Joint Oil relance la recherche d’un partenaire pour développer la découverte offshore de Zarat et explorer le bloc maritime commun à la Tunisie et à la Libye. L’appel d’offres doit ouvrir le 7 septembre 2026, mais la mise en production dépendra encore des conditions économiques, des accords de partage et de la capacité du projet à attirer un opérateur expérimenté.
Le projet pétrolier et gazier de Zarat revient au premier plan après plusieurs années d’attente. Joint Oil, société chargée de la gestion de la zone maritime commune entre la Tunisie et la Libye, a actualisé le calendrier de son appel d’offres international destiné à sélectionner un partenaire disposant d’une expérience confirmée dans les opérations offshore.
La procédure porte sur deux volets distincts. Le premier concerne le développement de la découverte de Zarat, située à cheval sur la frontière maritime tuniso-libyenne. Le second vise la poursuite de l’exploration sur le bloc Joint Oil, une superficie offshore d’un peu plus de 3 000 km² présentant encore plusieurs structures et prospects à évaluer.
L’appel d’offres doit officiellement ouvrir le 7 septembre 2026 et rester accessible jusqu’au 31 décembre. Les offres devront être déposées au plus tard le 8 janvier 2027. Joint Oil prévoit d’informer les candidats retenus avant le 26 février, pour une attribution formelle attendue au plus tard le 30 avril 2027.
Ce calendrier remplace celui annoncé au printemps, qui prévoyait initialement une ouverture en août 2026 et une attribution en mars 2027. Cette actualisation témoigne de la volonté de donner davantage de visibilité au projet auprès des investisseurs internationaux.
Un gisement découvert en 1992, mais jamais développé
Zarat n’est pas une nouvelle découverte. Le gisement a été identifié en 1992 par la compagnie américaine Marathon, à environ 80 kilomètres des côtes tunisiennes et dans une profondeur d’eau proche de 90 mètres.
Le premier forage avait rencontré une colonne d’hydrocarbures comprenant du gaz, des condensats et une couche de pétrole. Lors des essais, le puits aurait produit environ 17,5 millions de pieds cubes de gaz par jour et 1 500 barils de condensats.
Un deuxième forage avait ensuite confirmé la découverte. Le puits Zarat North-1, réalisé en 2010, a pour sa part confirmé l’extension du gisement vers le bloc maritime géré conjointement par la Tunisie et la Libye.
Malgré ces résultats, Zarat n’est jamais entré en production. Plusieurs scénarios de développement ont été étudiés au cours des décennies suivantes, sans parvenir à une décision finale d’investissement.
En 2015, PA Resources avait notamment soumis aux autorités tunisiennes un plan de développement par étapes avec l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières. Les difficultés financières rencontrées par la société suédoise et l’incertitude économique entourant le projet n’ont cependant pas permis d’aboutir.
Joint Oil et l’ETAP avaient également recherché des investisseurs dans le cadre d’une procédure engagée en 2023. L’absence de développement à la suite de cette tentative explique la relance actuelle, accompagnée cette fois par le cabinet international Moyes & Co., chargé de la validation des données, de l’évaluation et de la commercialisation du projet.
Deux contrats pour deux niveaux de maturité
Les investisseurs ne seront pas sollicités pour une seule opération. Le dossier distingue clairement le développement de Zarat de l’exploration du bloc environnant.
Zarat constitue une découverte déjà forée et évaluée, même si des études complémentaires restent nécessaires avant toute décision d’investissement. Sa mise en valeur devrait être encadrée par un accord de développement et de partage de production, complété par un accord d’unitisation, un accord d’exploitation commune et un contrat de services opératoires.
L’unitisation permet de traiter un gisement traversant une frontière comme une seule unité géologique et économique. Les deux pays doivent alors s’entendre sur la part des ressources attribuée à chaque côté, les investissements à réaliser, l’identité de l’opérateur et la répartition de la production.
