C’est ce qu’indique le bulletin sur les perspectives énergétiques d’octobre 2023 publié par l’Observatoire national de l’énergie et des mines (Onem) relevant du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Energie.

Cette baisse a touché la plupart des principaux champs, à savoir Halk El-Manzel, entré en production en 2021 (-38%), El Borma (-17%), Ashtart (-13%), MLD (-28%), Ouedzar (-39%), Cherouq (-17%), Miskar (-14%) et Fanig/Bag/Tarfa (-19%).

En revanche, d’autres champs ont enregistré une amélioration de leur production, à savoir Cercina (+31%), Nawara (+33%), Gherib (+29%), Baraka (+50%) et El Hajeb/Guebiba (+11%). ).

La production quotidienne moyenne de pétrole est passée de 35 300 barils/j fin octobre 2022 à 33 700 mille barils/j fin octobre 2023.

Exploration et prospection pétrolière

Quant au nombre total de permis d’hydrocarbures validés à fin octobre 2023, il s’élève à 16, dont 13 permis d’exploration et 3 de prospection, selon le rapport mensuel sur la situation énergétique du mois d’octobre 2023, publié.

Le nombre total de concessions est de 56, dont 44 en production.

L’État participe à travers l’Entreprise tunisienne des activités pétrolières (Etap) à 34 de ces concessions en production et directement à 3.

Un nouveau permis d’exploration «Boughrara» a été attribué en janvier 2023 (JORT n°6 du 17 janvier 2023).

Concernant les opérations d’exploration, aucune nouvelle opération d’acquisition sismique n’a été enregistrée à fin octobre 2023.

D’autre part, 5 nouveaux puits d’exploration ont été forés à fin octobre 2023, à savoir «Araifa-2», «Sabeh1», «Wissal-1», «Larmina-1» et «Chaal-2».

Des opérations de forage visant à agrandir trois nouveaux puits ont également été enregistrées fin octobre 2023, à savoir «Nawara-2», «TT27» et «SMGNE-1».

Baisse de la production de gaz

Autres données publiées par l’Onem, la production de gaz commercial sec a diminué de 10%, tandis que la redevance pour le passage du gaz algérien a baissé de 1% à 2045 ktep à fin octobre 2023 par rapport à la même période de l’année précédente.

Les approvisionnements nationaux en gaz naturel ont diminué de 4% à 4028 ktep entre fin octobre 2022 et fin octobre 2023. Cependant, les ressources en gaz naturel (production nationale + paquet fiscal) ont atteint 2 248 000 tonnes équivalent pétrole (ktep) à fin octobre 2023, en baisse de 7% par rapport à la même période de l’année dernière.

L’article Tunisie : la production de pétrole brut poursuit sa baisse est apparu en premier sur Kapitalis.

Cependant, l’année 2022 a été marquée par l’attribution de deux permis d’exploration et d’une concession de forage d’hydrocarbures, à un moment où la production d’hydrocarbures est en constante baisse.

En effet, la production d’hydrocarbures était de 3,62 millions de tonnes équivalent pétrole (tep) en 2022, soit 11% de moins qu’en 2021, 29% de moins qu’en 2015 et 50% de moins qu’en 2010.

Le rapport souligne également que la consommation nationale de produits pétroliers s’est établie à 4,54 millions de tonnes (MTO), tandis que la production de la Société tunisienne des industries de raffinage (Stir) a baissé de 12,4%, à 1,43 MTO, par rapport à 2021.

Pour répondre à la demande intérieure, la Stir a importé 3,38 MTO de produits pétroliers.

Les difficultés d’approvisionnement du marché intérieur ont conduit à un rationnement du carburant en août et octobre 2022 et à un recours aux stocks de sécurité.

En outre, cinq augmentations de prix ont été annoncées en février, mars, avril, septembre et novembre 2022, entraînant une hausse annuelle cumulée de 23,7% du prix du gazole ordinaire et de 20,4% du prix de l’essence sans plomb.

Le déficit de la balance commerciale énergétique s’est creusé de 72% en 2022 par rapport à 2021, atteignant 9667 millions de dinars (MDT), selon le bulletin mensuel de l’Observatoire national de l’énergie et des mines.

Les exportations en valeur ont augmenté de 59%, tandis que les importations ont augmenté de 67%, en particulier le gaz naturel. La production nationale de pétrole a chuté de 13 % en 2022, à un peu plus de 1,7 million de tep.

D’après Tap.

L’article Aucun forage d’exploration d’hydrocarbures en Tunisie en 2022 est apparu en premier sur Kapitalis.

L’Etat fait actuellement face à plusieurs défis, principalement des pertes financières et la perturbation de ses activités, notamment avec l’augmentation de ses dettes, malgré sa situation monopolistique sur un secteur stratégique.

