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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, août 2017
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
Conjoncture énergétique
SO
MM
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PPrroodduuccttiiodd’’hhyyddrroocc
CCoonnssoommmmaa
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PPrriixx ddee ll’’
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Faits marquants du mois de février 2016
et des Mines
Conjoncture énergétique
iioonn eett ddéévveellooppppeemmeenntt
oonn ccaarrbbuurreess
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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 huit premiers mois de 2017
Les cours internationaux
• Prix moyen mensuel du Brent : 51.6$/bbl en août 2017, 48,6$/bbl en juillet 2017 et 46 $/bbl en août 2016.
• Hausse de 20% entre fin août 2016 et fin août 2017 (41 $/bbl à 52 $/bbl).
Exploration et développement
• Nombre total de permis : 23 à fin août 2017 contre 27 à fin août 2016.
• Forage de deux nouveau puits d’exploration et notification d’une découverte « Mehdia-3 » (foré en 2016).
Production de pétrole brut
• Une moyenne de 37 mille barils/j à fin août 2017 contre 47 mille barils/j à fin août 2016.
• Baisse de la production de 21% à fin août 2017 par rapport à fin août 2016.
Gaz naturel
• 5,6 millions de m3/j à fin août 2017 contre 6 millions de m
3/j à fin août 2016.
• Légère baisse du forfait fiscal sur le transit du gaz d'origine algérienne de 1% entre fin août 2016 et fin
août 2017 dont 76% est perçue en nature (cédé à la STEG).
Bilan d’énergie primaire
• Baisse des ressources disponibles à fin août 2017 par rapport à fin août 2016 (-12%).
• Hausse de la demande d’énergie primaire de 5% à fin août 2017 par rapport à fin août 2016.
• Hausse du déficit du bilan d’énergie primaire : 3,3 Mtep-pci à fin août 2017 contre 2,6 Mtep à fin août
2016.
• Dégradation du taux d’indépendance énergétique : 49% à fin août 2017 contre 58% à fin août 2016.
Demande de produits pétroliers
• Hausse de la demande de produits pétroliers de 6%, notamment de l’essence (+10%), de gasoil (+8%) et
du Jet (+13%).
Demande de gaz naturel
• Hausse de la demande totale de gaz naturel entre fin août 2016 et fin août 2017 (4%): hausse de la
demande hors secteur électrique de 8%.
• 73% de la demande totale est destinée à la production d’électricité.
Electricité
• Hausse de la production d’électricité (5%) à fin août 2017 par rapport à fin août 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 53% et des exportations de 23% : le déficit de la balance
commercial énergétique a atteint 2664 MD, soit une aggravation de 77%.
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
recherche et un permis de prospection
concessions d'exploitation dont
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 «
Le projet de loi, ayant été élaboré
publication.
• 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. Le projet de loi, ayant été élaboré
cours de publication.
• 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 «
• La renonciation au permis de recherche «
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
et des Mines
Le nombre total de permis en cours de validité à fin août 2017, est de 23 dont
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
ayant été élaboré et approuvé (17 juillet 2017), est en cours de
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 prospecti
recherche et d’exploitation d’hydrocarbures sur le permis de prospection
Le projet de loi, ayant été élaboré et approuvé (17 juillet 2017)
enonciation au permis de recherche « Anaguid » en avril 2017
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
° 43 du 30 mai 2017).
du permis de recherche « Chorbene » le 12 mai 2017.
enonciation au permis de recherche « Borj El Khadhra Sud » en juillet
2016 2017 2016
0 0 0 0
5 0 0 4
26 27 23 27
3 0 1 1
0 0 0 0
1 0 0 0
Réalisé
2016
août
Exploration et développement
2016
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dont 22 permis de
65 213 km2, et 56
à travers l’ETAP dans 29
ses annexes portant autorisation de recherche et
Nefzaoua », le 9 juin 2016.
et 2017), est en cours de
: l’arrêté a été publié en
ses annexes portant autorisation de prospection, de
prospection « Douiret », le
et approuvé (17 juillet 2017), est 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.
juillet 2017.
2016 2017
0 0
4 3
27 23
1 2
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0 1
A fin août
Faits marquants du mois de février 2016
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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 à fin août 2017, 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 août 2017, de 43 km2 de sismique 3D sur le permis «Chaal »,
(sismique en stand by).
Forage à fin août 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 Profodeur actuelle 1031 m.
