La production pétrolière en Tunisie poursuit sa baisse structurelle, avec un recul estimé à environ 13 % à fin mars 2026 par rapport à la même période de 2025. Cette tendance s’explique par une combinaison de facteurs géologiques, économiques, réglementaires et liés à la transition énergétique mondiale, selon des analyses d’experts du secteur.
Selon le spécialiste international de l’énergie, Ezzedine Khalfallah, au cœur de ce déclin figure d’abord la maturité avancée des principaux gisements pétroliers du pays. La majorité des champs historiques, notamment dans le sud tunisien et dans le golfe de Gabès, sont entrés dans une phase naturelle de déplétion après plusieurs décennies d’exploitation. Cette évolution entraîne une baisse progressive et inévitable des volumes extraits, difficile à compenser sans nouvelles découvertes majeures.
Cette situation est aggravée par le ralentissement marqué des activités d’exploration au cours de la dernière décennie. Le nombre de permis d’exploitation et d’exploration a fortement chuté, passant d’environ 54 en 2010 à près d’une douzaine en 2026.
Cette contraction reflète une diminution de l’intérêt des investisseurs pour le secteur tunisien des hydrocarbures, mais aussi un déficit d’investissements dans le forage exploratoire.
Dans ce contexte, plusieurs compagnies internationales ont réduit leur présence en Tunisie ou quitté le marché. Ces retraits s’expliquent par une rentabilité jugée insuffisante, liée à l’absence de découvertes significatives ces dernières années et à des perspectives de production limitées face à d’autres régions plus attractives sur le plan économique.
À ces facteurs s’ajoute la transformation structurelle du secteur énergétique mondial. Les grandes entreprises pétrolières réorientent progressivement leurs investissements vers les énergies renouvelables, notamment le solaire, l’éolien et l’hydrogène vert, dans le cadre des politiques de décarbonation et des engagements climatiques internationaux. Cette réallocation des capitaux réduit mécaniquement l’intérêt pour les zones d’exploration à rendement jugé incertain.
Le cadre réglementaire et fiscal constitue un autre élément souvent évoqué par les investisseurs. Plusieurs opérateurs soulignent une certaine complexité administrative, des délais d’autorisation jugés longs et une visibilité fiscale limitée à long terme, ce qui peut freiner la prise de décision d’investissement dans des projets à forte intensité capitalistique et à risque élevé.
Sur un autre plan, les tensions sociales enregistrées sur certains sites de production ont également eu un impact ponctuel sur la continuité des activités. Des mouvements liés à l’emploi local ou au développement régional ont parfois entraîné des interruptions ou des ralentissements de production, renforçant l’incertitude opérationnelle dans certains champs.
En parallèle, le coût de production par baril a augmenté sur plusieurs sites, en raison du vieillissement des gisements et de la baisse des rendements.
Cette hausse des coûts, combinée à la baisse des volumes extraits, réduit les marges de rentabilité des opérateurs encore présents.
Et sur le plan macroéconomique, cette contraction de la production pétrolière intervient dans un contexte de pression croissante sur le système énergétique tunisien.
Le pays dépend fortement du gaz naturel pour la production d’électricité, qui représente environ 90 % du mix électrique, et recourt également à des importations d’électricité pour couvrir une partie de la demande nationale.
Face à ces déséquilibres, les autorités et les experts convergent vers la nécessité d’accélérer la transition énergétique.
Celle-ci repose notamment sur le développement des énergies renouvelables, l’amélioration de l’efficacité énergétique, la modernisation du réseau électrique, ainsi qu’une réforme progressive du cadre réglementaire afin de relancer l’investissement dans l’exploration.
Dans ce contexte, les énergies renouvelables apparaissent de plus en plus comme une priorité stratégique pour réduire la dépendance énergétique du pays et atténuer l’impact du déclin structurel de la production pétrolière.