Les bénéfices de l’Etap ont considérablement chuté ces dernières années en raison de la baisse de la production pétrolière sur certains sites de production et du manque de nouvelles explorations.

Hausse des dettes, baisse des performances

Selon les statistiques du ministère des Finances, les dettes de l’Etap sont réparties entre l’État, les banques, les entreprises publiques et les fonds sociaux.

L’augmentation de la dette de l’Etap ces dernières années a affecté ses performances et sa capacité à investir dans de nouveaux projets.

Le rapport du ministère des Finances sur les entreprises publiques, publié fin 2022, a estimé une tendance à la hausse des dettes de l’Etap envers les banques, en 2021, s’élevant à 100,8 millions de dinars tunisiens (MDT) et 14,3% par rapport à 2020. Quant à sa dette envers les fournisseurs, à fin 2020, elle atteint 188,6 MDT, en hausse de 34,5 MDT et 22,4% par rapport à 2019.

Selon la même source, l’endettement de l’entreprise envers les fournisseurs devrait se poursuivre en 2021, augmentant de 111,2 MDT et 59% pour atteindre 299,8 MDT.

En revanche, malgré la stabilité de ses effectifs, les charges de personnel de l’Etap pourraient augmenter de 11,4% pour atteindre 49 MDT en 2021, sachant que les salaires représentent 33,79% des pertes enregistrées en 2021.

Le dernier rapport du ministère des Finances sur les entreprises publiques a estimé que l’Etap enregistrera un résultat net négatif de -145 MDT, à fin 2021, enregistrant une hausse relative de 262 MDT (soit une augmentation de 64,4 %) par rapport à l’année 2020.

Cette augmentation s’explique par l’amélioration du résultat d’exploitation de l’entreprise qui devrait atteindre 164,5 MDT, avec la hausse des revenus de l’Etap provenant de la commercialisation des carburants, en lien avec la hausse de la demande et la hausse des prix sur les marchés mondiaux.

Baisse des investissements d’exploration

Les financements liés aux projets d’investissement de l’Etap atteindront 258,7 MDT en 2021, une augmentation significative par rapport à 2019, avec une valeur de 59,7 MDT.

L’activité d’exploration a été marquée par la réalisation d’investissements d’une valeur de 100 millions de dollars (permis) et l’octroi de 21 autorisations (14 autorisations de recherche et 7 permis de recherche) couvrant une superficie de 74 935 kilomètres carrés, à fin septembre 2022…

Fin 2021, l’Etap a noté une baisse notable des investissements d’exploration pour les permis, qui ont atteint 23 millions de dollars, soit une baisse d’environ 28% par rapport à 2020. Elle a expliqué que ces investissements ont été affectés par l’impact de la crise pandémique.

Douze permis d’exploration et huit permis de prospection ont été accordés au cours de l’année. Ils couvrent une superficie de 75 795 kilomètres carrés (km2), dont 44 696 km2 à terre et 31 099 km2 en mer. Ces permis sont exploités par 14 compagnies pétrolières nationales et internationales.

Pas d’exploration en 2021

L’Etap a annoncé la création de deux nouvelles concessions, «Chalbia», issue du permis de recherche «Jenein Sud», et «Sidi Marzouk», issue du permis de recherche «Zaafrane».

Deux puits d’exploration ont été forés par la société ENJ au sein de la concession «Arayfa», «Arayfa 1», et par la société ENI au sein de la concession «Borj El Khadra», «Anbar 1». En 2021, il n’y a pas eu de nouveau puits, contre trois en 2020.

Malgré le blocage, comme l’indique le rapport du ministère des Finances, les licences d’exploitation de l’Etap devraient enregistrer une augmentation de la production pétrolière de 0,61 million de barils en 2021, soit une augmentation de 61% de la production de gaz naturel de 530 000 tonnes de tep et une augmentation de 41,8% de la production de gaz liquéfié de 6 600 tonnes.

Cette hausse de la production s’explique en grande partie par la reprise de la production de l’entreprise à l’état naturel, après un blocage qui a duré jusqu’en 2020, suite à la propagation du coronavirus et aux protestations sociales dans certaines zones de production.

Selon les données fournies par l’Etap, à fin 2022, la production cumulée de pétrole brut dans le cadre des permis d’exploitation de la société atteindra environ 10.101.657 barils, avec un taux de variabilité négatif de 12% par rapport au début de 2022.

Les données pour la même période montrent que les quantités de gaz commercialisées s’élèvent à 1.763,169 millions de m3, soit un écart de 6% par rapport aux prévisions.

D’après Tap.

