Rapport mensuel, octobre 2017 · 2017. 12. 21. · Faits marquants du mois de février 2016...

MINISTERE DE l’ENERGIE, ET DES ENERGIES RENOUVELABLES

Direction Générale des Stratégies et de VeilleObservatoire National de l’Energie

Rapport

REPUBLIQUE TUNISIENNE MINISTERE DE l’ENERGIE, DES MINES ET DES ENERGIES RENOUVELABLES

Direction Générale des Stratégies et de Veille Observatoire National de l’Energie et des Mines

Rapport mensuel, octobre 2017

Faits marquants du mois de

Observatoire National de l’Energie et des Mines

Conjoncture énergétique

SO

MM

AIR

E

EExxpplloorraattii

PPrroodduuccttiiodd’’hhyyddrroocc

CCoonnssoommmmaa

BBiillaann dd’’éénn

PPrriixx ddee ll’’

EEcchhaannggeess

EElleeccttrriicciitt

Faits marquants du mois de février 2016

t des Mines

Conjoncture énergétique

iioonn eett ddéévveellooppppeemmeenntt

oonn ccaarrbbuurreess

aattiioonn dd’’hhyyddrrooccaarrbbuurreess

nneerrggiiee pprriimmaaiirree

’’éénneerrggiiee

ss ccoommmmeerrcciiaauuxx

ttéé

2016



Faits marquants des dix premiers mois de 2017

Les cours internationaux

• Prix moyen mensuel du Brent : 57.4 $/bbl en octobre 2017, 56$/bbl en septembre 2017, 50$/bbl en

octobre 2016.

Exploration et développement

• Nombre total de permis : 21 à fin octobre 2017 contre 26 à fin octobre 2016.

• Forage de deux nouveau puits d’exploration et notification de deux découvertes « Mehdia-3 » et KRD

SW-1 (forés en 2016).

Production de pétrole brut

• Une moyenne de 37,9 mille barils/j à fin octobre 2017 contre 46 mille barils/j à fin octobre 2016.

• Baisse de la production de 18% à fin octobre 2017 par rapport à fin octobre 2016.

Gaz naturel

• 5,7 millions de m3/j à fin octobre 2017 contre 6 millions de m

3/j à fin octobre 2016.

• Légère hausse du forfait fiscal sur le transit du gaz d'origine algérienne de 0,3% entre fin octobre 2016 et

fin octobre 2017 dont 79% est perçue en nature (cédé à la STEG).

Bilan d’énergie primaire

• Baisse des ressources disponibles à fin octobre 2017 par rapport à fin octobre 2016 (-11%).

• Hausse de la demande d’énergie primaire de 6% à fin octobre 2017 par rapport à fin octobre 2016.

• Hausse du déficit du bilan d’énergie primaire : 4 Mtep-pci à fin octobre 2017 contre 3,1 Mtep à fin

octobre 2016.

• Dégradation du taux d’indépendance énergétique : 49% à fin octobre 2017 contre 58% à fin octobre

2016.

Demande de produits pétroliers

• Hausse de la demande de produits pétroliers de 7%, notamment de l’essence (+11%), de gasoil (+8%) et

du Jet (+18%).

Demande de gaz naturel

• Hausse de la demande totale de gaz naturel entre fin octobre 2016 et fin octobre 2017 (4%): hausse de la

demande hors secteur électrique de 9%.

• 74% de la demande totale est destinée à la production d’électricité.

Electricité

• Hausse de la production d’électricité (4%) à fin octobre 2017 par rapport à fin octobre 2016.

• Nette amélioration de la consommation spécifique globale (4%).

• 81% d’électricité est produite par la STEG.

• Enregistrement d’un nouveau record de la pointe électrique en août 2017 : 4025 MW

Commerce extérieur

• Hausse en valeur des importations de 47% et des exportations de 9% : le déficit de la balance commercial

énergétique a atteint 3547 MD, soit une aggravation de 76%.



Titres

Le nombre total de permis en cours de validité à fin

de recherche et un permis de prospection

57 concessions d'exploitation dont

29 de ces concessions en production

Il est à signaler que :

• La signature de la convention et

d’exploitation d’hydrocarbures sur le permis de recherche «

La loi, ayant été élaboré et approuvé (17 juillet

2017-60 du 24 août 2017)

• L’octroi d’une nouvelle concession d’exploitation

février 2017 (Jort n° 17 du 28 février 2017).

• La signature de la convention et

recherche et d’exploitation d’hydrocarbures sur le permis de

16 février 2017. La loi, ayant été élaboré et approuvé (17 juillet 2017), a été publié en

août 2017 (Loi n° 2017-61 du 24 août 2017)

• La renonciation au permis de recherche «

demande officielle pour l’octroi d’une concession d’exploitation suite à la confirmation de

la découverte « Sondes ».

• L’octroi d’une nouvelle concession d’exploitation

2017 (Jort n° 43 du 30 mai 2017).

• L’arrivé à l’échéance du permis de recherche «

Nb de permis octroyésNb permis abondonnésNb total des permisNb de forages explo.Nb forages dévelop.Nb de découvertes



t des Mines

Le nombre total de permis en cours de validité à fin octobre 2017, est de 2

permis de prospection, couvrant une superficie totale de

d'exploitation dont 36 en production (l’Etat participe à travers

concessions en production et directement dans 3).

a convention et de ses annexes portant autorisation de recherche et

d’exploitation d’hydrocarbures sur le permis de recherche « Nefzaoua

et approuvé (17 juillet 2017), a été publié en août 2017 (Loi n°

ctroi d’une nouvelle concession d’exploitation « Mazrane »: l’arrêté

février 2017 (Jort n° 17 du 28 février 2017).

ignature de la convention et de ses annexes portant autorisation de prospection, de

recherche et d’exploitation d’hydrocarbures sur le permis de prospection

La loi, ayant été élaboré et approuvé (17 juillet 2017), a été publié en

du 24 août 2017)

enonciation au permis de recherche « Anaguid » en avril 2017 et dépôt d’une


ctroi d’une nouvelle concession d’exploitation « Jinene »: l’arrêté a été publié en mai

2017 (Jort n° 43 du 30 mai 2017).

du permis de recherche « Chorbene » le 12 mai 2017.

2016 2017 2016

0 0 0 0

5 0 2 5

26 26 21 26

3 1 0 3

0 0 0 0

1 0 1 1

Réalisé

2016

octobre


2016

21 dont 20 permis

couvrant une superficie totale de 59 993 km2, et

à travers l’ETAP dans

ses annexes portant autorisation de recherche et

Nefzaoua », le 9 juin 2016.

a été publié en août 2017 (Loi n°

: l’arrêté a été publié en

autorisation de prospection, de

prospection « Douiret », le

La loi, ayant été élaboré et approuvé (17 juillet 2017), a été publié en

» en avril 2017 et dépôt d’une


a été publié en mai

le 12 mai 2017.

2016 2017

0 0

5 5

26 21

3 2

0 0

1 2

A fin octobre



• La renonciation au permis de recherche « Borj El Khadhra Sud » en juillet 2017.

• L’arrivé à l’échéance du permis de recherche « Nord Mednine » en octobre 2017.

• L’Annulation du Permis de recherche « Ksar Hdada », en octobre 2017.

• L’octroi d’une nouvelle concession d’exploitation « Sondes»: l’arrêté a été publié en

octobre 2017 (Jort n° 83 du 17 octobre 2017).

