MINISTERE DE l’ENERGIE ET DES MINESDirection Générale de l’Energie
Observatoire National de l’Energie
Rapport
REPUBLIQUE TUNISIENNE MINISTERE DE l’ENERGIE ET DES MINES
Direction Générale de l’Energie Observatoire National de l’Energie
Rapport mensuel, Edition Juillet 2016
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
Conjoncture énergétique
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Faits marquants du mois de février 2016
Conjoncture énergétique
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2016
Page 2
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 3
• Légère baisse des ressources disponibles de 0,3% à fin juillet 2016 par rapport à fin juillet 2015.
• Baisse de la demande d’énergie primaire de 4% à fin juillet 2016 par rapport à fin juillet 2015.
Bilan d’énergie primaire (1)
• Prix moyen de Brent : 45.1 $/bbl en juillet 2016 contre 48.3 $/bbl en juin 2016 et 46.8 $/bbl en mai 2015.
• Baisse de 30% par rapport à fin juillet 2015.
Production de pétrole brut
• Une moyenne de 46.7 mille barils/j à fin juillet 2016 contre 51.1 mille barils/j à fin juillet 2015.
• Baisse de la production de 8 % à fin juillet 2016 par rapport à fin juillet 2015
• Nombre total du permis : 27 en juillet 2016 contre 33 en juillet 2015.
• Forage d’un puits d’exploration en juin 2016.
Gaz naturel
• 5,9 Millions de m3/j à fin juillet 2016 contre 6,8 Mm3/j à fin juillet 2015 : Baisse de la production de 13%.
• Hausse de la quantité de forfait fiscal sur le droit de passage du gaz algérien de 142 % entre fin juillet 2015 et fin juillet 2016.
Bilan d’énergie primaire (2) • Baisse du déficit du bilan d’énergie primaire : 2191 ktep-pci à fin juillet 2016 contre 2386 ktep à fin juillet 2015.
• Légère amélioration du taux d’indépendance énergétique à 58% à fin juillet 2016 contre 56% à fin juillet 2015.
Faits marquants durant les sept premiers mois de 2016
Les cours sur les marchés internationaux Exploration et développement
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 4
Demande des produits pétroliers
Electricité • Légère augmentation de la production
d’électricité de 1 % à fin juillet 2016 par rapport à fin juillet 2015.
• Amélioration de la consommation spécifique globale de 5%
Commerce extérieur • Baisse des importations de 35% et des
exportations de 22%.
• Amélioration du déficit de la balance commerciale énergétique de 970 MDT entre fin juillet 2015 et fin juillet 2016.
• Baisse de la demande en produits pétroliers de 10% notamment au niveau du fuel (-55%, non utilisation pour la production électrique), de l’essence (-9%) et du gasoil ordinaire (-6%)
Demande en gaz naturel • Hausse de la demande totale en gaz naturel de 3% suite à l’accroissement de la demande du secteur électrique de 7% (non utilisation du fuel pour la production électrique).
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
Titres
Le nombre total de permis en cours de validité à fin
permis de recherche et un permis de prospection couvrant une superficie totale de
72 385 km2 et 53 concessions d'exploitation dont
concessions en production, l’ETAP participe dans 2
Il est à signaler l’expiration da la validité
réalisation des obligations contractuelles
« Fkirine » suite à la non conversion en pe
recherche « Bouhajla » en juin 2016
l’expiration du permis de recherche
• Acquisition par l’ETAP des
Ressources A.B à travers ses filiales
- Les permis de recherche «
- Les concessions d’exploitation
• Signature de la convention et ses annexes
d’exploitation d’hydrocarbures sur le
projet de loi, ayant été élaboré
Exploration
Acquisition Sismique à fin juillet
• Acquisition de 502 km2 de sismique 3D sur le permis «
sismique 3D sur le permis «
Nb de permis octroyés
Nb permis abondonnés
Nb total des permis
Nb de forages explo.
Nb forages dévelop.
Nb de découvertes
Exploration et développement
Faits marquants du mois de février 2016
Le nombre total de permis en cours de validité à fin juillet 2016, est 2
permis de prospection couvrant une superficie totale de
d'exploitation dont 38 concessions en production
concessions en production, l’ETAP participe dans 27 et l’Etat directement dans
expiration da la validité du permis de prospection «
contractuelles (le 07 février 2016), l’expiration du permis
» suite à la non conversion en permis de recherche, l’annulation du permis de
en juin 2016 suite à la renonciation au dite
l’expiration du permis de recherche « Makthar » courant le mois de juillet 2016.
des intérêts et des obligations détenus par la société PA
s ses filiales dans les titres d’hydrocarbures en Tunisie
« Zarat », « Jelma » et « Jenein Centre »,
exploitation : « Didon », « Douleb », « Semmema »
a convention et ses annexes portant autorisation de recherche et
hydrocarbures sur le permis de recherche « Nefzaoua ,
ayant été élaboré, est en attente d’approbation par l’ARP.
llet 2016.
de sismique 3D sur le permis « Bargou » et de
sismique 3D sur le permis « Araifa » (sismique en cours).
2015 2016 2015
0 0 0 0
7 0 1 5
31 33 27 33
5 0 0 3
3 0 0 2
3 1 0 2
Réalisé
2015
Juillet
Exploration et développement
2016
Page 5
27 permis dont 26
permis de prospection couvrant une superficie totale de
concessions en production (parmi ces
et l’Etat directement dans 3).
du permis de prospection « Mateur » sans la
l’expiration du permis
l’annulation du permis de
permis ainsi que
courant le mois de juillet 2016.
détenus par la société PA
n Tunisie à savoir :
et « Tamasmida ».
autorisation de recherche et
, le 9 juin 2016. Le
» et de 162km2 de
2015 2016
0 0
5 4
33 27
3 1
2 0
2 0
A fin Juillet
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 6
Le forage à fin juillet 2016 d’un puits d’exploration.
nb
Intitulé du puits
Permis /
Concessions
Début du forage
Fin du forage
Résultats
01 Laarich Est-1 Laarich 03/6/2016 En cours
Profondeur finale 4111m.
Test en cours, présence d’indices encourageants
Préparatifs en cours pour le début de forage du puits KRD SW-1 courant le mois de
septembre 2016.
Développement
• Pas de nouveau forage de développement à fin juillet 2016,
• Fin des opérations de forage d’un puits de développement démarré en 2015
nb Intitulé du puits
Début du forage
Profondeur Résultats
01
SLK# 14 18/12/2015 1576 m
Fin des opérations de forage et mise en production entre le 16/01/2016 et le 11/02/2016 avec une production initiale de 1400 bbl/j. Puits fermé depuis pour remonter la pression.
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 7
2-1 Pétrole Brut & GPL champs
La production nationale de pétrole brut a atteint 1289 kt à fin juillet 2016 accusant ainsi
une baisse de 8 % par rapport à fin juillet 2015 soit une diminution de 118 kt.
Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants :
Hasdrubal (-26kt), Franig Baguel et Trafa(-21kt) , Bir ben tartar (-18kt), El Borma (-17kt),
Adam (-16kt), et cherouq (-15kt), et qui ont totalisé à eux seuls une baisse de 112 kt.
