Observatoire National de l’Energie Rapport mensuel

REPUBLIQUE TUNISIENNE

MINISTERE DE L’INDUSTRIE, DE l’ENERGIE ET DES MINES

Direction Générale de l’Energie Observatoire National de l’Energie

Rapport mensuel

Conjoncture énergétique

Du mois de septembre 2015

Rapport mensuel septembre 2015

1

ObservatoirObservatoirObservatoirObservatoire National de l’Energiee National de l’Energiee National de l’Energiee National de l’Energie

A partir du mois de mai, nous avons commencé à calculer le taux de variation annuel moyen

TVAM ou TCAM en prenant comme année de base l’année 2010.

La formule permettant de calculer le TCAM est :

TCAM= (Vn/V0)1/n-1

V0 est la valeur de début et Vn est la valeur d’arrivée.

EExxpplloorraattiioonn eett ddéévveellooppppeemmeenntt 1

2 PPrroodduuccttiioonn ddee ppééttrroollee eett ddee ggaazz nnaattuurreell

3 CCoonnssoommmmaattiioonn ddeess pprroodduuiittss ppééttrroolliieerrss eett ddee ggaazz nnaattuurreell

4 BBiillaann éénneerrggééttiiqquuee

5 EElleeccttrriicciittéé

6 LLeess éécchhaannggeess ccoommmmeerrcciiaauuxx

PPrriixx

7

8 PPllaannnniinngg dd’’eennttrreettiieenn

Sommaire


2


Les cours sur les marchés internationaux :

� Légère hausse du prix de Brent : 47.6 $/bbl en septembre 2015 contre 46.6 $/bbl en aout 2015 et

97.3$/bbl en septembre 2014.

� Moyenne du prix de Brent à fin septembre 2015 : 55.4 $/bbl contre 106,6 $/bbl durant la même

période de l’année précédente.

Exploration et développement :

� Nombre total du permis : 31 à fin septembre 2015 contre 41 à fin septembre 2014.

� Forage de 4 puits d’exploration, 2 puits de développement et notification de 3 découvertes.

Production de pétrole brut :

� Baisse de la production de 4,5% courant le mois de septembre 2015 par rapport au mois de

septembre 2014: 46,8 kbbl/j contre 49 kbbl/j.

� Baisse de la production de 7,4 % courant les 9 mois 2015 par rapport au 9 mois 2014: 50,4 kbbl/j

(1778 kt) contre 54,5 kbbl/j (1921 kt).

Production de gaz naturel :

� Augmentation de la production de 15% courant septembre 2015 par rapport au mois de

septembre 2015: 7,34 Mm3/j contre 6,3 Mm3/j.

� Baisse de la production de 2% courant les 9 mois 2015 par rapport au 9 mois 2014: 7 Mm3/j contre

7,13 Mm3/j.

� Production de gaz commercial 9 mois 2015 :1,68 Mtep-pci (1,87 Mtep-pcs) contre 1,71 Mtep-pci

(1,90 Mtep-pcs) courant 9 mois 2014.

Bilan d’énergie primaire :

� Baisse des ressources disponibles de 5% courant les 9 mois 2015 par rapport au 9 mois 2014.

� Légère hausse de la demande d’énergie primaire de 1% courant les 9 mois 2015 par rapport au 9

mois 2014 notamment au niveau des produits pétroliers (+13%).

� Hausse du déficit du bilan d’énergie primaire : 3,08 Mtep-pci courant 9 mois de 2015 contre 2,76

Mtep durant 9 mois 2014.

� Régression du taux d’indépendance énergétique à 56% courant 9 mois de 2015 contre 60% durant

9 mois 2014.

Electricité :

� Hausse de la production d’électricité de 4% courant les 9 mois 2015 par rapport au 9 mois 2014

pour faire face à la demande surtout pour les clients basse tension.

� Baisse de la production de l’électricité de 5% courant septembre 2015 par rapport à septembre

2014

� Enregistrement d’un nouveau record de la pointe électrique le 30 juillet 2015 suite à plusieurs

jours successifs de canicule : 3599 MW.

� Amélioration de la consommation spécifique des moyens de production.

Echanges avec l’extérieur :

� Baisse des importations en valeur de 26% accompagnée d’une baisse au niveau des exportations

de 47%.

� Amélioration du déficit de la balance commerciale énergétique de 202 MDT entre les 9 mois 2014

et les 9 mois de 2015.

Principaux indicateurs du secteur de l’énergie courant les neuf

premiers mois de 2015


3


2014 2015 2014 2015

0 0 0 0 0

6 3 0 6 7

38 41 31 38 31

3 0 0 2 4

11 0 0 7 2

0 0 1 0 3

Nb de forage explo.

Nb forages dévelop.

Nb de découvertes

Réalisé

2014

Septembre A fin Septembre

Nb de permis octroyés

Nb permis abondonnés

Nb total des permis

Titres

Le nombre total de permis en cours de validité à fin septembre 2015, est de 31 permis dont

29 permis de recherche et 2 permis de prospection couvrant une superficie totale de 90 073

km2 et 53 concessions d'exploitation dont 38 concessions en production (parmi ces

concessions en production, l’ETAP participe dans 27 et l’Etat directement dans 2).

L’ensemble des titres (permis et concessions) est détenu par 44 compagnies nationales et

internationales.

Il est à signaler que durant les neuf premiers mois de 2015, la renonciation de 5 permis et

l’annulation de 2 permis:

• Permis de recherche « Sidi Mansour » pour fin d’échéance en janvier 2015 (suite à

l’impossibilité de continuer l’activité à cause des revendications des citoyens),

• Permis de recherche « Nabeul » pour fin d’échéance en 03 mars 2015,

• Permis de recherche « Tozeur » pour fin d’échéance en 24 avril 2015,

• Permis de recherche « Tajerouine » pour fin d’échéance en 06 mai 2015,

• Permis de recherche « sud Tozeur » pour fin d’échéance en 12 mai 2015,

• Annulation du Permis de recherche «Les Oasis » pour non réalisation de ses

engagements contractuels en date du 11 aout 2015,

• Annulation du Permis de recherche « Bazma », suite à la déclaration de faillite de la

société qui s’est trouvée dans l’impossibilité d’honorer ses engagements, en date du

11 aout 2015.

I- Exploration et développement


4


Exploration

Acidification d’un puits d’exploration (foré en 2014):

nb

Intitulé du puits

Permis / Concessions

Début du forage

Fin du forage

Résultats

1 SCV-1 Le Kef 19/08/2014 11/12/2014

Reprise des travaux. Acidification du puits en cours

Le forage, à fin septembre 2015, de quatre puits d’exploration.

nb

Intitulé du puits

Permis / Concessions

Début du forage

Fin du forage

Résultats

1

CAT-1 Zaafrane 10/02/2015 26/04/2015

Profondeur finale :3900 m

Les tests de productions ont débité

4300bbl /jour et de 395 mille m3/j de

gaz naturel.

2

Sondes-1 Anaguid 24/05/2015 26/06/2015

Profondeur finale : 2601m.

Notification d’une découverte le 6 juillet 2015

3 DGH-1

Zaafrane 02/06/2015 16/09/2015

Profondeur finale :3975 m.

Notification d’une découverte : les résultats du test ont révélé un débit de1000bbl/j et 55 mille m3/j de gaz naturel.

