La Tunisie et la Libye relancent le développement du gisement offshore de Zarat et l’exploration d’un bloc commun de 3 000 km². Mais au-delà des volumes annoncés, le principal défi reste de transformer un potentiel identifié depuis plus de trente ans en investissement puis en production.
Joint Oil, la société tuniso-libyenne chargée de la zone pétrolière commune, prévoit d’ouvrir le 7 septembre 2026 un nouvel appel d’offres international portant sur deux volets : l’exploration d’un bloc offshore d’environ 3 000 km² et le développement du gisement de Zarat.
Selon le calendrier actualisé, la procédure restera ouverte jusqu’au 31 décembre 2026. Les offres devront être déposées au plus tard le 8 janvier 2027, avant une notification des candidats retenus le 26 février et une attribution formelle attendue d’ici au 30 avril 2027.
Cette chronologie corrige l’idée d’un lancement effectif le 14 août. Les annonces publiées à cette date concernaient surtout la présentation du nouveau calendrier.
Un potentiel important, mais à manier avec prudence
Découvert en 1992 par Marathon Oil, Zarat reste inexploité commercialement plus de trois décennies plus tard. Joint Oil dispose pourtant d’une base géologique importante, comprenant environ 6 500 kilomètres de sismique 2D et 1 900 km² de données 3D.
Des publications spécialisées évoquent jusqu’à 1,6 milliard de barils de pétrole et plus de 3,1 trillions de pieds cubes de gaz, soit près de 88 milliards de mètres cubes. Ces chiffres doivent toutefois être interprétés avec prudence : les sources accessibles ne permettent pas d’attribuer l’intégralité de ces volumes au seul gisement de Zarat.
D’autres estimations consacrées à Zarat évoquent plutôt environ 320 millions de barils équivalent en place. Surtout, une ressource « en place » ne correspond pas à une réserve commercialement récupérable. La rentabilité dépendra notamment du taux de récupération, des coûts offshore, des prix futurs des hydrocarbures et des conditions contractuelles.
Un enjeu stratégique pour Tunis
Pour la Tunisie, le dossier intervient dans un contexte énergétique tendu. À fin juin 2026, le ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie estimait le taux d’indépendance énergétique à 34%, contre 38% un an auparavant. La production moyenne de pétrole brut s’établissait à environ 25 400 barils par jour.
Une mise en production de Zarat pourrait donc contribuer, à moyen terme, à réduire la dépendance aux importations. Mais l’effet ne serait pas immédiat : même après l’attribution du projet, plusieurs années pourraient être nécessaires pour financer, équiper et mettre en exploitation le champ.
Le véritable test sera désormais celui de l’attractivité du cadre proposé. Après trente-quatre ans d’attente, la valeur de Zarat dépend autant de la qualité du réservoir que de la capacité de Tunis et Tripoli à offrir aux investisseurs des règles stables, lisibles et suffisamment rentables.
Les chiffres clés
- 3 000 km² : superficie du bloc proposé à l’exploration.
- 80 à 120 mètres : profondeur d’eau du bloc.
- 6 500 km : volume annoncé de sismique 2D disponible.
- 1 900 km² : données sismiques 3D disponibles.
- 1992 : année de découverte de Zarat par Marathon Oil.
- 7 septembre 2026 : ouverture prévue du nouveau bid round.
- 8 janvier 2027 : date limite annoncée pour la réception des offres.
- 30 avril 2027 : échéance prévue pour les attributions formelles.