Exploration

Poursuite des deux campagnes d'acquisition sismique démarrées en 2016

• Acquisition de 280 km2 de sismique 3D (dont 118 km2 en 2016) sur le permis «Jenein

Sud » (sismique achevée).

• Acquisition de 657,4 km2 de sismique 3D (dont 415 km2 en 2016) sur le permis

« Araifa » (sismique achevée).

Compagnes d'acquisition sismique démarrées en 2017

• Acquisition de 75 km 2D sur le permis «Jenein Sud » (sismique achevée).

• Acquisition à fin octobre 2017, de 85 km2 de sismique 3D sur le permis «Chaal »,

(sismique en cours).

Forage à fin septembre 2017 de deux puits d’exploration.

nb

Intitulé du puits

Permis /

Concessions

Début du forage

Fin du forage

Résultats

01 Laarich Est-2

Laarich 01/02/2017 20/02/2017 Profondeur finale : 3575m.

Les résultats du test ont montré un débit journalier moyen d'huile de l'ordre de 460bbls/j (puits d’appréciation pour confirmer la découverte de 2016)

02 Makhrougua

SE-1 Makhrougua 16/08/2017 Profondeur finale : 3413 m.

Forage en cours

Réalisation de deux découvertes (puits forés en 2016):

• « Mahdia-3» sur le permis « kaboudia» dans le gouvernorat de Mehdia en date du

27/01/2017, détenue par l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières en tant que



titulaire du permis et Numhyd en tant qu’entrepreneur. Les tests de production

réalisés sur ce puits ont révélé un débit de 423 bbl/j d’huile.

• « KRD SW-1 » sur la concession d’exploitation « Debbech » dans le gouvernorat de

Tataouine. Les tests de production réalisés sur ce puits ont révélé un débit de

1300bbl/j d’huile et 81 milles m3 de gaz.

Développement

• Pas de nouveau forage de développement à fin octobre 2017.



2-1 Pétrole Brut & GPL champs

La production nationale de pétrole brut s’est située à 1494 kt à fin octobre 2017 accusant

ainsi une baisse de 18% par rapport à fin octobre 2016.

Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants :

Ashtart (-25%), Adam (-36%), Franig B.T. (-57%), Cherouq (-29%), Baraka (-53%) et El

Borma (-11%).

2016 2017 Var (%)

Ashtart 293 252 189 -25%

Hasdrubal 272 226 208 -8%

El borma 262 217 193 -11%

Adam 194 164 105 -36%

El Hajeb/Guebiba 117 98 92 -6%

Cherouq 120 104 74 -29%

Cercina 62 50 81 62%

Ouedzar 98 81 54 -34%

Franig/Bag/Tarfa 111 95 41 -57%

M.L.D 63 48 53 10%

Miskar 89 75 71 -5%

Barka 66 56 27 -53%

Maamoura 37 27 51 87%

Bir Ben Tartar 52 44 32 -27%

Autres 333 281 224 -20%

TOTAL pétrole (kt) 2 168 1 819 1 494 -17,9%

TOTAL pétrole (ktep) 2 221 1 863 1 530 -17,9%

TOTAL pétrole et Condensat (kt) 2 197 1 844 1 511 -18,0%

TOTAL pétrole brut et Condensat (ktep) 2 251 1 889 1 548 -18,1%

GPL Primaire

TOTAL GPL primaire (kt) 233 194 165 -15%

TOTAL GPL primaire (ktep) 255 212 180 -15%

Pétrole + Condensat + GPL primaire

TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) 2 429 2 038 1 676 -17,7%

TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) 2 505 2 101 1 728 -17,8%

A fin octobre

PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS

Unité : kt et ktep

ChampRéalisé

2016

PPrroodduuccttiioonn ddeess hhyyddrrooccaarrbbuurreess



En effet, il convient de noter que la production nationale a été impactée par l’arrêt graduel

au niveau de plusieurs champs à Tataouine et Kébili à partir de fin avril 2017 suite aux

mouvements sociaux.

L’impact a été progressif, la date de l’arrêt dépendant de la saturation de la capacité de

stockage sur site. Ainsi pour Bir ben Tartar, la production s’est arrêtée du 25 avril 2017 au

24 juin 2017, pour Tarfa (arrêt le 7 mai), pour Franig Baguel (arrêt le 16 mai), pour Anaguid

Est (arrêt du 29 mai au 18 juin et depuis 7 juillet), pour Adam (réduction de la production le

31 mai 2017 et arrêt le 7 juillet), pour Ouedzar (réduction de la production le 31 mai 2017 et

arrêt le 9 juillet), Cherouq (arrêt de 2 au 18 juin et du 7 au 26 juillet).

Le 20 mai 2017, les protestataires « d’El Kamour » ont fermé la vanne SP4 de « TRAPSA », la

société en charge de transport de pétrole brut par pipeline.

Le 16 juin 2017, un accord avec les protestataires d’el Kamour a été conclu et reprise

progressive de la production dans les champs susmentionnés.

Le 27 juin 2017, les protestataires de Kébili ont fermé la vanne PK 666 au niveau de la région

de « Oum el hibel » ce qui a engendré l’arrêt de la production des champs « Cherouk »,

« Anaguid est », « Dorra », « Adam », « Ouedzar », « MLD » et réduction de la production des

champs « Laarich » et « El borma ».

Le 26 août 2017, un accord entre le gouvernement et les protestataires a mis fin aux

différents mouvements de protestation organisés depuis plus de quatre mois devant les

sièges de compagnies pétrolières.

La reprise de la production a été aussi progressive. L’arrêt prolongé a causé le recul du

rendement normal de certains puits, d’autres puits ont besoin de travaux de maintenance

pour redémarrer ce qui engendrera des dépenses supplémentaires pour leur entretien.

Le graphique suivant montre l’impact de ces évènements sur la production.

46,844,5

42,2 43,640,4

30,6

26,523,5

40,3 40,3

15,0

25,0

35,0

45,0

55,0

Janvier Mars Mai Juillet Septembre

Evolution de la moyenne journalière de la production nationale d'Huile

(en mille barils)

Série1



Il est à signaler que le projet « Nawara » a été touché par les derniers événements, les

travaux se sont arrêtés du 23 avril 2017 à fin août 2017 ce qui a repoussé la date de mise en

service de 6 mois et a engendré des coûts supplémentaires estimés à 150 MD.

S’ajoute à cela, la poursuite de déclin naturel de la production au niveau des principaux

champs.

Par ailleurs, la production du champ Chergui a repris le 25 mai 2017. Un arrêt général s’est

produit, depuis le 14/12/2016 suite à l’atteinte de la capacité de stockage maximale dans le

champ et le blocage du transport de brut par les sit-inneurs.

Par contre, nous signalons la hausse de la production des champs suivant :

� Cercina (+62%) reprise de la production à fin 2016 dans plusieurs puits suite à la

réalisation d’un programme de W.O.

� MLD (+10%) suite à la mise en production du puits « Laarich Est-1» (découverte de

2016), la production de ce champ situé à Tataouine a été réduite du 4 juin au 26 août

2017.

� Maamoura (87%) suite à l’intervention sur les puits à fin 2016.

� Découverte « Sondes » : mise en production dans le cadre d’un test longue durée du

10 au 30 janvier 2017 (découverte sur le permis Anaguid réalisée en 2015).