Le bloc d’exploration se situe à un stade plus précoce. Il serait proposé dans le cadre d’un accord d’exploration et de partage de production. Le futur partenaire devra analyser les données existantes, identifier les prospects les plus prometteurs et financer de nouvelles opérations d’exploration.
Cette distinction est importante : la sélection d’un partenaire ne signifiera pas que Zarat entrera immédiatement en production, et encore moins que les autres structures présentes sur le bloc contiennent déjà des réserves commercialement exploitables.
Des estimations importantes, mais qui doivent être interprétées avec prudence
Les estimations relatives à Zarat varient selon les études, les dates et les périmètres considérés. Certaines évaluations anciennes portent uniquement sur la partie tunisienne, tandis que d’autres cherchent à estimer l’ensemble du gisement transfrontalier.
Des données publiées lors d’une précédente procédure évoquaient, dans un scénario médian, environ 0,4 trillion de pieds cubes de gaz récupérable et 50 millions de barils de liquides. Cela représente approximativement 11,3 milliards de mètres cubes de gaz.
D’autres estimations ont avancé des volumes plus élevés. Elles ne peuvent toutefois pas être directement comparées, car certaines portent sur les hydrocarbures initialement présents dans le sous-sol, tandis que d’autres concernent les ressources récupérables après prise en compte des contraintes techniques.
Il faut également distinguer ressources et réserves. Une ressource contingente correspond à un volume potentiellement récupérable, mais dont le développement n’est pas encore considéré comme commercialement engagé. Elle ne devient une réserve qu’après la validation d’un projet suffisamment défini, financé et rentable.
Les chiffres communiqués ne doivent donc pas être présentés comme une production certaine ni comme des volumes revenant intégralement à la Tunisie. Le gisement s’étend des deux côtés de la frontière et sa répartition dépendra des accords d’unitisation et de partage conclus entre les parties.
Un bloc entouré de champs déjà producteurs
Le bloc proposé couvre environ 3 055 km², avec des profondeurs d’eau comprises entre 80 et 120 mètres. Les données disponibles comprennent environ 6 500 kilomètres de relevés sismiques en deux dimensions et 1 900 km² de données en trois dimensions.
Plusieurs puits ont déjà été réalisés dans la zone, notamment Zohra-1 en 1976, El Amal South-1 en 1999, Besmah-1 et El Amal North-1 en 2002 ainsi que Zarat North-1 en 2010.
L’un des principaux arguments avancés auprès des investisseurs réside dans la situation géographique du projet. Zarat se trouve dans le prolongement du bassin de Sabratha-Gabès, à proximité de plusieurs champs producteurs.
Du côté libyen figurent notamment Bouri, El Jurf et Bahr Essalam. Du côté tunisien, la zone est voisine d’Ashtart, de Miskar, d’Hasdrubal et de Didon.
Cette proximité peut faciliter l’accès à des infrastructures et créer des synergies pour le traitement ou l’évacuation des hydrocarbures. Elle ne garantit cependant pas que les installations existantes soient immédiatement disponibles ou techniquement compatibles. Leur utilisation dépendra de leur capacité, de leur état, de leur propriétaire et des accords commerciaux à négocier.
Pourquoi Zarat intéresse particulièrement la Tunisie
La relance intervient alors que la dépendance énergétique tunisienne continue de s’aggraver. À fin juin 2026, le taux d’indépendance énergétique du pays est tombé à 34 %, contre 38 % un an auparavant.
Le déficit du bilan d’énergie primaire a atteint environ 3,1 millions de tonnes équivalent pétrole. Cette évolution traduit le décalage croissant entre une demande intérieure encore élevée et des ressources nationales de pétrole et de gaz en recul.
Dans ce contexte, le développement d’un nouveau gisement pourrait contribuer à ralentir la baisse de la production nationale et à réduire une partie des besoins d’importation. Le gaz présente un intérêt particulier pour la Tunisie, puisque la production d’électricité reste très largement dépendante de cette énergie.
