Rapport mensuel, août 2017 · 2017. 10. 20. · Faits marquants du mois de février 2016 Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 3 Faits marquants des huit premiers

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

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Faits marquants du mois de février 2016

et des Mines

Conjoncture énergétique

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ttéé

2016

Page 2


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%.



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



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


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


2016

Page 4

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


a été publié en mai

le 12 mai 2017.

juillet 2017.

2016 2017

0 0

4 3

27 23

1 2

0 0

0 1

A fin août



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.



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



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)



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.



0

50

100

150

200

250

300

350

jan

v.-1

0

av

r.-10

juil.-1

0

oc

t.-10

jan

v.-1

1

av

r.-11

juil.-1

1

oc

t.-11

jan

v.-1

2

av

r.-12

juil.-1

2

oc

t.-12

jan

v.-1

3

av

r.-13

juil.-1

3

oc

t.-13

jan

v.-1

4

av

r.-14

juil.-1

4

oc

t.-14

jan

v.-1

5

av

r.-15

juil.-1

5

oc

t.-15

jan

v.-1

6

av

r.-16

juil.-1

6

oc

t.-16

jan

v.-1

7

av

r.-17

juil.-1

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



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


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



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

jan

v-1

2

av

r-1

2

juil-

12

oct

-12

jan

v-1

3

av

r-1

3

juil-

13

oct

-13

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

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



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



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


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



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



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


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



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



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


Hors prod élec

Haute pression

Moy&Basse pression


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


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%



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



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


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


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


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




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


Gaz naturel

Elec primaire

47,7%

51,9%

0,4%

Répartition de la demande d'énergie primaire

à fin août 2017


Gaz naturel

Elec primaire



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



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


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%



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



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)


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)


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


Pétrole brut 401 500

1561

2522745

1115

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000


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).


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



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)


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


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



(---) 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



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 %)



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


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



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



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

Documents

Rapport mensuel, août 2017 · 2017. 10. 20. · Faits marquants du mois de février 2016 Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 3 Faits marquants des huit premiers