4 Sana-1 Anaguid 04/08/215

Profondeur finale : 3879 m. Abandon définitif suite aux résultats négatifs

Réalisation de trois découvertes à fin septembre 2015 :

• Deux découvertes sur le permis « Zaafrana » situé dans la région de FAWAR et

détenu par l’ETAP (50%), la société Hollandaise Mazarine (45%) et la société

tunisienne privée Medex Petroleum Limited (MEDEX (5%) : « CAT-1 » courant le mois

d’avril 2015, les tests de production ont révélé un débit de 4300 bbl/j et de 395 mille

m3/j de gaz naturel et « DGH-1 » courant le mois de septembre 2015, les tests de

production ont révélé un débit de 1000 bbl/j environ et de 55 mille m3/j de gaz naturel.

• Une découverte en mois de juillet 2015 : « SONDES-1 » sur le permis

« Anaguid » situé dans le gouvernorat de Tataouine. Le dit permis est détenu par

l’ETAP (50%), la société « OMV Tunisien (production GWBH) » (40%) et la société

« Thani Tunisien BV » (10%) dans le cadre d’un contrat d’association. Il est à signaler

qu’en date du 6 juillet 2015, la société « OMV » a déposé à la DGE une notification


5


d’une découverte (sur la base de l’interprétation des logs électriques). Le test du dit

puits sera programmé prochainement suite à la fin des travaux de forage du puits

« Sana-1 » situé sur le même permis.

Développement

Achèvement de (03) puits de développement démarrés en 2014 :

nb Intitulé du puits

Début du forage

Profondeur Résultats

1 Sabria 13 (Win

#13) 10/12/2014 3781 m

Fin des opérations de forage le 16 mars 2015 et mise en production le 06/05/2015 avec un débit de 140 bbl/j.

2 GUB#12

12/11/2014 3310 m

Fin des opérations de forage le 01er février 2015 et mise en production le 26 mars 215 avec un débit initial de 200 bbl/j. Puits fermé depuis le 08 juin 2015.

3 Tarfa#03 28/11/2014 2351 m

Fin des opérations de forage le 01 janvier 2015 et mise en production le 14 janvier avec un débit initial de pétrole de 4000 bbl/j.

Le forage, à fin septembre 2015, de deux puits de développement :

nb

Intitulé du puits

Début du forage

Profondeur Résultats

1 Miskar A7 ST1 15/01/2015 4110 m

Fin des opérations de forage le 24 avril 2015 et mise en production le 27 juillet 2015 après stimulation du puits.

2

GUB#14 22/02/2015 3350 m

Profondeur finale atteint le 31 mars 2015. Puits fermé du 20/05/2015 au 16/06/2015 pour remonter la pression (Build up). Récup de 246 bbl d'huile le 16/06/2015 et fermeture le 29/06/2015 suite à un problème au niveau de la pompe de fond.


6


II-1 Pétrole Brut & GPL champs

2014 2015 Var (%)

1 Hasdrubal 352 260 229 -12%

2 El Borma 293 218 215 -1%

3 Adam 265 203 168 -17%

4 Cherouq 178 137 114 -17%

5 Ashtart 252 183 189 3%

6 Ouedzar 115 90 71 -22%

7 El Hajeb/Guebiba 127 101 85 -16%

8 Bir Tartar 112 86 63 -26%

9 Miskar 99 76 72 -4%

10 M.L.D 71 54 43 -21%

11 Didon 63 48 33 -33%

12 Barka 57 40 62 55%

13 Cercina 44 29 39 36%

14 Anaguid Est 153 120 48 -60%

15 Autres 363 276 346 26%

2 543 1 921 1 778 -7,5%

TOTAL(Ktep) 2 608 1 970 1 823 -7,5%

CONDENSAT GABES (kt) 29 23 20 -14,2%

2 572 1 944 1 798 -7,5%

TOTAL (Ktep) 2 639 1 995 1 844 -7,6%

GPLchamps (kt) 162,7 119,8 114,7 -4,2%

GPL Gabes (kt) 78,0 60,3 53,5 -11,2%

240,8 180,1 168,2 -6,6%

TOTAL GPL (Ktep) 264 197 184 -6,6%

TOTAL (kt) 2 813,1 2124 1966 -7,5%

TOTAL (ktep) 2 903 2192 2028 -7,5%

TOTAL GPL Primaire (kt)

Pétrole + Condensat + GPL pri

A fin Septembre

TOTAL

TOTAL P.BRUTet Condensat (kt)

GPL Primaire

Réalisé 2014

PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS

Unité : kt

N° Champ

La production nationale de pétrole brut, à fin septembre 2015, a atteint 1778 kt

enregistrant ainsi une baisse de 7,5% par rapport à fin septembre 2014.

En effet, il convient de noter :

II- Production des hydrocarbures


7


• champ Hasdrubal : Réduction de la production de 12% suite au problème

survenu au niveau de l’unité de traitement du GPL ainsi que pour l’augmentation de la

production d’eau à partir de janvier 2015.

• champ Anaguid Est : Réduction de la production de 60% suite à la fermeture

du puits « Amani#1 » depuis le 23/06/2015 par manque de débit après des essais de

remise de production depuis le 17/06/2015. Le puits a été fermé entre le 14/06/2015 et

17/06/2015 suite à la grève des camionneurs de transport. Les puits « Chahda #1 » et

« Nada#1 » sont fermés provisoirement pour des raisons économiques et pour minimiser

le torchage du gaz en attendant la finalisation du projet du pipeline. Réouverture du

puits « Amani#2 » le 31/07/2015 après arrêt depuis le 30/12/2014. Remise en production

du puits « Maha#1 » le 26/04/2105 (débit Huile 568 bbls/j), puis fermeture du 16/05 au

02/08/2015 après installation du pompe à jet et fermeture du 11/09/2015 au 15/09/2015

suite panne du pompe.

• champ Franing : Reprise progressive de la production à partir de 21/7/2015

après un arrêt depuis le 22/05/2015 suite à des problèmes sociaux.

• champ Sabria : Reprise progressive de la production à partir de 22/7/2015

après un arrêt depuis le 23/05/2015 au 04/06/2015 puis à partir du 07/06/2015 suite à

des problèmes sociaux. SAB West#1:Fermé depuis le 17/09/2015 pour remontée de

pression.

• Champ Adam : réduction de la production du 26/06/2015 au 5/07/2015 suite à

un problème électrique survenu à l’usine de traitement de GPL Gabès.

• Champ El Hajeb/Guebiba : réduction de la production de 16% sachant que

des problèmes techniques ont survenus au niveau des puits « EHJ#1 », « EHJ#7 », «

GUE#2 » et « GUE#10A » durant les derniers mois. GUE#5A: fermé depuis le

08/09/2015 pour remontée de pression.

La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs, notamment

ceux d’Adam, Cherouk, Ouedzar, Didon et MLD.

Par contre, nous citons la hausse de la production des champs suivants :

• Champ Ashtart (+ 3%) A signaler la baisse de la production en début de 2014 suite

à des travaux et la remise en service du puits « Ash#4 » le 10/04/2015 après un W. O.

avec un débit d’huile de 750 bbl/j.


8


• Champ Baraka (+55%) sachant que le puits « C1 » a été fermé entre décembre

2013 et février 2014,

• Champ Cercina (+36%) : des travaux d’entretiens ont été réalisés sur le puits

« Cercina 03 » en 2014.

• Champ Sabria (+90%) suite à la mise en production du puits « sabria 12 bis » le 14

décembre 2014 et à l’entrée en production progressive d’un nouveau puits de

développement « Sab#13 » depuis le 06/05/2015 et ceci malgré l’arrêt mentionné ci-

dessus.

• Champ Franing Baguel Tarfa (+495%) : suite à la mise en production des

nouveaux puits de développement « Bag#4 » et « Bag#5 » en novembre 2014 et

« Trf#3 » en janvier 2015.

