rapport mensuel, edition décembre 2016 · 2016 par rapport à 2015. • baisse de la demande...
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Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 3
• Hausse des ressources disponibles de 2.5% en 2016 par rapport à 2015.
• Baisse de la demande d’énergie primaire de 3% en 2016 par rapport à 2015.
Bilan d’énergie primaire (1)
• Prix moyen mensuel de Brent 53.6 $/bbl en décembre 2016, 45.1 $/bbl en novembre 2016 et 49.7 $/bbl en octobre 2016.
• Prix moyen cumulé : 44 $/bbl en 2016 contre 52 $/bbl en 2015 (- 17%).
Production de pétrole brut
• Une moyenne de 45.7 mille barils/j en 2016 contre 49 mille barils/j en 2015.
• Baisse de la production de 6% en 2016 par rapport à 2015.
• Nombre total du permis : 26 en 2016 contre 31 en 2015.
• Forage de trois puits d’exploration en 2016 (notification d’une découverte).
Gaz naturel • 6,1 Millions de m3/j en 2016 contre 6,9 Mm3/j en
2015 : Baisse de la production de 12%. • Hausse de la quantité de forfait fiscal sur le droit
de passage du gaz algérien de 162% entre 2015 et 2016.
Bilan d’énergie primaire (2)
• Baisse du déficit du bilan d’énergie primaire : 3.7 Mtep-pci en 2016 contre 4,1 Mtep en 2015.
• Amélioration du taux d’indépendance énergétique à 59% en 2016 contre 56% en 2015.
Faits marquants de l’année 2016
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Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 6
• Octroi en cours d’une nouvelle concession d’exploitation « Mazrane »: l’arrêté est en cours de publication.
Exploration
Acquisition Sismique en 2016. • Acquisition de 502 km2 de sismique 3D sur le permis « Bargou » • Acquisition de 415 km2 de sismique 3D sur le permis « Araifa » (sismique en cours). • Acquisition de 118 km2 de sismique 3D sur le permis «Jenein Sud » (sismique en
cours).
Le forage à fin 2016 de trois puits d’exploration.
nb
Intitulé du puits
Permis /
Concessions
Début du forage
Fin du forage
Résultats
01
Laarich Est1
Laarich 03/6/2016 17/09/2016
Profondeur finale 4111m.
Notification de découverte sur le puits et
mise en production.
02 KRD SW1 Debbech 20/09/2016 En cours
Profondeur finale : 4128 m
Préparatifs pour le test.
03 Mahdia3 Kaboudia 8/10/2016 En cours
Profondeur finale : 2901 m. Test en cours
Réalisation d’une découverte en septembre 2016 : • « Laarich Est1 » sur la concession « Laarich » dans le gouvernorat du Tataouine
détenue par l’Entreprise Tunisienne des Activités Pétrolières (50%) et la société
italienne ENI (50%) et opérée par la société mixte SODEPS. Les tests de production
réalisés sur ce puits ont révélé un débit de 1200 bbl/j d’huile. Mise en production
Développement
• Pas de nouveau forage de développement à fin 2016, • Fin des opérations de forage d’un puits de développement démarré en 2015
nb Intitulé du puits
Début du forage
Profondeur Résultats
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18/12/2015 1576 m
Fin des opérations de forage et mise en production entre le 16/01/2016 et le 11/02/2016 avec une production initiale de 1400 bbl/j. Puits fermé depuis pour remonter la pression.
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 7
21 Pétrole Brut & GPL champs
La production nationale de pétrole brut a atteint 2168 kt en 2016 accusant ainsi une baisse de 6% par rapport à 2015 soit une diminution de 142 kt.
Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants : Bir ben tartar (‐36%), cherouq (‐19 %), El Borma (‐8%), Franig Baguel et Trafa(‐18%) , Adam (‐8%) et Hasdrubal (‐6%) et qui ont totalisé à eux seuls une baisse de 140 kt.
En effet, il convient de noter :
champ Hasdrubal : Baisse de la production de 6% après l’arrêt du 21/02/2016 au 26/03/2016 suite à une panne au niveau du compresseur d’expédition du gaz
2015 2016 Var (%)
Hasdrubal 290 290 272 ‐6%El borma 286 286 262 ‐8%Adam 212 212 194 ‐8%Cherouq 148 148 120 ‐19%Ashtart 235 235 293 24%
Ouedzar 95 95 98 3%
El Hajeb/Guebiba 106 106 117 10%
Bir Ben Tartar 81 81 52 ‐36%Miskar 98 98 89 ‐9%M.L.D 57 57 63 11%
Franig/Bag/Tarfa 135 135 111 ‐18%Barka 83 83 66 ‐20%Cercina 54 54 62 14%
Anakid Est 59 59 63 7%
Autres 372 373 307 ‐18%TOTAL pétrole (Kt) 2 310 2 310 2 168 ‐6,2%
TOTAL pétrole (Ktep) 2 369 2 369 2 221 ‐6,2%
TOTAL pétrole et Condensat (kt) 2 334 2 334 2 197 ‐5,9%TOTAL pétrole brut et Condensat (Ktep) 2 394 2 394 2 251 ‐6,0%
GPL Primaire
TOTAL GPL primaire (kt) 213 213 233 9%
TOTAL GPL primaire (Ktep) 233 233 255 9,4%
Pétrole + Condensat + GPL primaire
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) 2 547 2 547 2 429 ‐4,6% TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) 2 627 2 627 2 505 ‐4,6%
A fin decembre
PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS
Unité : kt et ktep
ChampRéalisé 2015
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 8
commercial à la STEG et la réduction de la production d’environ 50% entre le 19 et 20/02/2016. Réduction programmée de la production du 29/09/2016 au 05/10/2016 pour tester la performance des puits et pour maintenance du compresseur du gaz. Arrêt de 07 heures le 24/12/2016 pour maintenance des vannes de sécurit. Réduction progressive et programmée de la production du 14 au 17/12/2016 pour inspection au niveau de l'usine de traitement.