Forage en cours
Réalisation d’une découverte en janvier 2017 :
• « Mahdia-3» sur le permis « kaboudia» dans le gouvernorat de Mehdia en date du
27/01/2017, détenue par l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières en tant que
titulaire du permis et Numhyd en tant qu’entrepreneur. Les tests de production
réalisés sur ce puits ont révélé un débit de 423 bbl/j d’huile.
Développement
• Pas de nouveau forage de développement à fin août 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 1170 kt à fin août 2017 accusant ainsi
une baisse de 21% par rapport à fin août 2016.
Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants :
Ashtart (-31%), Adam (-41%), Franig B.T. (-32%), Cherouq (-33%) et Baraka (-51%).
2016 2017 Var (%)
Ashtart 293 206 143 -31%
Hasdrubal 272 179 172 -4%
El borma 262 174 153 -12%
Adam 194 135 80 -41%
El Hajeb/Guebiba 117 79 73 -7%
Cherouq 120 85 57 -33%
Cercina 62 43 64 48%
Ouedzar 98 64 41 -35%
Franig/Bag/Tarfa 111 77 29 -62%
M.L.D 63 32 38 19%
Miskar 89 59 57 -4%
Barka 66 52 26 -51%
Maamoura 37 26 43 65%
Bir Ben Tartar 52 36 24 -35%
Autres 333 229 169 -26%
TOTAL pétrole (kt) 2 168 1 477 1 170 -20,8%
TOTAL pétrole (ktep) 2 221 1 513 1 198 -20,8%
TOTAL pétrole et Condensat (kt) 2 197 1 494 1 182 -20,8%
TOTAL pétrole brut et Condensat (ktep) 2 251 1 530 1 211 -20,9%
GPL Primaire
TOTAL GPL primaire (kt) 233 148 129 -13%
TOTAL GPL primaire (ktep) 255 162 142 -13%
Pétrole + Condensat + GPL primaire
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) 2 429 1 642 1 312 -20,1%
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) 2 505 1 692 1 352 -20,1%
A fin août
PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS
Unité : kt et ktep
ChampRéalisé
2016
PPrroodduuccttiioonn ddeess hhyyddrrooccaarrbbuurreess
Faits marquants du mois de février 2016
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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. Le gouvernorat de Tataouine compte 15 concessions d’exploitation
dont 11 étaient en production avant les derniers événements. Le gouvernorat de kébili
compte 4 concessions d’exploitation dont 3 étaient en production.
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.
Le graphique suivant montre l’impact de ces évènements sur la production.
46,8
44,5
42,243,6
39,7
30,6
26,5
23,4
15,0
25,0
35,0
45,0
55,0
Janvier Fevrier Mars Avril Mai Juin Juillet Aout
Evolution de la moyenne journalière de la production nationale d'Huile
en 2017 (en mille barils)
Faits marquants du mois de février 2016
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Il est à signaler que le projet « Nawara » a été touché par les derniers événements, les
travaux sont en arrêt depuis le 23 avril 2017 ce qui va repousser la date de mise en service.
Rappelons ici qu’en 2016, le gouvernorat de Tataouine a assuré 41% de la production de
pétrole et le gouvernorat Kébili, 7%.
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 (+48%) reprise de la production à fin 2016 dans plusieurs puits suite à la
réalisation d’un programme de W.O.
� MLD (+19%) 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 (65%) 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.
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 le 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
23,4mille barils courant le mois d’août 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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100
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juil.-1
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3
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juil.-1
3
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4
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6
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jan
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7
av
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juil.-1
7Production mensuelle de pétrole brut ( kt)
0
50
100
150
200
Jan
Fe
v
Ma
rs
Av
ril
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
août 2017, enregistrant ainsi une
diminution de la production de 6
� 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 16%, la fermeture de la vanne
PK666 a engendré l’arrêt de la production au niveau de Adam, Oued
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
(2)Ycompris gaz Sabria
(3) Début de commercialisation du gaz d'Anaguid Est depuis le
Faits marquants du mois de février 2016
et des Mines
2 Ressources en gaz naturel
en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint
ainsi une baisse de 4% par rapport à l’année précédente
6%. Il convient de noter :
Tarfa et Sabria : baisse de la production de 5
production depuis le 7/05/2017, pour le champ Tarfa et depuis le 16/05/2017 pour
El 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 16%, la fermeture de la vanne
PK666 a engendré l’arrêt de la production au niveau de Adam, Oued
2010 2016 2017
(1) (2) (3)
2 799 2 679 1 816 1 736
1 969 1 903 1 280 1 205
639 920 425 406
334 222 221 167
75 158 22 66
695 371 458 454
62 14 40 60
164 218 114 51
830 776 536 531
2 249 619 1 623 1 713
3 110 2 977 2 018 1 929
2 188 2 114 1 422 1 339
710 1 022 472 451
371 246 245 186
83 176 25 74
773 412 509 505
69 15 44 67
183 243 127 56
922 863 596 591
2 499 688 1 803 1 903
El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss., Cherouk, Durra et anaguid Est
Anaguid Est depuis le 23/01/2017 et Durra depuis le 9/01/2017
RESSOURCES EN GAZ NATUREL
Réalisé
2016
A fin août
2016
Page 10
atteint 1736 ktep, à fin
l’année précédente suite à la
: baisse de la production de 56% : arrêt de la
Tarfa et depuis le 16/05/2017 pour
, reprise progressive de la
l’ouverture de la vanne d’exportation PK666.