Dans cette perspective, on signale que les champs cités ci-dessus et dont leur production a

enregistré une hausse, sont des champs marginaux en majorité, et de ce fait, ils n’ont pas pu

couvrir la baisse de la production enregistré dans la plus part des principaux champs.


9


II-2 Ressources en gaz naturel

Unité : ktep-PCI

2010 2014 2015 Var (%) TCAM%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL 2606 3007 1969 1915 -3% -9%

Production nationale 2307 2140,6 1718,3 1679,6 -2,3% -5%

Miskar 716 1031,4 544,5 527,6 -3% -13%

Gaz Com Sud (1) 352 249,8 264,2 242,6 -8% -1%

Gaz Chergui 223 177,8 171,3 175,3 2% 0%

Hasdrubal 787 413,1 571,7 554,4 -3% 6%

Maamoura et Baraka 82 21,0 56,4 77,7 38% 30%

Franig B. T. et Sabria (2) 147 247,6 110,2 102,0 -7% -16%

Redevance totale (Forfait fiscal)(3) 299 866,2 250,8 235,40 -6% -23%

Achats 2370 712,5 1908,4 1668,0 -13% 19%

(2)Ycompris gaz Sabria

RESSOURCES EN GAZ NATUREL

Réalisé 2014

A fin septembre

(1)Gaz commercial du sud : quantité de gaz traité d'El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss. et Cherouk

(3) Redevance n'est pas considérée comme ressources nationales

La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint, à fin septembre

2015, 1915 ktep contre 1969 ktep réalisé à fin septembre 2014, enregistrant ainsi une

baisse de 3%. Cette baisse est due essentiellement à la diminution de la production

nationale de 2% et à la diminution du forfait fiscal de 6%.

Il est à signaler qu’en termes de production nationale mensuelle, on a réalisé une

augmentation de 15% en septembre 2015 par rapport à septembre 2014. Cette hausse

revient à l’arrêt de 15 jours du champ Hasdrubal courant le mois de septembre 2014. En

effet, la production du champ hasdrubal, qui représente 33% de la production nationale, a

augmenté de 54% entre septembre 2014 et septembre 2015.

La diminution de la production nationale de 2% en cumul est due essentiellement à :

- La baisse de la production du champ Hasdrubal de 3 % suite aux problèmes

rencontrés au niveau de l’unité du traitement du GPL qui a imposé une réduction du

débit et la réduction de la production du puits A1 depuis le 24 mars 2015 suite à une

panne électrique. Ce dernier a été remis en production le 13 avril 2015. Remise en

production du puits A3 le 11 mai 2015 après sa fermeture depuis le 20 avril 2015.

- La diminution de production du champ Miskar de 3%.


10


- l’arrêt de la production du champ Sabria depuis le 23/05/2015 au 04/06/2015 puis à

partir du 07/06/2015 suite à des problèmes sociaux. Reprise progressive de la

production à partir de 22/7/2015.

- l’arrêt de la production du champ Franing depuis le 22 mai 2015 suite à des

problèmes sociaux. Reprise progressive de la production à partir de 21/7/2015.

A signaler l’augmentation de la production des Champs Maamoura et Baraka de 38%

sachant que le puits « C1 » a été fermé entre décembre 2013 et février 2014.

En dépit de la baisse de la disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal)

de 3%, les importations du gaz algérien ont accusé aussi une baisse de 13% à fin

septembre 2015 par rapport à fin septembre 2014 pour se situer à 1668 ktep. Ce repli

revient d’une part à la substitution partielle du gaz naturel par 219 ktep de fuel pour la

production électrique courant les 7 premiers mois de 2015 et d’autre part à la nette

amélioration de la consommation spécifique globale des moyens de production électrique

suite à l’entrée en production de deux nouveau cycles combinés courant la deuxième

semestre de 2014 et la deuxième semestre de 2015 et aussi à une meilleure disponibilité

des cycles combinés en 2015 . Ce point va être traité en détail dans le chapitre demande en

gaz naturel.

Ainsi, l’approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une baisse de 8 % à fin

septembre 2015 par rapport à fin septembre 2014 pour se situer à 3541 ktep. La répartition

de l’approvisionnement national en gaz naturel par source est illustrée dans le graphique

suivant :

44.6% 47.4%

5.8% 5.5%

49.6%47.1 %

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

fin septembre 2014 fin septembre 2015

Kte

p p

ci

Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel

Achats gaz algérien

Red cédée à Steg

Production Nationale

35413850


11


1. Légère hausse de la participation du gaz national de 44.6% à fin septembre 2014 à 47,4%

à fin septembre 2015.

2. Légère baisse de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a

passé de 5,8 % à fin septembre 2014 à 5.5% à fin septembre 2015.

3. Baisse de la participation des achats du gaz algérien de 49.6% à fin septembre 2014 à

47.1 % à fin septembre 2015.


12


III-1 Produits pétroliers

Unité : ktep

2010 2014 2015 Var (%) TCAM(%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

CONSOMMATION

GPL 564 389 419 439 4,8% 2,4%

Essences 564 374 410 476 16,0% 4,9%

Pétrole lampant 54 47,5 37,4 36,7 -1,7% -5,0%

Gasoil 1901 1403 1381 1484 7,5% 1,1%

Gasoil ordinaire 1655 1322 1198 1276 6,5% -0,7%

Gasoil 50 245 81 183 208 13,7% 20,7%

Fuel 369 280 223 415 85,8% 8,2%

Jet 278 192 220 172 -21,6% -2,1%

Coke de pétrole 574 243 408 480 17,4% 14,5%

Total 4302 2931 3099 3502 13,0% 3,6%

Cons finale (Hors STEG& STIR) 4184 2924 3068 3263 6,3% 2,2%

CONSOMMATION DES PRODUITS PETROLIERS (provisoire)

Réalisation

en 2014

A fin septembre

La demande nationale des produits pétroliers, à fin septembre 2015, a augmenté de 13%

par rapport à fin septembre 2014 en se situant à 3502 ktep.

Le recours au fuel pour la production électrique durant les 7 premiers mois de 2015 a

légèrement modifié la répartition de la consommation des produits pétroliers. En effet, nous

assistons à une baisse de la part du gasoil qui a passé respectivement de 45% à fin

septembre 2014 à 42% à fin septembre 2015 contre une hausse de la part du fuel de 7% à

12% de la consommation totale des produits pétroliers.

GPL

14%

Essences

13%

Pétrole

lampant

1%Gasoil

45%

Fuel

7%

Jet

7%

Petcoke

13%

Répartition de la consommation des

produits pétroleirs à fin

septembre2014GPL

12%Essences

14%

Pétrole

lampant

1%

Gasoil

42%

Fuel

12%

Jet

5%

Petcoke

14%

Répartition de la consommation des

produits pétroleirs à fin septembre 2015

III- Consommation des hydrocarbures


13


La part des essences et le coke de pétrole a réalisé une légère augmentation à fin

septembre 2015 par rapport à fin septembre 2014 pour présenter chacun 14% de la

consommation totale des produits pétroliers.

La consommation des carburants routiers a augmenté dans l’ensemble de 9% entre fin

septembre 2014 et fin septembre 2015 pour atteindre 1960 ktep représentant ainsi 56% de

la consommation totale des produits pétroliers à fin septembre 2015 contre 58% à fin

septembre 2014.

La consommation du gasoil ordinaire a augmenté de 7%, celle de l’essence sans plomb de

16% et celle du gasoil 50 de 14%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle

du carburant routier à partir de janvier 2014.