2015 2016 Var (%)
Hasdrubal 290 180 154 -15%
El borma 286 169 152 -10%
Adam 212 135 119 -12%
Cherouq 148 90 75 -17%
Ashtart 235 148 176 19%
Ouedzar 95 55 55 0%
El Hajeb/Guebiba 106 67 69 4%
Bir Ben Tartar 81 50 32 -36%
Miskar 98 55 51 -7%
M.L.D 57 34 28 -16%
Franig/Bag/Tarfa 135 87 67 -24%
Barka 83 48 47 -2%
Cercina 54 34 37 7%
Anakid Est 59 43 42 -2%
Autres 372 213 185 -13%
TOTAL pétrole (Kt) 2 310 1 407 1 289 -8%
TOTAL pétrole (Ktep) 2 369 1 443 1 321 -8,4%
TOTAL pétrole et Condensat (kt) 2 334 1 421 1 306 -8%
TOTAL pétrole brut et Condensat (Ktep) 2 394 1 457 1 338 -8,2%
GPLchamps (kt) 147 85,4 88,3 3,4%
GPL Gabes (kt) 66 40 46 16%
TOTAL GPL primaire (kt) 213 125 134 7%
TOTAL GPL primaire (Ktep) 233 137 147 7,4%
Pétrole + Condensat + GPL primaire
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) 2 547 1 546 1 440 -7%
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) 2 627 1 594 1 485 -6,8%
A fin juillet
PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS
Unité : kt et ktep
ChampRéalisé
2015
Production des hydrocarbures
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 8
En effet, il convient de noter :
� champ Hasdrubal : Baisse de la production de 15% après l’arrêt du 21/02/2016 au
26/03/2016 suite à une panne au niveau du compresseur d’expédition du gaz
commercial à la STEG et la réduction de la production d’environ 50% entre le 19 et
20/02/2016.
� Champ Baguel et Tarfa : réduction de la production de 24% causé surtout par la
baisse du débit du puits Tarfa 3, le puits qui a été mis en production en janvier 2015
est passé de 5000 bbl/j initialement à 2000 bbl/j à fin janvier 2016. Puits Tarfa 3
fermé du 04/02/2016 au 07/02/2016 pour remonter la pression. Réduction de la
production du 10/07/2016 au 12/07/2016 suite à une panne au niveau du
compresseur du gaz.
� Champ Bir ben Tartar : réduction de la production de 36% à cause des problèmes
techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel.
� Champ Cherouq : réduction de la production de 17% à cause des problèmes
techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel.
� Champ Anaguid Est : réduction de la production de 2%, le puits Nada 1est fermé en
attente des W.O. et les puits Amani 1, Amani 2 et Maha 1 ont subit des arrêts de
quelques jours suite à des problèmes techniques.
� Champ Adam : réduction de la production de 12% à cause des problèmes techniques
au niveau de quelques puits.
� Champ Chergui : arrêt de la production depuis le 22/04/2016 suite à l'atteinte de la
capacité de stockage maximale au CPF et l'incapacité du transport du condensat par
camions jusqu'au terminal Sidi Litayem à Sfax. A signaler que le champ a été fermé du
19/01 au 06/04/2016 suite au sit-in dans le centre de traitement.
� Champ Miskar : arrêt général programmé à partir du 09/05/2016 pour inspection et
maintenance et reprise progressive de la production le 02/06/2016.
La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs,
notamment ceux d’Adam, Cherouk, Bir ben Tartar, Ouedzar, Didon, El Borma et MLD.
Par contre, nous signalons la hausse de la production des champs suivants :
� Champ Maamoura (+10%) +2kt suite à la bonne performance du puits Maamoura 2-
dir.
� Champ Ashtart (+19%) + 28kt suite à la réalisation d’un programme de W.O. Record
de production journalier enregistré le 21 juin avec une production de 8177 bbls
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 9
contre une moyenne journalière de 4639 kt en 2015 et ce suite à l’installation de
nouveaux pompes .
� Champ Sidi Kilani (+7%) +1 kt, mise en production du nouveau puits SLK#14 du
16/1/2016 au 11/02/2016, fermé du 11/02/2016 au 29/03/2016 pour remonter la
pression.
Les deux graphiques suivant illustrent l’évolution de la production mensuelle de pétrole
depuis l’année 2010 ainsi que sa variation mensuelle entre 2015 et 2016.
150
200
250
300
350
jan
v.-1
0
ma
rs-1
0
ma
i-10
juil.-1
0
sep
t.-10
no
v.-1
0
jan
v.-1
1
ma
rs-1
1
ma
i-11
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1
sep
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no
v.-1
1
jan
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2
ma
rs-1
2
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i-12
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2
sep
t.-12
no
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2
jan
v.-1
3
ma
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3
ma
i-13
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3
sep
t.-13
no
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3
jan
v.-1
4
ma
rs-1
4
ma
i-14
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4
sep
t.-14
no
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4
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v.-1
5
ma
rs-1
5
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i-15
juil.-1
5
sep
t.-15
no
v.-1
5
jan
v.-1
6
ma
rs-1
6
ma
i-16
juil.-1
6
Production mensuelle de pétrole brut ( kt)
100
120
140
160
180
200
220
Jan
Fe
v
Ma
rs
Av
ril
Ma
i
Juin
Juil
Ao
ut
Se
p
Oc
t
No
v
De
c
kt Production mensuelle de pétrole brut
2015 2016
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
II-2 Ressources en gaz naturel
La disponibilité en gaz naturel (production nationale
fin juillet 2016, enregistrant ainsi une
suite à la hausse de la redevance sur le passage de gaz algérien
de la production nationale de 13
� L’arrêt de la production du champ Chergui
la capacité de stockage maximale au CPF et l'incapacité du transport du condensat
par camions jusqu'au terminal Sidi Litayem à Sfax.
fermé du 19/01 au 06/04/2016 suite au sit
PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL
Production nationale
Miskar
Gaz Com Sud (1) (4)
Gaz Chergui
Hasdrubal
Maamoura et Baraka
Franig B. T. et Sabria(2)
Redevance totale (Forfait fiscal)(3)
Achats
PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL
Production nationale
Miskar
Gaz Com Sud (1) (4)
Gaz Chergui
Hasdrubal
Maamoura et Baraka
Franig B. T. et Sabria(2)
Redevance totale (Forfait fiscal)(3)
Achats
(2)Ycompris gaz Sabria
(4) Entrée en exploitation du puit EB406 à El Borma le 09/02/2016
RESSOURCES EN GAZ NATUREL
(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
Faits marquants du mois de février 2016
2 Ressources en gaz naturel
La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint
ainsi une augmentation de 7% par rapport
à la hausse de la redevance sur le passage de gaz algérien de 142% qui a pallié
3% :
’arrêt de la production du champ Chergui depuis le 22/04/2016 suite à l'atteinte de
la capacité de stockage maximale au CPF et l'incapacité du transport du condensat
par camions jusqu'au terminal Sidi Litayem à Sfax. A signaler que le champ a été
fermé du 19/01 au 06/04/2016 suite au sit-in dans le centre de traite
2010 2015 2016 Var (%)
(1) (2) (3) (3)/(2)
2548 2362 1472 1572 7%
2231 1652 1282 1113 -13%
713 822 401 368 -8%
321 192 189 192 2%
241 136 131 22 -83%
703 305 429 392 -9%
102 8 63 38 -40%
151 188 69 101 46%
317 710 189 459 142%
2212 529 1216 1358 12%
Unité : ktep-PCS
2831 2624 1635 1747 7%
2479 1835 1425 1237 -13%
792 913 446 408 -8%
357 214 210 213 2%
267 151 145 25 -83%
781 339 476 436 -9%
114 9 70 42 -40%
168 209 77 112 46%
352 789 210 510 142%
2458 588 1351 1509 12%
(4) Entrée en exploitation du puit EB406 à El Borma le 09/02/2016
RESSOURCES EN GAZ NATUREL
Réalisé
2015
A fin Juillet
(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
2016
Page 10
+ forfait fiscal) a atteint 1572 ktep, à
par rapport à fin juillet 2015
qui a pallié la baisse
6 suite à l'atteinte de
la capacité de stockage maximale au CPF et l'incapacité du transport du condensat
A signaler que le champ a été
in dans le centre de traitement.