� Durra : reprise de la production le 7/01/2017 après un arrêt depuis le 31/03/2015,

le champ situé à Tataouine s’est arrêté de 2 juin au 26 Aout 2017.

� Ghrib : Mise en production le 24 octobre 2017.

Ainsi la moyenne journalière de la production de pétrole est passée de 44 mille barils/j à

fin avril 2017 à 39,5 mille barils/j courant du mois de mai 2017, à 31 mille barils/j

courant le mois de juin 2017, à 26,5 mille barils/j courant le mois de juillet pour

descendre à 23,4 mille barils courant du mois d’août 2017 et une reprise en septembre

2017 à 40,3 mille barils/j. la production en octobre a gardé le même niveau du mois de

septembre 2017.

Les deux graphiques suivant illustrent l’évolution de la production mensuelle de pétrole

depuis 2010 ainsi que sa variation mensuelle en 2016-2017.



0

50

100

150

200

250

300

350

jan

v.-1

0

av

r.-10

juil.-1

0

oc

t.-10

jan

v.-1

1

av

r.-11

juil.-1

1

oc

t.-11

jan

v.-1

2

av

r.-12

juil.-1

2

oc

t.-12

jan

v.-1

3

av

r.-13

juil.-1

3

oc

t.-13

jan

v.-1

4

av

r.-14

juil.-1

4

oc

t.-14

jan

v.-1

5

av

r.-15

juil.-1

5

oc

t.-15

jan

v.-1

6

av

r.-16

juil.-1

6

oc

t.-16

jan

v.-1

7

av

r.-17

juil.-1

7

oc

t.-17

Production mensuelle de pétrole brut ( kt)

0

50

100

150

200

Jan

Fe

v

Ma

rs

Avri

l

Ma

i

Juin

Juil

Ao

ut

Se

p

Oct

No

v

De

c

kt

Production mensuelle de pétrole brut

2016 2017



II-2 Ressources en gaz naturel

Les ressources en gaz naturel (production nationale

fin octobre 2017, enregistrant ainsi une

à la diminution de la production

� Champs Franig-Baguel-Tarfa

production depuis le 7/05

El Franig, Baguel et Sabria suite aux manifestations

production le 28/8/2017 après

� Gaz commercial de sud : baisse de la production de

PK666 a engendré l’arrêt de la production au niveau de Adam, Oued

Cherouq, durra et anaguid Est et ce depuis le 7/7/2017, reprise progressive après

l’ouverture de la vanne PK666.

PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL

Production nationale

Miskar

Gaz Com Sud (1) (3)

Gaz Chergui

Hasdrubal

Maamoura et Baraka

Franig B. T. et Sabria(2)

Redevance totale (Forfait fiscal)

Achats

PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL

Production nationale

Miskar

Gaz Com Sud (1) (3)

Gaz Chergui

Hasdrubal

Maamoura et Baraka

Franig B. T. et Sabria(2)

Redevance totale (Forfait fiscal)

Achats

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

(2)Ycompris gaz Sabria

(3) Début de commercialisation du gaz d'Anaguid Est depuis le 23/01/2017 et Durra depuis le 9/01/2017


t des Mines

2 Ressources en gaz naturel

en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) ont atteint

ainsi une baisse de 4% par rapport à l’année précédente

de 6%. Il convient de noter :

Tarfa et Sabria : baisse de la production de

production depuis le 7/05/2017, pour le champ Tarfa et depuis le 16/05/2017 pour

l Franig, Baguel et Sabria suite aux manifestations, reprise progressive de la

production le 28/8/2017 après l’ouverture de la vanne d’exportation PK666.

: baisse de la production de 21%, la fermeture de la vanne

rêt de la production au niveau de Adam, Oued

id Est et ce depuis le 7/7/2017, reprise progressive après

de la vanne PK666.

2010 2016 2017

(1) (2) (3)

2 799 3 300 2 267 2 174

1 969 2 338 1 615 1 519

639 1 141 533 503

334 279 276 218

75 201 46 105

695 413 577 548

62 28 43 68

164 277 140 76

830 962 652 655

2 249 810 1 983 2 057

3 110 3 666 2 519 2 415

2 188 2 597 1 794 1 688

710 1 268 593 559

371 310 307 243

83 223 51 117

773 459 641 608

69 31 47 76

183 307 156 84

922 1 069 725 727

2 499 900 2 203 2 286


(3) Début de commercialisation du gaz d'Anaguid Est depuis le 23/01/2017 et Durra depuis le 9/01/2017

RESSOURCES EN GAZ NATUREL

Réalisé

2016

A fin octobre

2016

atteint 2174 ktep, à

l’année précédente suite

: baisse de la production de 46% : arrêt de la

Tarfa et depuis le 16/05/2017 pour

, reprise progressive de la

l’ouverture de la vanne d’exportation PK666.

%, la fermeture de la vanne

rêt de la production au niveau de Adam, Oued-Zar/Hammouda,

id Est et ce depuis le 7/7/2017, reprise progressive après

Var (%) TCAM%)

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

Unité : ktep-pci

-4% -6%

-5,9% -6%

-6% -11%

-21% -3%

128% -9%

-5% 4%

60% -

-46% -17%

0,3% -5%

4% 14%

Unité : ktep-pcs

-4% -6%

-6% -6%

-6% -11%

-21% -3%

128% -9%

-5% _

60% -

-46% -17%

0,3% -5%

4% 14%




0

20

40

60

80

100

120

Jan Fev Mars Avril Mai Juin Juil Aout Sep Oct Nov Dec

Kte

p-p

ci

Evolution mensuelle de la redevance totale

2015 - 2016-20172015

2016

2017

� Champ Miskar : baisse de la production de 6%.

� Champ Hasdrubal : baisse de la production de 5% suite à l’arrêt de la production du

23 au 28 octobre pour une opération de maintenance planifiée et la réduction de la

production du 9 au 18 octobre pour une opération d’acquisition des paramètres du

fond du puits.

� Champs Maamoura et Baraka : hausse de la production de 60% suite à la réalisation,

en 2016, d’un programme de WO.

� Champ Chergui : reprise progressive de production à partir du 25 mai 2017, la

production s’est arrêtée depuis le 14/12/2016 suite à la saturation de la capacité de

stockage et le blocage du transport de brut à cause des sit-in.

� Légère augmentation du forfait fiscal sur le transit de gaz d'origine algérienne de

0.3% entre fin octobre 2017 par rapport à fin octobre 2016. A signaler que la

redevance mensuelle à enregistré une baisse durant les 6 derniers mois par rapport à

la même période de 2016. Elle a repris le chemin de la hausse courant du mois

d’octobre 2017.

Par ailleurs, la répartition de la redevance totale montre :

o Une hausse au niveau de la proportion et de la quantité de redevance cédée à la

STEG.

o Une baisse de la proportion et de la quantité de la redevance exportée.

339(52%)

516(79%)

314 (48%)

138 (21%)

0

100

200

300

400

500

600

700

Fin octobre 16 Fin octobre 17

Kte

p-p

ci

Répartition de la redevance totale

redevance en espèce redevance en nature

79

0

20

40

60

80

100

120

jan

v-1

2

av

r-1

2

juil-1

2

oct

-12

jan

v-1

3

av

r-1

3

juil-1

3

oct

-13

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil-1

4

oct

-14

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil-1

5

oct

-15

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil-1

6

oct

-16

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil-1

7

oct

-17

Evolution mensuelle de la redevance depuis 2012

(Ktep-pci)



Les importations du gaz naturel :

Les achats du gaz algérien ont augmenté de 4%, entre fin octobre 2016 et fin octobre 2017,

pour se situer à 2057 ktep et ceci à cause de la baisse de la production et la hausse de la

demande.