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Le rythme de raréfaction des ressources énergétiques s’accélère en Tunisie mettant en danger l’approvisionnement futur sur le marché pétrolier à un prix imprévisible.

Par Imed Bahri

Si l’Etat n’agit pas rapidement, en relançant l’exploration et la production, cette situation grèvera lourdement les déficits jumeaux du pays.

C’est la conclusion d’une étude intitulée ‘‘Tunisie : histoire des réserves pétrolières’’, réalisée par Nouri Fethi Zouhair, professeur en sciences économiques à la Faculté des Sciences économiques et de Gestion de Tunis, spécialiste dans les questions énergétiques et financières, publiée dans le ‘‘Billet économique’’ de l’intermédiaire en bourse Mac SA (n° 37, août 2017).

Depuis les premières découvertes d’hydrocarbures en Tunisie en 1964, date de la première la plus importante découverte d’huile au Sahara tunisien (El-Borma) jusqu’à aujourd’hui, les découvertes cumulées pétrolières effectives s’élèvent à peu près à 2 milliards de barils dont 1,5 milliard de barils ont été déjà exploités, rappelle l’expert.

Quant aux découvertes de gaz, ce dernier les évalue à 123 milliards de m3 jusqu’à 2014, dont 65 milliards ont été extraits, ajoute-t-il.

Par ailleurs, «les réserves prouvées restantes s’élèvent à 496 millions de barils pour le pétrole et 59 milliards pour le gaz» et, au rythme actuel de la production, «il restera encore aux Tunisiens 17 ans de pétrole», avertit M. Nouri.

Les chômeurs bloquent le réseau de transport de pétrole et de gaz à Tatouine et Kébili. 

En d’autres termes, la Tunisie enregistre une dégradation de son indépendance énergétique, qui est passée de 93% en 2010 à 56% en 2017, mettant ainsi en péril les approvisionnements futurs de la Tunisie. D’autant que, selon la direction générale de l’Energie, les resserves énergétiques prouvées de la Tunisie s’élèvent à 419 Mtep, dont 296 Mtep déjà épuisées, laissant dans le sous-sol tunisien l’équivalent de 123 Mtep, réparties entre 54% pour le pétrole et 46% pour le gaz.

«D’ici 2030, la production du pétrole brut chutera de 2,3 MTep en 2016 à 0,5 Mtep en 2030, le gaz suivra la même tendance baissière pour passer de 2Mtep à 1Mtep au cours de la même période de prévision», souligne l’expert, qui parle d’un «avenir sombre» de l’approvisionnement énergétique de la Tunisie, au moment où, sous la pression des chômeurs bloquant les sites de production et les réseaux de transport de pétrole et de gaz, notamment à Tataouine et à Kebili, obligent les entreprises étrangères à mettre la clé sous le paillasson.

L’article L’ «avenir sombre» de l’approvisionnement énergétique en Tunisie est apparu en premier sur Kapitalis.

La production de pétrole et de gaz naturel en Tunisie a baissé de, respectivement, 8,6% (à 9,48 millions de barils) et 12,8% (à 1202, 5 millions de m3), jusqu’au 20 juillet 2016.

Cette baisse importante est imputée à l’arrêt de la production dans plusieurs sites pour des raisons techniques, des mouvements sociaux ou encore, de la régression naturelle de la plupart des champs.

Dans un communiqué publié mardi, le ministère de l’Energie et des Mines a évoqué, à ce propos, l’arrêt de la production du champ gazier « Chargui » à Kerkennah, du 19 janvier au 6 avril 2016, puis de nouveau du 22 avril jusqu’à ce jour, à cause de protestations de chômeurs de la région.

Selon les dernières statistiques publiées par le département de l’Energie et des Mines, la production pétrolière accusera une baisse de 10% à fin 2016, par rapport à l’année écoulée. Le volume de production va atteindre 2,14 millions de tonnes équivalent pétrole (tep), contre 2,37 millions de tep en 2015.

Les ressources nationales de l’énergie primaire ont baissé de 1,4 %, pour atteindre, à fin juin 2016, près de 2,6 millions de tep.

Toutefois, la nette hausse des ressources provenant de la redevance sur le gaz algérien (+140% à 0,38 millions de tep), a permis d’atténuer cette régression.

Baisse de 4% de la demande en énergie primaire

Signe de stagnation économique, la demande en matière d’énergie primaire a baissé de 4%, pour atteindre près de 4,5 millions de Tep, fin juin 2016, et la consommation de gaz s’est repliée de 6%, dans la plupart des secteurs, à l’exception de la production de l’électricité.

La demande sur les produits pétroliers a sensiblement diminué de 11%, étant donné que le fuel n’a pas été utilisé dans la production de l’électricité, au cours des 6 premiers mois de 2016, contrairement à l’année dernière. Autre raison de cette régression: la baisse des ventes du gasoil normal et de l’essence sans plomb.

