En Tunisie, la production actuelle de pétrole varie entre 70 et 80 mille barils de pétrole. Une production qui ne couvre que la moitié des besoins de consommation des Tunisiens. De ce fait, la production d’hydrocarbures connaîtra prochainement un rythme plus ascendant notamment avec l’entrée en service du champ de Nawara.
Une source informée au ministère de l’Industrie et des petites et moyennes entreprises a affirmé à Africanmanager que le champ gazier de Nawara devrait entrer en exploitation, durant le premier trimestre de l’année en cours.
La même source, a expliqué le retard de mise en exploitation de ce champ qui devait augmenter de 50 % la production tunisienne en gaz naturel, par des «problèmes techniques, ainsi que par des tensions sociales ».
Il s’agit d’un mégaprojet gazier entre la compagnie autrichienne OMV et l’entreprise tunisienne ETAP. D’une valeur de 700 millions de dollars, ce projet est destiné à connecter de nouveaux champs de gaz dans le sud du pays à Gabès, sur la côte tunisienne, doublant ainsi la production du pays, de 35 000 barils équivalent pétrole actuellement, à 60 000.
Balance énergétique : L’ETAP annonce un déficit de plus de 6 MDT!
Selon le dernier rapport annuel de l’année 2018, publié par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières « ETAP », le déficit de la balance énergétique s’est aggravé, en 2018, pour se situer à 6 179 millions de dinars (MD), représentant environ 32,4% du déficit commercial du pays (19 049 millions de dinars). Cette situation peut affecter la balance des paiements et par conséquent les avoirs en devises et la valeur de la monnaie tunisienne.
Le déficit énergétique est expliqué, selon ce rapport, par la hausse des prix des hydrocarbures sur les marchés internationaux ainsi que par le niveau limité des ressources en énergie primaire, conjugué à l’augmentation continue de la consommation énergétique.
D’ailleurs, la Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz (STEG) a fait savoir, pas plus tard que ce lundi 13 janvier que le déficit de 2000 Millions de Dinars publié dans le rapport comptable net pour l’exercice 2018, est dû à l’achat de gaz naturel en devises, ajoutant qu’elle prévoit une baisse de ses dettes grâce à l’amélioration du taux de change du dinar. La compagnie rappelé qu’elle traverse actuellement des difficultés au niveau des liquidités, appelant ses clients (publics et privés) à rembourser leurs dettes qui dépassent 1650 MD afin d’honorer ses engagements envers ses fournisseurs.
L’opération d’actualisation des dettes réalisée, le 31 décembre 2018, a révélé des pertes de l’ordre de 1200 MD, ce qui représente un déficit sans compter les dettes de 800 MD. La société rappelle que 70% du coût de production de l’électricité provient de l’achat du gaz naturel en devises et sur la base des prix mondiaux du baril de pétrole.
La STEG a ajouté dans ce cadre que la dégradation du taux de change du dinar, en 2018, a causé des dépenses supplémentaires de 400 MD. A noter que la dette extérieure de la société est entièrement consacrée au financement de l’investissement qui a atteint 1160 MD, en 2018.
Il s’agit, notamment, des projets de la centrale électrique à cycle combiné de Rades (900 MD) et la centrale électrique à turbine à gaz de Mornaguia-Borj Al Amri (660 MD). La société a noté que ses prévisions tablent sur un gain de 500 MD, et ce, en se basant sur les dettes actualisées de la société, le 31 décembre 2019 et suite à l’amélioration du taux de change du dinar, en 2019.
Tendance baissière
La tendance baissière de l’activité s’est manifestée par la régression du nombre de permis en cours de validité (21 en 2018, contre 23 en 2017), l’aggravation du déficit du bilan d’énergie primaire (5 Mtep en 2018, contre 4,7 Mtep en 2017) et l’absence de nouvelles découvertes pour la deuxième année consécutive (2018 et 2017), contre 3 découvertes techniques réalisées en 2016.
L’ETAP a indiqué que l’année 2018, a été marquée par le forage de trois puits d’exploration (2 sur les permis Nord des Chotts et Zaafrane et 1 sur la concession El Borma), contre un seul puits en 2017 .
Pour ce qui est du forage des puits de développement, trois ont été réalisés sur la concession Halk El Menzel et 1 sur la concession Adam en 2018, contre un puits foré en 2017.
Les ressources en énergie primaire accusaient, en 2018, une baisse de 4,6%. Les ressources disponibles en énergie primaire (y compris les redevances en gaz, perçues sur le gazoduc transméditerranéen), ont accusé, en 2018, une baisse de l’ordre de 4,6%, pour atteindre 4581 ktep (kilotonnes d’équivalent pétrole) -PCI (pouvoirs calorifiques inférieurs).
La production nationale de pétrole (y compris le condensat et le GPL) a diminué de l’ordre de 2,4%, à 2070 ktep en 2018.
Cette diminution est expliquée notamment, par le déclin naturel de la production de la plupart des champs, tels que Hasdrubal (-17%), Miskar (-10%), Adam (-14%), Cercina (-13%), El Hajeb/Guebiba (-9%), Rhemoura (-20%), Franig (-9%), Tamesmida (-29%) Maâmoura (-54%) et Beni Khalled (-14%) et l’arrêt de la production de certains champs pour la réalisation des travaux de réparation et de maintenance (la concession Hasdrubal, champ El Ain, champ Baraka ….), détaille l’ETAP.