Champs El borma : Baisse de la production de 8% conséquente de la poursuite du déclin naturel.
Champ Bir ben Tartar : réduction de la production de 36% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits, le retard dans le forage de nouveaux puits de développement et la poursuite du déclin naturel.
Champ Baguel et Tarfa : réduction de la production de 18% causé surtout par la baisse du débit du puits Tarfa 3.
Champ Cherouq : réduction de la production de 19% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel.
Champ Adam : réduction de la production de 8% à cause des problèmes techniques
au niveau de quelques puits et la poursuite du déclin naturel. Réduction de la
production les 13 et 14/12/2014 suite aux opérations de réparation du pipe de la
Steg (Kamour‐Gabes) et ce après l'inspection du pipe.
Champ Miskar : arrêt général programmé du 09/05/2016 au 02/06/2016 pour
inspection et maintenance et réduction de la production le 23 et 24/10/2016 pour
maintenance de l'unité de condensat.
Champ Chergui : arrêt général de la production depuis le 24/12/2016 suite à
l’atteinte de la capacité maximale de stockage et le blocage des camions du transport
à cause des sit‐in. A rappeler l’arrêt de la production du 19/01 au 06/04/2016 puis
du 22/04 au 26/09/2016 à cause des sit‐in.
La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs,
notamment ceux d’Adam, Cherouk, Bir ben Tartar, Didon, El Borma et MLD.
Par contre, nous signalons la hausse de la production du champ suivant :
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pétrole
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 10
La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint 2799 ktep, en 2016, enregistrant ainsi une augmentation de 10% par rapport à l’année précédente suite à la hausse remarquable de la redevance sur le passage de gaz algérien de 162% qui a pallié à la baisse de la production nationale de 12%. Il convient de noter :
Champ Chergui : arrêt général de la production depuis le 24/12/2016 suite à l’atteinte de la capacité maximale de stockage et le blocage des camions du transport à cause des sit‐in. A rappeler l’arrêt de la production du 19/01 au 06/04/2016 puis du 22/04 au 26/09/2016 à cause des sit‐in.
champ Hasdrubal : Baisse de la production de 1% après l’arrêt du 21/02/2016 au 26/03/2016 suite à une panne au niveau du compresseur d’expédition du gaz
2010 2015 2016 Var (%) TCAM%) (1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)
Unité : ktepPCI
PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL 2548 3903 2548 2799 10% ‐5%
Production nationale 2231 2728 2231 1969 ‐12% 5%
Miskar 713 1360 713 639 10% 12%
Gaz Com Sud (1) (4) 321 339 321 334 4% 0%
Gaz Chergui 241 246 241 75 69% 18%
Hasdrubal 703 414 703 695 1,0% 9%
Maamoura et Baraka 102 43 102 62 40% 6%
Franig B. T. et Sabria (2) 151 327 151 164 9% 11%
Redevance totale (Forfait fiscal)(3) 317 1175 317 830 162% 6%
Achats 2212 1048 2212 2249 2% 14%
Unité : ktepPCS
PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL 2831 4336 2831 3110 10% ‐5%
Production nationale 2479 3031 2479 2188 ‐12% 5%
Miskar 792 1511 792 710 10% 12%
Gaz Com Sud (1) (4) 357 376 357 371 4% 0%
Gaz Chergui 267 273 267 83 69% 18%
Hasdrubal 781 460 781 773 1% 9%
Maamoura et Baraka 114 48 114 69 40% 6%
Franig B. T. et Sabria (2) 168 363 168 183 9% 11%
Redevance totale (Forfait fiscal)(3) 352 1305 352 922 162% 6%
Achats 2458 1164 2458 2499 2% 14%
(2)Ycompris gaz Sabria
(1)Gaz commercial du sud : quantité de gaz traité d'El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss. et Cherouk
(3) Redevance n'est pas considérée comme ressources nationales
(4) Entrée en exploitation du puit EB406 à El Borma le 09/02/2016
RESSOURCES EN GAZ NATUREL
Réalisé 2015
A fin decembre
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 11
commercial à la STEG et la réduction de la production d’environ 50% entre le 19 et 20/02/2016. Un arrêt pour maintenance a eu lieu du 29 septembre au 5 octobre 2016. Réduction progressive et programmée de la production du 14 au 17/12/2016 pour inspection au niveau de l'usine de traitement.