46 46

35

40

45

50

55

60

jan

v-1

4

fév

r-1

4

ma

rs-1

4

av

r-1

4

ma

i-1

4

juin

-14

juil

-14

ao

ut-

14

sep

t-1

4

oc

t-1

4

no

v-1

4

dé

c-1

4

jan

v-1

5

fév

r-1

5

ma

rs-1

5

av

r-1

5

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

Kt

Consommation Mensuelle d'Essence sans plomb

142

128

100

110

120

130

140

150

160

jan

v-1

4

fév

r-1

4

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rs-1

4

av

r-1

4

ma

i-1

4

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-14

juil

-14

ao

ut-

14

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t-1

4

oc

t-1

4

no

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c-1

4

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5

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r-1

5

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5

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r-1

5

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

Kt

Consommation Mensuelle de Gasoil Ordinaire

22

24

15

20

25

30

jan

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4

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r-1

4

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rs-1

4

av

r-1

4

ma

i-1

4

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-14

juil

-14

ao

ut-

14

sep

t-1

4

oc

t-1

4

no

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4

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c-1

4

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5

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r-1

5

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rs-1

5

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r-1

5

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

Kt

Consommation Mensuelle de Gasoil 50

210

197

160

170

180

190

200

210

220

230

240

jan

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4

févr

-14

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rs-1

4

avr

-14

ma

i-1

4

juin

-14

juil

-14

ao

ut-

14

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t-1

4

oct

-14

no

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4

dé

c-1

4

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5

févr

-15

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5

avr

-15

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

Kt

Consommation Mensuelle des carburants

routiers


14


Pour le deuxième mois consécutif, la consommation des carburants routiers du mois de

septembre 2015 a accusé une diminution par rapport au niveau observé l’année dernière.

En effet, la consommation du gasoil 50, qui représente à lui seul 65% de la consommation

totale des carburants routiers et 39% de la demande totale des produits pétroliers, a affiché

courant ce mois un repli de 10% par rapport à septembre 2014, mettant ainsi en question la

reprise du commerce parallèle

39 37 42 41 42 43 43

58

46

5348

53 51 50 49 52

54

46

123114

126133 136 134

117

140 142139

126

140144 143

148

133

141

128

0

20

40

60

80

100

120

140

160

jan

fév

r

ma

rs

av

ril

ma

i

juin

juil

ao

ut

sep

t

Kt Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du gasoil

ordinaire

Ess2014

Ess2015

Go 2014

Go 2015

La consommation du GPL, à fin septembre 2015, a augmenté de 5% par rapport à fin

septembre 2014 et s’est située à 439 ktep.

La consommation du fuel a atteint 415 ktep, à fin septembre 2015, soit une augmentation

de 86% par rapport à fin septembre 2014. Cette hausse est due à sa consommation pour la

production électrique durant les 7 premiers mois de 2015, contrairement à la même période

de 2014. A ce titre, nous signalons que le fuel n’a pas été utilisé courant le mois d’aout et

de septembre 2015 pour la production électrique.

La consommation du coke de pétrole a augmenté de 17% à fin septembre 2015 par rapport

à fin septembre 2014 et a atteint 480 ktep, tenant compte de l’arrêt de quelques unités pour

maintenance durant la même période de l’année dernière.

En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de 2%.

Quant à la consommation du jet aviation, elle a accusé une baisse de 22% à fin septembre

2015 par rapport à fin septembre 2014. La demande mensuelle du mois de septembre a


15


enregistré une chute de 44% conséquence du repli du secteur touristique après l’attaque du

musée du Bardo et l’attentat de Sousse. Le graphique suivant montre cette tendence

baissiaire.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

jan févr mars avril mai juin juil aout sept oct nov déc

Consommation mensuelle du jet aviation (kt)

2014 2015


16


III-2 Gaz Naturel

Unité : ktep-PCI

2010 2014 2015 Var (%) TCAM%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

DEMANDE 4895 3300 3830 3524 -8,0% 1,3%

Production d'électricité 3606,5 2441,0 2863,7 2581,0 -9,9% 1%

Hors prod élec 1288,2 859,0 966,3 943,4 -2,4% 2%

Haute pression 297,6 284,6 228,2 209,1 -8% -6%

Moy&Basse pression 990,7 574,4 738,1 734,3 -1% 5%

DEMANDE EN GAZ NATUREL

Réalisé 2014

A fin septembre

La demande totale en gaz naturel, à fin septembre 2015, a diminué de 8 % par rapport à

fin septembre 2014 en se situant à 3524 ktep.

Cette baisse résulte de l’effet conjugué de la diminution de la demande en gaz naturel

destinée à la production électrique de 10% à fin septembre 2015 par rapport à fin septembre

2014 suite à sa substitution partielle par 215 ktep de fuel pour la génération de l’électricité

et aussi à l’amélioration des performances des moyens de production électrique

conséquence de l’utilisation des cycles combinés . En effet malgré que la demande en gaz

naturel pour la production électrique a accusé une baisse de 10% à fin septembre 2015, la

production de l’électricité à partir du gaz naturel n’a baissé que de 3% durant la même

période.

Le graphique suivant illustre la demande nationale en gaz naturel à partir de janvier 2014 :

281251

283 292 290

335372

394366

292

224 226 236 232 224241

281 291

354

395

328

140

124

135109 106

9182

8791

89

96

137 143129 125 108

99 100

8380

76

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

jan

v-1

4

févr

-14

mar

s-1

4

avr-

14

mai

-14

juin

-14

juil-

14

aou

t-1

4

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4

oct

-14

no

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4

dé

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4

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5

févr

-15

mar

s-1

5

avr-

15

mai

-15

juin

-15

juil-

15

aoû

t-1

5

sep

t-1

5

Kte

p-p

ci Demande menseuelle en Gaz Naturel

Usage final Production électrique


17


Amélioration des Performances énergétiques des moyens de production électrique

entre 2014 et 2015 :

Les moyens de production électrique (STEG+IPP) ont réalisé une nette amélioration au

niveau de leur consommation spécifique globale qui a passé de 243,7 tep/GWh à fin

septembre 2014 à 228,6 tep/GWh à fin septembre 2015 permettant ainsi d’escompter des

économies en combustible de 6,2% par chaque GWh produit relatif aux 9 premiers mois de

2015/2014.

236,2

238,1

248,8

263,4

243,2 245,6

240,8239,1

242,1

232,9

224,2

229,7

222,6

233,8

224,6

224,9

241,4

228,3

225,3 226,2227,6

200

210

220

230

240

250

260

270

jan

v-1

4

févr

-14

mar

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4

avr-

14

mai

-14

juin

-14

juil

-14

aou

t-1

4

sep

t-1

4

oct

-14

no

v-1

4

dé

c-1

4

jan

v-1

5

févr

-15

mar

s-1

5

avr-

15

mai

-15

juin

-15

juil

-15

aoû

t-1

5

sep

t-1

5

Tep

/Gw

h Evolution de la consommation spécifique mensuelle

globale

236,2 238,1

248,8

263,4

243,2 245,6240,8 239,1

242,1 243,7

222,6

233,8

224,6 224,9

241,4

228,3225,3 226,2 227,6 228,6

200,0

210,0

220,0

230,0

240,0

250,0

260,0

270,0

jan

fév

ma

rs

avri

l

ma

i

juin

juil

let

ao

ut

sep

t

cu

m.*

Te

p/G

wh

Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle

entre 2014 et 20152014 2015

Cette amélioration est expliquée en premier lieu par l’indisponibilité partielle des cycles

combinés de SOUSSE CC et de GHANOUCH pour les opérations de révisions courant le

premier semestre de 2014 et en second lieu par l’entrée en production de la centrale

combinée de Sousse C durant le deuxième semestre de 2014 ainsi qu’à la mise en service

de la centrale combinée de Sousse D en juin 2015.