D’après le ministère de l’Energie, la balance de l’énergie primaire a enregistré un déficit de 1,85 million de tep, à fin juin 2016, contre un déficit de 1,98 million de tep au cours de la même période de l’année dernière, soit une amélioration de 7%.

En ce qui concerne le taux de l’indépendance énergétique, il est passé de 57% 2015, à 59% en 2016 (jusqu’à fin juin).

29 permis d’hydrocarbures

Le nombre des permis en vigueur a atteint 29 jusqu’au 20 juillet 2016, dont 28 de recherche et de prospection, après la fin de la durée de validité du permis de prospection « Mateur » (7 février 2016), sans que l’opérateur honore ses engagements contractuels en matière de travaux, ainsi que du permis « Fikirin » pour sa non transformation en un permis de recherche.

La production de l’électricité a atteint jusqu’à la fin de juin 2016, 8.660 gigawatts heure, en augmentation de 2% en comparaison avec la même période de 2015. Cette production s’est basée en sa quasi-totalité sur le gaz naturel (97%, soit une hausse de 13%).

La Société tunisienne de l’électricité et du gaz (Steg) assure 80% de la production et le secteur privé assure 20%.

La capacité globale des stations de production de l’électricité en Tunisie a atteint 5.224 mégawatts en 2015, alors que la production de l’électricité par le biais des énergies renouvelables ne dépasse pas 302 mégawatts jusqu’à la fin de 2015, soit 6% de la capacité de production.

Source : Tap.

L’article Tunisie : La production de pétrole baisse de 8,6% (au 20 juillet 2016) est apparu en premier sur Kapitalis.

Le flou qui règne dans le secteur des hydrocarbures en Tunisie résulte, essentiellement, de l’incompréhension des termes techniques et de la confusion des textes juridiques.

Par Wided Ben Driss*

La polémique autour de la richesse de la Tunisie en hydrocarbures et de leur exploitation par les compagnies étrangères a été remise en avant à plusieurs reprises depuis la révolution. La campagne «Winou el-pétrole ?», en 2015, a pris de l’ampleur et a oscillé entre humour sur la toile et manifestations politiques dans la rue. A part les slogans provocateurs, les demi-vérités et des accusations infondées, on n’a rien gardé en mémoire et le flou persiste encore au sujet du secteur des hydrocarbures en Tunisie. Pour preuve, les voix de protestation qui s’élèvent à chaque fois que le ministère de l’Energie et des Mines accorde des permis d’exploration ou d’extension ou les renouvelle, après accord de la Commission consultative des hydrocarbures (CCH).

Il est à noter qu’il n’y a pas eu signature de nouvelles conventions depuis 2010 et que, par conséquent, aucun nouvel opérateur n’est venu, depuis, en Tunisie. En revanche, plusieurs permis ont été rendus et des opérateurs ont quitté la Tunisie. Il n’y avait, en 2015, que 31 permis, contre 52 en 2010, et ceci est la conséquence de la situation générale dans le pays et, surtout, de la crise mondiale du secteur pétrolier.

La Tunisie a des richesses en pétrole et gaz assez limitées, qui sont proportionnelles aux surfaces de ses potentiels bassins sédimentaires et en fonction de sa géologie compliquée. Le facteur de succès est faible : 1 puits positif sur plus de 10 forés. C’est pourquoi Tunisie a révisé son code hydrocarbure de sorte à le rendre plus incitatif pour les opérateurs étrangers et les inviter à investir et à explorer dans notre pays.

La Tunisie comporte encore des zones sous explorées et l’encouragement des opérations de prospection et d’exploration vise à mettre en évidence de nouvelles découvertes d’hydrocarbures. Il est compréhensible que les grands opérateurs mondiaux en quête de champs géants n’aient pas été intéressés par le potentiel de la Tunisie et ce ne sont que les moyennes et les petites compagnies qui se hasardent encore et prennent le risque d’investir dans notre pays.

Il faut aussi savoir que tous les travaux de prospection, d’exploration et d’appréciation sont aux frais et risques de l’opérateur et que l’Etat (à travers l’Entreprise tunisiennes des activités pétrolières, Etap, partenaire des opérateurs) ne cotise qu’en cas de participation à une découverte. Il va sans dire qu’attirer de nouveaux investisseurs nécessite une conjoncture encourageante, se résumant en priorité en un cadre légal clair, un potentiel bien présenté et évidemment un minimum de sécurité.

Le flou qui règne dans le secteur des hydrocarbures en Tunisie résulte du cumul de 3 facteurs décourageants, que nous analyserons dans ce qui suit.

