance au pétrole étranger.
En 2000, les Amériques ne représentaient qu’environ 26% de la production mondiale, et ce, avant même la chute spectaculaire de la production au Venezuela et au Mexique.
La croissance est tout aussi importante que le volume. Toutefois, le volume de production n’est pas le seul indicateur important. Son taux de croissance l’est tout autant.
Les Amériques produisent actuellement environ 1,6 million de barils par jour de plus qu’il y a un an, soit suffisamment pour couvrir environ le double de la croissance annuelle habituelle de la demande mondiale.
Cette croissance dépasse les prévisions de la plupart des analystes il y a quelques mois à peine. Par rapport à il y a deux ans, le continent produit désormais 3,2 millions de barils supplémentaires par jour.
Cinq pays sont à l’origine de la majeure partie de cette augmentation: Les États-Unis, le Canada, le Brésil, le Guyana et l’Argentine. Un sixième pays, le Venezuela, rejoint cette tendance cette année.
Désormais, cette hausse va s’accélérer, les entreprises passant d’une stratégie de «production stagnante» à une croissance à un chiffre.
En mai, dernier mois pour lequel des données sont disponibles, les États-Unis ont produit environ 13,7 millions de barils par jour de pétrole brut, 8 millions de barils par jour d’autres liquides pétroliers et environ 1,5 million de barils par jour de biocarburants.
Le pétrole brut est de loin le composant le plus important, et sa production devrait bientôt atteindre 14 millions de barils par jour et continuer d’augmenter tant que les prix du pétrole resteront supérieurs à 70 dollars le baril.
La production d’autres liquides et de biocarburants devrait également augmenter.
La hausse des prix relance les plateformes de forage
Les prix du pétrole étant restés plus élevés que prévu il y a quelques mois, le nombre de plateformes de forage actives a atteint son plus haut niveau en un an.
Le nombre d’équipes chargées de la préparation des puits et de leur mise en production a également atteint un niveau record en 16 mois.
Outre les gains d’efficacité et l’augmentation des forages et des complétions de puits, un autre facteur crucial apparaîtra au second semestre à savoir la reprise des prix du gaz naturel dans le bassin permien.
Lorsque les compagnies pétrolières produisant du gaz de schiste forent dans le Permien, qui s’étend de l’ouest du Texas au sud-est du Nouveau-Mexique, elles produisent généralement du gaz naturel en même temps que du pétrole.
La production de ce «gaz associé» a plus que triplé depuis 2018, dépassant la demande intérieure et la capacité des pipelines.
Pendant des mois, ces compagnies payaient les consommateurs pour qu’ils absorbent leur gaz.
Avec tous les gazoducs disponibles saturés, le prix du gaz au hub de Waha, dans le bassin permien, a chuté à un niveau record de -10 dollars par million d’unités thermiques britanniques (MMBtu) fin avril.
Il s’agissait du point le plus bas enregistré en 132 jours de prix négatifs entre février et juin.
Les gazoducs changent la donne
Cependant, le prix du gaz à Waha a depuis remonté à environ 2 dollars par MMBtu grâce à la mise en service de nouvelles capacités de transport de gaz.
Parmi ces nouvelles capacités figurent l’extension du gazoduc Gulf Coast Express, développé par Kinder Morgan, et la mise en service du nouveau gazoduc Hugh Brinson d’Energy Transfer.
Le gazoduc Blackcomb, développé par un consortium dirigé par Whitewater, devrait également être mis en service plus tard cette année.
Face à la hausse des prix du gaz, les compagnies pétrolières produisant du gaz de schiste ont pu augmenter leur production, soit en forant de nouveaux puits, soit en remettant en service des puits qui avaient été fermés ou dont la production avait été réduite en raison des prix négatifs du gaz.
Permian Resources a informé ses investisseurs en début de mois qu’elle avait dû réduire la production de certains de ses puits au cours du deuxième trimestre mais la situation a depuis évolué.
«Lorsque les prix du gisement de Waha se sont améliorés fin juin, nous avons remis en service tous les puits dont la production avait été réduite, sans aucun problème opérationnel», a déclaré Will Hickey, co-PDG de l’entreprise. Et cette tendance se confirme chez de nombreuses autres sociétés.
Le Brésil, le Guyana et l’Argentine battent des records
Ce boom ne se limite pas aux États-Unis. Le Brésil, le Guyana et l’Argentine ont chacun enregistré leurs niveaux de production les plus élevés jamais atteints le mois dernier.
Le Canada est également en voie d’enregistrer sa production annuelle la plus élevée cette année.
D’ici fin 2027, le Brésil et le Canada réunis produiront plus de pétrole que l’Arabie saoudite. Le Guyana produira autant de pétrole brut que la Libye.
Une étude de JPMorgan met en lumière un facteur clé expliquant la poursuite de ce boom : les nouveaux projets pétroliers offshore au Brésil et au Guyana généreront des rendements sur de nombreuses années, ce qui les rendra relativement moins sensibles aux fluctuations à court terme des prix du pétrole.
Les barils supplémentaires produits au Canada et en Argentine proviennent de producteurs à bas coûts qui devraient continuer d’investir même si les prix baissent l’an prochain.
La carte mondiale du pétrole a été redessinée
La carte mondiale du pétrole a changé bien plus qu’on ne le pense. Les troubles au Moyen-Orient vont entraîner un afflux accru de capitaux vers les projets énergétiques des Amériques, ce qui stimulera la production et déplacera davantage le centre de gravité de l’industrie pétrolière mondiale vers l’ouest.
C’est un nouveau paysage pétrolier qui émerge et presque entièrement sous l’influence de Washington. Le «drill baby, drill !» cher à Donald Trump est passé d’un slogan de campagne à une réalité factuelle. Et pas seulement aux Etats-Unis.
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 1er 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.
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.
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.
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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