En effet, la production électrique des centrales STEG à cycles combinés ont réalisé une

augmentation de 51% entre fin septembre 2014 et fin septembre 2015 pour atteindre 5539

GWh, ce qui représente respectivement 34% et 48% de la production de la STEG à fin

septembre 2014 et fin septembre 2015.

Dans l’ensemble, la production électrique des cycles combinés (STEG +IPP) a réalisé une

augmentation de 27% entre fin septembre 2014 et fin septembre 2015 et ceci malgré

l’indisponibilité des centrales de Sousse C et de l’IPP en mai 2015. Ainsi, contribution des

cycles combinés a passé de 45% à fin septembre 2014 à 55% à fin septembre 215 de la

totalité de la production électrique nationale.


18


Le secteur de la production électrique reste de loin le plus grand consommateur du gaz

naturel et représente 73% de la demande totale en gaz naturel à fin septembre 2015 du fait

que le parc de la production électrique est basé à hauteur de 90% sur le gaz naturel

toujours pour la même période, contre 96% à fin septembre 2014.

73%

6%

21%

Répartition de la demande en gaz

naturel à fin septembre 2015

Production d'électricité

Haute pression

Moy&Basse pression

Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé

une baisse de 2% pour se situer à 943 ktep. En effet, la demande des clients HP a

enregistré une baisse de 8% surtout au niveau des industries des matériaux de construction

et des industries chimiques. Quant à la demande des clients MP-BP, elle n’a réalisé

qu’une diminution de 1% toujours pour la même période surtout au niveau des clients

résidentiels.

Dans cette optique, nous signalons que la demande nationale en gaz naturel commence à

suivre une tendance baissière. Cette baisse peut être due au passage du pays par une

période de conjoncture économique difficile mais rien n’est confirmé en attendant le

comportement de la demande dans les mois à venir.

0

20

40

60

80

100

120

jan

fév

mar

s

avri

l

mai

juin

juil

ao

ut

sep

t

Kte

p-p

ci Demande mensuelle du gaz naturel hors production électrique

en 2015

Cliens HP 2014 Clients HP 2015 Clients MP-BP2014 Clients MP-BP2015


19


2010 2014 2015 Var (%) TCAM(%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

RESSOURCES 5557 6111 4197 3979 -5% -8%

Pétrole (1) 2639 2939 1995 1844 -8% -9%

GPL primaire (2) 264 153 197 184 -7% 4%

Gaz naturel 2606 3007 1969 1915 -3% -9%

Production 2307 2141 1718,3 1679,6 -2% -5%

Redevance 299 866 250,8 235,4 -6% -23%

Elec primaire 48 12,7 36,17 35,58 -2% 23%

DEMANDE 9245 6244 6965 7062 1% 2%

Produits pétroliers 4302 2931 3099 3502,0 13,0% 4%

Gaz naturel 4895 3300 3830 3524 -8,0% 1%

Elec primaire 48 12,7 36,17 35,58 -1,6% 23%

SOLDE

Avec comptabilisation de la redevance(3) -3688 -132 -2768 -3083

Sans comptabilisation de la redevance (4) -3987 -999 -3018 -3319

le gaz naturel est comptabilisé dans le bilan énergétique en pouvoir calorifique inférieur PCI, seule la quantité du gaz commerciale est prise en compte dans le bilan (gaz sec)

Les ressources et la demande d'énergie primaire ainsi que le solde du bilan sont calculés selon l'approche classique du bilan c.à.d sans tenir compte de la biomasse-énergie, ni de l'autoconsommation des champs, ni de la consommation des stations de compr

(1) pétrole brut + condensat usine GPL Gabes

(2) GPL champs + GPL usine Gabes

(3) DEFICIT en considerant la redevance comme étant une ressource nationale

(4) DEFICIT en considerant que la redevance ne fait pas partie des roussources nationales

BILAN D'ENERGIE PRIMAIRE

Unité : ktep-pci

Réalisé en

2014

A fin septembre

Demande des produits pétroliers : hors consommation non énergétique (lubrifiants+bitumes+W Spirit)

Les ressources d'énergie primaire ont atteint, à fin septembre 2015, 3979 ktep contre

4197 ktep à fin septembre 2014, enregistrant ainsi une baisse de 5%. La production de

pétrole a baissé de 8%, celle du gaz naturel de

2% et celle de GPL primaire de 7%.

Les ressources d’énergie primaire restent

dominées par le pétrole et le gaz national qui

participent respectivement à hauteur de 46% et

42% de la totalité des ressources d’énergie

primaire. La part de l’électricité renouvelable

(primaire) reste timide et ne représente que 1% des ressources primaires.

IV- Bilan énergétique

46%

42%

6%

5% 1%

Partition des ressources d'énergie primaire

à fin septembre 2015

Pétrole + condensat

Gaz national

Redevance gaz algérien

GPL champs + usine gabes

Elec primaire


20


Bien que la demande d'énergie primaire a

poursuit sa croissance pour passer de 6965

ktep à fin septembre 2014 à 7062 ktep à fin

septembre 2015, le taux d’évolution relatif à

cette augmentation est entrain d’enregistrer un

repli constant courant ces 3 derniers mois pour

passer de 4% entre fin juillet 2015/fin juillet 2014

à 3% entre fin aout 2015/fin aout 2014 pour

atteindre 1% à fin septembre 2015/fin septembre 2014.

L’évolution mensuelle du bilan énergétique courant les 9 premiers mois de 2015, montre un

la baisse importante de la demande énergétique courant le mois de septembre 2015 qui non

seulement a atteint son plus bas niveau de l’année mais a accusé une régression de 10%

par rapport à la demande énergétique en septembre 2014.

483412 436 437 461 431 432 457 429

799742

792739 768 796 831 855

740

-316 -330 -355-302 -307

-365 -399 -398-311

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

janvier février mars avril mai juin juillet août sept

Kte

p -p

ci

Evolution du bilan énergétique mensuel en 2015

ressource demande déficit

Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin

septembre 2015, un déficit de 3083 ktep contre un déficit de 2768 ktep enregistré à fin

septembre 2014. Le taux d’indépendance énergétique, qui représente le ratio de la

production nationale primaire par la consommation primaire, s’est situé à 56% à fin

septembre 2015 contre 60% à fin septembre 2014.

Sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique à fin septembre

2015 sera de 53% pour un déficit de 3319 ktep contre un taux d’indépendance

énergétique de 57% à fin septembre 2014 qui correspond à un déficit de 3018 ktep.

50%

49.6%

0.4%

Répartition de la demande d'énergie primaire

à fin septembre 2015

Produits pétroliers

Gaz naturel

Elec primaire


21


Unité : GWh

2010 2014 2015 Var (%) TCAM (%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

PRODUCTION

STEG 14 117 8 811 10 835 11 561 6,7% 6%

FUEL + GASOIL 319 3 0,56 874 - 207%

GAZ NATUREL 13235 8660 10414 10272 -1% 3%

HYDRAULIQUE 56 44 44 60 34% 6%

EOLIENNE 507 103 376 355 -6% 28%

IPP (GAZ NATUREL) 3489 2449 2640 2440 -7,6% 0%

ACHAT TIERS 67 57 60 65 9% 3%

PRODUCTION NATIONALE 17672 11 317 13 535 14 067 3,9% 4,4%

PRODUCTION D'ELECTRICITE

Réalisé

2014

A fin septembre

La production totale d’électricité a augmenté de 4% à fin septembre 2015 par rapport à fin

septembre 2014 en se situant à 14 067 GWh, une augmentation appuyée par la vague de

froid qui a persisté durant les mois de janvier et février 2015 et surtout par la vague de

chaleur observée courant les mois de mai et surtout juillet 2015.