1- L’incompréhension des termes techniques et la confusion des textes juridiques :

Bien qu’il y ait un effort de la part du ministère de l’Energie pour rendre l’accès facile à l’information sur son site web (open data), des partis politiques, des associations, des journalistes et des citoyens continuent de pointer le manque de transparence et même la corruption dans le secteur des hydrocarbures.

A ce jour, aucun ministre n’a pu convaincre l’opinion en donnant un état clair de la situation. Et pourtant, tous les opérateurs sont liés avec l’Etat tunisien par des contrats (conventions et cahiers des charges) en accord avec la loi des hydrocarbures.

A entendre les déclarations et à lire les commentaires, des confusions persistent entre permis et concessions et entre les divers types de contrats. Il est à clarifier que les 31 permis d’exploration actuellement en vigueur sont opérés par 25 opérateurs, qui, évidemment, ne produisent pas tous du pétrole ou du gaz. Il est aussi à souligner que parmi ces opérateurs, il y a ceux qui font de la prospection et de la recherche, et que seuls 13 parmi eux possèdent des concessions et produisent du pétrole ou du gaz.

Les opérateurs qui ont des permis de prospection ou de recherche effectuent tous les travaux à leurs frais et risques (l’Etat tunisien ne participant pas aux frais).

Les contrats ne sont pas identiques car ils sont régis par des lois différentes (Loi 1953, Loi 1985 et Loi 1990) et se déclinent en contrats d’association et contrats de partage.

Les extensions et les renouvellements des permis sont accordés aux opérateurs en respect des clauses des contrats signés au préalable et non pas en tant que faveur. De plus toute extension est octroyée en contrepartie de travaux additionnels et, donc, d’un investissement.

La Tunisie est, on le sait, un pays qui a su assurer la continuité de ses institutions et il se doit donc de respecter les conventions signées auparavant avec les opérateurs.

2- Suspicions de corruption :

Depuis 2011, le rapport de la Commission nationale d’investigation sur les faits de corruption et de malversation, ainsi que les rapports et annexes publiés par la Cour des Comptes, ont évoqué des déviations dans le secteur des hydrocarbures, mais il n’y a pas eu de clarification ultérieure. Il y a donc un manque de suivi. A titre d’exemple, le rapport 27 a soulevé des infractions, mais le rapport 28 n’est pas revenu sur le sujet.

Les rapports de la Cour des Comptes sont volumineux (plus de 600 pages) et leur compréhension ne semble pas à la portée de tous.

Le sujet de corruption du secteur pétrolier a été exploité par des «pseudos experts» au service de quelques partis politiques, en se basant sur des informations incomplètes voire erronée contenues dans ces rapports.

Un nouveau ministère vient d’être créé pour s’occuper de la gouvernance et qui se chargera, avec l’Instance nationale de lutte contre la corruption, de soumettre tous les dossiers de corruption à la justice, seul pouvoir habilité à juger la véracité des accusations.

Certains activistes politiques et de la société civile ont même demandé de retirer les permis et les concessions et de nationaliser les richesses nationales en hydrocarbures, qui sont la propriété du peuple Tunisien.

A ce propos, il convient de noter que même les grands producteurs de pétrole et de gaz (en Arabie Saoudite et en Algérie) sous-traitent toujours les travaux de recherche et d’exploration, qui coûtent très cher, car il est plus rentable pour les multinationales d’investir à leur frais et risques et de percevoir, en cas de découverte, une proportion allant de 30 à 20% des revenues.

Ces «pseudos experts», qui ignorent tout du secteur, doivent comprendre que l’Etat tunisien n’a pas la capacité financière de faire la sismique et de forer des puits qui coûtent des dizaines de millions de dinars. Ils ne sont pas sans savoir que, pour participer avec OMV au projet Gaz du Sud, l’Etap a contracté deux crédits.

La question qui se pose encore c’est de savoir les motivations réelles de ces partis politiques et ces lobbies. Pourquoi cherchent-ils à semer le trouble dans les esprits ? Est-ce pour faire pression sur les compagnies étrangères opérant en Tunisie pour les chasser et en ramener d’autres? Ou cherchent-ils seulement, en faisant du populisme, à s’afficher pour émerger sur la scène politique?

3- Répercussions de l’Article 13 :

Les travaux et les décisions de la Commission de l’énergie au sein de l’Assemblée nationale constituante (ANC) ont été très influencés, depuis 2011, par ces polémiques autour du secteur des hydrocarbures. Malgré les documents et les clarifications fournis, certains dossiers sont restés en instance, en raison des votes au sein de ladite commission restés en-dessous du quorum légal exigé. Certains dossiers sont encore en suspens depuis et les nouveaux élus de l’Assemblée des représentants du peuple (ARP) ne semblent pas mettre le dossier de l’énergie parmi leurs priorités.

