REPUBLIQUE TUNISIENNE MINISTERE DE l’ENERGIE ET DES MINES Direction Générale de l’Energie Observatoire National de l’Energie

Rapport mensuel, Edition mars 2016

Faits marquants du mois de février 2016

Conjoncture énergétique

SOMMAIRE

Rapport mensuel, Edition mars 2016

Exploration et développement

Production des hydrocarbures

Consommation des hydrocarbures

Bilan d’énergie primaire

Electricité

Les échanges commerciaux

Observatoire National de l’Energie

Page 2

Faits marquants dudu premier trimestre de 2016 Faits marquants mois de février 2016 Les cours sur les marchés internationaux

 Prix moyen de Brent : 38.5 $/bbl en mars 2016 contre 32.5$/bbl en février 2016 et 55.9$/bbl en mars 2015.  Baisse de 37% par rapport à fin mars 2015.

Production de pétrole brut  Une moyenne de 46,2 mille barils/j à fin mars 2016 contre 53.5 mille barils/j à fin mars 2015.  Baisse de la production de 12% à fin mars 2016 par rapport à fin mars 2015

Bilan d’énergie primaire (1)  Baisse des ressources disponibles de 7% à fin mars 2016 par rapport à fin mars 2015.  Baisse de la demande d’énergie primaire de 4% à fin mars 2016 par rapport à fin mars 2015.

Electricité  Légère augmentation de la production d’électricité de 1,2 % à fin mars 2016 par rapport à fin mars 2015

Observatoire National de l’Energie

Exploration et développement  Nombre total du permis : 92 en mars 2016 contre 37 en mars 2015.  Pas de nouveau forage exploration ou développement.

Gaz naturel  5,8 Millions de m3/j à fin mars 2016 contre 6,8 Mm3/j à fin mars 2015 : Baisse de la production de 15%.  Hausse de la quantité de forfait fiscal sur le droit de passage du gaz algérien de 101% entre fin mars 2015 et fin mars 2016.

Bilan d’énergie primaire (2)  Légère baisse du déficit du bilan d’énergie primaire : 1010 ktep-pci à fin mars 2016 contre 1019 Ktep à fin mars 2015.  Régression du taux d’indépendance énergétique à 55% à fin mars 2016 contre 57% à fin mars 2015.

Commerce extérieur  Baisse des importations en valeur de 39% accompagnée d’une baisse au niveau des exportations de 14%.  Amélioration du déficit de la balance commerciale énergétique de 544 MDT entre fin mars 2015 et fin mars 2016. Page 3

Faits marquants du mois de février 2016 Exploration et développement

Nb de permis octroyés Nb permis abondonnés Nb total des permis Nb de forages explo. Nb forages dévelop. Nb de découvertes

Mars

A fin Mars

Réalisé 2015

2015

2016

2015

2016

0 7 31 5 3 3

0 0 37 0 0 0

0 1 29 0 0 0

0 1 37 1 2 0

0 2 29 0 0 0

Titres Le nombre total de permis en cours de validité à fin mars 2016, est 92 permis dont 28 permis de recherche et un permis de prospection couvrant une superficie totale de 76 749 km2 et 53 concessions d'exploitation dont 36 concessions en production (parmi ces concessions en production, l’ETAP participe dans 29 et l’Etat directement dans 2). L’ensemble des titres (permis et concessions) est détenu par 44 compagnies nationales et internationales. Il est à signaler l’expiration da la validité du permis de prospection « Mateur » sans la réalisation des obligations contractuelles (le 07 février 2016) et l’expiration du permis « Fkirine » suite à la non conversion en permis de recherche.

Exploration Abandon provisoire d’un puits d’exploration démarré en 2015. nb

Intitulé du puits

01

Mozrane -2

Permis / Concessions

Début du forage

Fin du forage

Résultats Profondeur finale: 3410 m

Nord Médenine

09/11/2015

16/12/2015

Démarrage des opérations du test le 11/02/2016, débit moyen : 100 bbl/j d’huile environ. Abandon provisoire du puits.