Concernant les réalisations mensuelles, la production électrique ainsi que la pointe du mois

de septembre 2015 ont affiché une baisse de 5% et de 2% par rapport à septembre 2014

pour atteindre respectivement 1646 GWh et 3412 MW. Le mois d’aout 2015 détient le

record de la production électrique avec 1976 GWh de production. Quant à la pointe

électrique de l’année, elle a atteint 3599 MW comme charge maximale appelée (le 31

juillet 2015 à 14h 30 min) suite à plusieurs jours successifs de canicule contrairement à

2014 ou elle a été enregistré en mois de septembre. Le graphique suivant présente

l’évolution mensuelle de la production électrique ainsi que la pointe à partir de janvier 2014.

1375

1231

13201277

1377

1537

1778

1882

1729

1433

1290

1437 1437

13341373

1328

1445

1578

19391976

1646

1000

1200

1400

1600

1800

2000

jan

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4

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-14

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-14

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juin

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ut-

14

sep

t-1

4

oct

-14

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5

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-15

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-15

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

Gw

h

Production électrique mensuelle

2478

25032457

2250

2362

3000

2986

3272

3465

2670

2554

26512664

2655

2529

2332

2624

2758

3599

3500

3412

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

jan

v-1

4

févr

-14

mar

s-1

4

avr-

14

mai

-14

juin

-14

juil

-14

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14

sep

t-1

4

oc

t-1

4

no

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4

dé

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5

févr

-15

mar

s-1

5

avr-

15

mai

-15

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

MW

Pointe Mensuelle

V- Electricité


22


La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 82% de la

production nationale. L’électricité produite à partir du gaz naturel (STEG +IPP) a accusé une

baisse de 3% entre fin septembre 2014 et fin septembre 2015 face à une augmentation de

la production de l’électricité produite par le fuel. Les graphiques suivant illustrent le mix de la

production électrique entre fin septembre 2014 et fin septembre 2015 :

96%

0.4%

3%0.5%

Mix de la production Electrique à fin septembre2014

FUEL + GASOIL

GAZ NATUREL

HYDRAULIQUE

EOLIENNE

ACHAT TIERS

6%

90%

3%

Mix de la production électrique à fin septembre t2015

La mise en service de la centrale Sousse D, de puissance 425 MW, courant le mois de juin

2015 a permis de sécuriser l’approvisionnement national en énergie électrique courant la

saison estivale et surtout durant les mois de juillet et aout 2015 et aussi de participer

d’avantage à l’amélioration des performances énergétiques du parc électrique national. En

effet, la puissance électrique totale installée et opérationnelle s’élèvera en 2015 à 5224

MW dont la part des cycles combinés sera de 40% contre une participation de 35% en 2014.

1040 1040

1680

2105

1772

1772307

307

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2014 (P= 4799 MW) 2015 (P=5224 MW)

MW

Parc du production électrique 2014-2015

Energies Renouvelables

Turbine à gaz

Cycles combinés

Thermique à vapeur

Thermique

à vapeur

22%

Cycles

combinés

35%

Turbine à

gaz

37%

Enr

6%

Partition du parc de production

électrique en 2014 Puissance installée opérationnelle 4799MW

Thermiqu

e à vapeur

20%

Cycles

combinés

40%

Turbine

à gaz

34%

Enr

6%

Partition du parc de production

électrique en 2015

( Puisasnce installée opérationnelle

5224 MW)


23


Unité : GWh

2010 2014 2015 Var (%) TCAM (%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

VENTES**

Haute Tension 1426 859 956 943 -1% 2%

Moyenne Tension 6513 4063 4276 4383 2% 2%

Basse tension 6820 3614 4269 4525 6% 5%

Ventes Libye -67 0 -63 -11 -83% -

TOTAL VENTES 14760 8536 9501 9851 3,7% 2,9%

** sans tenir compte des ventes à la Libye

VENTE D'ELECTRICITE

Réalisé

2014

A fin Aout

Concernant les ventes de l’électricité, elles ont réalisé en totalité une augmentation de 4% à

fin aout 2015* par rapport à fin aout 2014. Cette augmentation est à l’origine de la hausse

de la demande des clients MT et BT, qui représentent 90% de la totalité des ventes,

respectivement de 2% et 6% entre fin aout 2014 et fin aout 2015.

10%

44%

46%

Répartition des ventes de l'électricité à fin aout

2015

Haute Tension

Moyenne Tension

Basse tension

Les industriels conservent toujours leur part du lion dans la demande de l’électricité HT&

MT. La consommation de ces clients à fin aout 2015 a atteint 3356 GWh soit 63 % de la

demande de l’électricité HT&MT et réalisant une augmentation de 2,8 % par rapport à fin

aout 2014.

Le graphique suivant présente la répartition de la consommation électrique HT&MT par

secteur économique.


24


63%7%

8%

4%

6%

12%

Répartition de la consommation par secteur pour les

clients HT&MT à fin aout 2015

Industries

Agriculture

Pompages& ser. Sanitaires

Tranpsort

Tourisme

Services

Pour les clients HT et à fin aout 2015, les industriels présentent 97% de la demande HT soit

915,4GWh enregistrant une hausse de 4,3 % par rapport à la même période de l’année

dernière. Avec une consommation de 767,6 GWh soit 81% de la totalité de consommation

HT, les cimenteries restent les clients les plus énergivores. Ils ont enregistré une

augmentation de la consommation de 3% par rapport à fin aout 2014.

(*) : Derniers chiffres disponibles


25


2014 2015 Var (%) 2014 2015 Var (%) 2014 2015 Var (%)

EXPORTATIONS 2283 1968 -14% 2949 1548 -47%

PETROLE BRUT(1) 1551 1332 -14% 1588 1363 -14% 2061 1094 -47%

ETAP 920 752 -18% 944 771 -18% 1260 620,34 -51%

PARTENAIRES 630 580 -8% 643 592 -8% 801 474 -41%

GPL Champs 57 58 2% 63 65 2% 67 35 -47%

ETAP 37 38 2% 41 42 2% 43 23 -47%

PARTENAIRES 20 20 3% 22 23 3% 24 12 -48%

PRODUITS PETROLIERS 602 496 -18% 604 499 -17% 798 394 -51%

Fuel oil (BTS) 355 286 -19% 347 280 -19% 430 199 -54%

Virgin naphta 247 210 -15% 257 218 -15% 368 195 -47%

REDEVANCE GAZ EXPORTE 28 42 52% 23 26 13%

IMPORTATIONS 5479 5680 4% 6046 4444 -26%

PETROLE BRUT (ETAP) (4) 867 624 -28% 890 641 -28% 1227 560 -54%

PRODUITS PETROLIERS (6) 2493 3207 29% 2430 3136 29% 2994 2639 -12%

GPL 258 279 8% 285 308 8% 382 272 -29%

Gasoil ordinaire 685 973 42% 703 999 42% 1028 990 -4%

Gasoil 50 174 218 25% 179 224 25% 274 229 -16%

Jet (3) 228 176 -23% 236 182 -23% 374 200 -47%

Essence Sans Pb 384 442 15% 402 462 15% 636 532 -16%

Fuel oil (HTS) (5) 195 497 155% 191 487 155% 188 295 56%

Coke de pétrole 569 622 9% 434 474 9% 112 122 9%

GAZ NATUREL 2159 1903 -12% 1826 1245 -32%

Redevance totale (2) 251 235 -6% 0 0 _

Achat ETAP 1908 1668 -13% 1826 1245 -32%

(1) y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange+condensat Gabès)

