Joint Oil ouvre ce 7 septembre 2026 son nouveau processus de sélection de partenaires pour développer la découverte offshore de Zarat et explorer environ 3.000 km² dans le bassin Gabès-Tripoli.
Avec une meilleure estimation de 158 millions de barils équivalent pétrole de ressources contingentes, le projet affiche un potentiel important. Mais après une première commercialisation engagée en 2023, l’enjeu est désormais de convaincre un opérateur de transformer cette ressource en investissement réel.
Le calendrier est désormais enclenché. Joint Oil, société tuniso-libyenne associant notamment l’ETAP côté tunisien, ouvre jusqu’au 31 décembre 2026 son nouveau bid round consacré à deux packages : le développement de Zarat et l’exploration du Joint Oil Block.
Les offres devront être déposées le 8 janvier 2027. Les candidats retenus doivent être informés d’ici au 26 février, avant des attributions formelles attendues au plus tard le 30 avril 2027.
Le principal chiffre mis en avant par Joint Oil est une meilleure estimation de 158 millions de bep de ressources contingentes pour Zarat. Cette qualification est essentielle : il ne s’agit ni de réserves prouvées, ni de volumes dont la production commerciale est acquise. Le projet doit encore franchir plusieurs étapes techniques, contractuelles et financières avant de pouvoir être développé.
Joint Oil évoque également, dans sa documentation destinée aux investisseurs, une hypothèse de production moyenne de première année de 37.000 barils de pétrole par jour ainsi que des ventes de gaz de l’ordre de 80 millions de pieds cubes par jour. Ces données doivent être lues comme des paramètres de développement envisagés, et non comme des prévisions certaines.
Un bloc déjà largement documenté
Le Joint Oil Block couvre environ 3.000 km², avec des profondeurs d’eau annoncées entre 80 et 120 mètres. Joint Oil indique disposer d’environ 6.500 km de sismique 2D et 1.900 km² de sismique 3D, auxquels s’ajoute une nouvelle campagne 3D de 512 km².
Ce socle technique réduit une partie de l’incertitude géologique, mais il ne règle pas la question centrale : à quelles conditions un opérateur estimera-t-il le projet suffisamment rentable pour engager des capitaux ?
Cette question est d’autant plus importante que Zarat a déjà fait l’objet d’une démarche de commercialisation en 2023. La nouveauté, ce 7 septembre, n’est donc pas l’existence du projet, mais son retour effectif devant le marché.
Un enjeu national pour la Tunisie
Le contexte énergétique tunisien renforce l’intérêt du dossier. À fin juin 2026, le taux d’indépendance énergétique du pays était tombé à 34%, contre 38% un an auparavant. La production moyenne de pétrole brut s’établissait à environ 25.400 barils par jour, contre 27.000 à fin juin 2025.
Zarat ne peut pas corriger rapidement cette tendance. Même en cas de succès du bid round, plusieurs années pourraient être nécessaires avant une éventuelle production commerciale.
Le premier véritable test arrivera donc le 8 janvier 2027 : combien d’offres seront déposées, par quels opérateurs, avec quels engagements financiers et techniques ? C’est à ce moment que le potentiel de Zarat commencera à être confronté à la réalité économique.
Les chiffres clés
- 158 millions de bep : meilleure estimation des ressources contingentes de Zarat.
- 3.000 km² : superficie approximative du Joint Oil Block.
- 37.000 b/j : hypothèse de production pétrolière moyenne en première année.
- 80 millions de pieds cubes/jour : hypothèse de ventes de gaz.
- 6.500 km : données sismiques 2D disponibles.
- 1.900 km² : données sismiques 3D disponibles.
- 34% : taux d’indépendance énergétique de la Tunisie à fin juin 2026.
- 8 janvier 2027 : date attendue pour le dépôt des offres.
- 30 avril 2027 : date limite annoncée pour les attributions formelles.