: baisse de la production de 16%, la fermeture de la vanne
PK666 a engendré l’arrêt de la production au niveau de Adam, Oued-Zar/Hammouda,
Var (%) TCAM%)
(3)/(2) (3)/(1)
Unité : ktep-pci
-4% -6%
-5,9% -6%
-5% -11%
-24% -4%
196% -12%
-1% 3%
52% -
-56% -19%
-1% -5%
6% 16%
-4% -6%
-6% -6%
-5% -11%
-24% -4%
196% -12%
-1% _
52% -
-56% -19%
-1% -5%
6% 16%
Durra et anaguid Est
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 11
Cherouq, durra et anaguid Est et ce depuis le 7/7/2017, reprise progressive après
l’ouvertutre de la vanne PK666.
� Champ Miskar : baisse de la production de 5%.
� Champ Hasdrubal : baisse de la production de 1%.
� Champs Maamoura et Baraka : hausse de la production de 52% 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 diminution du forfait fiscal sur le transit de gaz d'origine algérienne de 1%
entre fin août 2017 par rapport à fin août 2016. A signaler que la redevance
mensuelle à enregistré une baisse durant le 5 derniers mois par rapport à la même
période de 2016.
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 Et co-relativement, une baisse de la proportion et de la quantité de la redevance
exportée.
280(52%)
404(76%)
256 (48%)
118 (24%)
0
100
200
300
400
500
600
Fin aout 16 Fin aout 17
Kte
p-p
ci
Répartition de la redevance totale
redevance en espéce redevance en nature
39
0
20
40
60
80
100
120
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2
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r-1
2
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-12
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3
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13
oct
-13
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av
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4
juil-
14
oct
-14
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5
juil-
15
oct
-15
jan
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av
r-1
6
juil-
16
oct
-16
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil-
17
Evolution mensuelle de la redevance depuis 2012
(Ktep-pci)
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
Faits marquants du mois de février 2016
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Les importations du gaz naturel :
Les achats gaz algérien ont augmenté de 6%, entre fin aout 2016 et fin aout 2017, pour se
situer à 1713 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 aout 2016
et fin aout 2017 pour se situer à 3321 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 41% à 36%.
2. Hausse de la part de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG de
9% à 12%.
3. Légère hausse de la participation des achats du gaz algérien de 51% à 52%.
41% 36%
9% 12%
51%52%
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Fin aout 16 Fin aout 17
Kte
p p
ci
Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel
Achats gaz algérien
Red cédée à Steg
Production Nationale
3186 3321
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
III-1 Produits pétroliers
La demande nationale de produits pétroliers,
2017, une hausse de 6% pour se situer à
principalement à l’accroissement
(10%).
Cependant, la structure de la consommation de
changement significatif entre fin août 2016 et fin août 2017
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
GPL
14%
Gasoil
45%
Fuel
7%
Jet
5%Petcoke
15%
Fin août 2016
CCoonnssoom
Faits marquants du mois de février 2016
et des Mines
Produits pétroliers
produits pétroliers, a enregistré entre fin août
% pour se situer à 3053 ktep. Cette augmentation est
principalement à 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 août 2016 et fin août 2017.