Le président de ladite Commission a annoncé, récemment, que les dossiers du secteur de l’énergie seront traités prochainement par une sous-commission mixte composé de membres l’ARP, de l’Etap et du ministère de tutelle.

Il est compréhensible que le secteur pétrolier soit un domaine technique assez pointu mais il est admis que les partis au pouvoir et le parlement ont accès aux meilleurs experts du domaine pour élucider les sujets problématiques et pour prendre les bonnes décisions rapidement.

Le secteur attend aussi l’intégration de l’article 13 de la nouvelle constitution dans la révision de la loi sur les hydrocarbures. Il est souhaitable que la révision couvre aussi l’exploration et l’exploitation des hydrocarbures non conventionnelles afin de donner à la Tunisie d’éventuelles sources additionnelles d’hydrocarbures à l’avenir.

Dans le but d’encourager les investissements dans le secteur, il est recommandé d’amender la loi sur les hydrocarbures et de la rendre plus flexible au sujet du nombre et de la durée des extensions. Cette dernière recommandation part du principe qu’il est plus bénéfique pour le pays qu’un opérateur continue à investir et à opérer un permis ou une concession qu’il maîtrise (voire à lui imposer des obligations additionnelles) que de le lui retirer et de chercher un nouvel investisseur. Sans compter la perte du temps d’un éventuel appel d’offres, le nouvel opérateur a besoin de temps pour s’établir, évaluer le potentiel et entreprendre de réels investissements. Il est donc dans l’intérêt du pays d’être plus flexible et d’éviter les litiges pour donner une image positive au monde des affaires.

Au regard de l’Article 13**, il est admis que les nouveaux contrats et les conventions ratifiés doivent être soumis au parlement pour approbation. On doit en déduire que les extensions et renouvellements stipulés par les conventions sont des demandes de routine qui doivent être traitées par la CCH, sous la Direction générale de l’énergie (DGE) au ministère de tutelle et l’Etap.

A présent, et avec le rétablissement d’un ministère de l’Energie et des Mines, il est prévu de définir les responsabilités et d’établir les lignes de communication entre le ministère, la CCH et la Comission de l’Energie de l’ARP.

Il est recommandé que le ministère de l’Energie et des Mines exploite la conjoncture mondiale actuelle caractérisée par un prix bas du baril et une régression de l’activité d’exploration et de production pour:

– publier le code des hydrocarbures révisé ;

– résoudre à l’amiable les dossiers des opérateurs en suspens;

– clarifier les relations entre ministère, CCH et Commission de l’énergie à l’ARP;

– intensifier la communication du ministère et vulgariser l’information au sujet des ressources naturelles afin de minimiser les polémiques.

Ces actions seront une solide assise pour affronter les défis futurs, y compris attirer de nouveaux opérateurs à investir en Tunisie, relancer l’activité, améliorer la production, expérimenter les ressources non conventionnelles et faire de nouvelles découvertes.

On sait que la crise mondiale du secteur ne durera pas et que la Tunisie devra être prête pour la reprise.

Le secteur des hydrocarbures est un domaine qui requiert des actions de longue haleine, qui bénéficieront aux générations futures.

* Expert en géosciences.

** Article 13 de la constitution : «Les ressources naturelles sont la propriété du peuple tunisien. La souveraineté de l’État sur ces ressources est exercée en son nom. Les contrats d’investissement relatifs à ces ressources sont soumis à la commission spécialisée au sein de l’Assemblée des représentants du peuple. Les conventions ratifiées au sujet de ces ressources sont soumises à l’Assemblée pour approbation».

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Le mécanisme d’ajustement automatique des prix des hydrocarbures, décidé dans le cadre de la loi des finances 2016, sera effectif à partir de mi-2016.

Zakaria Hamad, ministre de l’Industrie, de l’Energie et des Mines l’a confirmé, mercredi, à l’agence Tap, précisant que son département œuvre à mettre en place ce mécanisme et à convenir de la périodicité de son application (chaque trimestre ou semestre).

Zakaria Hamad a souligné que l’adoption de l’ajustement automatique des prix des hydrocarbures garantira la transparence en se conformant à l’évolution des prix sur le marché international et permettra ainsi d’alléger les charges de compensation.

Concernant la situation énergétique en Tunisie, le ministre a indiqué que la production d’hydrocarbures a régressé d’environ 6% en comparaison avec l’année 2014 et que la Tunisie produit de 53 à 54% de ses besoins énergétiques.

Le ministre a fait remarquer que 11 puits d’exploration ont été programmés en 2016 dans le cadre du programme de promotion des ressources nationales, sachant qu’en 2014 seuls 3 puits d’exploration ont été réalisés et ce chiffre devrait être porté à 5 cette année.