L’arrêt général programmé du champ Miskar et de l'unité de traitement « Hannibal »
entre le 9/5/2016 et le 02/06/2016 pour inspection et maintenance et l’unité de
traitement Hannibal. Réduction de la production le 23 et 24/10/2016 pour
maintenance de l'unité de condensat.
La baisse de la production de Maamoura et Baraka de 40% suite à des problèmes
techniques,
A signaler que la STEG a commencé la valorisation du gaz torché de la structure EB 406 d'El Borma et son commercialisation depuis le 09/02/2016.
A signaler aussi l’augmentation de la production du Champs Franig, Baguel et Tarfa de 9%.
Par ailleurs, le forfait fiscal mensuel sur le passage du gaz algérien continue sa tendance haussière par rapport aux réalisations de l’année dernière. La répartition de la redevance totale montre :
• Une baisse au niveau de la part cédée à la STEG en pourcentage contre une augmentation en quantité : elle a passé de 82% en 2015 pour une quantité de 260 ktep à 57% en 2016 pour une quantité de 473 ktep.
• Une augmentation de la part de la redevance exportée en pourcentage et en quantité : elle a passé de 18% en 2015 à 43% en 2016 et de 56 ktep à 357 ktep.
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Evolution mensuelle de la redevance depuis 2012(Ktep‐pci)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 12
gaz naturel :
En débit de l’augmentation importante de la redevance sur le passage du gaz algérien de 162%, les achats gaz algérien ont enregistré une hausse de 2% entre 2015 et 2016 pour se situer à 2249 ktep et ce suite à la baisse de la production et la non utilisation du fuel pour la production électrique. En effet, la génération d’électricité s’est basée totalement sur le gaz naturel courant en 2016 contrairement à l’année dernière où la STEG a utilisé 215 ktep de fioul comme substitution au gaz naturel pour la génération électrique.
L’approvisionnement national en gaz naturel a accusé une légère baisse de 0,3% entre 2015 et 2016 pour se situer à 4691 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 47% à 42% entre 2015 et 2016.
2. Augmentation de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a passé de 6 % à 10% .
3. Augmentation de la participation des achats du gaz algérien de 47% à 48% entre 2015 et 2016.
47% 42%
6% 10%
47% 48%
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2%
10%
1%
1%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 14
La consommation des carburants routiers en 2016 a pratiquement gardé le même niveau enregistré en 2015 pour se situer à 2603 ktep et représentant ainsi 60% de la consommation totale des produits pétroliers.
La consommation du gasoil ordinaire a diminué de 1%, celle de l’essence sans plomb de 3% contre une augmentation du gasoil 50 de 14%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle globale des carburants routiers à partir de janvier 2014 qui continue à suivre une tendance irrégulière. Le gasoil ordinaire couvre 65% de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur de 39% dans la demande totale des produits pétroliers et 19% de la demande totale d’énergie primaire en 2016.
46
55
47
35
40
45
50
55
60
janv
-14
févr
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mar
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v-16
déc-
16
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v-16
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Kt Consommation mensuelle de gasoil ordinaire
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août
-16
sept
-16
oct-
16no
v-16
déc-
16
Kt
Consommation mensuelle des carburants routiers
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 15
Le graphique suivant illustre l’évolution de la consommation menusuelle des carburants routiers entre 2015 et 2016.
Par ailleurs, la consommation du GPL a pratiquement resté stable entre 2015 2016 pour se situer à 584 ktep. En effet, les températures ont été relativement douces courant la saison hivernale dans notre pays et sur toute la planète.
La consommation du fuel a accusé une baisse de 44% du fait qu’il n’a pas été utilisé dans la production électrique.
La consommation du coke de pétrole a diminué de 7% entre 2015 et 2016 et s’est située à 575 ktep.
En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de 3%.
Par ailleurs, la consommation du jet aviation a enregistré une évolution positive de 7% entre 2015 et 2016. En effet, la demande mensuelle a réalisé une nette augmentation courant ces 6 derniers mois de 2016 par rapport à 2015 synonyme d’une reprise progréssive du secteur touristique après les deux attentats de l’année dernière.
54 48 53 51 51 48 53
55
46
43 40
46
162
145
161 159
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173
154 159 149
169
43 4246
47 47 4454 56
48 48 45 47
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160167
157 159
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155
179 174 172
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40
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jan
févr
mars
avril
mai
juin juil
aout
sept oct
nov
dec
Kt
Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du gasoil totale
Ess2015
Ga 2015
Ess2016
Ga2016
0
5
10
15
20
25
30
jan févr mars avril mai juin juil aout sept oct nov déc
Consommation mensuelle du jet aviation (Kt)
2015
2016
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 16
Production des produits pétroliers
2015 2016 Var (%)
(2) (3) (3)/(2)
en ktep
GPL 26 22 17% Couvre 4% de la demande en GPL (production STIR uniquement)
Essence Sans Pb 0 23 Reprise pregressive en septembre 2016 après un arret de l'unité de plateforming depuis 2010
Petrole Lampant 56 55 3% Couverture totale de la demande en pétrole lampant
Gasoil ordinaire 505 451 11% Couvre 27 % de la demande en gasoil ordinaire
Fuel oil BTS 421 400 5% Produit destiné à l'exportation
Virgin Naphta 304 239 21% Produit destiné à l'exportation
White Spirit 12 11 11% Couverture totale de la demande en White Spirit
Total production STIR 1325 1201 ‐9% Diminution du nombre de jours de marche, baisse du débit et par conséquent du nombre de baril traité.