Var (%) TCAM%)
(3)/(1)
Unité : ktep-PCI
-7%
-6%
-13%
0%
-26%
4%
-
-10%
-7%
17%
Unité : ktep-PCS
-7%
-6%
-13%
0%
-26%
4%
-
-10%
-7%
17%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 11
� La baisse de la production du champ Hasdrubal suite à la réduction de la production
les 19 et 20/02/2016 et l’arrêt de la production entre le 21/02/2016 et le
26/03/2016 pour des problèmes techniques,
� L’arrêt général programmé du champ Miskar et de l'unité de traitement « Hannibal » entre
9/5/2016 et le 02/06/2016 pour inspection et maintenance et l’unité de traitement Hannibal
A signaler que la STEG a commencé la valorisation du gaz torché de la structure EB 406
d'El Borma et son commercialisation depuis le 09/02/2016.
A signaler aussi l’augmentation de la production du Champs Champs Franing, Baguel et
Tarfa de 46%.
Par ailleurs, le forfait fiscal mensuel sur le passage du gaz algérien continue sa tendance
haussière par rapport aux réalisations de l’année dernière.
La répartition de la redevance totale
montre :
• une baisse au niveau de la part
cédée à la STEG en pourcentage contre
son augmentation en quantité : elle a
passé de 84% à fin juillet 2015 pour une
quantité de 160 ktep à 58% à fin juillet
2016 pour une quantité de 264 ktep.
• Une augmentation de la part de la
redevance exportée en pourcentage et en
quantité : elle a passé de 16% à fin juillet
2015 à 42% à fin juillet 2016 et de 30
ktep à 195ktep.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Jan Fev Mars Avril Mai Juin Juil Aout Sep Oct Nov Dec
Kte
p-p
ci Evolution mensuelle de la redevance totale
entre 2015 et 2016
2015 2016
79
0
20
40
60
80
100
120
jan
v-1
2
ma
rs-1
2
ma
i-1
2
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2
sep
t-1
2
no
v-1
2
jan
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3
ma
rs-1
3
ma
i-1
3
juil-1
3
sep
t-1
3
no
v-1
3
jan
v-1
4
ma
rs-1
4
ma
i-1
4
juil-1
4
sep
t-1
4
no
v-1
4
jan
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5
ma
rs-1
5
ma
i-1
5
juil-1
5
sep
t-1
5
no
v-1
5
jan
v-1
6
ma
rs-1
6
ma
i-1
6
juil-1
6
Evolution de la redevance depuis 2012
160( 84%)
264(58%)
30( 16%)
195(42%)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Kte
p-p
ci
Répartition de la redevance totale
redevance en espéce redevance en nature
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 12
Les importations du gaz naturel :
En débit de l’augmentation importante de la redevance sur le passage du gaz algérien de
142%, les importations du gaz algérien ont enregistré une hausse de 12% entre fin juillet
2015 et fin juillet 2016 pour se situer à 1358 ktep et ce suite à la baisse de la production et
la non utilisation du fuel pour la production électrique. En effet, la génération d’électricité
s’est basée sur le gaz naturel courant les 7 premiers mois de 2016 contrairement à la même
période de l’année dernière où la STEG a utilisé 215 ktep de fioul comme substitution au gaz
naturel pour la génération électrique.
L’approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une augmentation de 3% entre les
7 premiers mois de 2015 et ceux de 2016 pour se situer à 2735 ktep. La répartition de
l’approvisionnement national en gaz naturel par source est illustrée sur le graphique
suivant :
1. Baisse de la participation du gaz national de 48% à 41% entre fin juillet de 2015 et
2016.
2. Augmentation de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a
passé de 6 % à fin juillet 2015 à 10 % à fin juillet 2016.
3. Augmentation de la participation des achats du gaz algérien de 46% à 49% entre
fin juillet 2015 et 2016.
48% 41%
6%10%
46%49%
0
400
800
1200
1600
2000
2400
2800
fin juillet 15 fin juillet 16
Kte
p p
ci
Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel
Achats gaz algérien
Red cédée à Steg
Production Nationale
2658 2735
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
La demande nationale des produits
2016 une baisse de 10% pour se situer à
à la chute de demande de fuel de
de 2016 pour la production électrique contrairement
Par conséquent, la nouvelle répartition de la consommation des produits pétroliers s’est
caractérisée par une baisse de la part de fuel de 1
part du gasoil de 40% à 45% ent
GPL 587
Essences 612
Pétrole lampant 52
Gasoil 1991
Gasoil ordinaire 1712
Gasoil 50 279
Fuel 497
STEG & STIR 250
Hors (STEG & STIR) 247
Jet 212
Coke de pétrole 621
Total 4572
Cons finale (Hors STEG& STIR) 4322
CONSOMMATION DES PRODUITS PETROLIERS
Réalisation
en 2015
GPL
16%
Essences
13%
Pétrole
lampant
Gasoil
40%
Fuel
14%
Jet
4%
Petcoke
11%
fin juillet 2015
CCoonnssoom
Faits marquants du mois de février 2016
onale des produits pétroliers, a enregistré entre fin juillet
% pour se situer à 2517 ktep. Cette diminution est due
à la chute de demande de fuel de 55% du fait qu’il n’a pas été utilisé courant
pour la production électrique contrairement à la même période de 2015.
, la nouvelle répartition de la consommation des produits pétroliers s’est
caractérisée par une baisse de la part de fuel de 14% à 6% contre une augmentation de la
40% à 45% entre les 7 premiers mois de 2015 et ceux de
2010 2015 2016 Var (%)
(1) (2) (3) (3)/(2)
587 308 359 348
612 284 372 338
52 42,8 32,8 31,0
1991 1102 1166 1129
1712 1042 1011 953
279 60 154 176
497 221 376 169
250 5 237 18
247 215 139 150
212 128 132 125
621 188 368 378
4572 2276 2806 2517
4322 2269 2569 2499
CONSOMMATION DES PRODUITS PETROLIERS (provisoire)
Réalisation
en 2015
A fin juillet
GPL17%
Essences13%
Pétrole lampant
Gasoil45%
Fuel6%
Jet4%
Petcoke13%
fin juillet 2016
Essences
%
Pétrole
lampant
2%
ommmmaattiioonn ddeess hhyyddrrooccaarrbbuurreess 2016
Page 13
fin juillet 2015 et fin juillet
due principalement
% du fait qu’il n’a pas été utilisé courant les 7 premiers
de 2015.
, la nouvelle répartition de la consommation des produits pétroliers s’est
6% contre une augmentation de la
ceux de 2016.
