L’ancien chef du gouvernement, Youssef Chahed, a annoncé le 5 février 2020 l’entrée en production du champ de Nawara dans les gouvernorats de Tataouine et Gabès, affirmant que cette journée était historique pour la Tunisie. La valeur financière du projet s’élève à environ 3,5 milliards de dinars.
À l’époque, Chahed considérait que ce projet était le plus grand en Tunisie, car il permettrait d’atteindre une capacité de production de 2,7 millions de mètres cubes de gaz par jour.
Il a également souligné que le projet contribuerait à réduire le déficit énergétique de 20 % et à alléger le déficit commercial de 7 %, ce qui fournirait un point de croissance pour la Tunisie.
Il a précisé que le projet avait été réalisé par des compétences tunisiennes issues de diverses entreprises, ce qu’il a considéré comme une fierté pour la Tunisie.
Le champ de Nawara revêt une importance cruciale pour la Tunisie, non seulement parce qu’il s’agit de la plus grande et la plus importante découverte de gaz de son histoire, mais aussi parce qu’il répond à une grande partie des besoins locaux et contribue à réduire la coûteuse facture d’importation d’énergie.
Lors de l’annonce du début de la production en 2020, Youssef Chahed, alors chef du gouvernement, prévoyait que le champ de Nawara augmenterait la production nationale de gaz de 50 %, ferait croître le taux de croissance économique d’environ 1 %, réduirait le déficit énergétique de 20 % et allégerait le déficit commercial de 7 %.
La capacité de production du champ atteint 2,7 millions de mètres cubes par jour de gaz, et il produit, en plus du gaz naturel, du pétrole et des liquides de gaz, selon la plateforme spécialisée en énergie basée à Washington.
Le champ, situé dans le gouvernorat de Tataouine au sud de la Tunisie, est détenu par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières et la société autrichienne OMV, chacune possédant 50 % des parts.
Informations sur le champ de Nawara
Le gaz naturel du champ de Nawara a été découvert en 2006 par la société autrichienne OMV, à qui le ministère de l’Industrie avait accordé une licence d’exploration. Auparavant, la société étrangère avait obtenu une licence pour explorer les jardins méridionaux en 2003.
Les opérations de forage ont abouti à la découverte de huit puits producteurs en 2010, et le champ est entré en production au début du mois de mai 2020, porteur de grands espoirs pour réduire les importations et garantir la sécurité énergétique.
Environ 15,25 % des réserves totales récupérables du champ de gaz de Nawara ont été extraites, et il est prévu que la production atteigne son pic en 2029, selon des estimations publiées par la plateforme “Offshore Technology”.
Selon des estimations économiques, le champ continuera de produire du gaz jusqu’à ce qu’il atteigne son seuil maximum, c’est-à-dire lorsque les revenus ne couvriront plus les coûts d’exploitation.
Actuellement, le champ de Nawara représente 18 % de la production quotidienne de gaz en Tunisie, et il a contribué à augmenter la production nationale malgré les interruptions fréquentes de la production dues à des problèmes techniques.
Projet de développement du champ de Nawara
Le projet de développement du champ de Nawara (STGP) revêt une importance stratégique pour la Tunisie, qui le considère comme un projet d’importance nationale, car il permet de libérer le potentiel de production de gaz dans le sud du pays.
Le projet, approuvé par la direction générale de l’énergie (DGE), comprend trois secteurs principaux : une installation de traitement du gaz du champ de Nawara, un pipeline reliant Nawara à Gabès, et une unité de traitement du gaz à Gabès pour produire du GPL et du gaz commercial, selon les données publiées sur le site officiel d’OMV.
Le projet a été lancé en 2008 par l’Entreprise tunisienne d’activités pétrolières, OMV, la société italienne ENI et Pioneer pour transporter et traiter le gaz et les condensats, en construisant un pipeline de 370 kilomètres reliant le champ de Nawara à la ville de Gabès, se terminant à la station de traitement du gaz.
ENI a quitté le consortium de développement du champ de Nawara fin 2012, et OMV a racheté les actions de Pioneer en 2011.
En avril 2012, le gouvernement tunisien a modifié unilatéralement les sites des installations et le tracé du pipeline pour inclure Tataouine.
Comme le nouveau tracé rendait le projet plus complexe techniquement et économiquement non viable, le gouvernement a accepté en février 2013 de suivre le tracé original du pipeline.
En mars 2014, le gouvernement a annoncé la construction d’une branche vers la ville de Tataouine et d’une station de traitement d’une capacité de 600 000 mètres cubes par jour, ainsi qu’une unité de remplissage de GPL pour répondre à la demande locale en gaz et créer de nouveaux emplois.