Zakaria Hamad a assuré que les efforts de son département sont également centrés sur l’élaboration d’un projet de loi pour l’application de l’article 13 de la constitution qui stipule: «les ressources naturelles sont la propriété du peuple. La souveraineté de l’État sur ces ressources est exercée en son nom». Cet article, a affirmé le ministre, devrait être expliqué davantage en vue d’impulser le secteur de l’énergie.

A. B. M. (avec Tap)

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La Tunisie est-elle riche en hydrocarbures? Dans le brouhaha de la polémique soulevée à ce sujet, il est temps de poser les bonnes questions et d’y répondre.  

Par Chokri Oueslati

Depuis quelques semaines, l’opinion publique en Tunisie est secouée par une campagne sur le thème «Où es le pétrole?», lancée par des activistes politiques qui reprochent au gouvernement le manque de transparence à propos des contrats d’exploration et d’exploitation pétrolières.

Les animateurs de la campagne affirment que le pays est riche en hydrocarbures et que des lobbies malintentionnés dominent le secteur et en tirent les plus gros bénéfices, sans se soucier des classes défavorisées, notamment celles du sud tunisien. Ce a valu à ces activistes une avalanche d’insultes, de moqueries et d’invectives de la part d’une grande partie du peuple tunisien : journalistes, responsables politiques et simples citoyens.

Les professionnels du secteur, quant à eux, se sont contentés d’apporter des explications générales, ambiguës et sans rapport avec la réalité scientifique.

Dans ce brouhaha, n’est-il pas temps de poser les bonnes questions et d’apporter les bonnes réponses?

Des réserves sous réserve

La Tunisie est-elle riche en hydrocarbures?

Cela a été confirmé par un rapport de l’‘US Geological Survey’’ datant de 2012 et qui présente très clairement les réserves non découvertes et les régions du globe à haut potentiel pétrolier et gazier.
Le rapport présente la Tunisie comme étant située sur un gigantesque bassin sédimentaire, le même qui couvre l’Algérie et la Libye.

Les réserves tunisiennes sont-elles exploitables?

Elles le sont, mais pas suffisamment. Car elles sont encore des réserves possibles et non prouvées, du moins pour le moment, car des conditions économiques, contractuelles et environnementales doivent être réunies pour que le gisement soit exploitable.

Est-ce que des lobbies dominent les contrats d’exploration et d’exploitation et engrangent les bénéfices avec la complicité de l’Etat?

Ceci est invraisemblable et reste à prouver.

La transparence sur les contrats énergétiques est-elle possible?

Elle l’est, à condition d’être encadrée par des associations crédibles et compétentes.
Qu’est-ce qu’une réserve prouvée? Quels sont les types de réserves? Comment réunir les conditions d’exploitation?

Qu’est-ce qu’une estimation de réserves?

Selon la Society of Petroleum Engineers (Etats-Unis), les réserves de pétrole sont celles estimées récupérables dans les années à venir selon les conditions économiques existantes à partir des champs connus.

Cette définition se compose de 3 éléments:

1- les quantités de pétrole sont estimées récupérables, quand elles permettent de réaliser un profit. En d’autres termes: l’exploitant ne doit pas enregistrer des pertes en produisant du pétrole à partir d’un champ donné;

2- le pétrole doit provenir d’un champ connu et aux réserves prouvées;

3- le facteur temps : l’exploitation d’un champ peut exiger plusieurs années, car il faut le développer, forer l’ensemble des puits nécessaires à la production et avoir une idée de la date à laquelle la production pourra commencer. C’est pourquoi les compagnies pétrolières, qui découvrent un champ et en annoncent les réserves, ajoutent qu’il pourrait entrer en production à telle date ou telle date, qui ne sera d’ailleurs pas forcément respectée.

En se basant sur cette définition, on comprend que les estimations de réserves se font avec incertitude car nous ne connaissons pas la quantité de pétrole présente dans le sous-sol et il n’existe pas de moyens pour mesurer de manière précise le volume des réserves.

Cartes des réserves de pétrole dans la région Moyen-Orient et Afrique du Nord établie par l’‘US Geological Survey’’

Réserves prouvées, probables ou possibles

Plusieurs catégories de réserves existent en fonction du degré d’incertitude. Il y a les réserves prouvées et celles probables. Dans cette deuxième catégorie, on distingue les réserves probables et possibles. Ce sont là des expressions courantes.

Quand on parle de réserves prouvées, parfois appelées P90, cela présuppose que les volumes de pétrole, après analyse des données géologiques et d’ingénierie, peuvent êtres estimées avec une certitude raisonnable, être récupérables à une probabilité minimale de 90% et produites à une quantité économiquement viable à partir d’un champ connu, selon des conditions économiques et contractuelles d’installation et d’exploitation.