Unité : ktep
Var (%) TCAM(%)
(3)/(2) (3)/(1)
-3% 2%
-9% 3%
-5% -5%
-3% 0%
-6% -1%
14% 19%
-55% -4%
- -
8% -6%
-5% 0%
3% 12%
-10% 2%
-3% 2%
(provisoire)
Pétrole lampant
2%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 14
La consommation des carburants routiers a diminué dans l’ensemble de 5% entre fin juillet
2015 et fin juillet 2016 pour se situer à 1467 ktep et représentant ainsi 58% de la
consommation totale des produits pétroliers à fin juillet 2016.
La consommation du gasoil ordinaire a diminué de 6%, celle de l’essence sans plomb de 9%
contre une augmentation du gasoil 50 de 14%. Le graphique suivant illustre la
consommation mensuelle globale des carburants routiers à partir de janvier 2014 qui
continue à suivre une tendance irrégulière orintée dans l’ensemble à la baisse. Le gasoil
ordinaire couvre 65% de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur
de 38% dans la demande totale des produits pétroliers et 18% de la demande totale
d’énergie primaire à fin juillet 2016.
53
43
42
46 47
47
44
54
35
40
45
50
55
60
jan
v-1
4fé
vr-
14
ma
rs-1
4a
vr-
14
mai-
14
juin
-14
juil
-14
ao
ut-
14
sep
t-1
4o
ct-
14
no
v-1
4d
éc
-14
jan
v-1
5fé
vr-
15
ma
rs-1
5a
vr-
15
mai-
15
juin
-15
juil
-15
ao
ût-
15
sep
t-1
5o
ct-
15
no
v-1
5d
éc
-15
jan
v-1
6fé
vr-
16
ma
rs-1
6a
vr-
16
mai-
16
juin
-16
juil
-16
Kt
Consommation mensuelle de l'Essence sans plomb
134
132
124
132136
142
133
129
100
110
120
130
140
150
160
jan
v-1
4fé
vr-
14
mars
-14
av
r-1
4m
ai-
14
juin
-14
juil
-14
ao
ut-
14
sep
t-1
4o
ct-
14
no
v-1
4d
éc
-14
jan
v-1
5fé
vr-
15
mars
-15
av
r-1
5m
ai-
15
juin
-15
juil
-15
ao
ût-
15
sep
t-1
5o
ct-
15
no
v-1
5d
éc
-15
jan
v-1
6fé
vr-
16
mars
-16
av
r-1
6m
ai-
16
juin
-16
juil
-16
Kt
Consommation mensuelle de gasoil ordinaire
26
22 22
25
24
25
24
30
15
20
25
30
jan
v-1
4fé
vr-
14
mars
-14
av
r-1
4m
ai-
14
juin
-14
juil
-14
ao
ut-
14
sep
t-1
4o
ct-
14
no
v-1
4d
éc
-14
jan
v-1
5fé
vr-
15
mars
-15
av
r-1
5m
ai-
15
juin
-15
juil
-15
ao
ût-
15
sep
t-1
5o
ct-
15
no
v-1
5d
éc
-15
jan
v-1
6fé
vr-
16
mars
-16
av
r-1
6m
ai-
16
juin
-16
juil
-16
Kt Consommation mensuelle de gasoil 50
213
180
197
188
202
207
214
201
213
160
170
180
190
200
210
220
230
240
jan
v-1
4fé
vr-1
4m
ars
-14
avr
-14
ma
i-1
4ju
in-1
4ju
il-1
4a
ou
t-1
4se
pt-
14
oct
-14
no
v-1
4d
éc-
14
jan
v-1
5fé
vr-1
5m
ars
-15
avr
-15
ma
i-1
5ju
in-1
5ju
il-1
5a
oû
t-1
5se
pt-
15
oct
-15
no
v-1
5d
éc-
15
jan
v-1
6fé
vr-1
6m
ars
-16
avr
-16
ma
i-1
6ju
in-1
6ju
il-1
6
Kt
Consommation mensuelle des carburants routiers
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
La consommation du GPL a accusé une baisse de
pour se situer à 348 ktep. En effet, l
saison hivernale dans notre pays
La consommation du fuel a accusé une baisse de
production électrique.
La consommation du coke de pétrole a
2016 et s’est située à 378 ktep.
En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de
La consommation du jet aviation
2016. Quant à la demande mensuelle
derniers mois de 2016 par rapport à 2015.
5448
53 51
162
145
161 159
175
43 4246
47
154146
156
160
20
40
60
80
100
120
140
160
180ja
n
fév
r
ma
rs
av
ril
Kt
Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du
0
5
10
15
20
25
30
jan févr mars
Consommation mensuelle du jet aviation (Kt)
2015
2016
Faits marquants du mois de février 2016
a accusé une baisse de 3 % entre fin juillet 2015 et fin
En effet, les températures ont été relativement dou
dans notre pays et sur toute la planète.
La consommation du fuel a accusé une baisse de 55% du fait qu’il n’a pas été utilisé dans la
La consommation du coke de pétrole a augmenté de 3% entre fin juillet
En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de
a consommation du jet aviation a accusé une baisse de 5% entre fin juillet 2015 et fin
demande mensuelle, elle a réalisé une nette augmentation courant les 3
derniers mois de 2016 par rapport à 2015.
51 48 53
55
46
43 40
46
175 173160
173
154 159 149
169
47 4454
160167
157 159
ma
i
juin
juil
ao
ut
sep
t
oct
no
v
de
c
Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du gasoil totale
avril mai juin juil aout sept oct nov déc
Consommation mensuelle du jet aviation (Kt)
2016
Page 15
2015 et fin juillet 2016
es ont été relativement douces courant la
% du fait qu’il n’a pas été utilisé dans la
fin juillet 2015 et celui de
En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de 5%.
a accusé une baisse de 5% entre fin juillet 2015 et fin juillet
a réalisé une nette augmentation courant les 3
Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du
Ess2015
Ga 2015
Ess2016
Ga2016
déc
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
III-2 Gaz Naturel
La demande totale en gaz naturel a enregistré une augmentation de
2015 et 2016 en se situant à 2731
destinée à la production électrique de
durant les 7 premiers mois de
production électrique contrairement à 2016
Le secteur de la production électrique reste de loin le plus
grand consommateur du gaz naturel et représente
la demande totale en gaz naturel
que le parc de la production électrique est basé à hauteur
de 97% sur le gaz naturel, contre 8
Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé
une baisse de 5% pour se situer à
BP et des clients HP de 5%.
En ce qui concerne la consommation spécifique globale d
électrique (STEG+IPP), elle a enre
juillet 2016 pour passer de 229,1
DEMANDE
Production d'électricité
Hors prod élec
Haute pression
Moy&Basse pression
DEMANDE
Production d'électricité
Hors prod élec
Haute pression
Moy&Basse pression
Faits marquants du mois de février 2016
La demande totale en gaz naturel a enregistré une augmentation de 3% entre
731 ktep et ce suite à la hausse de la demande en gaz naturel
destinée à la production électrique de 7%. Cette hausse est expliquée par le
de 2015 en substituant partiellement le gaz
lectrique contrairement à 2016 .
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 juillet 2016 du fait
la production électrique est basé à hauteur
ur le gaz naturel, contre 88% à fin juillet 2015.
Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé
% pour se situer à 733ktep suite à la baisse de la demande
En ce qui concerne la consommation spécifique globale des moyens de production
a enregsitré une amélioration de 5% entre fin
1 tep/Gwh à 218,4 tep/ Gwh.