Le projet, dont les investissements s’élèvent à environ 1,2 milliard de dollars, a été négativement impacté par la baisse des prix du pétrole et les défis liés à la gestion des terres et aux troubles sociaux dans le sud du pays, ce qui s’est traduit par une augmentation des coûts et un retard dans le démarrage de la production commerciale.
Production de gaz en Tunisie
Le ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie indique que l’intérêt pour le gaz naturel en Tunisie a commencé il y a plus de 50 ans, en 1972, avec la valorisation du gaz du champ de Barma et la création d’un pipeline de transport vers la station de traitement de Gabès par la Société tunisienne de l’électricité et du gaz.
Par la suite, plusieurs champs sont entrés en production, parmi lesquels le champ de Miskar en 1996, puis les champs de Baguel et Franig dans le sud-ouest en 1997, le champ de Chergui en 2008 et le champ de Sidi El Kilani en 2009.
La production quotidienne de gaz atteignait 8,6 millions de mètres cubes en 2010, 7,8 millions de mètres cubes en 2013, 6,1 millions de mètres cubes en 2016 et 5 millions de mètres cubes en 2019.
La production a ensuite augmenté de 18 % en 2021 pour atteindre 6,1 millions de mètres cubes par jour.
La production de gaz naturel en Tunisie a diminué de 31 % au premier trimestre de l’année en cours (2024) par rapport à l’année précédente, selon l’Observatoire national du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, en raison de la baisse continue de la production des principaux champs, ainsi que de l’arrêt de la production au champ de Nawara entre le 19 février et le 7 mars 2024 pour des opérations de maintenance programmées.
La production du champ de Nawara a diminué de 50 % jusqu’à fin mars, atteignant 67 000 tonnes équivalent pétrole contre 135 000 précédemment.
La production des champs de Miskar, du gaz commercial dans le sud, du gaz de Chergui, de Sidi El Kilani, de Maamoura, de Baraka et de Franig a diminué respectivement de 20 %, 18 %, 10 %, 10 %, 100 % et 32 %.
La demande de gaz naturel a chuté de 11 % jusqu’à mars 2024 par rapport à l’année précédente, en raison de la disponibilité limitée du gaz, obligeant les autorités à importer de l’électricité de Tunisie et d’Algérie, qui ont couvert 15 % des besoins nationaux en électricité, dépendant à 95 % du gaz naturel.
Dernières statistiques énergétiques
L’Observatoire national de l’énergie et des mines, relevant du ministère de l’Industrie, des Mines et de l’Énergie, a indiqué que le secteur de l’exploration, de la production et du développement des hydrocarbures a connu d’importants défis au fil des années, notamment la fluctuation des prix du pétrole sur le marché mondial, les répercussions de la pandémie de Covid-19, la guerre russo-ukrainienne, ainsi que les mouvements sociaux et le déclin naturel de la production dans la plupart des champs.
Il a également été confirmé que d’ici la fin août 2024, un nouveau puits d’exploration sera foré sous la licence “Jnen Sud”, aboutissant à la découverte d’Aziza-1.
La production de gaz commercial sec a également diminué de 26 % sur la même période, atteignant un niveau de 0,83 million de tonnes équivalent pétrole contre 1,12 million de tonnes équivalent pétrole en 2023.
L’Observatoire a attribué ce déclin à la baisse continue de la production des principaux champs et à l’arrêt de la production du champ de Nawara du 19 février au 7 mars 2024 pour des opérations de maintenance programmées.
En ce qui concerne le secteur de l’électricité, la production est restée pratiquement stable jusqu’à fin août 2024, atteignant 13 498 gigawattheures, tandis que la production destinée à la consommation locale a augmenté d’environ 2 % sur la même période.
L’observatoire a expliqué, dans le même bulletin, que le parc de production d’électricité a été presque entièrement, à hauteur de 95%, dépendant du gaz naturel pour la production d’électricité.
Il est à noter que l’augmentation notable des importations d’électricité en provenance d’Algérie et de Libye a contribué à couvrir 14% des besoins nationaux en électricité.
En outre, les quantités totales de redevance ont connu une baisse de 4% à la fin du mois d’août 2024, atteignant 656 mille tonnes équivalent pétrole contre 686 mille tonnes équivalent pétrole durant la même période de l’année précédente.
Quant aux achats de gaz algérien, ils sont restés stables jusqu’à la fin du mois d’août 2024, atteignant 1 615 mille tonnes équivalent pétrole, selon la même source.
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