Pourquoi investir en Tunisie ?

• La fiscalité pétrolière (redevance sur la production et l’impôt sur les bénéfices) est progressive et indexée sur la rentabilité du projet.
• Prélèvements fiscaux faibles pour les travaux d’exploration.
• Amortissements accélérés dans le cadre d’une concession d’exploitation.
• Encouragement à la production du gaz par un prélèvement fiscal inférieur à celui appliqué à la production des H.C liquides.
• L’importation des marchandises, équipement, appareils… est en franchise de tous les droits, taxes et impôts (exclus RPD et RTAI) aussi bien pour le Titulaire que pour ses contractants et sous contractants.
• Considérer les charges d’intérêt d’emprunts relatifs aux investissements d’exploitation comme charges déductibles.
•  Exonération des prestations de la maison mère du Titulaire de l’impôt sur les sociétés.
• En cas de participation de l’ETAP à un taux supérieur ou égal à 40% l’impôt sur les bénéfices sera fixé à un taux de 50%, la redevance est acquittée en fonction du rapport « R ».
• Charges d’intérêts déductibles des bénéfices imposables pour un montant d’emprunt ne dépassant pas 70% des investissements de développement.
• Couts d’exploration amortis librement (au choix) sur   toute concession dérivant du même permis.
• Une provision d’abandon déductible au titre de l’impôt sur les bénéfices (Régime Association) ou une provision recouvrable dans le cas d’un Contrat de Partage de Production ; constituées durant les 5 dernières années pour un champ en mer et durant les 3 dernières années (ou plus sur justification) pour un champ à terre.

• Exonération de tous les impôts, droits et taxes déjà institués ou qui seront institués par l’Etat et / ou par tout organisme ou collectivités locales autre que ceux prévus par les articles 100 et 101 du code H.C (art. 105.1).
• Les modifications des taux et tarifs des impôts, droits, taxes et redevances prévus par le code ne sont applicables que si elles sont appliquées uniformément aux autres catégories d’activités en Tunisie.
• En cas de changement des taux après la signature de la Convention Particulière, les taux applicables sont ceux en vigueur à la date de la signature de la convention.

• Les principaux volumes d’hydrocarbure produits en Tunisie proviennent des différents bassins sédimentaires prolifiques comme ceux de Bassin de Ghadames, Bassin des Chotts et le Bassin Pélagien.
• Plus 275 000 km de données sismiques 2D et plus de 10 500 Km² de données sismiques 3D ont été enregistrées et plus de 1200 puits d'Exploration et de production ont été forés.
• 56 Champs de pétrole et de gaz sont actuellement en production.
• Des objectifs profonds tels que les 'Plays' anté-Miocène dans le Golfe de Hammamet et les 'Plays' du Crétacé supérieur dans le golfe de Gabes sont en cours d’évaluation et représentent le 'future challenge' pour la reprise de la production et le renouvellement des réserves dans des bassins considérés comme matures.

Les infrastructures de pétrole et gaz en Tunisie couvrent :

• La production :

  En 2022, le nombre total des concessions s’élève à 56 concessions, dont 44 sont en production (l’Etat participe à travers ETAP dans 36 de ces concessions en production).

• Le traitement & le ‘processing’

  Concernant le traitement, on peut citer les infrastructures suivantes :

  • La raffinerie de Bizerte, exploitée par la STIR ;
  • L’usine de traitement de GPL, située à Gabès et exploitée par la STEG ;
  • L’usine de traitement des huiles usées, située à Bizerte et exploitée par la SOTULUB ;
  • Trois grandes unités de traitement de gaz pour :
    - Miskar, opérée par APO.
    - Hasdrubal, située à Nakta (Sfax) et opérée par APO.
    - Nawara, située au Sud tunisien et opérée par OMV.
  • D’autres unités de traitement de gaz sont disponibles pour les concessions : Franig, Baguel et Chergui (opérées par Perenco), ainsi que Baraka & Maamoura (opérées par Eni).
• Le transport
  • Ain Amenas (Algérie)/La Skhira : Pipeline de 775 km de 24" (553 km sur le territoire tunisien).
  • Nawara : Pipeline de 370 km, 24".
  • El Borma/Gabès : Deux pipelines de 300 km, 10" et 6".
  • Douled/Skhira : Pipeline de 170 km.
  • Hasdrubal/Sfax : Conduite offshore (120 km et 18") et deux pipelines onshore (LPG) de 130 km, 6", jusqu'à Gabès.
  • Sidi Kilani/Skhira : Pipeline de 125 km.
  • Miskar/Sfax : Pipeline offshore de 120 km, 24".
  • Franig/CPF (Oum Chiah) : Pipeline de 114 km, 10".
  • Baguel/PK 74 : Pipeline de 36 Km et 6”.
  • CPF (Oum Chiah)/Gabès : Pipeline de 70 km, 10".
  • Bizerte - Rades : Conduite de 70 km (produits raffinés).
  • Chergui/Sfax : Pipeline offshore/onshore de 60 km et 8".
  • Usine Baraka/Tazerka : Pipeline offshore de 52 km, 12".
  • Usine Maâmoura/Tazerka : Pipeline offshore de 22 km, 10".
  • Cercina/Sfax : Pipeline offshore (30 km).
  • Sidi Litayem/Skhira : Pipeline de 18 km.
  • Réseau de distribution de gaz de la STEG : Plus de 2800 km de conduites.
  • Gazoduc Transméditerranéen : Deux gazoducs de 370 km chacun 48".
  • En cours de développement : De Nawara pipeline (PK 228)/GTP à Tataouine, Pipeline : 94 km,12".
• Le stockage et La distribution
  • Huit unités de stockage d’huile.
  • Trois stations de compression de gaz.
  • Trois unités de stockage de GPL.
  • Neuf terminaux pétroliers.