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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
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MM
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PPrroodduuccttiiodd’’hhyyddrroocc
CCoonnssoommmmaa
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Faits marquants du mois de février 2016
t des Mines
Conjoncture énergétique
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ttéé
2016
Page 2
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 3
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%.
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Exploration et développement
Faits marquants du mois de février 2016
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
demande officielle pour l’octroi d’une concession d’exploitation suite à la confirmation de
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
Exploration et développement
2016
Page 4
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
demande officielle pour l’octroi d’une concession d’exploitation suite à la confirmation de
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 5
• 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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 6
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.
Faits marquants du mois de février 2016
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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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 8
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 9
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.
Faits marquants du mois de février 2016
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3
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jan
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juil.-1
7
oc
t.-17
Production mensuelle de pétrole brut ( kt)
0
50
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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
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Faits marquants du mois de février 2016
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
(1)Gaz commercial du sud : quantité de gaz traité d'El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss., Cherouk, Durra et anaguid Est
(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
Page 11
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%
(1)Gaz commercial du sud : quantité de gaz traité d'El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss., Cherouk, Durra et anaguid Est
Faits marquants du mois de février 2016
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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)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 13
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
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Faits marquants du mois de février 2016
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
Page 14
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)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 15
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
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5
av
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5
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-15
oc
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5
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6
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6
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-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
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4
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-14
oc
t-1
4
jan
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5
av
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5
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-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
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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
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4
juil
-14
oc
t-1
4
jan
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5
av
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5
juil
-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
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6
juil
-16
oc
t-1
6
jan
v-1
7
av
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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
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5
av
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5
juil
-15
oc
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5
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6
av
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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
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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)
Faits marquants du mois de février 2016
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
Consommation mensuelle de jet aviation (kt)
2015 2016 2017
2016
Page 16
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
Consommation mensuelle de jet aviation (kt)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 17
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
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Production d'électricité
Hors prod élec
Haute pression
Moy&Basse pression
Faits marquants du mois de février 2016
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
Page 18
Répartition de la demande de gaz naturel à fin octobre 2017
Production d'électricité
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%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 19
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
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
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
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
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
BBiillaann éénneerrggééttiiqquuee
2016
Page 20
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
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 21
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
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
48,3%
51,2%
0,4%
Répartition de la demande d'énergie primaire
à fin octobre 2017
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Faits marquants du mois de février 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
Page 22
395 423
948
794 787
658
-398 -365
ao
ût-1
7
sep
t.-17
oct.-1
7
Déficit
-255
-300
365
nov dec
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Faits marquants du mois de février 2016
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
Page 23
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%
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Faits marquants du mois de février 2016
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
Page 24
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
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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)
Faits marquants du mois de février 2016
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
Produits pétroliers
Pétrole brut 564
2064
912
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
A fin octobre 2016 A fin octobre 2017
Importation des produits énergétiques (MDT)
2016
Page 25
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 26
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
A fin octobre 2016 A fin octobre 2017
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)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 27
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 28
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 %)
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
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
Faits marquants du mois de février 2016
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 $/bbl
132 55
121 50
(Condensat miskar et Hasdrubal mélange)
A fin octobre 2017
0
20
40
60
80
100
120
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4
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4
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4
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5
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5
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6
Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,1
2,2
2,3
2,4
2,5
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4
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4
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-14
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-15
Evolution mensuelle du taux de change DT/USD
2016
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6
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7
Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)
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Evolution mensuelle du taux de change DT/USD
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 30
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
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.-1
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ût-
16
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t.-1
6
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.-1
6
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c.-1
6
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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
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.-1
7
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ût-
17
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t.-1
7
oct.
-17
Prix mensuel moyen pondéré du gasoil sans soufre*(millimes /litre)
Prix import Prix cession
* Importation du gasoil SS au lieu du gasoil 50 depuis début 2017
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
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.-1
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6
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.-1
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6
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.-1
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-17
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7
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.-1
7
Prix mensuel moyen pondéré du gasoil ordinaire(millimes /litre)
Prix import Prix cession
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
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17
sep
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oct
.-1
7
Prix mensuel moyen pondéré du GPL(DT/bouteille de 13 kg)
Prix import Prix cession
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 31
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 32
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