Développement Fin des opérations de forage d’un puits de développement démarré en 2015 nb

Intitulé du puits

01 SLK# 14

Début du forage

Profondeur

18/12/2015 1576 m

Observatoire National de l’Energie

Résultats 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.

Page 4

Faits marquants du mois de février 2016 Production des hydrocarbures

2-1 Pétrole Brut & GPL champs PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS Unité : kt et ktep

A fin mars

Réalisé 2015

2015

2016

Var (%)

Hasdrubal El borma Adam Cherouq Ashtart Ouedzar El Hajeb/Guebiba Bir Ben Tartar Miskar M.L.D Franig/Bag/Tarfa Barka Cercina Anakid Est Autres TOTAL pétrole (Kt) TOTAL pétrole (Ktep)

290 286 212 148 235 95 106 81 98 57 135 83 54 59 372

77 72 62 40 60 24 27 23 23 15 45 18 17 23 95

47 66 55 33 68 23 29 14 25 13 27 20 15 17 91

-38% -8% -10% -17% 13% -5% 7% -37% 7% -15% -40% 14% -12% -25% -4%

2 310 2 369

621 637

545 558

-12,2% -12,3%

TOTAL pétrole et Condensat (kt) TOTAL pétrole brut et Condensat (Ktep)

2 334 2 394

626 642

551 565

-11,9% -12,0%

213 233

51 55

49 54

-2,9% -2,8%

2 547 2 627

676 697

600 619

-11,2% -11,2%

Champ

GPL Primaire TOTAL GPL primaire (kt) TOTAL GPL primaire (Ktep) Pétrole + Condensat + GPL primaire TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep)

La production nationale de pétrole brut a atteint 558 kt à fin mars 2016 accusant ainsi une baisse de 12,3% par rapport à fin mars 2015 soit une diminution de 79 kt. Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants : Hasdrubal (-29kt), Franig Baguel et Trafa(-18kt) , Bir ben tartar (-8kt), cherouq (-7kt), Adam (-6kt) et Anaguid Est (-6kt), et qui ont totalisé à eux seuls une baisse de 75 kt entre fin mars 2015 et fin mars 2016.

Observatoire National de l’Energie

Page 5

Faits marquants du mois de février 2016 En effet, il convient de noter :  champ Hasdrubal : Réduction de la production d’environ 50% entre le 19 et 20/02/2016 et arrêt de la production entre le 21/02/2016 au 26/03/2016 suite à une panne au niveau du compresseur d’expédition du gaz commercial à la STEG.  Champ Baguel et Tarfa : réduction de la production de 40% causé surtout par la baisse du débit du puits Tarfa 3, le puits qui a été mis en production en janvier 2015 est passé de 5000 bbl/j initialement à 2000 bbl/j à fin janvier 2016. Puits Tarfa 3 fermé du 04/02/2016 au 07/02/2016 pour remonter la pression.  Champ Bir ben Tartar : réduction de la production de 37% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel.  Champ Cherouq : réduction de la production de 17% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel.  Champ Anaguid Est : réduction de la production de 25%, les puits Nada 1, Maha 1 et chada 1 sont fermés en attente des W.O. et les puits Amani 1 et Amani 2 ont subit des arrêts de quelques jours suite à des problèmes techniques.  Champ Adam : réduction de la production de 10% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits.  Champ Chergui : arrêt de la production depuis le 19/01/2016 suite aux sit-in. La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs, notamment ceux d’Adam, Cherouk, Bir ben Tartar ,Ouedzar, Didon, El Borma et MLD. Par contre, nous signalons la hausse de la production des champs suivants :  Champ Maamoura (+113%) +9 kt  Champ El Hajeb Guebiba (+7%) +2kt  Champ Sidi Kilani (+21%) +2 kt, mise en production du nouveau puits SLK#14 du 16/1/2016 au 11/02/2016, fermé du 11/02/2016 au 29/03/2016 pour remonter la pression.