2010 2016 2017 Var (%)
(1) (2) (3) (3)/(2)
584 349 389 405
591 330 397 436
51 45 34 33
2 016 1 260 1 315 1 422
1 696 1 188 1 105 1 183
319 72 210 239
280 257 194 181
30 5 21 20
250 252 173 161
2 2 0 4
226 160 154 174
575 217 411 400
4 324 2 620 2 894 3 053
4 292 2 613 2 872 3 030
CONSOMMATION DE PRODUITS PETROLIERS (provisoire)
Réalisation
en 2016
A fin août
GPL
14%
Gasoil
46%
Fuel
6%
Jet
5%Petcoke
14%
Fin août 2017
Essences
13%
Pétrole
lampant
1%
ommmmaattiioonn dd’’hhyyddrrooccaarrbbuurreess 2016
Page 13
t 2016 et fin août
augmentation est due
e l’essence sans plomb
n’a pas connu de
Unité : ktep
Var (%) TCAM(%)
(3)/(2) (3)/(1)
4% 2%
10% 4%
-3% -4%
8% 2%
7% 0%
14% 19%
-7% -5%
-7% _
-7% -6%
- 11%
13% 1%
-3% 9%
6% 2%
5% 2%
(provisoire)
Essences
14%
Pétrole lampant
1%
2017
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 14
La consommation de carburants routiers à fin août 2017 a augmenté de 8% par rapport à fin
août 2016. Elle représente 60% de la consommation totale des produits pétroliers.
La consommation de gasoil ordinaire a augmenté de 7%, celle d’essence sans plomb de 10%
et de gasoil sans soufre de 14%. 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 la saison estivale . 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 17% de la demande totale d’énergie primaire à fin août
2017.
565558
69
35
40
45
50
55
60
65
70
75
jan
v-1
4
av
r-1
4
juil
-14
oc
t-1
4
jan
v-1
5
av
r-1
5
juil
-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
av
r-1
6
juil
-16
oc
t-1
6
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil
-17
kt
Consommation mensuelle de l'Essence sans plomb
143145
140
157
100
110
120
130
140
150
160
jan
v-1
4
av
r-1
4
juil
-14
oc
t-1
4
jan
v-1
5
av
r-1
5
juil
-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
av
r-1
6
juil
-16
oc
t-1
6
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil
-17
kt
Consommation mensuelle de gasoil ordinaire
228
234
225
265
160
180
200
220
240
260
jan
v-1
4
av
r-1
4
juil
-14
oc
t-1
4
jan
v-1
5
av
r-1
5
juil
-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
av
r-1
6
juil
-16
oc
t-1
6
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil
-17
Kt
Consommation mensuelle des carburants routiers
30
33
27
38
15
20
25
30
35
jan
v-1
4
av
r-1
4
juil
-14
oc
t-1
4
jan
v-1
5
av
r-1
5
juil
-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
av
r-1
6
juil
-16
oc
t-1
6
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil
-17
kt Consommation mensuelle de gasoil S.S
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
Le graphique suivant illustre l’évolution de
routiers entre 2016 et 2017.
Par ailleurs, la consommation d
2017, suite à la vague de froid
contrairement à janvier 2016 où
La consommation de coke de pétrole a
(chiffres provisoires), des travaux d’entretiens sont en cours dans quelques cimenteries
Par ailleurs, la consommation de
dans l’ensemble, synonyme d’une reprise progré
attentats de 2015.
43 42 46 47 47
154146
156 160167
4542
4846
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)
2015
2016
2017
Faits marquants du mois de février 2016
et des Mines
Le graphique suivant illustre l’évolution de la consommation menusuelle de carburants
consommation de GPL a augmenté de 4%, entre fin août
vague de froid de janvier 2017 accompagnée de
contrairement à janvier 2016 où les températures ont été relativement dou
coke de pétrole a diminué de 3% entre fin août 201
, des travaux d’entretiens sont en cours dans quelques cimenteries
e jet aviation continue à enregistrer une évolution positive
d’une reprise progréssive du secteur touristique après le
47
4454 56
48
4845
46
167157
159
179
155
179 174
177
49
5167 69
183
156
177
196
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
Consommation mensuelle de jet aviation (kt)
2016
Page 15
consommation menusuelle de carburants
t 2016 et fin août
chutes de neige
es températures ont été relativement douces.
2016 et fin août 2017
, des travaux d’entretiens sont en cours dans quelques cimenteries.