2010 2015 2016(1) (2) (3)
4666 2508 2646 2731
3433 1811 1871 1998
1233 698 774 733
282 220 166 158
950 478 608 575
5184 2787 2940 3034
3814 2012 2079 2220
1370 775 860 814
314 244 185 176
1056 531 675 638
DEMANDE EN GAZ NATUREL
Réalisé
2015
A fin Juillet
73%
6%
21%
Répartition de la demande en gaz naturel à fin juillet
2016
Page 16
% entre fin juillet
ktep et ce suite à la hausse de la demande en gaz naturel
%. Cette hausse est expliquée par le recours au fuel
2015 en substituant partiellement le gaz naturel dans la
Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé
de la demande des clients MP-
es moyens de production
entre fin juillet 2015 et fin
Var (%) TCAM%) (3)/(2) (3)/(1)
Unité : ktep-PCI
3% 1%
7% 2%
-5% 1%
-5% -5%
-5% 3%
Unité : ktep-PCS
3% 1%
7% 2%
-5% 1%
-5% -5%
-5% 3%
%
Répartition de la demande en gaz naturel à fin juillet 2016
Production d'électricité
Haute pression
Moy&Basse pression
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 17
Les réalisations mensuelles de la consommation spécifique sont présentés dans le tableau
ci-dessous :
236238 249 263 243 246 241 239 242
233224 230
224236
225 225242
228 225 226 228
234230
226224 229226
210 212 217 214
0
50
100
150
200
250
300
jan
fév
ma
rs
av
ril
ma
i
juin
juil
let
ao
ut
sep
t
oc
t
no
v
de
c
Tep
/Gw
h
Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle
entre 2014 ,2015 et 2016
2014 2015 2016
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
Les ressources d'énergie primaire ont atteint
baisse de 0,4% par rapport à celles
La production de pétrole (y compris condensat)
contre une augmentation de la redevance
RESSOURCES
Pétrole (1)
GPL primaire (2)
Gaz naturel
Production
Redevance
Elec primaire
DEMANDE
Produits pétroliers
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
Faits marquants du mois de février 2016
Les ressources d'énergie primaire ont atteint 3087 ktep à fin juillet 2016, accu
celles réalisées durant la même période de l’an
y compris condensat) a baissé de 8%, celle du gaz naturel de
de la redevance gaz algérien de 142%.
2010 2015 2016
(1) (2) (3)
5220 4772 3096 3087
2395 2286 1457 1338
233 114 137 147
2548 2362 1472 1572
2231 1652 1282 1113
317 710 189 459
45 10 30 30
9282 4795 5482 5278
4572 2276 2806 2517
4666 2508 2646 2731
45 10,2 30 30
-4063 -24 -2386 -2191
-4379 -734 -2575 -2650
(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
2015
A fin juillet
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
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
BBiillaann éénneerrggééttiiqquuee
2016
Page 18
accusant ainsi une
de l’année précedante.
%, celle du gaz naturel de 13%
Unité : ktep-pci
Var (%) TCAM (%)
(3)/(2) (3)/(1)
-0,3% -7%
-8% -9%
7% 4%
7% -7%
-13% -6%
142% -7%
-1% 19%
-4% 2%
-10% 2%
3% 1%
-1% 19%
A fin juillet
le gaz naturel est comptabilisé dans le bilan énergétique en pouvoir calorifique inférieur PCI, seule la quantité du gaz commerciale est
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 19
Les ressources d’énergie primaire restent dominées
par la production de pétrole et du gaz national qui
participent respectivement à hauteur de 43% et
36% 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 15%.
La demande d'énergie primaire a accusé une baisse de 4% entre fin juillet 2015 et fin juillet
2016 pour se situer à 5278 ktep suite à la baisse de demande des produits pétroliers de
10%.
La répartition de la demande a considérablement changé entre fin juillet 2015 et 2016, en
effet, après être dominé par les produits pétroliers, la prépondérance est revenue au gaz
naturel courant les spets premiers mois de 2016 avec un taux de participation de 52%.
Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin juillet
2016, un déficit de 2191 ktep contre un déficit de 2386 ktep enregistré à fin juillet 2016. Le
taux d’indépendance énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire
par la consommation primaire, a enresgitsré une amélioration entre fin juillet 2015 et 2016
pour passer de 56% à 58%.
En revanche et sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique a
enresgistré un repli entre ces périodes pour passer de 53% à fin juillet 2015 pour un
déficit de 2575 ktep à 50% à fin juillet 2016 qui correspond à un déficit de 2650 ktep.
51%
48%
1%
Répartition de la demande d'énergie primaire fin juillet 2015
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
48%
52%
1%
Répartition de la demande d'énergie primaire fin juillet 2016
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
43%
36%
15%
5% 1%
Répartition des ressources d'énergie primaire à fin juillet 2016
Pétrole + condensat
Gaz national
Redevance gaz algérien
GPL champs + usine gabes
Elec primaire
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
La production totale d’électricité a
et fin juillet 2016 en se situant à
La production mensuelle d’électricité a enresgistré une
juillet 2016 accompagnée par une
illustrent la production mensuelle d’électcité ainsi que la pointe électrique à partir du mois
de janvier 2014.
STEG 14 851
FUEL + GASOIL 874
GAZ NATUREL 13459
HYDRAULIQUE 69
EOLIENNE 448
IPP (GAZ NATUREL) 3314
ACHAT TIERS 91
PRODUCTION NATIONALE 18256
PRODUCTION D'ELECTRICITE
Réalisé
2015
2478
25032457
2250
2362
3000
2986
3272
3465
2670
2554
26512664
2655
2529
2332
2624
2758
35993500
3412
2542
2476
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
3800
jan
v-1
4
fév
r-1
4
ma
rs-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
ma
rs-1
5
avr
-15
ma
i-1
5
juin
-15
juil
-15
ao
ût-
15
sep
t-1
5
oc
t-1
5
MW
Evolution de la pointe électrique mensuelle
EElleeccttrriicciittéé
Faits marquants du mois de février 2016
oduction totale d’électricité a enregistré une augmentation de 1% entre
2016 en se situant à 10 545 GWh.