Observatoire National de l’Energie

Page 6

Faits marquants du mois de février 2016 Production mensuelle de pétrole brut ( kt)

350

300

250

200

150 mars-16 janv.-16 nov.-15 sept.-15 juil.-15 mai-15 mars-15 janv.-15 nov.-14 sept.-14 juil.-14 mai-14 mars-14 janv.-14 nov.-13 sept.-13 juil.-13 mai-13 mars-13 janv.-13 nov.-12 sept.-12 juil.-12 mai-12 mars-12 janv.-12 nov.-11 sept.-11 juil.-11 mai-11 mars-11 janv.-11 nov.-10 sept.-10 juil.-10 mai-10 mars-10 janv.-10

La production mensuelle du pétrole continue sa tendance baissière en mars 2016 et se situe

kt

aussi au dessous de celle enregistrée en mars 2015.

Production mensuelle de pétrole brut

220 2015

2016

200 180 160

140 120

Observatoire National de l’Energie

Dec

Nov

Oct

Sep

Aout

Juil

Juin

Mai

Avril

Mars

Fev

Jan

100

Page 7

Faits marquants du mois de février 2016 II-2 Ressources en gaz naturel RESSOURCES GAZ NATUREL

Réalisé 2015

A fin mars 2010

2015

2016

Var (%)

(1)

(2)

(3)

(3)/(2)

TCAM%) (3)/(1)

Unité : ktep-PCI PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL

2548

1055

617

605

-2%

-9%

2231

697

546

462

-15%

-7%

713

367

169

178

6%

-11%

321

78

83

81

-2%

1%

Gaz Chergui

241

59

50

13

-74%

-22%

Hasdrubal

703

115

179

120

-33%

1%

Maamoura et Baraka

102

3

29

23

-20%

-

151

75

36

47

29%

-8%

317

358

71

143

101%

-14%

2212

223

501

611

22%

18%

2831

1173

685

672

-2%

2479

774

606

514

-15%

-7%

792

408

188

198

6%

-11%

357

87

92

91

-2%

1%

Production nationale Miskar Gaz Com Sud

(1) (4)

Franig B. T. et Sabria

(2)

Redevance totale (Forfait fiscal)

(3)

Achats

Unité : ktep-PCS PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL Production nationale Miskar Gaz Com Sud

(1) (4)

-9%

Gaz Chergui

267

66

56

14

-74%

-22%

Hasdrubal

781

128

199

134

-33%

1%

114

3

32

25

-20%

-

168

83

40

52

29%

-8%

352

398

79

159

101%

-14%

2458

248

556

679

22%

18%

Maamoura et Baraka Franig B. T. et Sabria

(2)

Redevance totale (Forfait fiscal)(3) Achats

(1)Gaz commercial du sud : quantité de gaz traité d'El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss. et Cherouk (2)Ycompris gaz Sabria (3) Redevance n'est pas considérée comme ressources nationales (4) Entrée en exploitation du puit EB406 à El Borma le 09/02/2016

La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint 605 ktep, à fin mars 2016, accusant ainsi une baisse de 2% par rapport à fin mars 2015 et ce suite à la baisse de la production nationale de 15%

malgré l’augmentation significative

de la

redevance sur gaz algérien de 101%. La baisse de la production nationale de 15% est due, principalement, à la baisse de la production du champ Hasdrubal suite à la réduction de la production les 19 et 20/02/2016 et l’arrêt de la production entre le 21/02/2016 et le 26/03/2016 pour des problèmes techniques, ainsi qu’à l’arrêt de la production du champ Chergui à partir du 19/01/2016 causé par les sit-in.

Observatoire National de l’Energie

Page 8

Faits marquants du mois de février 2016 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 de deux Champs suivants :  Champs Franing, Baguel et Tarfa de 29%,  champs Miskar de 6%. Bien que le forfait fiscal mensuel sur le passage du gaz algérien continue sa tendance haussière courant le premier trimestre de 2016 par rapport à 2015, on a assisté à un repli de cette augmentation courant le mois de mars 2016.