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 16
Production de produits pétroliers
2016 2017 Var (%)
(1) (2) (2)/(1)
en ktep
GPL 15 18 22%Couvre 4% de la demande en GPL (production STIR
uniquement)
Essence Sans Pb 0 67 -Reprise pregressive en septembre 2016 après un arret de
l'unité de plateforming depuis 2010
Petrole Lampant 34 56 65% Couverture totale de la demande en pétrole lampant
Gasoil ordinaire 324 256 -21% Couvre 22 % de la demande en gasoil ordinaire
Fuel oil BTS 275 259 -6% Produit destiné à l'exportation
Virgin Naphta 190 82 -57% Produit destiné à l'exportation
White Spirit 8,7 8,5 -2% Couverture totale de la demande en White Spirit
Total production STIR 847 747 -12% diminution du nombre de baril traité et du débit
Taux couverture STIR (3) 29% 20% -32% (3) en tenant compte de la totalité de la production
Taux couverture STIR (4) 13% 11% -18%(4) en tenant compte uniquement de la production destinée au
marché local
Jours de marche du Topping 197 195 -1% Arrets durant 2016 et 2017 pour maintenance
Les indicateurs de raffinage
A fin aoûtRemarques
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
III-2 Gaz Naturel
La demande totale de gaz naturel
situant à 3316 ktep, suite à la hausse
que pour la cpnsammation finale
Le secteur de la production électrique reste
de loin, le plus grand consommateur d
naturel (73% de la demande totale
2017), la production électrique est
basée sur le gaz naturel à plus de
Pour les usages finaux (hors production
électrique), la demande de gaz
connu une hausse de 8% pour se situer à
ktep suite à la hausse importante
demande aussi bien des clients
basse pression que des clients haute pression.
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
et des Mines
73%
6%
21%
Répartition de la demande de gaz naturel à fin août 2017
gaz naturel a augmenté (4,3%) entre fin août 2016 et
hausse de la demande aussi bien pour la production électrique
que pour la cpnsammation finale.
Le secteur de la production électrique reste,
le plus grand consommateur de gaz
% de la demande totale à fin août
la production électrique est en effet
plus de 97%.
Pour les usages finaux (hors production
gaz naturel a
pour se situer à 878
importante (8%) de la
des clients moyenne et
ression que des clients haute pression.
2010 2016 2017(1) (2) (3)
4 685 2 944 3 178 3 316
3 457 2 158 2 362 2 438
1 228 786 816 878
262 257 177 191
966 529 639 688
5 205 3 271 3 532 3 685
3 841 2 398 2 625 2 709
1 365 873 907 976
291 285 197 212
1 073 588 710 764
DEMANDE DE GAZ NATUREL
Réalisé
2016
A fin août
2016
Page 17
Répartition de la demande de gaz naturel à fin août 2017
Production d'électricité
Haute pression
Moy&Basse pression
et fin août 2017 se
bien pour la production électrique
Var (%) TCAM%) (3)/(2) (3)/(1)
Unité : ktep-pci
4,3% 2%
3% 2%
8% 2%
8% -4%
8% 4%
Unité : ktep-pcs
4,3% 2%
3% 2%
8% 2%
8% -4%
8% 4%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 18
224 229 226
210 212 217214
218 214
225
208
220
209201 198 206 210
216215
219
100
120
140
160
180
200
220
240
260
jan
fév
ma
rs
avri
l
mai
juin
juil
let
ao
ut
sep
t
oct
no
v
de
c
Te
p/G
wh
Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle
entre 2016 et 2017
2016 2017
La consommation spécifique globale des moyens de production électrique (STEG+IPP) a
enregsitré une amélioration de 3,8% entre fin août 2016 et fin août 2017 pour passer de 218
tep/GWh à 210 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 5% alors que la
demande en gaz naturel du secteur électrique n’a augmenté que de 3% 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 l’augmentation de la part des cycles combinés dans la production : 71%
courant les huit 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 :
11%
71%
16%2%
Fin août 2017
21%
64%
12%3%
Fin août 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
ainsi une baisse de 12% par rapport à
surtout, de la baisse de la production de pétrole brut
condensat) a baissé de 21%, celle du gaz naturel
enregistré aussi une lègère baisse
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
et des Mines
Les ressources d'énergie primaire se sont situées à 3116 ktep à fin août 2017
% par rapport à la même période de l’année précedante
production de pétrole brut. La production de pétrole
%, celle du gaz naturel de 6%. La redevance
enregistré aussi une lègère baisse de 1% pour la première fois depuis le debut de l’année
2010 2016 2017
(1) (2) (3)
5 349 5 445 3 552 3 116
2 251 2 620 1 533 1 211
255 135 170 143
2 799 2 679 1 816 1 736
1 969 1 903 1 280 1 205
830 776 536 531
45 12 33 26
9 054 5 575 6 105 6 396
4 324 2 620 2 894 3 053
4 685 2 944 3 178 3 316
45 12 33 26
-3 704 -131 -2 553 -3 280
-4 534 -907 -3 089 -3 811
(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 août
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 19
2017, enregistrant
précedante à cause,
ion de pétrole (y compris
a redevance du gaz algérien a
fois depuis le debut de l’année.
