Ce constat s’inscrit dans le cadre du rapport sur la conjoncture économique (octobre 2025) publié par l’Observatoire National de l’Énergie et des Mines (ONEM), qui dresse un état des lieux détaillé de l’évolution du secteur énergétique en Tunisie.

Dans le détail, la baisse de la production a concerné la plupart des champs pétroliers. Les reculs les plus marqués ont été enregistrés à Barka (-82%), Nawara (-41%) et Ashtart (-28%). D’autres sites ont également affiché des diminutions notables, notamment Gherib (-20%), Adem (-17%), El Hajeb/Guebiba (-13%), Halk El Manzel (-11%), Miskar (-7%) et El Borma (-4%). Ces contre-performances traduisent à la fois la maturité de certains gisements et l’impact direct des interruptions d’activité décidées en 2025.

Plusieurs concessions ont en effet connu des arrêts de production au cours de l’année. Les concessions Cherouq, Durra, Anaguid Est, Jinane et Benefsej Sud ont vu leur production interrompue depuis le 23 septembre 2025, en raison de travaux de maintenance. La concession Ashtart a, de son côté, connu un arrêt entre le 27 juin et le 8 juillet 2025 pour les mêmes raisons. Quant à la concession Nawara, la production n’a repris que le 15 mai 2025, après un arrêt total (shut down) entamé le 3 mai 2025. La concession Benefsej Sud a été remise en production plus tôt dans l’année, le 3 février 2025.

Malgré ce contexte globalement défavorable, certains champs ont enregistré une amélioration de leur production, atténuant partiellement la baisse nationale. C’est notamment le cas de Gremda/El Ain, qui affiche une hausse spectaculaire de 370%, ainsi que de Ezzaouia (+45%), D.S.T (+35%), Bir Ben Tartar (+3%) et Cercina (+1%). Ces évolutions positives restent toutefois insuffisantes pour compenser le recul observé sur les principaux sites producteurs.

L’impact de cette situation se reflète également dans la production journalière moyenne de pétrole, qui est passée de 29,1 mille barils par jour à fin octobre 2024 à 25,6 mille barils par jour à fin octobre 2025. Cette baisse confirme une tendance structurelle à la diminution de la production nationale, renforcée en 2025 par les arrêts d’activités liés à la maintenance des installations.

Selon l’Observatoire National de l’Énergie et des Mines, ces données soulignent l’importance des investissements dans la maintenance, l’optimisation des champs existants et la relance de l’exploration afin de stabiliser, à moyen terme, la production pétrolière nationale.

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En revanche, la production destinée au marché local a connu une baisse de 2 %. Pour répondre à la demande, les achats d’électricité, principalement en provenance d’Algérie, ont couvert 14 % des besoins du marché local à fin février 2025.

La STEG demeure le principal acteur du secteur, assurant 96 % de la production nationale. L’électricité produite à partir de gaz naturel a enregistré une hausse de 2 %, tandis que la part des énergies renouvelables s’est établie à 4,9 %.

Par ailleurs, environ 300 MW de toitures photovoltaïques ont été installés dans le secteur résidentiel à fin 2024. Dans les secteurs industriel, tertiaire et agricole, 323 autorisations ont été accordées pour une puissance totale de 125 MW.

Enfin, la pointe électrique a atteint 3211 MW à fin février 2025, contre 3073 MW un an plus tôt, soit une hausse de 5 %.

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Les ressources en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) ont baissé de 21% à fin avril 2024, par rapport à la même période de 2023, se situant à 715 ktep, selon la conjoncture énergétique, publiée par l’Observatoire national de l’énergie et des mines.

En effet, la production de gaz commercial sec a diminué de 30% et la redevance sur le passage du gaz algérien a enregistré une baisse de 5% à fin avril 2024 par rapport à fin avril 2023.

Plus précisément, cette baisse a touché plusieurs champs:

• Champ Hasdrubal: baisse de la production de 11%.
• Champs Nawara: baisse de la production de 47%, et ce, suite à l’arrêt planifié du 19 février au 7 mars 2024 pour des travaux de maintenance.
• Gaz commercial du Sud: baisse de la production de 12%.
• Champ Miskar: baisse de la production de 20%.
• Baisse du forfait fiscal sur le transit de gaz d’origine algérienne de 5% à fin avril 2024 par rapport à fin avril 2023.
  

Par ailleurs, la répartition de la redevance totale entre la redevance cédée à la Steg et la redevance exportée montre que la plus grande partie est cédée à la Steg (85%).

Le gaz algérien

Par ailleurs, durant le premier semestre de 2020, le forfait fiscal sur le passage du gaz algérien via la Tunisie vers l’Italie a connu une baisse significative à cause de la pandémie du Covid-19, selon la même source. En conséquence, les volumes de gaz naturel acheminés depuis l’Algérie ont également diminué. Toutefois, dès le mois de juillet 2020, une reprise graduelle de la demande a été constatée, tendance qui s’est maintenue et renforcée au fil des années suivantes.

En outre, les achats du gaz algérien ont diminué de 5%, entre fin avril 2023 et fin avril 2024, pour se situer à 683 ktep.

L’approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une baisse de 9% entre fin avril 2023 et fin avril 2024 pour se situer à 1352 ktep. La répartition de l’approvisionnement se présente comme suit:

1. Baisse de la part du gaz national de 38 à 30%.
2. Hausse de la part de la redevance perçue en nature et cédée à la Steg de 13 à 20%.
3. Hausse de la part des achats du gaz algérien de 49 à 50%.

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