Ces trois points sont d’autant plus importants que les conditions économiques, les installations et les règlements peuvent changer.

En cas de changement de règlement, un volume que l’on pensait pouvoir produire pourrait devenir impossible, car incompatible avec le règlement imposé par l’exploitant.

Il y a aussi les conditions économiques imposées par la volatilité des prix. Si les prix montent, des réserves qui n’étaient pas considérées comme prouvées et économiquement viables pourraient devenir viables et, par la même, prouvées. Mais quand les prix baissent, il est possible qu’il se passe le contraire.

Quand on parle de réserves prouvées, il faut distinguer entre champs développés et les champs non développés. Car pour pouvoir produire à partir d’un champ, il faut d’abord le développer, forer tous les puits de production, mettre en place les installations nécessaires à la production et installer les oléoducs pour le transport du pétrole.

Cet investissement dans le développement d’un champ, qui est souvent important, peut ou non avoir déjà été réalisé. Si l’investissement a déjà été réalisé, on parle de champ développé et de réserves prouvées développées. Dans le cas contraire, on parle de réserves prouvées non développées.

On parle aussi de réserves probables, basées sur les données géologiques et/ou d’ingénierie, mais dont, pour une raison ou pour une autre, nous ne sommes pas certains. Quand nous n’avons pas le même niveau de certitude que nous pouvons produire à partir de ces réserves, celles-ci ne sont pas considérées comme prouvées, mais comme «probables».

Cette catégorie de réserves probables se divise encore en deux. Nous parlerons alors de réserves probables ou possibles, la différence se faisant au niveau du degré de probabilité.

Quand on parle de réserves probables, communément appelé P50, cela correspond à des réserves ayant au moins 50% de probabilité d’être produites et récupérées, dans les années à venir, à partir de réserves connues. La seconde catégorie, appelée P10, offre moins de 50% de probabilité de production, mais plus de 10%. Quand les réserves offrent moins que 10% de probabilité de production, elles ne sont même plus qualifiées de possibles.

Par conséquent, nous avons au moins 10% de chance de produire du pétrole aux conditions économiques, techniques et contractuelles actuelles à partir d’un puits connu.

Il existe aussi, par ailleurs, le concept d’augmentation de réserves. En fait, celles-ci n’augmentent pas; elles sont toujours les mêmes, mais leurs estimations peuvent changer.

Ce changement peut arriver car en produisant à partir d’un champ connu, on apprend à mieux le connaitre au fur et à mesure de la production. On évalue mieux ses caractéristiques physiques et hydrauliques. En général, l’estimation est revue à la hausse et ce phénomène est appelé «augmentation des réserves».

Lorsque nous parlons de ressources initiales, nous désignons la quantité de pétrole initialement présente dans l’écorce terrestre, dans les réservoirs. Une partie a déjà été mise en production; nous parlons de ressources produites, qui correspondent à la quantité de pétrole initialement présente et que nous avons déjà utilisée.

En général, nous pouvons extraire et produire commercialement, avec une probabilité de 90%, 50% ou 10%, une partie des réserves initiales, qui alors classées comme prouvées, probables et possibles.

Les ressources dites spéculatives

Il existe également certaines ressources potentielles qui restent peut être encore à découvrir, ce sont les ressources dites spéculatives. Nous croyons à leur existence car nous connaissons les bassins sédimentaires.

Nous avons des informations sur elles; nous pouvons ainsi établir des parallèles, comparer les bassins parfois grâce à un tout petit nombre de puits forés car nous savons qu’un bassin est semblable à un autre précédemment exploité. Nous pouvons donc nous attendre à trouver du pétrole dans les mêmes quantités que pour le premier.

Ceci est caractéristique de la relation entre l’Afrique de l’Ouest et le Brésil car, dans le passé, ces deux continents étaient soudés. Lorsqu’on a découvert des gisements de pétrole offshore au Brésil, entreprises, experts et géologues en sont arrivés à la conclusion que la même chose devrait exister en Afrique de l’Ouest et, sans surprise, des découvertes ont suivi. Mais avant les découvertes, tout ceci n’était que spéculation.

L’Arctique est, aujourd’hui, un exemple de la spéculation. Nous croyons que le sous-sol arctique referme beaucoup de pétrole mais jusqu’à maintenant les quelques puits creusés ont donné peu de résultat. Nos connaissances concernant ce bassin restent rudimentaires et il nous faudra attendre encore longtemps avant de pouvoir parler d’estimations raisonnables. Sans même parler de réserves prouvées, mais tout au moins possibles ou de bonnes estimations.

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