(4) Importation STIR à partir de 2015(5) : la hausse de l'importation du fioul HTS à fin juillet 2015 revient à son utilisation pour la production électrique

A fin septembre A fin septembre

(2) la redevance totale (redevance reçue en nature et cédée à la STEG ( 82% à fin septembre 2015)+ redevance reçue en espèce et retrocédée (18% à fin septembre 2015)) est prise en considération dans la balance commerciale energétique comme importation à valeur nulle

(3) y compris Jet importé par Total (données sur la valorisation indisponibles; valorisé au prix d'importation de la STIR)

(6)Arrêt de la production de la STIR pour nettoyage et entretien des installations du 25/01/2015 au 07/02/2015, du 08/05 au 15/05/2015 et du 28/07/2015 à 17/09/2015

EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES (Provisoire)

Quantité (kt) Quantité (ktep-PCI) Valeur (MDT)

A fin septembre

Le déficit énergétique cumulé en valeur continue et pour le deuxième mois consécutif son

amélioration par rapport à celui réalisé durant la même période de l’année dernière pour

passer de 98 MDT à fin aout 2015 à 202 MDT à fin septembre 2015 contre une aggravation du

déficit volumique respectivement de 447 Ktep et 516 Ktep .

-293

-427

-595

-303

-502-443 -447

-516

-100

-237

-417

-74

-270-165

98202

-800

-600

-400

-200

0

200

400

fin février fin mars fin avril fin mai fin juin fin juillet fin aout fin sept

Evolution de la variation du déficit commericial

mensuel cumulé de 2015 par rapport à 2014

en quantité et en valeur

Déficit volumique (Ktep-pci) Déficit comemrcial (MDT)

VI- Les échanges commerciaux


26


Les échanges commerciaux avec l’extérieur ont enregistré un déficit en volume de 3,7 Mtep

à fin septembre 2015 soit une aggravation du déficit volumique des échanges commerciaux

avec l’extérieur de 16% par rapport à fin septembre 2014. En effet, les importations ont

augmenté de 4% (y compris la redevance considérée comme importation à valeur nulle) alors

que les exportations ont chuté de 14%.

22831968

5479 5680

-3196

-3712

-4000

-3000

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

fin sept 2014 fin sept 2015

Kte

p-p

ci

Balance énergétique

Export Import Balance

890641

2430

3136

21591903

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000


Kte

p-p

ci

Importation des produits énergétiques

Gaz naturel Produit pétrloliers Pétrole brut

15881363

63

65

604

499

28

42

0

500

1000

1500

2000

2500


Kte

p-p

ci

Exportation des produits énergétiques

Redevance exportée Produits pétroliers GPL primaire Pétrole brut

En valeur, les importations des produits énergétiques ont accusé une baisse de 26% contre

une chute des exportations de 47%. Le déficit commercial a enregistré une amélioration en

valeur de 7%.

2949

1548

6046

4444

-3097 -2896

-4000

-2000

0

2000

4000

6000

8000


MD

T

Balance commerciale énergétique

Export Import Balance

2061

1094

67

35

798

394

23

26

0

500

1000

1500

2000

2500

3000


MD

T

Exportation des produits énergétiques

Redevance exportée Produits pétroliers GPL primaire Pétrole brut

1227560

2994

2639

1826

1245

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000


MD

T

Importation des produits énergétiques

Gaz naturel Produit pétrloliers Pétrole brut

Par ailleurs, le cours moyen mensuel du Brent a réalisé une légère augmentation d’un seul

dollar par rapport au mois dernier, le taux de change a réalisé une légère dépréciation par

rapport au mois d’aout 2015 et le prix du gaz continue sa tendance baissière :

(+) La baisse des cours moyens

du Brent de 48 % entre fin

septembre 2014 et fin

septembre 2015.

• (-) Dépréciation du dinar tunisien

par rapport au dollar des Etats

Unis d’Amérique de 18% entre

fin septembre 2014 et fin

septembre 2015.

1,77

1,96

97.3

47,6

40

50

60

70

80

90

100

110

120

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

jan

v-1

4

fév

r-1

4

ma

rs-1

4

av

r-1

4

ma

i-1

4

juin

-14

juil

-14

ao

ut-

14

sep

t-1

4

oc

t-1

4

no

v-1

4

dé

c-1

4

jan

v-1

5

fév

r-1

5

ma

rs-1

5

av

r-1

5

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

USD

/B

BL

DT

/USD

D

Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du Brent

Taux de change DT/US$ BTENT


27


(+) La baisse du prix moyen du gaz algérien de 32% en $ et de 20% en DT à fin

septembre 2015 par rapport à fin septembre 2014.

Rappelons ici que Le prix du gaz algérien ne suit pas directement la tendance

baissière des cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep)

n’a baissé que de 32% entre fin septembre 2014 et fin septembre 2015 contre une

baisse du Brent ($ /bbl) de 48%: le prix de gaz algérien est indexé sur un panier de

brut : pétrole brut , Gasoil 0.2 , FBTS et FHTS et tient compte de la réalisation des 6

derniers mois. Et sous l’effet conjugué de la dépréciation du dinar, le prix moyen

d’import de gaz algérien (DT /tep) facturé n’a commencé son repli qu’à partir du

mois d’avril 2015 ou il a réalisé un taux de baisse de 3,4% entre fin avril 2014 et

fin avril 2015, une baisse de 7,7% entre fin mai 2014 et fin mai 2015 , une baisse de

11,3% entre fin juin 2014 et fin juin 2015 , une baisse de 15,5% entre fin juillet 2014

et fin juillet 2015 , une baisse de 19,5 % entre fin aout 2014 et fin aout 2015

pour atteindre une baisse de 22% entre fin septembre 2014 et fin septembre 2015.

Ainsi la facture d’achat du gaz algérien a baissé de 32% entre fin septembre 2014 et

fin septembre 2015 pour une baisse de la quantité du gaz importé de 13%.

818 814 815

818 825 834 842 852 861856840

828

791762

740711

686670

600

700

800

900

jan fev mars avril mai juin juillet août sept

Evolution du prix d'import moyen du gaz algérien en

DT/tep

2014 2015

4,6%3,2%

1,5%

-3,4%

-7,7%

-11,3%

-15,5%

-19,5%

-22,1%-25,0%

-20,0%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

jan fev mars avril mai juin juillet août sept

Evolution du prix d'import moyen du gaz algérien entre

2014 et 2015 en %

511.02

492444

427

413

346

333323

300290

281

97.30

47,9

61,7

56,5

46,6

47,6

40

50

60

70

80

90

100

110

120

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

jan

v-1

4

févr

-14

ma

rs-1

4

avr

-14

ma

i-1

4

juin

-14

juil

-14

ao

ut-

14

sep

t-1

4

oct

-14

no

v-1

4

dé

c-1

4

jan

v-1

5

févr

-15

ma

rs-1

5

avr

-15

ma

i-1

5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

USD

/BB

L

USD

/TEP

-PC

S

Evolution du prix d'import Gaz Algérien et du cours du Brent

Prix import Gaz Algérien BRENT DTD USD/BBL

511

444427413

346333

323 300290

281

915

856826

804

672644

626589

567550

500

550

600

650

700

750

800

850

900

950

1000

0

100

200

300

400

500

600

jan

v-1

4

fév

r-1

4

mar

s-1

4

avr-

14

ma

i-1

4

juin

-14

juil

-14

ao

ut-

14

sep

t-1

4

oc

t-1

4

no

v-1

4

dé

c-1

4

jan

v-1

5

fév

r-1

5

mar

s-1

5

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15

ma

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5

juin

-15

juil

-15

ao

ût-

15

sep

t-1

5

DT

/TE

P-p

cs

US

D/

TE

P-P

CS

Evolution du prix mensuel d'import

de Gaz algérien en USD et TND

Prix import Gaz Algérien (USD/TEP)