Unité : ktep-pci
Var (%) TCAM (%)
(3)/(2) (3)/(1)
-12,3% -8%
-21% -10%
-16% 1%
-4% -6%
-6% -6%
-1% -5%
-21% 13%
5% 2%
6% 2%
4,3% 2%
-21% 13%
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 20
39%
39%
17%
4%
1%
Répartition des ressources d'énergie primaire à fin août 2017
Pétrole + condensat
Gaz national
Redevance gaz algérien
GPL champs + usine gabes
Elec primaire
Les ressources d’énergie primaire
restent dominées par la production
de pétrole et du gaz national qui
participent respectivement tout les
eux 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 5% entre fin août 2016 et fin août 2017
pour se situer à 6396 ktep suite à la hausse de demande des produits pétroliers de 6% 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 52% à fin août 2017 et à fin août 2016.
Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin août
2017, un déficit de 3280 ktep contre 2553 ktep enregistré à fin août 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 août 2016 et fin août 2017 pour
passer de 58% à 49%.
D’autre part, sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique a
baissé de 49% à fin août 2016 à 40% à fin août 2017 .
47,4%
52,1%
0,5%
Répartition de la demande d'énergie primaire
à fin août 2016
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
47,7%
51,9%
0,4%
Répartition de la demande d'énergie primaire
à fin août 2017
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 21
463411 446 463 477 481
419 448 414 402325 336
290
836735 711 726
777 826
706 742 712779 774
909 947
-373-324
-265 -262 -300-345
-287 -294 -298-377
-449
-574
-656-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
1200 Kte
p -
pci Evolution du bilan énergétique mensuel
août 2016- août 2017
Ressources Demande Déficit
-279-311
-435
-216
-327-289
-323
-373
-324
-265 -262-300
-345
-287 -294 -298
-377
-449
-574
-656-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
janvier février mars avril mai juin juillet août sept oct nov dec
Kte
p -
pci Evolution du déficit mensuel entre 2016 et 2017
2016 2017
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
La production totale d’électricité a
août 2017 se situant à 13037 GW
pointe: un record historique de pointe de
3400 MW enregistrée en août 2016
2016 dépassant ainsi la valeur de 3.900 MW prévue par la STEG.
principalement due à la succession
de la STEG démontre que le nombre de
2009 et 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
en 2016 et 2017.
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
et des Mines
La production totale d’électricité a enregistré une hausse de 5% entre fin
Wh. Cette hausse a été accompagnée par d’
de pointe de 4025 MW a été enregistrée en aout
2016, soit une hausse considérable de 18
dépassant ainsi la valeur de 3.900 MW prévue par la STEG.
succession de plusieurs jours de canicule en août
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 16% liée à la baisse du potentiel de
De même, la production hydroélectrique a flanché en raison de faibles
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 7 741 10 097 10567
3 1 1
14286 7604 9710 10260
45 41 37 11
474 93 349 295
3337 2258 2307 2404
71 51 69 66
18214 10 050 12 474 13 037
PRODUCTION D'ELECTRICITE
Réalisé
2016
A fin août
2016
Page 22
fin août 2016 et fin
d’une hausse de la
en aout 2017 contre
8% par rapport à
Cette hausse est
urs jours de canicule en août 2017. Une étude
climatiseurs en Tunisie a presque quadruplé, entre
liée à la baisse du potentiel de
de faibles précipitations
la production mensuelle d’électricité
Unité : GWh
Var (%) TCAM (%)
(3)/(2) (3)/(1)
4,7% 5%
- _
6% 4%
-69% -17%
-16% 18%
4,2% 1%
-5% 4%
5% 3,8%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 23
La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 81% de la
production nationale. L’électricité produite à partir de gaz naturel (STEG +IPP) a enregistré
une augmentation de 5%. Le graphique suivant illustre le mix de la production électrique à
fin août 2017.