Taux couverture STIR (1) 29% 28% ‐4% (1) en tenant compte de la totalité de la production
Taux couverture STIR (2) 13% 13% ‐1% (2) en tenant compte uniquement de la production destinée au marché local
Jours de marche du Topping* 287 282 ‐2% diminution des jours de marche du Topping
Les indicateurs de raffinage
A fin décembre Remarques
Obse
I
Leé
Lnnéc
Puimd
D
P
H
D
P
H
ervatoire Na
III2 Gaz
La demandeet marquéeélectrique d
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DEMANDE
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DEMANDE
Production d'é
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Fait
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c
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Réalisé 2015
du mois
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2010(1)
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2016(3)
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Page 17
685 ktep oduction
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oduction électricité
aute pression
oy&Basse ession
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 18
En ce qui concerne la consommation spécifique globale des moyens de production électrique (STEG+IPP), elle a enregsitré une amélioration de 4,9 % entre 2015 et 2016 pour passer de 229 tep/Gwh à 217,8 tep/ Gwh.
Les réalisations mensuelles de la consommation spécifique sont présentés dans le tableau
ci‐dessous :
236238 249 263 243 246 241 239 242 233 224 230224236
225 225242
228 225 226 228235 230
226224 229 226210 212 217 214
218 214225
208 220
0
50
100
150
200
250
300
jan
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mai
juin
juill
et
aout
sept oc
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2014 2015 2016
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(4) DEFICIT en co
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lisation de la re
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‐3%
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Page 19
ne hause
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5%
6%
18%
1%
1%
1%
18%
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 20
Les ressources d’énergie primaire restent
dominées par la production de pétrole et du gaz
national qui participent respectivement à hauteur
de 42% et 37% de la totalité des ressources
d’énergie primaire. La part de l’électricité
renouvelable (primaire) reste timide et ne
représente que 1% des ressources primaires
contre une augmentation de la part du forfait fiscal
à 15%.
La demande d'énergie primaire a accusé une baisse de 3% entre 2015 et 2016 pour se
situer à 9048 ktep suite à la baisse de demande des produits pétroliers de 6%.
La répartition de la demande a légerement changé entre 2015 et 2016, en effet, le gaz
naturel a representé 52% en 2016 contre 50% en 2015
Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître en 2016,
un déficit de 3698 ktep contre 4082 ktep enregistré en 2015. Le taux d’indépendance
énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire par la consommation
primaire, a enresgitsré une amélioration entre 2015 et 2016 pour passer de 56% à 59%.
En revanche et sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique a
enresgistré un repli entre ces périodes pour passer de 53% en 2015 pour un déficit de
4398 ktep à 50% en 2016 qui correspond à un déficit de 4528 ktep.
49.1%
50.4%
0.5%
Répartition de la demande d'énergie primaire en 2015
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
47.7%
51.8%
0.5%
Répartition de la demande d'énergie primaire en 2016
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
42%
37%
15%
5% 1%
Répartition des ressources d'énergie primaire en 2016
Pétrole + condensat
Gaz national
Redevance gaz algérien
GPL champs + usine gabesElec primaire
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 21
492405
341
488438
458 465 464412 446 463 478
771715
774703
758 753800 827
739 711 726 771
-279 -310
-434
-215
-320 -295-335 -363
-327-265 -262 -293
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
janvier février mars avril mai juin juillet août sept oct nov dec
Ktep
‐pci Evolution du bilan énergétique mensuel en 2016
Ressources Demande Déficit
-317-337
-366
-300-318
-371-401 -401
-315-345
-277
-316
-279-310
-434
-215
-320-295
-335-363
-327
-265 -262-293
-500
-450
-400
-350
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
janvier février mars avril mai juin juillet août sept oct nov dec
Ktep
‐pci Evolution du déficit mensuel entre 2015 et 2016
2015 2016
2,2%
8,0%7,2%
5,0% 4,8%3,9% 3,8%
3,2%1,7% 1,2% 0,8% 0,6%
-4% -4% -4% -4% -4% -4% -4% -4% -3% -3%-3% -3%
-6,0%
-4,0%
-2,0%
0,0%
2,0%
4,0%
6,0%
8,0%
10,0%
jan fin fev
fin mars
fin avril
fin mai
fin juin
fin juillet
fin août
fin sept
fin oct
fin nov
fin dec
Taux d'évolution de la demande mensuelle cumulée en énergie primaire
2015/2014
2016/2015
Obse
L
s
L
2
s
p
A
ervatoire Na
La producti
situant à 18
La producti
2015 et qu
suivants ill
partir du m
STEG
FUEL + GA
GAZ NATU
HYDRAUL
EOLIENNE
IPP (GAZ NAT
ACHAT TIERS
PRODUCTION
2478
25032457
2250
2362
3000
298
32
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
3800
janv
‐14
mars‐14
mai‐14
jil14
MW
Ev
Fait
ational de l’E
ion totale d
8 214 GWh.
ion mensu
ui a été acc
lustrent la
mois de janv
ASOIL
UREL
LIQUE
E
TUREL)
S
N NATIONALE
2
0
86
272
3465
2670
2554
26512664
2655252
2
262
juil‐14
sept‐14
nov‐14
janv
‐15
mars‐15
volution de la poi
EElleecc
ts marq
Energie
d’électricité
.
elle d’élect
compagnée
productio
vier 2014.