L’approvisionnement national en gaz naturel a connu une hausse de 4% entre fin octobre

2016 et fin octobre 2017 pour se situer à 4092 ktep. La répartition de l’approvisionnement

national en gaz naturel par source est illustrée dans le graphique suivant :

1. Baisse de la participation du gaz national de 41% à 37%.

2. Hausse de la part de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG de

9% à 13%.

3. Stabilité de la participation des achats du gaz algérien à hauteur de 50%.

41% 37%

9% 13%

50%50%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Fin octobre 16 Fin octobre 17

Kte

p p

ci

Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel

Achats gaz algérien

Red cédée à Steg

Production Nationale

39374092



GPL

13%

Gasoil

46%

Fuel

7%

Jet

6% Petcoke

13%

Fin octobre 2016

III-1 Produits pétroliers

La demande nationale de produits pétroliers,

octobre 2017, une hausse de 7% pour se situer à

principalement à l’accroissement

(11%).

Cependant, la structure de la consommation de

changement significatif entre fin

GPL 584

Essences 591

Pétrole lampant 51

Gasoil 2 016

Gasoil ordinaire 1 696

Gasoil S.S. 319

Fuel 280

STEG & STIR 30

Hors (STEG & STIR) 250

Fuel gaz(STIR)

Jet 226

Coke de pétrole 575

Total 4 324

Cons finale (Hors STEG & STIR) 4 292

CONSOMMATION DE PRODUITS PETROLIERS

Réalisation

en 2016

CCoonnssoom


t des Mines

GPL

13%

Gasoil

47%

Fuel

6%

Jet

6%Petcoke

13%

Fin octobre 2017

Essences

14%

Pétrole

lampant

1%

2016

Produits pétroliers

produits pétroliers, a enregistré entre fin octo

% pour se situer à 3857 ktep. Cette augmentation est

l’accroissement de la demande du gasoil (8%) et de l’essence sans plomb

de la consommation de produits pétroliers n’a pas connu

fin octobre 2016 et fin octobre 2017.

2010 2016 2017 Var (%)

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

584 429 476 496

591 416 496 548

51 52 41 40

2 016 1 572 1 659 1 791

1 696 1 481 1 394 1 494

319 91 265 297

280 308 235 239

30 6 27 24

250 302 208 215

2 2 2 5

226 221 198 233

575 274 481 504

4 324 3 275 3 588 3 857

4 292 3 267 3 560 3 828

CONSOMMATION DE PRODUITS PETROLIERS (provisoire)

Réalisation

en 2016

A fin octobre

ommmmaattiioonn dd’’hhyyddrrooccaarrbbuurreess 2016

Essences

14%

Pétrole lampant

1%

2017

ctobre 2016 et fin

augmentation est due

e l’essence sans plomb

n’a pas connu de

Unité : ktep

Var (%) TCAM(%)

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

4% 2%

11% 4%

-3% -4%

8% 2%

7% 0%

12% 18%

2% -4%

-9% _

3% -5%

- 13%

18% 1%

5% 9%

7% 2%

8% 2%

(provisoire)



La consommation de carburants routiers à fin octobre 2017 a augmenté de 9% par rapport à

fin octobre 2016. Elle représente 61% de la consommation totale des produits pétroliers.

La consommation de gasoil ordinaire a augmenté de 7%, celle d’essence sans plomb de 11%

et de gasoil sans soufre de 12%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle

globale de carburants routiers à partir de janvier 2014 dont la tendance orientée à la hausse

avec des pics de consommation durant les saisons estivales . Le gasoil ordinaire couvre 64%

de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur de 39% à la demande

totale de produits pétroliers et 19% de la demande totale d’énergie primaire à fin octobre

2017.

Le graphique suivant illustre l’évolution de la consommation menusuelle de carburants

routiers entre 2016 et 2017.

47

4345

54

35

40

45

50

55

60

65

70

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oc

t-1

4

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oc

t-1

5

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil

-16

oc

t-1

6

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oc

t-1

7

Kt

Consommation mensuelle de l'Essence sans plomb

137

151146

157

100

110

120

130

140

150

160

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oc

t-1

4

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oc

t-1

5

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil

-16

oc

t-1

6

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oc

t-1

7

Kt

Consommation mensuelle de gasoil ordinaire

202

224

211

240

160

180

200

220

240

260

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oc

t-1

4

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oc

t-1

5

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil

-16

oc

t-1

6

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oc

t-1

7

Kt

Consommation mensuelle des carburants routiers

22

26

20

28

15

20

25

30

35

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oc

t-1

4

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oc

t-1

5

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil

-16

oc

t-1

6

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oc

t-1

7

Kt Consommation mensuelle de gasoil S.S



Par ailleurs, la consommation d

octobre 2017, suite à la vague de froid

températures ont été relativement dou

La consommation de coke de pétrole a

octobre 2017 (chiffres provisoires)

Par ailleurs, la consommation de

dans l’ensemble, synonyme d’une reprise progré

attentats de 2015.

43 42 46 47 47

154146

156 160167

45 4248

46

172

155

175170

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

jan

fév

r

mar

s

avri

l

mai

Kt

Evolution mensuelle de la consommation d'essence et de gasoil

0

5

10

15

20

25

30

35

jan févr mars

Consommation mensuelle de jet aviation (kt)


t des Mines

consommation de GPL a augmenté de 4%, entre fin octo

vague de froid de janvier 2017 contrairement à janvier 2016 où

températures ont été relativement douces.

coke de pétrole a augmenté de 5% entre fin octo

(chiffres provisoires).

e jet aviation continue à enregistrer une évolution positive

d’une reprise progréssive du secteur touristique après les deux

47 4454

56

48

4745

46

167157 159 179

155

177 170

177

49 51

67 69

53 54

170183

156

177

196

174185

mai

juin

juil

aou

t

sep

t

oct

no

v

dec

Evolution mensuelle de la consommation d'essence et de gasoil totale

avril mai juin juil aout sept oct nov déc


2015 2016 2017

2016

ctobre 2016 et fin

ement à janvier 2016 où les

ctobre 2016 et fin

évolution positive,

ssive du secteur touristique après les deux

Evolution mensuelle de la consommation d'essence et de gasoil

Ess2016

Ga 2016

Ess2017

Ga2017

déc




Production de produits pétroliers

2016 2017 Var (%)

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

en ktep

GPL 21 21 3%Couvre 4% de la demande en GPL (production STIR

uniquement)

Essence Sans Pb 21 83 -Reprise pregressive en septembre 2016 après un arret de

l'unité de plateforming depuis 2010

Petrole Lampant 44 61 38% Couverture totale de la demande en pétrole lampant

Gasoil ordinaire 423 323 -24% Couvre 22 % de la demande en gasoil ordinaire

Fuel oil BTS 369 320 -13% Produit destiné à l'exportation

Virgin Naphta 221 97 -56% Produit destiné à l'exportation

White Spirit 10,2 11,5 13% Couverture totale de la demande en White Spirit

Total production STIR 1100 904 -18% diminution du nombre de baril traité et du débit

Taux couverture STIR (3) 29% 23% -18% (3) en tenant compte de la totalité de la production

Taux couverture STIR (4) 14% 13% -11%(4) en tenant compte uniquement de la production destinée au

marché local

Jours de marche du Topping 258 242 -6% Arrets durant 2016 et 2017 pour maintenance

Les indicateurs de raffinage

A fin octobreRemarques



III-2 Gaz Naturel

La demande totale de gaz naturel

2017 se situant à 4089 ktep, suite à la

électrique que pour la consommation finale

Le secteur de la production électrique reste

loin, le plus grand consommateur d

(74% de la demande totale à

2017), la production électrique est

sur le gaz naturel à plus de 97%.