70 60

Ktep-pci

80

Evolution mensuelle de la redevance totale entre 2015 et 2016 2015

50

2016

40 30 20

10 0 Jan

Fev Mars Avril Mai

Juin

Juil

Aout Sep

Oct

Nov

Dec

Les importations du gaz naturel : Les importations du gaz algérien ont enregistré une importante hausse pour passer de 6% courant les deux premiers mois de 2016 à 22% courant le premier trimestre de 2016 pour se situer à 611 ktep. Cette augmentation résulte de l’effet conjugué de : 

La baisse de la production nationale ;



La non utilisation du fuel pour la production électrique. En effet, la génération d’électricité s’est basée sur le gaz naturel courant le premier trimestre de 2016 contrairement à la même période de l’année dernière où la STEG a utilisé 127 ktep de fioul comme substitution au gaz naturel pour la génération électrique.

L’approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une augmentation de 8% entre fin mars 2015 et fin mars 2016 pour se situer à 1196 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 49% à fin mars 2015 à 39% à fin mars 2016.

Observatoire National de l’Energie

Page 9

Faits marquants du mois de février 2016 2. Augmentation de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a passé de 6 % à fin mars 2015 à 10 % à fin mars 2016. 3. Augmentation de la participation des achats du gaz algérien de 45% à 51 % entre fin mars 2015 et 2016. Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel

1200

800

Ktep pci

1000

1107

1196 51%

45%

Achats gaz algérien Red cédée à Steg

600

6%

10%

400 49%

39%

fin mars 15

fin mars16

200

Production Nationale

0

Observatoire National de l’Energie

Page 10

Faits marquants du mois de février 2016 Consommation des hydrocarbures 3-1 Produits pétroliers CONSOMMATION DES PRODUITS PETROLIERS (provisoire) Unité : ktep

Réalisation en 2015

A fin mars 2010

2015

2016

Var (%)

TCAM(%)

(1)

(2)

(3)

(3)/(2)

(3)/(1)

GPL

587

147

182

169

-7%

2%

Essences

612

112

161

137

-15%

3%

Pétrole lampant

52

22,1

18,0

15,2

-15%

-6%

1991

446

480

469

-2%

1%

Gasoil ordinaire

1712

424

419

399

-5%

-1%

Gasoil 50

279

22

61

70

15%

21%

497

84

189

62

-67%

-5%

STEG & STIR

250

5

133

7

-

-

Hors (STEG & STIR)

248

78

56

55

-1%

-6%

Jet

212

36

47

40

-15%

2%

Coke de pétrole

621

69

158

146

-7%

13%

Total

4573

918

1234

1039

-16%

2%

Cons finale (Hors STEG& STIR)

4323

911

1101

1032

-6%

2%

Gasoil

Fuel

La demande nationale des produits pétroliers, a enregistré entre le premier trimestre de 2015 et de 2016 une baisse de 16% pour se situer à 1039 ktep. Cette diminution est due principalement à la chute de demande de fuel de 67% du fait qu’il n’a pas été utilisé courant le premier trimestre de 2016 pour la production électrique contrairement à la même période de 2015. Par conséquent, la nouvelle répartition de la consommation des produits pétroliers s’est caractérisée par une baisse de la part de fuel de 14% à 6% contre une augmentation de la part du gasoil de 40% à 45% ente le premier trimestre de 2015 et celui de 2016.

Observatoire National de l’Energie

Page 11

Faits marquants du mois de février 2016 fin mars 2016

fin mars 2015 Petcoke Jet 11% 4%

GPL 16%

Fuel 14% Gasoil 40%

Petcoke 13%

Jet 4% Fuel 6%

Essences 13% Pétrole lampant 2%

GPL 17% Essences 13% Pétrole lampant 2%

Gasoil 45%

La consommation des carburants routiers a diminué dans l’ensemble de 5% entre fin mars 2015 et fin mars 2016 pour se situé à 606 ktep et représentant ainsi 58% de la consommation totale des produits pétroliers courant le premier trimestre de 2016.