14 85
874
1345
69
448
331
82
E 1824
P
Réali201
29
332
24
2758
3599 3500
3412
2542 2476
2613 2
25
mai‐15
juil‐15
sept‐15
nov‐15
janv
‐16
inte électrique m
ccttrriicciittéé
quants d
é a enregist
tricité a acc
e par une b
on mensue
2
51 11
4
59 11
9
8 1
14 3
2
47 14
RODUCTIO
isé 15
2660
5312366
2650
2976
3367
3400
3142
2592
25092541
mars‐16
mai‐16
juil‐16
sept‐16
nov‐16
ensuelle
du mois
tré une bais
cusé une b
baisse de la
lle d’électr
2010 2
(1)
565 14
3
1373 1
50
139
3228 3
79
872 18
ON D'ELEC
2
2
91375
12311321
1277137
1000
1200
1400
1600
1800
2000
janv
-14
févr
-14
mar
s-14
avr-
14m
ai14
Gwh
de févri
sse de 0,2%
baisse de
a pointe d
ricité ainsi
2015 2
(2)
4 851 1
874
13459 1
69
448
3314
82
8 247 18
CTRICITE
A fin
77
1541
1778
1905
1729
1442
1298
142214
1
mai
-14
juin
-14
juil-
14ao
ut-1
4se
pt-1
4oc
t-14
nov-
14dé
c-14
janv
-15
Produc
ier 2016
% entre 20
6% par ra
e 3% . Les
que la po
2016 V
(3) (
14806
1
14286
45
474
3337
71
8 214
decembre
437
13341385
1319
1445
1585
19391976
1646
14
févr
-15
mar
s-15
avr-
15m
ai-1
5ju
in-1
5ju
il-15
août
-15
sept
-15
oct
15
ction électrique m
6
015 et 201
pport à dé
s deux grap
ointe élect
Un
Var (%) TC
(3)/(2)
0,3%
6%
‐36%
6%
0,7%
13%
0,2%
4281306
14551432
13421432
13681469
162
1
oct-
15no
v-15
déc-
15ja
nv-1
6fé
vr-1
6m
ars-
16av
r-16
mai
-16
juin
-16
mensuelle
Page 22
16 en se
écembre
phiques
trique à
nité : GWh
CAM (%)
(3)/(1)
4%
19%
4%
2%
23%
1%
2%
3,4%
4
18791902
1 564
1469
13401393
j juil-
16ao
ût-1
6se
pt-1
6oc
t-16
nov-
16dé
c-16
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie 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 du gaz naturel (STEG +IPP) a enregistré
une augmentation de 5% suite à la non utilisation du fuel dans la production électrique
comme le montre les graphiques suivant :
Le mois de juin 216 a annoncé l’éntrée en service de deux TG de Bouchama d’une puissance
totale de 256 MW pour le compte de de la STEG et qui vont renforcer le parc électrique
national existant et participer d’avantage à la sécurité d’approvisonnement électrique
durant cette saison estivale. Ainsi, la puissance nationale totale disponible en 2016 s’éleve à
5481 MW. La part des cycles combinés a passé de 35% en 2014 à 40% à en 2015 pour
redescendre à 38% en 2016 contre uen augmentation de la part des TG de 34% en 2015 à
37% en 2016.
5%
92%0.5%
2.5%3%
Mix de la production électrique en 2015
GAZ NATUREL
FUEL + GASOIL
HYDRAULIQUE
EOLIENNE
97% 0%
0.3%
2.7%3%
Mix de la production élecriqueen 2016
1040 1040 1041
16852110 2110
17721772
2028295302
302
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
2014 (P= 4792 MW) 2015 (P=5224MW) 2016 (P= 5481)
MW
Parc du production électrique 20142016
Energies Renouvelables Turbine à gaz
Cycles combinés Thermique à vapeur
Thermique à vapeur22%
Cycles combinés35%
Turbine à gaz37%
Enr6%
Partition du parc de production électrique en 2014
(Puissance installée opérationnelle 4792MW)
Thermique à vapeur20%
Cycles combinés40%
Turbine à gaz34%
Enr6%
Partition du parc de production électrique en 2015
( Puisasnce installée opérationnelle 5224 MW)
Thermique à vapeur20%
Cycles combinés38%
Turbine à gaz37%
Enr6%
Partition du parc de production électrique en 2016
( Puisasnce installée opérationnelle 5481 MW)
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 24
9%
43%
48%
Répartion des ventes d'électricité en 2016
Haute Tension
Moyenne Tension
Basse tension
62%8%
9%
4%
5%
12%
Répartition de la consommation par secteur pour les clients HT&MT en 2016
Industries
Agriculture
Pompages& ser. Sanitaires
Tranpsort
Tourisme
Services
Les ventes d’ électricité ont accusé une
légére hausse de 0,1% entre 2015 et 2016.