Pour les usages finaux (hors prod

électrique), la demande de gaz

une hausse de 9% pour se situer à

suite à la hausse importante de la demande

bien des clients moyenne et basse pression

La consommation spécifique globale des moyens de produc

enregsitré une amélioration de 3,

DEMANDE

Production d'électricité

Hors prod élec

Haute pression

Moy&Basse pression

DEMANDE


Hors prod élec

Haute pression

Moy&Basse pression


t des Mines

74%

6%

20%

Répartition de la demande de gaz naturel à fin octobre 2017

gaz naturel a augmenté de 4% entre fin octobre 201

suite à la hausse de la demande aussi bien pour la production

mmation finale.

e secteur de la production électrique reste, de

le plus grand consommateur de gaz naturel

à fin septembre

la production électrique est en effet basée

Pour les usages finaux (hors production

gaz naturel a connu

pour se situer à 1075 ktep

de la demande aussi

moyenne et basse pression (7%) que des clients haute pression

fique globale des moyens de production électrique (STEG+IPP)

3,3% entre fin septembre 2016 et fin septembre

2010 2016 2017(1) (2) (3)

4 685 3 663 3 930 4 089

3 457 2 710 2 946 3 014

1 228 953 985 1 075

262 316 213 250

966 637 771 825

5 205 4 070 4 367 4 543

3 841 3 011 3 273 3 348

1 365 1 059 1 094 1 195

291 351 237 278

1 073 708 857 917

DEMANDE DE GAZ NATUREL

Réalisé

2016

A fin octobre

2016

Répartition de la demande de gaz naturel à fin octobre 2017


Haute pression

Moy&Basse pression

2016 et fin octobre

aussi bien pour la production

que des clients haute pression(17%).

tion électrique (STEG+IPP) a

septembre 2017* pour

Var (%) TCAM%) (3)/(2) (3)/(1)

Unité : ktep-pci

4,0% 2%

2% 2%

9% 2%

17% -3%

7% 4%

Unité : ktep-pcs

4,0% 2%

2% 2%

9% 2%

17% -3%

7% 4%



224 229 226

210 212 217214

218 214

225

208

220

209201 198 206 210

216215

219 216

100

120

140

160

180

200

220

240

260

jan

fév

ma

rs

av

ril

ma

i

juin

juil

let

ao

ut

sep

t

oc

t

no

v

de

c

Te

p/G

wh

Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle

entre 2016 et 2017

2016 2017

passer de 218 tep/GWh à 211 tep/ GWh sachant que même courant l’année dernière, la

consommation spécifique s’est nettement améliorée.

En effet, la production d’électricité à partir de gaz naturel a augmenté de 4% alors que la

demande en gaz naturel du secteur électrique n’a augmenté que de 2% ce qui revient

particulièrement à l’amélioration des performances des moyens de production électrique

conséquence de l’optimisation de l’exploitation du parc électrique.

Nous avons noté une augmentation de 70% de la part des cycles combinés dans la

production courant des neuf premiers mois de 2017* contre 64% courant la même pèriode

de 2016 suite à la participation accrue de la centrale cycle combiné de Ghannouch et de la

centrale cycle combiné Sousse D dans la production nationale ainsi que la diminution de la

part des centrales thermiques vapeur suite d’une part, aux arrêts programmés du parc et

d’autre part, au déclassement provisoire de la centrale Sousse A.

Les réalisations

mensuelles* de la

consommation spécifique

sont présentés dans le

graphique suivant :

------------------------------------

* derniers chiffres disponibles

12%

70%

16%2%

Fin sept 2017

21%

64%

12%3%

Fin sept. 2016

THERMIQUE VAPEUR

CYCLE COMBINE

Turbines à combustion

Energies Renouvelables

Répartition de la production éléctrique par moyen

de production



Les ressources d'énergie primaire

enregistrant ainsi une baisse de

à cause, surtout, de la baisse de la

compris condensat) a baissé de

algérien a enregistré, par contre,

RESSOURCES

Pétrole (1)

GPL primaire (2)

Gaz naturel

Production

Redevance

Elec primaire

DEMANDE


Gaz naturel

Elec primaire

SOLDE

Avec comptabilisation de la redevance(3)

Sans comptabilisation de la redevance (4)

(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

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

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

compression du gazoduc trans-méditerranéen


t des Mines

Les ressources d'énergie primaire se sont situées à 3934ktep à fin

une baisse de 11% par rapport à la même période de l’an

à cause, surtout, de la baisse de la production de pétrole brut. La production de pétrole

sé de 18%, celle du gaz naturel de 6%. La redevance

, une lègère hausse de 0,3%.

2010 2016 2017

(1) (2) (3)

5 349 6 714 4 407 3 934

2 251 3 236 1 889 1 548

255 165 212 180

2 799 3 300 2 267 2 174

1 969 2 338 1 615 1 519

830 962 652 655

45 14 39 32

9 054 6 951 7 557 7 978

4 324 3 275 3 588 3 857

4 685 3 663 3 930 4 089

45 14 39 32

-3 704 -237 -3 150 -4 044

-4 534 -1 199 -3 802 -4 699

(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

Réalisé en

2016

A fin octobre

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

le gaz naturel est comptabilisé dans le bilan énergétique en pouvoir calorifique inférieur PCI, seule la quantité du gaz commerciale


BBiillaann éénneerrggééttiiqquuee

2016

fin octobre 2017,

de l’année précedante

La production de pétrole (y

a redevance du gaz

Unité : ktep-pci

Var (%) TCAM (%)

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

-10,7% -7%

-18% -10%

-15% 1%

-4% -6%

-6% -6%

0,3% -5%

-16% 13%

6% 2%

7% 2%

4,0% 2%

-16% 13%

A fin octobre

le gaz naturel est comptabilisé dans le bilan énergétique en pouvoir calorifique inférieur PCI, seule la quantité du gaz commerciale




39%

39%

17%

4%

1%

Répartition des ressources

d'énergie primaire à fin octobre 2017

Pétrole + condensat

Gaz national

Redevance gaz algérien

GPL champs + usine

gabes

Elec primaire

Les ressources d’énergie primaire

restent dominées par la production

nationale de pétrole et du gaz qui

participent respectivement tous les

deux à hauteur de 39% 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 contre une augmentation

de la part du forfait fiscal à 17%.

La demande d'énergie primaire a augmenté de 6% entre fin octobre 2016 et fin octobre

2017 pour se situer à 7978 ktep suite à la hausse de demande des produits pétroliers de 7%

et de gaz naturel de 4%.

La répartition de la demande a peu changé en l’espace d’une année, en effet, le gaz naturel

represente 51% à fin octobre 2017 contre 51% à fin octobre 2016.