La consommation du gasoil ordinaire a diminué de 5%, celle de l’essence sans plomb de 15% contre une augmentation du gasoil 50 de 15%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle globale des carburants routiers à partir de janvier 2014 qui

Consommation mensuelle des carburants routiers

60

Kt

240

Kt

continue à suivre une tendance irrégulière. Consommation mensuelle de l'Essence sans plomb 53

55 50

230

46 43

45 39 40

220

42 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

35

213

Kt

210

202 160 150

200

Consommation mensuelle de gasoil ordinaire

140

132

140 132

123 130

197

120

124

110

190

180

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

100 188

Kt

180 Consommation mensuelle de gasoil 50

30 25

170

25 21

20

22 22

17

Observatoire National de l’Energie

15 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

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

160

Page 12

Faits marquants du mois de février 2016 Le gasoil ordinaire couvre 66% de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur de 38% dans la demande totale des produits pétroliers et 18% de la demande totale d’énergie primaire courant le premier trimestre de 2016.

Kt

Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du gasoil ordinaire 154

160

143

140

140

151

138

134

127

120

132

132

124

100

146

143

130

137

Ess2015

128

Go 2015

80

Ess2016

46

46

55

dec

nov

oct

sept

aout

Go 2016

40

43 juil

févr

jan

48

53

46

42

20

51

juin

43

51

mai

40

48

mars

60

53

avril

54

Une baisse de 7% de la consommation du GPL entre fin mars 2015 et fin mars 2016 pour se situer à 169ktep. 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 67% du fait qu’il n’a pas été utilisé dans la production électrique. La consommation du coke de pétrole a diminué de de 7% entre fin mars 2015 et fin mars 2016 et s’est située à 146 ktep. En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de 15%. Quant à la consommation du

jet

aviation,

Consommation mensuelle du jet aviation (kt)

elle

tendance

25

baissière observé après

20

l’attaque du musée du

15

Bardo

de

10

Sousse avec 15% de moins

5

continue

et

sa

l’attentat

que la même période de l’année écoulée.

Observatoire National de l’Energie

2015 2016

0 jan

févr mars avril

mai

juin

juil

aout sept

oct

nov

déc

Page 13

Faits marquants du mois de février 2016 III-2 Gaz Naturel

DEMANDE EN GAZ NATUREL

Réalisé 2015

A fin mars 2010

2015

2016

Var (%)

TCAM%)

(1)

(2)

(3)

(3)/(2)

(3)/(1)

Unité : ktep-PCI DEMANDE

4666

1026

1099

1195

9%

3%

Production d'électricité

3433

694

693

822

19%

3%

Hors prod élec

1233

332

406

372

-8%

2%

Haute pression

282

96

74

69

-6%

-5%

Moy&Basse pression

950

236

333

303

-9%

4% Unité : ktep-PCS

DEMANDE

5184

1140

1221

1327

9%

3%

Production d'électricité

3814

771

770

914

19%

3%

Hors prod élec

1370

369

452

414

-8%

2%

314

107

82

77

-6%

-5%

1056

262

370

337

-9%

4%

Haute pression Moy&Basse pression

La demande totale en gaz naturel a enregistré une augmentation de 9% entre le premier trimestre de

Répartition de la demande en gaz naturel à fin mars 2016

2015 et celui de 2016 en se situant à 1195 ktep et ce suite à la hausse de la demande en gaz naturel destinée à la production électrique de 19%. Cette

Production d'électricité

25%

hausse est expliquée par le recours au fuel durant le premier mois de 2015 en substituant partiellement le gaz

naturel

dans

la

production

électrique

Haute pression

6%

69%

Moy&Basse pression

contrairement à 2016 . Le secteur de la production électrique reste de loin le plus grand consommateur du gaz naturel et représente 69% de la demande totale en gaz naturel à fin mars 2016 du fait que le parc de la production électrique est basé à hauteur de 96% sur le gaz naturel, contre 83% à fin mars 2015.

Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé une baisse de 8% pour se situer à 372 ktep suite à la baisse de la demande des clients MPBP de 9% ainsi qu’à la baisse des clients HP de 6%.

Observatoire National de l’Energie

Page 14

Faits marquants du mois de février 2016 En ce qui concerne la consommation spécifique globale des

moyens de production

électrique (STEG+IPP), elle a enregsitré une légére amélioration entre fin mars 2015 et fin mars 2016 (226,3 tep/GWh à fin mars 2016 contre 228 tep/GWh à fin mars 2015). Rappelons ici que la consommation spécifique en 2015 a enregistré une nette amélioration.

263

2016 249

236 224

229 224

246 241

226 225 225

241 228

239

242 234 233

225

226

228

sept

230

243

238 236

aout

250 240

2015

juillet

260

Tep/Gwh

270

Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle entre 2014, 2015 et 2016 2014

230 224

230 226

220 210

Observatoire National de l’Energie

dec

nov

oct

juin

mai

avril

mars

fév

jan

200

Page 15

Faits marquants du mois de février 2016 Bilan énergétique BILAN D'ENERGIE PRIMAIRE Unité : ktep-pci A fin mars Réalisé en 2015

2010

2015

2016

Var (%) TCAM (%)

(1)

(2)

(3)

(3)/(2)

(3)/(1)

RESSOURCES

5220

2075

1329

1237

-6,9%

-8%

Pétrole (1)

2395

980

641

565

-12%

-9%

233

36

55

54

-3%

7%

2548

1055

617

605

-2%

-9%

Production

2231

697

546

462

-15%

-7%

Redevance

317

358

71

143

101%

-14%

Elec primaire

45

4

16

13

-17%

20%

DEMANDE

9283

1948

2350

2247

-4%

2%

Produits pétroliers

4573

918

1234

1039

-16%

2%

Gaz naturel

4666

1026

1099

1195

9%

3%

45

4,4

16

13

-17%

20%

Avec comptabilisation de la redevance(3)

-4063

127

-1020

-1010

Sans comptabilisation de la redevance (4)

-4380

-231

-1092

-1152

GPL primaire

(2)

Gaz naturel

Elec primaire SOLDE

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 (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

Les ressources d'énergie primaire ont atteint, à fin mars 2016, 1237 ktep accusant ainsi une baisse de

Répartition des ressources d'énergie primaire à fin mars 2016

7% par rapport à celles réalisées durant la même période de l’année précedante. La production de

4% 1% 12%

pétrole (y compris condensat) a baissé de 12%, celle

Observatoire National de l’Energie

Gaz national

46%

du gaz naturel de 15% et celle du GPL primaire de 3%.

Pétrole + condensat

37%

Redevance gaz algérien GPL champs + usine gabes Elec primaire

Page 16

Faits marquants du mois de février 2016 Les ressources d’énergie primaire restent dominées par la production de pétrole et du gaz national qui participent respectivement à hauteur de

46% 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 12%.

La demande d'énergie primaire a accusé une baisse de 4% entre le premier trimestre de 2015 et celui de 2016 pour se situer à 2247 ktep suite à la baisse de demande des produits pétroliers de 16%. La répartition de la demande a considérablement changé entre fin mars 2015 et fin mars 2016, en effet, après être dominé par les produits pétroliers, la prépondérance est revenue au gaz naturel courant le premier trimestre de 2016 avec un taux de couverture de 53%. Répartition de la demande d'énergie primaire fin mars 2015

Répartition de la demande d'énergie primaire fin mars 2016 1%

1%

Produits pétroliers

Produits pétroliers

46%

47%

52%

Gaz naturel

Gaz naturel 53%

Elec primaire

Elec primaire

Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin mars 2016, un déficit de 1010 ktep contre un déficit de 1019 ktep enregistré à fin mars 2015. Le taux d’indépendance énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire par la consommation primaire, s’est situé à 55% à fin mars 2016 contre 57% à fin mars 2015. Sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique à fin mars 2016 est de 49% pour un déficit de 1152 ktep contre un taux d’indépendance énergétique de 54% à fin mars 2015 qui correspond à un déficit de 1090 ktep.