La production mensuelle d’électricité a enresgistré une baisse de 3% entre jui
par une baisse de la pointe de 6% . Les deux graphi
illustrent la production mensuelle d’électcité ainsi que la pointe électrique à partir du mois
2010 2015 2016 Var (%)
(1) (2) (3) (3)/(2)
14 851 6 501 8 545 8498 -0,5%
874 3 874 1
13459 6379 7322 8151
69 35 46 32
448 84 302 314
3314 1951 1850 2010
91 45 50 37
18256 8 497 10 444 10 545
PRODUCTION D'ELECTRICITE
Réalisé
2015
A fin juillet
3412
2476
2613
2660
2531
2366
2650
2976
3367
oc
t-1
5
no
v-1
5
dé
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5
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fév
r-1
6
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rs-1
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avr
-16
ma
i-1
6
juin
-16
juil
-16
Evolution de la pointe électrique mensuelle
1375
1231
13211277
1377
1541
1778
1905
1729
1442
1298
1422
1437
1334
1385
1319
1445
1585
1939
1000
1200
1400
1600
1800
2000
jan
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févr
-14
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rs-…
avr
-14
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-14
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ut-
14
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t-1
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rs-…
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-15
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5
juin
-15
juil
-15
Gw
h
Production électrique mensuelle
2016
Page 20
% entre fin juillet 2015
% entre juillet 2015 et
deux graphiques suivants
illustrent la production mensuelle d’électcité ainsi que la pointe électrique à partir du mois
Unité : GWh
Var (%) TCAM (%)
(3)/(2) (3)/(1)
-0,5% 5%
- -23%
11% 4%
-31% -1%
4% 25%
8,7% 0%
-25% -3%
1,0% 3,7%
19391976
1646
1428
1306
1455
1432
1342
1432
1368
1469
1624
1879
juil
-15
ao
ût-
15
sep
t-1
5
oct
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no
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-16
juil
-16
Production électrique mensuelle
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 21
La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 81% de la
production nationale. L’électricité produite à partir du gaz naturel (STEG +IPP) a enregistré
une augmentation de 11% suite à la non utilisation du fuel dans la production électrique
comme le montre les graphiques suivant :
Le mois de juin 216 a annoncé l’éntrée en service de deux TG d’une puissance totale de 256
MW pour le compte de de la STEG et qui vont renforcer le parc électrique national existant
et participer d’avantage à la sécurité d’approvisonnement électrique durant cette saison
estivale. Ainsi, la puissance nationale totale disponible en 2016 s’éleve à 5481 MW. La part
des cycles combinés a passé de 35% en 2014 à 40% à en 2015 pour atteindre 38% en 2016
contre uen augmentation de la part des TG de 34% en 2015 à 37% en 2016.
8.5%88%0.5%
3%3.5%
Mix de la production électrique à fin juillet 2015
GAZ NATUREL
FUEL + GASOIL
HYDRAULIQUE
EOLIENNE
96.7%0%
0.3%
3%3.3%
Mix de la production élecriqueà fin juillet 2016
1040 1040 1041
16852110 2110
17721772
2028295
302302
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2014 (P= 4792 MW) 2015 (P=5224MW) 2016 (P= 5481)
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 gaz37%
Enr6%
Partition du parc de production électrique en 2014
(Puissance installée opérationnelle 4792MW)
Thermique à vapeur
20%
Cycles combinés
40%
Turbine à gaz
34%
Enr6%
Partition du parc de production électrique en 2015
( Puisasnce installée opérationnelle 5224 MW)
Thermique à vapeur
20%
Cycles combinés
38%
Turbine à gaz
37%
Enr6%
Partition du parc de production électrique en 2015
( Puisasnce installée opérationnelle 5481 MW)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 22
Les ventes d’ électricité ont enregistré une augmentation
de 1,3% entre fin juin 2015 et fin juin 2016 conséquence
de l’augmentation de 4% des clients de la basse tension,
qui représentent 48% de la totalité des ventes.
Les industriels restent les plus grands
consommateurs d’électricité avec 65% de la
totalité de la demande des cliens HT&MT à fin
juin 2016. La demande de ces clients a affiché un
repli de 0,9 % entre fin juin 2015 et 2016 pour
atteindre 2500 Gwh.
Pour les clients HT et à fin juin 2016, les industriels présentent 98% de la demande HT soit
700 GWh accusant une augmentation de 1,2 % par rapport à fin juin 2015. Avec une
consommation de 574 GWh soit 80% de la totalité de consommation HT, les cimenteries
restent les clients les plus énergivores. Ils ont accusé une diminuttion de la consommation
de 2% par rapport à fin juin 2015.
Unité : GWh
2010 2015 2016 Var (%) TCAM (%)
(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)
VENTES**
Haute Tension 1408 639 710 718 1% 2%
Moyenne Tension 6531 2838 3140 3106 -1% 2%
Basse tension * 7052 2657 3382 3503 4% 5%
TOTAL VENTES 14991 6 134 7 232 7 327 1,3% 3,0%
* Données disponibles
** sans tenir compte des ventes à la Libye
VENTES D'ELECTRICITE *
Réalisé
2015
A fin juin
65%8%
8%
4%
4%
11%
Répartition de la consommation par secteur pour les clients
HT&MT à fin juin 2016
Industries
Agriculture
Pompages& ser. Sanitaires
Tranpsort
Tourisme
Services
10%
42%
48%
Répartion des vente d'électricité à fin juin 2016
Haute Tension
Moyenne Tension
Basse tension
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
Le déficit de la balance commercial continu continu son amélioration en affichant un recul
important durant les 7 premiers mois de 2016
2015 2016
EXPORTATIONS
PETROLE BRUT(1) 1045 1010
ETAP 642 638
PARTENAIRES 403 373
GPL Champs 44 41
ETAP 29 27
PARTENAIRES 15 14
PRODUITS PETROLIERS 461 402
Fuel oil (BTS) 252 233
Virgin naphta 210 169
REDEVANCE GAZ EXPORTE (7)
IMPORTATIONS
PETROLE BRUT (4) 624 504
PRODUITS PETROLIERS 2430 2053
GPL 230 219
Gasoil ordinaire 696 662
Gasoil 50 155 178
Jet (3) 148 135
Essence Sans Pb 325 303
Fuel oil (HTS) (5) 420 122
Coke de pétrole 457 433
GAZ NATUREL
Redevance totale (2)
Achat (6)
(1) y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange+condensat Gabès)
(4) Importation STIR à partir de 2015
(5) la baisse de l'importation du fioul HTS du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique en 2016
(6) : cession de gestion du contrat d'achat gaz de l'etap au steg à partir de juillet 2015
(7) : redevance exportée estimée
(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
(3) y compris Jet importé par Total (données sur la valorisation indisponibles; valorisé au prix d'importation de la STIR)
EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES
Quantité (kt)
A fin juillet
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
Evolution
mensuel
LLeess éécchhaannggee
Faits marquants du mois de février 2016
Le déficit de la balance commercial continu continu son amélioration en affichant un recul
important durant les 7 premiers mois de 2016 par rapport à ceux de 2015.
2016 Var (%) 2015 2016 Var (%) 2015
1692 1679 -1% 1308
1010 -3% 1149 1035 -10% 889
638 -1% 738 655 -11% 543
373 -8% 411 380 -8% 346
41 -7% 49 45 -7% 28
27 -7% 32 29 -7% 18
-7% 17 16 -7% 10
402 -13% 465 404 -13% 373
233 -7% 246 228 -7% 178
169 -19% 218 176 -19% 195
30 195 555% 19
4422 4343 -2% 3574
504 -19% 637 515 -19% 560
2053 -16% 2380 2011 -15% 2050
219 -5% 255 242 -5% 231
662 -5% 715 680 -5% 737
178 15% 159 183 15% 168
135 -9% 153 139 -9% 170
303 -7% 339 317 -7% 400
122 -71% 411 120 -71% 255
433 -5% 348 330 -5% 89
1405 1817 29% 964
189 459 142% 0
1216 1358 12% 963,7
(1) y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange+condensat Gabès)
(5) la baisse de l'importation du fioul HTS du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique en 2016
(6) : cession de gestion du contrat d'achat gaz de l'etap au 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
(3) y compris Jet importé par Total (données sur la valorisation indisponibles; valorisé au prix d'importation de la STIR)
EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES
Quantité (kt) Quantité (ktep-PCI)
A fin juillet A fin juillet
78128 164
305
-29
193
66145
353
539
715
589
896970
fin jan fin fév fin mars fin avril fin mai fin juin fin juillet
Evolution de la variation du déficit commericial
mensuel cumulé de 2016 par rapport à 2015
en quantité et en valeur
Déficit volumique (Ktep-pci) Déficit comemrcial (MDT)
eess ccoommmmeerrcciiaauuxx
2016
Page 23
Le déficit de la balance commercial continu continu son amélioration en affichant un recul
par rapport à ceux de 2015.