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

septembre 2017, un déficit de 4044 ktep contre 3150 ktep enregistré à fin octobre 2016. Le

taux d’indépendance énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire

par la consommation primaire, s’est dégradé d’avantage entre fin octobre 2016 et fin

octobre 2017 pour passer de 58% à 49%.

D’autre part, sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique a

baissé de 50% à fin octobre 2016 à 41% à fin octobre 2017 .

47,5%

52,0%

0,5%

Répartition de la demande d'énergie primaire

à fin octobre 2016


Gaz naturel

Elec primaire

48,3%

51,2%

0,4%

Répartition de la demande d'énergie primaire

à fin octobre 2017


Gaz naturel

Elec primaire



444 465 477 481

730 719 777

826

-285 -255-300

-345

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

oct.-1

6

no

v.-1

6

dé

c.-16

jan

v.-1

7

Kte

p -

pci Evolution du bilan énergétique mensuel

-279-311

-435

-216

-345

-287 -294 -298

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

janvier février mars avril

Kte

p -

pci Evolution du déficit mensuel entre 2016 et 2017

2016


t des Mines

419 448

414 402325 336

290

826

706 742 712779 774

909 948

345-287 -294 -298

-377-449

-574-658

fév

r.-17

ma

rs-17

av

r.-17

ma

i-17

juin

-17

juil.-1

7

ao

ût-1

7

Evolution du bilan énergétique mensuel

octobre 2016- octobre2017

Ressources Demande Déficit

216

-327-289

-323

-373

-311-285298

-377

-449

-574

-658

-398-365

avril mai juin juillet août sept oct

Evolution du déficit mensuel entre 2016 et 2017

2016 2017

2016

395 423

948

794 787

658

-398 -365

ao

ût-1

7

sep

t.-17

oct.-1

7

Déficit

-255

-300

365

nov dec



La production totale d’électricité a

octobre 2017 se situant à 16096

enregistrée le mercredi 9 août 2017

2016 à 14h30, soit une hausse considérable

valeur de 3900 MW prévue par la STEG.

de plusieurs jours de canicule en août

démontre que le nombre de climatiseurs en Tunisie a pres

2013, passant de 400 mille à près de 1,5 million d'unités.

A noter aussi, la regression de production éolienne de

vent. De même, la production hydr

précipitations en 2016 et 2017

barages.

Les deux graphiques suivants illustrent

et de la pointe électrique à partir du mois de janvier 2014

STEG 14 806

FUEL + GASOIL 1

GAZ NATUREL 14286

HYDRAULIQUE 45

EOLIENNE 474

IPP (GAZ NATUREL) 3337

ACHAT TIERS 71

PRODUCTION NATIONALE 18214

PRODUCTION D'ELECTRICITE

Réalisé

2016

EElleeccttrriicciittéé


t des Mines

La production totale d’électricité a enregistré une hausse de 4% entre fin o

6096 GWh. Un record historique de pointe de

2017 à 13h30 contre 3400 MW enregistrée

considérable de 18% par rapport à 2016

900 MW prévue par la STEG. Cette hausse est principalement due à la

urs jours de canicule en août 2017 qui a touché tout le pays. Une étude de la STEG

démontre que le nombre de climatiseurs en Tunisie a presque quadruplé, entre 2009 et

2013, passant de 400 mille à près de 1,5 million d'unités.

a regression de production éolienne de 11% liée à la baisse du potentiel de

De même, la production hydroélectrique a flanché de 65% en raison

et par conséquent la baisse considérable des niveau

ues suivants illustrent l’évolution de la production mensuelle d’élect

la pointe électrique à partir du mois de janvier 2014.

2010 2016 2017 Var (%)

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

14 806 9 823 12 678 13050

3 1 1

14286 9660 12227 12671

45 46 43 15

474 113 408 362

3337 2657 2745 2971

71 66 57 76

18214 12 545 15 480 16 096

PRODUCTION D'ELECTRICITE

Réalisé

2016

A fin octobre

2016

octobre 2016 et fin

de pointe de 4025 MW a été

MW enregistrée le lundi 1er août

dépassant ainsi la

Cette hausse est principalement due à la succession

Une étude de la STEG

que quadruplé, entre 2009 et

liée à la baisse du potentiel de

en raison de faibles

et par conséquent la baisse considérable des niveaux des

la production mensuelle d’électricité

Unité : GWh

Var (%) TCAM (%)

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

2,9% 4%

- _

4% 4%

-65% -15%

-11% 18%

8,2% 2%

33% 2%

4% 3,6%



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

production nationale. L’électricité produite à partir d

une augmentation de 4%. Le graphique suivant

fin octobre 2017.

2478

25032457

2250

2362

3000

2986

3272

3465

2670

2554

2651

2664

2655

2529

2332

2624 2758

35993500

3412

25422476

26132660

25312366

2650

2976

3367

3400

2592

2000

2500

3000

3500

4000

4500

jan

v-1

4

avr

-14

juil

-14

oct

-14

jan

v-1

5

avr

-15

juil

-15

oct

-15

jan

v-1

6

avr

-16

juil

-16

MW

Evolution de la pointe électrique mensuelle

Mix de la production électrique

GAZ NATUREL


t des Mines

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

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

graphique suivant illustre le mix de la production électrique à

3400

3142

2592

2509

2541

2851

2671

2412

2404

2554

3584

3810

4025

3111

2543

oct

-16

jan

v-1

7

avr

-17

juil

-17

oct

-17

Evolution de la pointe électrique mensuelle

1375

12311321

12771377

1541

1778

1905

1729

1442

1298

14221437

13341385

1319

1445

1585

1939

1976

1646

1428

1306

1455 1432

13421432

13681469

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oct-

14

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oct-

15

jan

v-1

6

av

r-1

6

Gw

h

Production électrique mensuelle

97,6%

0,09%

2.27%2,4%

Mix de la production électrique à fin octobre 2017

GAZ NATUREL HYDRAULIQUE EOLIENNE

2016

La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 81% de la

gaz naturel (STEG +IPP) a enregistré

oduction électrique à

1432

13681469

1624

18791928

1 5381469

1340

1393

1540

13231417

1344

1518

1679

2082

2133

1633

1426

av

r-1

6

juil

-16

oct-

16

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oct-

17

Production électrique mensuelle



Les exportations des produits énergétiques ont enregistré une amélioration en valeur de

accompagné par une hausse des importations

commerciale énergétique est passé

octobre 2017, soit une dégradation de

exportée).