Les ventes des clients de la hausse et
moyenne tension ont enregistré
respectivement une baisse de 2% et 1%
contre une hausse de la demabde basse
tension de 1% de la haute tension.
Les industriels restent les plus grands
consommateurs d’électricité avec 62% de la
totalité de la demande des clients HT&MT en
2016. La demande de ces clients a affiché un
repli de 1 % entre 2015 et 2016 pour s’est
située à 7854 Gwh.
Unité : GWh
2010 2015 2016 Var (%) TCAM (%)
(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)
VENTES**
Haute Tension 1408 1293 1408 1379 2% 1%
Moyenne Tension 6531 6052 6531 6475 1% 1%
Basse tension * 7052 5670 7052 7150 1% 4%
TOTAL VENTES 14991 13 015 14 991 15 004 0,1% 2,4%
** sans tenir compte des ventes à la Libye
VENTES D'ELECTRICITE **
Réalisé 2015
A fin decembre
Obse
L
e
E
P
G
P
R
I
P
P
G
(
(((
(c
(
ervatoire Na
Le déficit de
en 2016 pa
EXPORTATIONS
PETROLE BRUT(1)
ETAP
PARTENAIRES
GPL Champs
ETAP
PARTENAIRES
PRODUITS PETROLIER
Fuel oil (BTS)
Virgin naphta
REDEVANCE GAZ EXPO
IMPORTATIONS
PETROLE BRUT (4)
PRODUITS PETROLIER
GPL
Gasoil ordinaire
Gasoil 50
Jet (3)
Essence Sans Pb
Fuel oil (HTS) (5)
Coke de pétrole
GAZ NATUREL
Redevance totale (2)
Achat (6)
(1) y compris condens
(4) Importation STIR (5) la baisse de l'impo(6) Cession de gestion
(2): la redevance totalcomme importation à
(3) y compris Jet impo
Fait
ational de l’E
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
e la balance
ar rapport à
RS
ORTE
RS
sats exportés par ETAP
à partir de 2015ortation du fioul HTS d du contrat d'achat ga
le (redevance reçue en valeur nulle
orté par Total (donnée
E
LLeess
ts marq
Energie
145
353
0
0
0
0
0
0
0
0
fin jan
fin fév
Evolutmens
e commerc
à 2015.
2015 201
1798 1741047 101
751 725
74 7047 46
27 24
680 600386 367
294 233
879 8863928 362384 363
1191 119
263 314
203 206
560 516
568 230
758 803
P (Condensat miskar
du fait qu'il n'a pas étéaz de l'ETAP à la STEG
n nature et cédée à la
es sur la valorisation i
EXPORTATION
Quantit
A fin dec
éécchhaanngg
quants d
539
71558
fin mars
fin avril
fin mai
tion de la variasuel cumulé de
en v
cial continu
16 Var (%)
44 3%
9 3%
5 4%
0 5%
2%
10%
0 12%
7 5%
3 21%
6 1%
23 8%
3 5%
1 0%
4 19%
6 1%
6 8%
0 60%
3 6%
et Hasdrubal mélange
é utilisé pour la produG à partir de juillet 20
STEG + redevance reç
indisponibles; valorisé
N ET IMPORTA
té (kt)
cembre
eess ccoommmm
du mois
88
895963
finm
ai
fin juin
fin juillet
ation du déficite 2016 par rappvaleur (MD)
u son améli
2015
2666
18441074
770
8152
29
684378
306
56
7275
8983848425
1223
270
210
585
557
578
2529317
2212
e+condensat Gabès)
uction électrique en 20015
çue en espèce et retro
é au prix d'importatio
ATION DES PR
Quan
A fi
mmeerrcciiaauu
de févri
10741182
1
fin août
fin sept
commercial port à 2015
oration en
2016 Var
2823 6
1786 3
1044 3
743 4
77 5
51 2
27 1
602 1
359 5
242 2
357 53
7521 3,
905 1
3537 8
402 5
1223 0
322 1
213 1
540 8
225 6
612 6
3079 22
830 16
2249 2
016
cédée) est prise en con
on de la STIR)
RODUITS ENER
ntité (ktepPCI)
in decembre
uuxx
ier 2016
1109 1117997
fin oct
fin nov
fin déc
affichant u
r (%) 201
6% 1996
3% 14003% 824
4% 576
5% 442% 29
0% 16
2% 5195% 255
21% 265
36% 33
,4% 5469
1% 7378% 31585% 370
0% 1167
9% 272
1% 227
8% 648
60% 325
6% 148
2% 157462% 0
2% 1574,
nsidération dans la ba
RGETIQUES
6
7
un recul im
5 2016
6 1868
0 1261744
517
4228
14
9 407226
181
158
9 4343
7 6768 2614
323
7 1010
284
201
525
115
155
4 10540
,1 1054
alance commerciale en
Valeur (MDT
A fin decemb
Page 25
mportant
Var (%)
6%
10%
10%
10%
6%
3%
11%
22%
11%
31%
384%
21%
8%
17%
13%
13%
5%
11%
19%
65%
5%
33%
_
33%
nergétique
T)
bre
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 26
Les échanges commerciaux avec l’extérieur ont enregistré une amélioration du déficit en
valeur de 29%, soit 997 MDT par apport à 2015. Les importations ont accusé une baisse de
21% contre une baisse des exportations des produits énergétiques de 6%.