2478
25032457
2250
2362
3000
2986
3272
3465
2670
2554
2651
2664
2655
2529
2332
2624 2758
3599 3500
3412
25422476
26132660
25312366
2650
2976
3367
3400
3142
2592
2509
2541
2851
2671
2412
2404
2554
3584
3810
4025
2000
2500
3000
3500
4000
4500
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
MW
Evolution de la pointe électrique mensuelle
1375
12311321
12771377
1541
1778
1905
1729
1442
1298
14221437
13341385
1319
1445
1585
19391976
1646
1428
1306
1455 1432
13421432
13681469
1624
18791928
1 538
1469
13401393
1540
13231417
1344
1518
1679
2082
2133
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
jan
v-1
4
av
r-1
4
juil
-14
oc
t-1
4
jan
v-1
5
av
r-1
5
juil
-15
oc
t-1
5
jan
v-1
6
av
r-1
6
juil
-16
oc
t-1
6
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil
-17
Gw
h
Production électrique mensuelle
97,6%
0,09%
2.27%2,4%
Mix de la production électrique
à fin août 2017
GAZ NATUREL HYDRAULIQUE EOLIENNE
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
23% accompagné par une hausse
commerciale énergétique est passé
2017, soit une dégradation de 77
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 2
2016 2017
EXPORTATIONS
PETROLE BRUT(1) 1145 1169
ETAP 659 696
PARTENAIRES 485 472
GPL Champs 48 46
ETAP 31 29
PARTENAIRES 17 17
PRODUITS PETROLIERS 458 341
Fuel oil (BTS) 268 257
Virgin naphta 191 84
REDEVANCE GAZ EXPORTE
IMPORTATIONS
PETROLE BRUT (3) 566 514
PRODUITS PETROLIERS 2397 2616
GPL 239 275
Gasoil ordinaire 753 912
Gasoil S.S. (7) 216 237
Jet (6) 155 176
Essence Sans Pb 335 323
Fuel oil (HTS) 147 165
Coke de pétrole (4) 551 529
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 août
LLeess éécchhaanngge
772 1059
296307107
66
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
A fin août 2016 A fin août 2017
Exportation des produits énergétiques (MDT)
Faits marquants du mois de février 2016
et des Mines
ns des produits énergétiques ont enregistré une amélioration en valeur de
accompagné par une hausse des importations en valeur de 53%. Le déficit de la balance
passé de 1505 MDT à fin août 2016 à 2664
7% (en tenant compte de la redevance G.A exportée)
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 2610 MD à fin
2017 Var (%) 2016 2017 Var (%) 2016
1941 1715 -12% 1202
1169 2% 1172 1197 2% 772
696 6% 675 713 6% 460
472 -3% 497 484 -3% 313
46 -4% 53 51 -4% 26
29 -8% 34 32 -8% 17
17 2% 19 19 2% 9
341 -26% 460 339 -26% 296
257 -4% 262 251 -4% 154
84 -56% 198 88 -56% 142
256 128 -50% 107
5072 5337 5,2% 2707
514 -9% 578 525 -9% 401
2616 9% 2335 2568 10% 1561
275 15% 265 304 15% 194
912 21% 774 936 21% 567
237 9% 222 243 9% 181
176 14% 160 182 14% 143
323 -4% 350 338 -4% 319
165 12% 144 161 12% 64
529 -4% 420 403 -4% 93
2159 2244 4% 745
536 531 -1% 0
1623 1713 6% 744,8
(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 août A fin août
eess ccoommmmeerrcciiaauuxx
A fin août 2017
Exportation des produits énergétiques (MDT)
Redevance exportée
Produits pétroliers
Pétrole brut 401 500
1561
2522745
1115
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
A fin août 2016 A fin août 2017
Importation des produits énergétiques (MDT)
2016
Page 24
ns des produits énergétiques ont enregistré une amélioration en valeur de
Le déficit de la balance
64 MDT à fin août
nant compte de la redevance G.A exportée).