2015 2016 Var (%)
1308 1026 -22%
889 665 -25%
431 -21%
235 -32%
23 -18%
15 -18%
8 -19%
373 256 -31%
131 -27%
125 -36%
82 341%
3574 2322 -35%
560 351 -37%
2050 1343 -35%
177 -24%
487 -34%
145 -14%
123 -28%
287 -28%
51 -80%
73 -17%
964 628 -35%
0 _
963,7 628 -35%
(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
Valeur (MDT)
A fin juillet
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 24
Les échanges commerciaux avec l’extérieur ont enregistré une améliorationdu déficit en
volume de 66 ktep courant les 7 premiers mois de 2016 soit une amélioration du déficit
volumique de 2% par rapport à la même période de 2015. En effet, les importations ont
diminué de 2% (y compris la redevance considérée comme importation à valeur nulle)
contre une diminution des exportations de 1%.
En valeur, les importations ont accusé une baisse de 35% contre une baisse des exportations
des produits énergétiques de 22%. Ainsi, le déficit commercial a enregistré à fin juillet 2016
une amélioration en valeur de 43%, soit 970MDT, par apport à fin juillet 2015.
Par ailleurs, le cours du Brent a enregistré courant ce mois une baisse de 3,2 $ par rapport
à juin 2016 et en dessous de sa valeur enregsitrée en juillet 2015 de 11 $ , le taux de change
a accusé une dépréciation par rapport aux réalisations de 2016 ainsi qu’à la moyenne de
2015 et le prix du gaz continue sa tendance baissière :
(+++) La baisse des cours moyens du Brent de 30% entre fin juillet 2015 et fin juillet 2016.
(-) Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d’Amérique de 7%
entre fin juillet 2015 et fin juillet 2016.
1692 1679
4422 4343
-2730 -2664
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Balance énergétique (ktep-pci)
Export Import Balance
637 515
2380
2011
1405 1817
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Importation des produits énergétiques (ktep-pci)
Gaz naturel
Produit pétrloliers
Pétrole brut
11491035
49
45
465
404
30 195
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Exportation des produits énergétiques (ktep-pci)
Redevance exportée
Produits pétroliers
GPL primaire
Pétrole brut
13081026
3574
2322
-2266-1296
-2500
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Balance commerciale énergétique (MDT)
Export Import Balance
889
665
28
23
373
256
19
82
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Exportation des produits énergétiques (MDT)
Redevance exportée
Produits pétroliers
GPL primaire
Pétrole brut560 351
2050
1343
964
628
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
fin juillet 2015 fin juillet 2016
Importation des produits énergétiques (MDT)
Gaz naturel
Produit pétrloliers
Pétrole brut
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
(+++) La baisse du prix moyen du gaz algérien de
2015 et 2016. Rappelons ici que Le prix du gaz algérien ne su
des cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep)
entre fin juillet 2015 et fin juillet
de gaz algérien est indexé sur un panier de brut
tient compte de la réalisation des 6 derniers
prix d’import du gaz algérien a été clai
contrairement au premier semerstre de
de brut relatif au deuxième sementre de
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
2,2
jan
v-1
4fé
vr-
14
ma
rs-1
4a
vr-
14
ma
i-1
4ju
in-1
4ju
il-1
4a
ou
t-1
4se
pt-
14
DT
/U
SD
D
Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du
Taux de change DT/US$
55.92
492 444
427
413
346
333323 300
290281274
27326758.13
47,9
61,756,5
46,647,6
48,644,3
38
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
jan
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4
fév
r-1
4
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rs-1
4
av
r-1
4
ma
i-1
4
juin
-14
juil
-14
ao
ut-
14
se
pt-
14
oct
-14
no
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dé
c-1
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5
fév
r-1
5
ma
rs-1
5
av
r-1
5
ma
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5
juin
-15
juil
-15
ao
ût-
15
se
pt-
15
oct
-15
no
v-1
5
USD
/T
EP
-pcs
Evolution du prix d'import Gaz Algérien et du cours du Brent
Prix import Gaz Algérien BRENT DTD USD/BBL
Faits marquants du mois de février 2016
baisse du prix moyen du gaz algérien de 35% en $ et de 41% en DT entre fin juillet
2016. Rappelons ici que Le prix du gaz algérien ne suit pas directement la tendance
des cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep)
entre fin juillet 2015 et fin juillet 2016 contre une baisse du Brent ($ /bbl)
de gaz algérien est indexé sur un panier de brut : pétrole brut , Gasoil 0.2 , FBTS et FHTS
tient compte de la réalisation des 6 derniers mois. Donc l’impact de la baisse du Brent sur le
prix d’import du gaz algérien a été clairement visible durant le premier semestre de
premier semerstre de 2015 ou le prix du gaz a continué de subir
sementre de 2014.
1.97
2.21
56.54
45.se
pt-
14
oct
-14
no
v-1
4d
éc-
14
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5fé
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15
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5ju
in-1
5ju
il-1
5a
oû
t-1
5se
pt-
15
oct
-15
no
v-1
5d
éc-
15
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v-1
6fé
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16
ma
rs-1
6a
vr-
16
ma
i-1
6ju
in-1
6ju
il-1
6U
SD
/B
BL
Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du Brent
Taux de change DT/US$ BTENT
273267236 227
216185
179 178181
3
38,2
30,732,5
38,541,5
46,948,3
45,1
28
38
48
58
68
78
88
98
108
118
no
v-1
5
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6
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r-1
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i-1
6
juin
-16
juil
-16
USD
/B
BL
Evolution du prix d'import Gaz Algérien
BRENT DTD USD/BBL
511
444427413
346
333 323300
915
856826
804672
644626
589567
160
260
360
460
560
660
760
860
jan
v-1
4
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4
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rs-
14
av
r-1
4
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4
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-14
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-14
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sep
t-1
4
oct
-14
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4
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5
fév
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15
av
r-1
5
ma
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5
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-15
juil
-15
ao
ût-
15
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
2016
Page 25
35% en $ et de 41% en DT entre fin juillet
it pas directement la tendance
des cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep) a baissé de 41%
2016 contre une baisse du Brent ($ /bbl) de 30%: le prix
: pétrole brut , Gasoil 0.2 , FBTS et FHTS et
mois. Donc l’impact de la baisse du Brent sur le
rement visible durant le premier semestre de 2016
a continué de subir les prix
21
.10
25
35
45
55
65
75
85
95
105
115
juil
-16
US
D/
BB
L
300290 281 274273
267236227216185
179178181
567550539554542
483458
438
372367385401
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
ao
ût-
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t-1
5
oct
-15
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6
ma
i-1
6
juin
-16
juil
-16
DT/
TE
P-p
cs
Evolution du prix mensuel d'import de Gaz algérien en USD et TND
PRIX IMPORT GAZ ALGERIEN EN DT/TEP
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 26
(++) Les importations des produits pétroliers ont diminué de 29% en quantité et ont chuté
de 35% en valeur. La baisse des quantités importés des produits pétroliers revient à la chute
des importations de fioul du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique à fin
juin 2016 et à la baisse de la demande en carburants routiers et ceci malgré l’arret de la
raffinerie STIR pour entretien du 12/3/2016 au 21/4/2016, soit 42 jours d’arrêt à fin juillet
2016 contre 26 jours à fin juillet 2015.