Par ailleurs, le cours du Brent a enregistré courant ce mois une augmentation de 8,5 $ /bbl
par rapport à novembre 2016 et une hausse de 15,4 $/bbl par rapport à décembre 2015, le
1400
1261
519 407
33 158
0
1000
2000
3000
4000
5000
2015 2016
Exportation des produits énergétiques (MDT)
Redevance exportée
Produits pétroliers
Pétrole brut
737676
3158
2614
1574
1054
0
1000
2000
3000
4000
5000
2015 2016
Importation des produits énergétiques (MDT)
Gaz naturel
Produit pétrloliers
Pétrole brut
1996 1868
5469
4343
-3473 -2476-3500-3000-2500-2000-1500-1000
-5000
5001000150020002500300035004000450050005500
2015 2016
Balance commerciale énergétique (MDT)
Export Import Balance
2.32
53.6
25
35
45
55
65
75
85
95
105
115
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8
2,0
2,2
janv‐14
févr‐14
mars‐14
avr‐14
mai‐14
juin‐14
juil‐14
aout‐14
sept‐14
oct‐14
nov‐14
déc‐14
janv‐15
févr‐15
mars‐15
avr‐15
mai‐15
juin‐15
juil‐15
août‐15
sept‐15
oct‐15
nov‐15
déc‐15
janv‐16
févr‐16
mars‐16
avr‐16
mai‐16
juin‐16
juil‐16
août‐16
sept‐16
oct‐16
nov‐16
déc‐16
USD/BBL
DT /USDD
Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du Brent
Taux de change DT/US$ BTENT
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 27
taux de change a accusé une dépréciation par rapport à 2015 et le prix du gaz continue sa
tendance baissière par rapport à 2015 :
(+++) La baisse des cours moyens du Brent de 17% entre 2015 et 2016.
() Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d’Amérique de 10%
entre 2015 et 2016.
(+++) La baisse du prix moyen du gaz algérien de 40% en $ et de 34% en DT entre 2015 et
2016. Rappelons ici que Le prix du gaz algérien ne suit pas directement la tendance des
cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep) a baissé de 40%
entre 2015 et 2016 contre une baisse du Brent ($ /bbl) de 17%: le prix de gaz algérien est
indexé sur un panier de brut : pétrole brut , Gasoil 0.2 , FBTS et FHTS et tient compte de la
réalisation des 6/9 derniers mois.
28
38
48
58
68
78
88
98
108
118
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
janv‐14
févr‐14
mars‐14
avr‐14
mai‐14
juin‐14
juil‐14
aout‐14
sept‐14
oct‐1
4nov‐14
déc‐14
janv‐15
févr‐15
mars‐15
avr‐15
mai‐15
juin‐15
juil‐15
août‐15
sept‐15
oct‐1
5nov‐15
déc‐15
janv‐16
févr‐16
mars‐16
avr‐16
mai‐16
juin‐16
juil‐16
août‐16
sept‐16
oct‐1
6nov‐16
déc‐16
USD
/BBL
USD
/TEP
‐pcs
Evolution du prix d'import Gaz Algérien et du cours du Brent
Prix import Gaz Algérien BRENT DTD USD/BBL
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
160
260
360
460
560
660
760
860
janv‐14
févr‐14
mars‐14
avr‐14
mai‐14
juin‐14
juil‐14
aout‐14
sept‐14
oct‐1
4nov‐14
déc‐14
janv‐15
févr‐15
mars‐15
avr‐15
mai‐15
juin‐15
juil‐15
août‐15
sept‐15
oct‐1
5nov‐15
déc‐15
janv‐16
févr‐16
mars‐16
avr‐16
mai‐16
juin‐16
juil‐16
août‐16
sept‐16
oct‐1
6nov‐16
déc‐16
DT/TEP‐pcs
USD
/TEP
‐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 Page 28
(++) Les importations des produits pétroliers ont diminué de 8% en quantité et ont chuté
de 17% en valeur. La baisse des quantités importés des produits pétroliers revient à la chute
des importations de fioul du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique en
2016 .