2016 2017

EXPORTATIONS

PETROLE BRUT(1) 1420 1230

ETAP 877 743

PARTENAIRES 542 487

GPL Champs 59 53

ETAP 39 34

PARTENAIRES 20 20

PRODUITS PETROLIERS 567 430

Fuel oil (BTS) 335 323

Virgin naphta 233 107

REDEVANCE GAZ EXPORTE

IMPORTATIONS

PETROLE BRUT (3) 760 635

PRODUITS PETROLIERS 3005 3286

GPL 290 330

Gasoil ordinaire 915 1107

Gasoil S.S. (7) 266 289

Jet (6) 203 215

Essence Sans Pb 455 439

Fuel oil (HTS) 204 222

Coke de pétrole (4) 673 684

GAZ NATUREL

Redevance totale (2)

Achat (5)

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

(3) Importation STIR à partir de 2015

(4) chiffres provisoires pour 2017

(5) Cession de gestion du contrat d'achat gaz de l'ETAP à la STEG à partir de juillet 2015

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

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

(7) Une nouvelle spécification est entrée en vigueur à partir du 1

EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES

Quantité (kt)

A fin octobre

LLeess éécchhaanngge

975 1156

384 396135

69

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

A fin octobre 2016 A fin octobre 2017

Exportation des produits énergétiques (MDT)


t des Mines

ns des produits énergétiques ont enregistré une amélioration en valeur de

es importations en valeur de 47%. Le déficit de la balance

passé de 2013 MDT à fin octobre 2016 à

2017, soit une dégradation de 76% (en tenant compte de la redevance G.A

2017 Var (%) 2016 2017 Var (%) 2016

2401 1885 -22% 1527

1230 -13% 1453 1260 -13% 975

743 -15% 897 761 -15% 614

487 -10% 556 499 -10% 361

53 -9% 65 59 -9% 33

34 -13% 43 37 -13% 22

20 -2% 22 22 -2% 11

430 -24% 570 428 -25% 384

323 -3% 328 316 -3% 203

107 -54% 242 111 -54% 181

314 138 -56% 135

6343 6579 3,7% 3540

635 -16% 777 649 -16% 564

3286 9% 2931 3218 10% 2064

330 14% 320 365 14% 243

1107 21% 940 1137 21% 724

289 9% 273 296 9% 232

215 6% 210 223 6% 196

439 -4% 475 458 -4% 450

222 9% 199 218 9% 97

684 2% 513 521 2% 121

2635 2711 3% 912

652 655 0% 0

1983 2057 4% 912,1

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

(5) Cession de gestion du contrat d'achat gaz de l'ETAP à la STEG à partir de juillet 2015

(2) la redevance totale (redevance reçue en nature et cédée à la STEG + redevance reçue en espèce et retrocédée) est prise en considération dans la balance commerciale energétique

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

(7) Une nouvelle spécification est entrée en vigueur à partir du 1er

janvier 2017 : début de l'importation du Gasoil sans soufre au lieu du Gasoil 50 ppm

EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES (provisoire)

Quantité (kt) Quantité (ktep-PCI)

A fin octobre A fin octobre

eess ccoommmmeerrcciiaauuxx

1156

396

69

A fin octobre 2017

Exportation des produits énergétiques (MDT)

Redevance exportée


Pétrole brut 564

2064

912

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000


Importation des produits énergétiques (MDT)

2016

ns des produits énergétiques ont enregistré une amélioration en valeur de 9%

Le déficit de la balance

2016 à 3547 MDT à fin

nant compte de la redevance G.A

2016 2017 Var (%)

1527 1668 9%

975 1156 19%

699 14%

457 27%

47 42%

29 33%

18 61%

384 396 3%

278 37%

118 -35%

69 -49%

3540 5216 47%

564 631 12%

2064 3231 57%

384 58%

1280 77%

347 50%

280 43%

594 32%

166 72%

179 48%

912 1355 49%

0 _

912,1 1355 49%

(2) la redevance totale (redevance reçue en nature et cédée à la STEG + redevance reçue en espèce et retrocédée) est prise en considération dans la balance commerciale energétique

janvier 2017 : début de l'importation du Gasoil sans soufre au lieu du Gasoil 50 ppm

(provisoire)

Valeur (MDT)

A fin octobre

631

3231

1355

A fin octobre 2017

Importation des produits énergétiques (MDT)

Gaz naturel

Produit pétroliers

Pétrole brut



Les graphiques suivants montrent que la situation est entrain de se dégrader au fils des

mois, nous avons passé d’un déficit de 212 MD en janvier 2017 à 3547 MD à fin octobre

2017.

en plus, en calculant la variation de déficit mensuel cumulé en 2017 par rapport à l’année

dernière, on constate une aggravation du déficit de mois en mois. Ce qui a eu comme

conséquence une agravation du déficit cumulé de 1535 MD à fin octobre 2017.

Le cours du Brent a enregistré courant de ce mois une hausse de 4 $/bbl par rapport à

septembre2017 et une hausse de 8 $/bbl par rapport à octobre 2016.

De même le taux de change a accusé une dépréciation par rapport à fin octobre 2016.

1527 1668

3540

5216

-2013

-3547-3600

-2600

-1600

-600

400

1400

2400

3400

4400

5400


Balance commerciale énergétique (MDT)

Export Import Balance

212498

686

10861408

1647

2150

27513056

3547

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

fin jan fin fév fin mars fin avril fin mai fin juin fin juillet fin août fin sept fin oct

Evolution de déficit commercial mensuel cumulé en 2017 ( MDT)

3 70 88

379 419547

847

12461348

1535

0

500

1000

1500

2000

fin jan fin fév fin mars fin avril fin mai fin juin fin juillet fin août fin sept fin oct

Evolution de la variation du déficit commericial

mensuel cumulé en 2017 par rapport à 2016

en valeur (MDT)



200

300

400

500

600

700

800

900

1000

160

260

360

460

560

660

760

860

jan

v-1

4

mar

s-1

4

mai

-14

juil

-14

sep

t-1

4

no

v-1

4

jan

v-1

5

mar

s-1

5

mai

-15

juil

-15

sep

t-1

5

no

v-1

5

jan

v-1

6

mar

s-1

6

mai

-16

juil

-16

sep

t-1

6

no

v-1

6

jan

v-1

7

mar

s-1

7

mai

-17

juil

-17

sep

t-1

7D

T/T

EP

-pcs

US

D/T

EP

-pcs

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

(---) La hausse des cours moyens du Brent de 19% entre fin octobre 2016 et fin octobre

2017 : 42,5 $/bbl contre 52,5 $/bbl malgré la baisse observée surtout courant le mois de

juin 2017 (46,5 $/bbl).

(--) Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d’Amérique de 12%

entre fin octobre 2016 et fin octobre 2017.

(---)La hausse du prix moyen du gaz algérien de 43% en DT et de 25% en $ entre fin

octobre 2016 et fin octobre 2017. Après avoir atteint leur plus bas niveau courant le 2ème et

le 3ème trimestre de 2016, les prix sont répartit à la hausse, à partir du dernier trimestre de

2016, aussi bien en $ qu’en DT telque présenté dans le graphique suivant.

2.46

57.4

25

35

45

55

65

75

85

95

105

115

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

2,4

2,6

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oct

-14

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oct

-15

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil

-16

oct

-16

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oct

-17

US

D/

BB

L

DT

/U

SD

D

Evolution mensuelle du taux de change et du cours du Brent

Taux de change DT/US$ BRENT



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

Brent: le prix du 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 et/ou 9 derniers mois.

Le graphique suivant montre l’évolution de prix d’achat gaz algérien mensuel moyen cumulé

entre 2016 et 2017.

(--)Les importations des produits pétroliers ont augmenté en quantité de 10% et sous l’effet

conjugué de la hausse des prix et la dégradation du taux de change, les importations en

valeur ont enregistré une hausse de 57%.

(--) la hausse des achats gaz algérien de 4% en quantité et de 49% en valeur.

(--)la baisse des quantités exportées de 22% notamment au niveau de pétrole brut (-13%)

et des produits pétroliers (-25%) : les exportations de virgin naphta ont chuté après la

reprise de la production de l’essence sans plomb.