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
1- Brent
2- Taux de change
3- Prix moyen d’import/ export de pétrole brut
2014 2015 2016Variat.
16/15
Jan 108 48 31
Fév 109 58 32
Mars 108 56 38
Avril 108 60 41
Mai 110 64 47
Juin 112 62 48
Juillet 107 57 45
Aout 102 47
Septembre 97 48
Octobre 87 49
Novembre 79 44
Décembre 63 38
fin juillet 109 58 40
Prix de baril de Brent ($)
2014 2015 2016Variat.
16/15
Jan 1,64 1,91 2,04 6,98
Fév 1,59 1,93 2,05 5,95
Mars 1,58 1,96 2,03 3,49
Avril 1,59 1,95 2,01 2,86
Mai 1,62 1,93 2,05 6,05
Juin 1,66 1,94 2,16 11,43
Juillet 1,71 1,97 2,22 11,43
Aout 1,73 1,95
Septembre 1,77 1,96
Octobre 1,80 1,97
Novembre 1,83 2,03
Décembre 1,86 2,03
fin juillet 1,61 1,94 2,08
Taux de change (d/$)
Pétrole Brut (1)
Prix de l'importation STIR
Prix d'exportation ETAP(2)
(1) Prix moyen pondéré
(2) Y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange)
LLeess pprriixx
Faits marquants du mois de février 2016
Prix moyen d’import/ export de pétrole brut
Variat.
16/15
-36
-44
-31
-31
-27
-22
-20
-30
108109108108110
112
107102
97
87
79
63
4858 56
60 6462
57
47
25
35
45
55
65
75
85
95
105
115
125
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5
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mai
-15
juin
-15
juil
-15
aoû
t-1
5
sep
t-1
5
Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)
Variat.
16/15
6,98
5,95
3,49
2,86
6,05
11,43
11,43
7,31
1,64
1,591,581,59
1,62
1,66
1,71
1,73
1,77
1,80
1,83
1,861,91
1,93
1,96
1,95
1,93
1,941,97
1,95
1,961
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,1
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5
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5
Evolution mensuelle du taux de change DT/USD
DT /BBls $/BBls
93 45
87,7 41
(Condensat miskar et Hasdrubal mélange)
Fin juillet 2016
2016
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484944
3831
3238
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6
mar
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16
mai
-16
juin
-16
juil
-16
Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)
961,97
2,03
2,03
2,04
2,05
2,03
2,01
2,05
oct-
15
nov
-15
déc
-15
jan
v-1
6
févr
-16
mar
s-1
6
avr-
16
mai
-16
juin
-16
juil-
16
Evolution mensuelle du taux de change DT/USD
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 28
4- Produits pétroliers
5- Gaz naturel
6- Electricité
PRODUITS PETROLIERS
Unités Prix import (1) Pcession (2)Prix de vente
(3)
Essence SSP Millimes/litre 713 822 1650
Gasoil ordianiare Millimes/litre 621 774 1140
Gasoil 50PPM Millimes/litre 684 843 1420
Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ T 420 401 510
GPL Millimes/ kg 807 233 569
GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 10,488 3,032 7,4
(1) Prix moyen pondéré
(2) Prix à la sortie de raffinerie Bizerte par voie terreste en vigueur de 16/07/2016
(3) Prix de vente en vigeur aux publics du 16/07/2016
Fin juillet 2016
GAZ NATUREL (DT/TEP PCS)
2015 Fin juillet 2016
Prix d'importation Gaz Algérien 640,3 416,2
Prix de vente Moyen année 2014 année 2015
HP 491,1 509,3
MP 368,0 385,5
BP 343,8 363,8
Prix de vente Global (hors taxe) 421,2 439,5
ELECTRICTE (millim/kWh) année 2014 année 2015
Prix de vente Moyen
HT 195,7 213,0
MT 173,8 178,4
BT 180,6 186,1
Prix de vente Global (hors taxe) 179,1 185,4
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie
1/ Champs hydrocarbures :
• Champ Miskar : arrêt de
• Champ Ashtart : arrêt de juillet ou aout 2016.
• Champ Cercina : 3 jours6 pouce.
• Champ Hasdrubal : arrêt de
• Champs Franing Baguel et Tarfa2016.
• Champs Chergui : arrêt de 2/ Planning d’entretien prévisionnel des principaux moyens de production électrique Tous les moyens de production sont2016
a- Centrale thermique de RADES Etape A
• Turine à vapeur TV
b- Centrale thermique de RADES Etape B
• Turbine à vapeur partir du 15 avril 2016.
• Turbine à vapeur révision générale et révision chaudière.
c- Cycle Combiné de Sousse ETAPE B
• Turbine à Gaz TG1 (118 MW)disjoncteur à partir de 1pour inspection de la partie
d- Cycle Combiné de Sousse Etape C
• arrêt de 05 joursseptembre 2016.
LLee ppllaannnniinngg
Faits marquants du mois de février 2016
arrêt de 24 jours pour entretien technique entre mai et juin 2016.
arrêt de 10 jours pour reconnexion de la barge à partir du mois de
3 jours d’arrêt en juillet 2016 pour hydrotest de la conduite marine
arrêt de 6 jours en octobre 2016 pour entretien technique.
Franing Baguel et Tarfa : arrêt annuel de 3 jours durant le mois d’octobre
arrêt de 03 jours en novembre 2016 pour maintenance.
anning d’entretien prévisionnel des principaux moyens de production électrique
Tous les moyens de production sont prévus d’être disponibles entre juillet et aout
Centrale thermique de RADES Etape A :
TV2 (140 MW) : arrêt entre le 20/03/2016 et 15/04/2016.
Centrale thermique de RADES Etape B :
TV3 (150 MW) : arrêt de 30 jours pour révision annuelle à avril 2016.
TV4 (150 MW) : arrêt les 02 derniers moisgénérale et révision chaudière.
Cycle Combiné de Sousse ETAPE B (SOUSSE CC B : 2 TG et TVc)
Turbine à Gaz TG1 (118 MW) : arrêt de 30 jours pour révision alternateur et disjoncteur à partir de 15 avril 2016 et arrêt durant le mois d’octobrepour inspection de la partie chaude.
Cycle Combiné de Sousse Etape C (SOUSSE CC C = 425 MW) :
05 jours pour inspection courant la première quinzaine du mois
gg dd’’eennttrreettiieenn
2016
Page 29
pour entretien technique entre mai et juin 2016.
pour reconnexion de la barge à partir du mois de
en juillet 2016 pour hydrotest de la conduite marine
en octobre 2016 pour entretien technique.
durant le mois d’octobre
en novembre 2016 pour maintenance.
anning d’entretien prévisionnel des principaux moyens de production électrique
prévus d’être disponibles entre juillet et aout
le 20/03/2016 et 15/04/2016.
pour révision annuelle à
02 derniers mois de 2016 pour
: 2 TG et TVc) :
pour révision alternateur et durant le mois d’octobre 2016
quinzaine du mois de
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 30
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
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