L’incidence réelle sur l’indépendance énergétique dépendrait néanmoins de la part de production revenant à la Tunisie, du calendrier de mise en service, du rythme d’extraction et de la destination commerciale des hydrocarbures produits.
Même après la sélection d’un partenaire en 2027, plusieurs années pourraient être nécessaires pour finaliser les études, conclure les accords, obtenir les autorisations, sécuriser le financement et installer les équipements offshore.
Zarat ne constitue donc pas une réponse immédiate au déficit énergétique de 2026. Il s’agit plutôt d’un projet susceptible de renforcer l’offre nationale à moyen ou à long terme s’il franchit toutes les étapes techniques et financières.
Le coût et la composition du gaz seront décisifs
Le développement d’un champ offshore nécessite généralement des investissements élevés : nouveaux forages, équipements sous-marins, unité de production, raccordements, traitement du gaz et infrastructures d’évacuation.
La rentabilité dépend du volume récupérable, du coût des installations, du prix futur du pétrole et du gaz ainsi que des conditions fiscales et contractuelles proposées à l’investisseur.
La qualité des hydrocarbures constitue également un paramètre important. Des études anciennes ont signalé la présence d’une proportion élevée de dioxyde de carbone dans le gaz de Zarat. Si ce diagnostic est confirmé, des équipements supplémentaires seront nécessaires pour séparer et traiter le gaz avant sa commercialisation.
Ces contraintes peuvent accroître les coûts, réduire les volumes vendables et compliquer la conception du projet. Elles expliquent en partie pourquoi une découverte importante peut rester longtemps sans développement, même lorsqu’elle se trouve à proximité de marchés consommateurs.
Le futur partenaire devra ainsi apporter non seulement des capitaux, mais également une expertise technique dans le développement des réservoirs carbonatés fracturés, le traitement du gaz et la conduite de projets transfrontaliers.
Une coopération tuniso-libyenne à mettre à l’épreuve
Zarat représente aussi un test pour la coopération énergétique entre la Tunisie et la Libye. Un gisement transfrontalier ne peut être exploité efficacement par deux projets séparés sans risque de conflits techniques et économiques.
L’unitisation doit permettre de déterminer la part de chaque pays à partir des données géologiques, puis d’organiser un développement commun. Cette répartition peut évoluer si de nouvelles informations modifient l’évaluation du réservoir.
Le cadre contractuel devra également préciser le financement des investissements, le contrôle des coûts, la fiscalité, la commercialisation et la répartition des responsabilités environnementales.
La stabilité de ces accords sera déterminante pour attirer les grandes compagnies internationales. Un investisseur offshore s’engage sur plusieurs années et doit disposer d’une visibilité suffisante sur les conditions d’exploitation et le partage futur des revenus.
L’appel d’offres n’est que la première étape
La relance de Zarat constitue une évolution importante pour le secteur énergétique tunisien. Elle remet sur le marché international une découverte connue depuis plus de trente ans et l’associe à une nouvelle campagne d’exploration dans une zone disposant déjà d’un volume significatif de données.
Le véritable test sera toutefois la qualité des offres reçues. Il faudra déterminer si les majors ou les compagnies spécialisées dans l’offshore considèrent le projet comme suffisamment attractif compte tenu de ses coûts, de ses caractéristiques techniques et de son statut transfrontalier.
La sélection d’un opérateur ne suffira pas non plus à garantir la production. Une décision finale d’investissement devra être prise après les études techniques, l’actualisation des ressources, la négociation des accords d’unitisation et la définition d’un schéma de développement rentable.
Zarat revient donc au premier plan, mais son potentiel économique reste encore à transformer. Pour la Tunisie, l’enjeu ne consiste pas seulement à annoncer des volumes présents dans le sous-sol. Il est de parvenir, avec la Libye et un partenaire industriel crédible, à convertir une découverte ancienne en production effective, en recettes et en amélioration mesurable de l’indépendance énergétique.
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