Obse
JF
MAMJJAS
ON
D
(
(
ervatoire Na
1 Bren
2 Taux
3 Prix
JanFév
MarsAvrilMaiJuinJuilletAoutSeptembre
OctobreNovembre
Décembre
fin déc
Pr
JanFév
MarsAvril
MaiJuin
JuilletAout
SeptembreOctobreNovembre
Décembre
fin déc
Pétrole Brut
Prix de l'imPrix d'expo
(1) Prix moyen p
(2) Y compris co
Fait
ational de l’E
nt
x de chang
x moyen d’
2014 201
108109
108108110112107102 497 487 4
79 4
63 3
99
rix de baril de
2014 201
1,641,59
1,581,59
1,621,66
1,711,73
1,771,80
1,83
1,86
1,70
Taux de chan
t (1)
mportation STortation ETAPpondéré
ndensats export
LLeess
ts marq
Energie
ge
import/ ex
5 2016
48 30,758 32,5
56 38,560 41,564 46,962 48,357 45,1
46,6 45,847,6 46,748,6 49,7
44,3 45,1
38,2 53,6
52 44
e Brent ($)
15 2016
1,91 2,041,93 2,05
1,96 2,031,95 2,01
1,93 2,051,94 2,16
1,97 2,221,95 2,20
1,96 2,201,97 2,24
2,0 2,27
2,0 2,32
1,96 2,15
nge (d/$)
TIR (CIF)P(2) (FOB)
tés par ETAP (Con
pprriixx
quants d
xport de p
Variat. 16/15
‐36%‐44%‐31%‐31%27%22%
‐20%‐2%‐2%2%
2%40%17%
25
35
45
55
65
75
85
95
105
115
125
Variat. 16/15
7%6%
3%3%6%
11%13%13%
13%14%12%14%10%
1,
1,
1,
1,
1,
2,
2,
2,
2,
DT /BB
102
94,4
ndensat miskar et H
du mois
pétrole bru
108 110112107
102
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
janv‐14
févr‐14
mars‐14
avr‐14
mai‐14
juin‐14
juil‐14
aout‐14
Evolution
1,61,61,6
1,61,6
1,7
1,7
1,
5
6
7
8
9
0
1
2
3
janv‐14
févr‐14
mars‐14
avr‐14
mai‐14
juin‐14
juil‐14
aout
14
Evolu
Bls $
Hasdrubal mélange
de févri
ut
297
87
79
63
48
58 5660
64
sept‐14
oct‐14
nov‐14
déc‐14
janv‐15
févr‐15
mars‐15
avr‐15
mai‐15
n mensuelle de la
7
,7
1,8
1,81,8
1,91,9
1,9
2,0
2,0
1
aout‐14
sept‐14
oct‐14
nov‐14
déc‐14
janv‐15
févr‐15
mars‐15
avr‐15
mai15
ution mensuelle du
$/BBls
47
43
e)
ier 2016
6257
47 48 49 44
38
31 32
juin‐15
juil‐15
août‐15
sept‐15
oct‐15
nov‐15
déc‐15
janv‐16
févr‐16
a cotation du Bre
,9
1,92,0
2,0
2,02,02,0
2,0
2,0
2,
mai‐15
juin‐15
juil‐15
août‐15
sept‐15
oct‐15
nov‐15
déc‐15
janv‐16
fé16
u taux de change DT
6
3841
47 48 45 46 4750
45
mars‐16
avr‐16
mai‐16
juin‐16
juil‐16
août‐16
sept‐16
oct‐16
nov‐16
ent ($/baril)
0
2,0
2,0
2,1
2,22,22,22,2
2,22
févr‐16
mars‐16
avr‐16
mai‐16
juin‐16
juil‐16
août‐16
sept‐16
oct‐16 16
T/USD
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54
déc‐16
2,3
nov‐16
déc‐16
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 30
4 Produits pétroliers
5 Gaz naturel
6 Electricité
PRODUITS PETROLIERS
Unités Prix import (1) Pcession (2) Prix de vente(3)
Essence SSP Millimes/litre 768 817 1650Gasoil ordianiare Millimes/litre 716 769 1140Gasoil 50PPM Millimes/litre 763 838 1420Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ T 500 400 510GPL Millimes/ kg 889 224 569GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 11,559 2,913 7,4
(1) Prix moyen pondéré
(2) Prix à la sortie de raffinerie Bizerte par voie terreste en vigueur de 25/11/2016
(3) Prix de vente en vigeur aux publics du25/11/2016
Fin décembre 2016
GAZ NATUREL (DT/TEP PCS)
2015 Fin décembre 2016
Prix d'importation Gaz Algérien 640,3 421,7
Prix de vente Moyen année 2014 année 2015
HP 491,1 509,3MP 368,0 385,5BP 343,8 363,8
Prix de vente Global (hors taxe) 421,2 439,5
ELECTRICTE (millim/kWh) année 2014 année 2015
Prix de vente Moyen HT 195,7 213,0MT 173,8 178,4BT 180,6 186,1
Prix de vente Global (hors taxe) 179,1 185,4
Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie Page 31
kt Kilo tonne Mt Million de tonne tep Tonne équivalent pétrole ktep Kilo tonne équivalent pétrole (1000 tep) Mtep Million de tonne équivalent pétrole PCI Pouvoir calorifique inférieur IPP Producteurs Indépendants d’électricité MW Méga Watt GWh Giga Watt heure HT Haute Tension MT Moyenne Tension BT Basse Tension ONE Observatoire National de l’Energie TCAM Taux de Croissance Annuel Moyen CSM Consommation spécifique Moyenne tep/Gwh Pointe Puissance maximale appelée MW FHTS Fioul à haute teneur en soufre 3 ,5% FBTS Fioul à basse teneur en soufre 1% CC Cycle combiné TG Turbine à gaz TV Thermique à vapeur kbbl/j Mille barils par jour Mm3/j Million de normal mètre cube par jour
A partir du mois de mai 2015, nous avons commencé à calculer le taux de variation annuel
moyen TVAM ou TCAM en prenant comme année de base l’année 2010.
La formule permettant de calculer le TCAM est :
TCAM= (Vn/V0)1/n1
V0 est la valeur de début et Vn est la valeur d’arrivée.
Abréviations
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