Les graphiques suivants montrent que la situation est entrain de se dégrader au fils des
MD à fin juillet 2017,
2016 2017 Var (%)
1202 1473 23%
772 1059 37%
652 42%
407 30%
40 52%
25 45%
15 64%
296 307 4%
217 41%
91 -36%
66 -38%
2707 4137 53%
401 500 25%
1561 2522 62%
312 61%
1027 81%
276 53%
224 56%
428 34%
120 86%
135 45%
745 1115 50%
0 _
744,8 1115 50%
(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 août
500
2522
1115
A fin août 2017
Importation des produits énergétiques (MDT)
Gaz naturel
Produit pétroliers
Pétrole brut
Faits marquants du mois de
Observatoire National de l’Energie et des Mines
en plus, en calculant la variation de déficit
dernière, on constate une aggravat
conséquence une agravation du déficit cumulé
Le cours du Brent a enregistré courant ce mois une
2017 et une hausse de 6 $/bbl par rapport à
De même le taux de change a accusé une dépréciation
1202
2707
-2700
-2200
-1700
-1200
-700
-200
300
800
1300
1800
2300
2800
3300
3800
A fin août 2016
Balance commerciale énergétique (MDT)
212
498686
1086
14081647
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
fin jan fin fév fin mars fin avril fin mai fin juin
Evolution de déficit commercial mensuel cumulé en 2017 ( MDT)
Faits marquants du mois de février 2016
et des Mines
en plus, en calculant la variation de déficit mensuel cumulé en 2017 par rapport
on constate une aggravation du déficit de mois en mois. Ce qui a eu comme
déficit cumulé de 1159 MD à fin août 2017.
a enregistré courant ce mois une hausse de 3 $/bbl par rapport à
par rapport à août 2016.
a accusé une dépréciation par rapport à fin aoû
1473
2707
4137
-1505
-2664
A fin août 2016 A fin août 2017
Balance commerciale énergétique (MDT)
Export Import Balance
1647
2150
2664
fin juin fin juillet fin août
Evolution de déficit commercial mensuel cumulé en 2017 ( MDT)
370 88
379 419
0
500
1000
1500
fin jan fin fév fin mars fin avril fin mai
Evolution de la variation du déficit commericial
mensuel cumulé en 2017 par rapport
en valeur (MDT)
2016
Page 25
en 2017 par rapport à l’année
ion du déficit de mois en mois. Ce qui a eu comme
2017.
par rapport à juillet
août 2016.
2664
419
547
847
1159
fin mai fin juin fin juillet fin août
du déficit commericial
rapport à 2016
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 26
(---) La hausse des cours moyens du Brent de 20% entre fin août 2016 et fin août 2017 : 41
$/bbl contre 52 $/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 août 2016 et fin août 2017.
(---)La hausse du prix moyen du gaz algérien de 42% en DT et de 24% en $ entre fin août
2016 et fin août 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
51.6
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
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
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
DT
/TE
P-p
cs
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
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 27
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 62%.
(--) la hausse des achats gaz algérien de 6% en quantité et de 50% en valeur.
(-)la dimuntion des exportations des produits pétroliers de 26% en quantité suite surtout à
la baisse des exportations de virgin naphta après la reprise de la production de l’essence
sans plomb.
7%11%
15%
20%
29%
35%
39%42%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
jan fin fev fin mars fin avril fin mai fin juin fin juillet fin août
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
2014 2015 2016 2017
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/$)
Prix Moyens
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
et 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%
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%
DT /bbl $/bbl
130 54
120 50
(Condensat miskar et Hasdrubal mélange)
A fin août 2017
0
20
40
60
80
100
120
jan
v-1
4
av
r-14
juil-1
4
oct-1
4
jan
v-1
5
av
r-15
juil-1
5
oct-1
5
jan
v-1
6
Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)
1,5
1,6
1,7
1,8
1,9
2,0
2,1
2,2
2,3
2,4
2,5
jan
v-1
4
av
r-1
4
juil
-14
oct
-14
jan
v-1
5
av
r-1
5
juil
-15
oct
-15
jan
v-1
6
Evolution mensuelle du taux de change DT/USD
2016
Page 28
av
r-16
juil-1
6
oct-1
6
jan
v-1
7
av
r-17
juil-1
7
Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril)
av
r-1
6
juil
-16
oct
-16
jan
v-1
7
av
r-1
7
juil
-17
Evolution mensuelle du taux de change DT/USD
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 29
4- Produits pétroliers
5- Gaz naturel
6- Electricité
PRODUITS PETROLIERS
Unités Prix import (1)
Pcession (2)
Prix de vente(3)
Essence SSP Millimes/litre 1001 855 1750
Gasoil ordianiare Millimes/litre 951 805 1230
Gasoil S.S. Millimes/litre 984 870 1510
Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ t 726 400 510
GPL Millimes/ kg 1134 224 569
GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 14,736 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 août 2017
GAZ NATUREL (DT/tep-pcs )
2016 A fin août 2017
Prix d'importation Gaz Algérien 424,8 585,8
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 30
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