7%11%

15%

20%

29%

35%39%

42% 43% 43%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

jan fin fev fin mars fin avril fin mai fin juin fin juillet fin août fin sept fin oct

Evolution de prix d'import moyen en DT du gaz algérien entre 2016 et 2017

(en %)



1- Brent

2- Taux de change

3- Prix moyen d’import/ export de pétrole brut

2014 2015 2016

Jan 108 47,9 30,7

Fév 109 58,1 32,5

Mars 108 55,9 38,5

Avril 108 59,8 41,5

Mai 110 64,3 46,9

Juin 112 61,7 48,3

Juillet 107 56,5 45,1

Aout 102 46,6 45,8

Septembre 97 47,6 46,7

Octobre 87 48,6 49,7

Novembre 79 44,3 45,1

Décembre 63 38,2 53,6

fin déc 99 52,5 43,7

Prix de baril de Brent ($/baril)

2014 2015 2016

Jan 1,64 1,91 2,04

Fév 1,59 1,93 2,05

Mars 1,58 1,96 2,03

Avril 1,59 1,95 2,01

Mai 1,62 1,93 2,05

Juin 1,66 1,94 2,16

Juillet 1,71 1,97 2,22

Aout 1,73 1,95 2,20

Septembre 1,77 1,96 2,20

Octobre 1,80 1,97 2,24

Novembre 1,83 2,0 2,27

Décembre 1,86 2,0 2,32

fin déc 1,70 1,96 2,15

Taux de change (DT/$)

Pétrole Brut (1)

Prix de l'importation STIR(3)

(CIF)

Prix d'exportation ETAP(2)

(FOB)

(1) Prix moyen pondéré

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

LLeess pprriixx


t des Mines

Prix moyen d’import/ export de pétrole brut

2017Variat.

17/16

54,7 44%

55,1 41%

51,6 25%

53,5 22%

50,4 7%

46,5 -4%

48,6 7%

51,6 13%

56,0 20%

57,4 16%

Prix de baril de Brent ($/baril)

2017Variat.

16/15

2,32 14%

2,29 12%

2,30 13%

2,37 18%

2,45 20%

2,45 13%

2,47 11%

2,46 12%

2,45 11%

2,48 11%

DT /bbl $/bbl

132 55

121 50

(Condensat miskar et Hasdrubal mélange)

A fin octobre 2017

0

20

40

60

80

100

120

jan

v-1

4

av

r-14

juil-1

4

oct-1

4

jan

v-1

5

av

r-15

juil-1

5

oct-1

5

jan

v-1

6

Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)

1,5

1,6

1,7

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

jan

v-1

4

av

r-1

4

juil

-14

oct

-14

jan

v-1

5

av

r-1

5

juil

-15

oct

-15

Evolution mensuelle du taux de change DT/USD

2016

jan

v-1

6

av

r-16

juil-1

6

oct-1

6

jan

v-1

7

av

r-17

juil-1

7

oct-1

7

Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)

jan

v-1

6

av

r-1

6

juil

-16

oct

-16

jan

v-1

7

av

r-1

7

juil

-17

oct

-17

Evolution mensuelle du taux de change DT/USD



4- Produits pétroliers

Evolution mensuelle des prix de quelques produits pétroliers :

PRODUITS PETROLIERS

Unités Prix import (1)

Pcession (2)

Prix de vente(3)

Essence SSP Millimes/litre 1022 855 1750

Gasoil ordianiare Millimes/litre 976 805 1230

Gasoil S.S. Millimes/litre 1014 870 1510

Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ t 748 400 510

GPL Millimes/ kg 1166 224 569

GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 15,157 2,913 7,4

(1) Prix moyen pondéré

(2) Prix à la sortie de raffinerie Bizerte par voie terreste en vigueur de 02/07/2017

(3) Prix de vente en vigeur aux publics du 02/07/2017

A fin octobre 2017

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

jan

v.-

16

fév

r.-1

6

ma

rs-1

6

av

r.-1

6

ma

i-1

6

juin

-16

juil

.-1

6

ao

ût-

16

sep

t.-1

6

oct

.-1

6

no

v.-

16

dé

c.-1

6

jan

v.-

17

fév

r.-1

7

ma

rs-1

7

av

r.-1

7

ma

i-1

7

juin

-17

juil

.-1

7

ao

ût-

17

sep

t.-1

7

oct

.-1

7

Prix mensuel moyen pondéré de l'essence sans plomb(millimes /litre)

Prix import Prix cession

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

jan

v.-

16

fév

r.-

16

ma

rs-1

6

av

r.-

16

ma

i-1

6

juin

-16

juil

.-1

6

ao

ût-

16

sep

t.-1

6

oct.

-16

no

v.-

16

dé

c.-

16

jan

v.-

17

fév

r.-

17

ma

rs-1

7

av

r.-

17

ma

i-1

7

juin

-17

juil

.-1

7

ao

ût-

17

sep

t.-1

7

oct.

-17

Prix mensuel moyen pondéré du gasoil sans soufre*(millimes /litre)


* Importation du gasoil SS au lieu du gasoil 50 depuis début 2017

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

jan

v.-

16

févr

.-1

6

mar

s-1

6

avr

.-1

6

ma

i-1

6

juin

-16

juil.

-16

aoû

t-1

6

sep

t.-1

6

oct

.-1

6

no

v.-1

6

déc

.-1

6

jan

v.-

17

févr

.-1

7

mar

s-1

7

avr

.-1

7

ma

i-1

7

juin

-17

juil.

-17

aoû

t-1

7

sep

t.-1

7

oct

.-1

7

Prix mensuel moyen pondéré du gasoil ordinaire(millimes /litre)


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

jan

v.-

16

fév

r.-1

6

ma

rs-1

6

av

r.-1

6

ma

i-1

6

juin

-16

juil

.-1

6

ao

ût-

16

sep

t.-1

6

oct

.-1

6

no

v.-

16

dé

c.-1

6

jan

v.-

17

fév

r.-1

7

ma

rs-1

7

av

r.-1

7

ma

i-1

7

juin

-17

juil

.-1

7

ao

ût-

17

sep

t.-1

7

oct

.-1

7

Prix mensuel moyen pondéré du GPL(DT/bouteille de 13 kg)




5- Gaz naturel

6- Electricité

GAZ NATUREL (DT/tep-pcs )

2016 A fin oct. 2017

Prix d'importation Gaz Algérien 424,8 592,7

Prix de vente Moyen Année 2015 Année 2016

HP 509,4 502,0

MP 385,5 386,4

BP 363,9 360,4

Prix de vente Global (hors taxe) 439,5 434,8

ELECTRICTE (millimes/kWh) Année 2015 Année 2016

Prix de vente Moyen

HT 213,0 186,4

MT 178,5 177,7

BT 186,1 185,2

Prix de vente Global (hors taxe) 185,4 182,1



kt Mille tonne

Mt Million de tonne

tep Tonne équivalent pétrole

ktep Mille tonne équivalent pétrole (1000 tep)

Mtep Million de tonne équivalent pétrole

PCI Pouvoir calorifique inférieur

IPP Producteurs Indépendants d’électricité

MW Mégawatt

GWh Gigawatt -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

A partir du mois de mai 2015, 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.

Abréviations

Rapport mensuel, octobre 2017 · 2017. 12. 21. · Faits marquants du mois de février 2016...

Documents

Transcript of Rapport mensuel, octobre 2017 · 2017. 12. 21. · Faits marquants du mois de février 2016...