PRIX IMPORT GAZ ALGERIEN EN DT/TEP


28


(-) Les importations des produits pétroliers ont augmenté de 29% en quantité et ont baissé

de 12% en valeur. L’augmentation des importations des produits pétroliers revient au

recours de la STEG au fioul pour la production électrique, à la hausse de la demande des

carburants routiers ainsi qu’à l’arrêt programmé de la production de la STIR pour

nettoyage et entretien des installations du 25/01/2015 au 07/02/2015 et l’arrêt non

programmé du 28/07/2015 au 17 septembre 2015 suite à un incident au niveau du four.


29


Prix de Brent et taux de change

BRENT DTD

USD/BBLCours en USD

Septembre 2015 47,6 1,959

A fin Septembre 2015 55,4 1,945

A fin septembre 2014 106,6 1,653

Moyenne 2014 99,0 1,70

Prix Moyens

Pétrole Brut (1)

DT /BBls $/BBls

Prix de l'importation STIR 119 61

Prix d'exportation ETAP(2) 106 55

(1) Prix moyen pondéré

(2) Y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange)

A fin septembre 2015

PRODUITS PETROLIERS

Unités Prix import (1)

Pcession (2)

Prix de vente(3)

Essence SSP Millimes/litre 910 1065 1670

Gasoil ordianiare Millimes/litre 858 942 1250

Gasoil 50PPM Millimes/litre 887 1164 1500

Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ T 568 403 510

GPL Millimes/ kg 974,03 247,811 569,23

GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 12,662 3,222 7,400

(1) Prix moyen pondéré

(2) Prix à la sortie de raffinerie Bizerte par voie terreste en vigueur de 01/07/2014

(3) Prix de vente en vigeur aux publics du 01/07/2014

A fin septembre 2015

GAZ NATUREL (DT/TEP PCS)

2014 fin septembre 2015

Prix d'importation Gaz Algérien 874,5 670,3

Prix de vente Moyen année 2013 année 2014

HP 391,50 491,10

MP 298,10 368,00

BP 291,40 343,80

Prix de vente Global (hors taxe) 341,70 421,20

ELECTRICTE (millim/kWh) année 2013 année 2014

Prix de vente Moyen

HT 132,10 195,70

MT 145,30 173,80

BT 151,90 180,60

Prix de vente Global (hors taxe) 147,00 179,10

VII- Prix


30


Programme d’arrêt relatif au dernier trimestre de 2015 1/ Champs hydrocarbures :

• Champ Hasdrubal : arrêt de 8 jours pour entretien technique à partir du 05 octobre 2015.

Part dans la production totale à fin aout 215 : 33% de la production du gaz naturel et 13% dans la production de pétrole.

• Champ Miskar : arrêt de 7 jours pour entretien technique à partir du 08 novembre 2015.

Part dans la production totale à fin aout 215 : 30% de la production du gaz naturel et 4% de la production de pétrole.

• Champ Ashtart : arrêt de 6 jours pour entretien technique et remplacement de la barge entre le 06 octobre et 12 octobre 2015, retour progressif à partir du 12 octobre.

Part dans la production totale à fin aout 2015 :11% de la production de pétrole.

• Champs Franing Baguel et Tarfa : arrêt de 3 jours durant le mois d’octobre 2015 pour entretien technique « en fonction du l’arrêt de l’usine GPL ».

Part dans la production totale à fin aout 215 : 6% de la production du pétrole et 6% du gaz naturel .

• Champs Bir ben tartar : arrêt de 14 jours à partir du 15 novembre 2015 pour commissioning « mise en service » du nouveau centre de production CPF.

Part dans la production totale à fin aout 2015 : 4% de la production de pétrole.

• Champ El hajeb guebiba : arrêt de 1 jour en septembre 2015 pour installation des

équipements électriques pour la valorisation du gaz.

Part de la production totale à fin aout 2015 :5% de la production de pétrole.

• Champ Gremda / El Ain : 4 jours d’arrêt ; 1 jour en octobre 2105 pour

démantèlement du tank d’eau et 03 jours en décembre 2015 pour installation d’un nouveau transformateur électrique.


VIII- Planning d’entretien


31


• Champ Cercina et Rahmoura : 2 jours d’arrêt ; 1 jour en septembre 2015 pour installation des équipements électriques pour la valorisation du gaz naturel et 1 jour en octobre 2015 pour le démantèlement du tank d’eau.


2/ Usine GPL

Arrêt décennal de six semaines à partir du 15 Octobre 2015.

3/STIR

Arrêt non programmé du 28/07/2015 au 17/09/2015 suite à un incident au niveau du four. La STIR a effectué son entretien périodique programmé initialement en septembre 2015 durant cette période d’arrêt.

4/ Planning d’entretien prévisionnel des principaux moyens de production électrique

a- CC Sousse B (2 TG et TVc) :

• TG1 (115 MW) : arrêt de 30 jours pour révision générale de l’alternateur et du disjoncteur du 15 novembre au 15 décembre

• TG2 (115 MW) : arrêt de 20 jours pour inspection partie chaude du 24 octobre

au 14 novembre 2015.

• TVc ( 120 MW) : arrêt de 10 jours pour révision générale du disjoncteur groupe et remplacement des capteurs du 20 novembre au 30 novembre 2015.

Réalisation de la centrale Sousse B à fin juillet 2015 :

• 15 % la production électrique totale

• 14 % de la consommation totale de combustible (y compris gasoil et fuel).

• CSM Sousse B =211,9 tep/GWh

• CSM globale(IPP + STEG ) : 229,1 tep/GWh

b- Ghannouch CC (420 MW) :

Arrêt de 94 jours pour travaux de réparation de l’Alternateur et Inspection Type A du 26 septembre jusqu’à fin de l’année.

Réalisation de la centrale Ghannouch CC à fin juillet 2015

• 16 % de la production électrique totale

• 11% de la consommation totale de combustible (y compris gasoil et fuel)

• CSM GhannouchCC : 166,7 tep/GWh

• CSM globale (IPP + STEG) : 229,1 tep/GWh


32


kt Kilo tonne

Mt Million de tonne

tep Tonne équivalent pétrole

ktep Kilo tonne équivalent pétrole (1000 tep)

Mtep Million de tonne équivalent pétrole

PCI Pouvoir calorifique inférieur

IPP Producteurs Indépendants d’électricité

MW Méga Watt

GWh Giga Watt heure

HT Haute Tension

MT Moyenne Tension

BT Basse Tension

ONE Observatoire National de l’Energie

TCAM Taux de Croissance Annuel Moyen

CSM Consommation spécifique Moyenne tep/Gwh

Pointe Puissance maximale appelée MW

FHTS Fioul à haute teneur en soufre 3 ,5%

FBTS Fioul à basse teneur en soufre 1%

CC Cycle combiné

TG Turbine à gaz

TV Thermique à vapeur

kbbl/j Mille barils par jour

Mm3/j Million de normal mètre cube par jour

Abréviations

Observatoire National de l’Energie Rapport mensuel

Documents

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