Observatoire National de l’Energie

Page 17

Faits marquants du mois de février 2016 Electricité PRODUCTION D'ELECTRICITE Unité : GWh A fin mars Réalisé 2015

STEG

14 851

FUEL + GASOIL

2010

2015

2016

Var (%)

TCAM (%)

(1)

(2)

(3)

(3)/(2)

(3)/(1)

2 521

3 326

3306

-0,6%

5%

874

2

508

0

-

-17%

GAZ NATUREL

13459

2468

2631

3151

20%

4%

HYDRAULIQUE

69

8

22

9

-61%

1%

EOLIENNE

448

43

165

146

-12%

22%

3314

788

809

885

9,4%

2%

91

21

22

15

-32%

-6%

3 330

4 157

1,2%

4,0%

IPP (GAZ NATUREL) ACHAT TIERS PRODUCTION NATIONALE

18256

4 206

*données des ventes du premier trimestre de 2016 non encore disponibles

La production totale d’électricité a enregistré une augmentation de 1,2% entre fin mars 2015 et fin mars 2016 en se situant à 4206 GWh. Leux deux graphiques suivants illustrent la production mensuelle d’électcité ainsi que la pointe électrique à partir du mois de janvier 2014.

3400

Gwh

1445 1442 1422 1437 1385 1334 1316 1298

1400 1375 1321 1377 1231

1646

1587

1541

1277

1428

14551432

1432

1342

1306

1200

2476 févr-16

mars-16

déc-15

janv-16

oct-15

nov-15

sept-15

juil-15

août-15

juin-15

avr-15

mai-15

févr-15

mars-15

déc-14

janv-15

oct-14

nov-14

sept-14

juil-14

aout-14

juin-14

avr-14

mai-14

févr-14

mars-14

janv-14

mars-16

déc-15

févr-16

janv-16

oct-15

nov-15

sept-15

juil-15

août-15

juin-15

avr-15

févr-15

mars-15

déc-14

janv-15

oct-14

nov-14

sept-14

juil-14

avr-14

mai-14

1729

1000 juin-14

mars-14

févr-14

2613 2531

2542

2332

2250 janv-14

2660

2554

2362

2478

2758

2670 2664 2651 2655 2624 2529

2457

2000

1778

1800

mai-15

2503

2600

1976 1939

1905

1600

2986

2800

Production électrique mensuelle

3412

3000

3000

2200

2000

3500

3272

3200

2400

3599

3465

aout-14

3600

Evolution de la pointe électrique mensuelle MW

3800

La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 79% de la production nationale. L’électricité produite à partir du gaz naturel (STEG +IPP) a accusé une augmentation de 17%, contre une participation nulle du fuel dans le mix de la production électrique comme le montre les graphiques suivant :

Observatoire National de l’Energie

Page 18

Faits marquants du mois de février 2016 Mix de la production électrique à fin mars 2015

Mix de la production élecrique à fin mars 2016

FUEL + GASOIL

83.2%

0.2%

0.5%

GAZ NATUREL 4.5%

96.3% 3.7%

4%

3.5%

HYDRAULIQUE EOLIENNE

12.3%

La puissance électrique totale installée a atteint 5217 MW à fin 2015 suite à la mise en service de la centrale Sousse D, de puissance 425 MW, en juin 2015. La part des cycles

6000

Parc du production électrique 2014-2015

5000

MW

combinés a passé de 35% en 2014 à 40% à fin 2015.

4000

(Puissance installée opérationnelle 4792MW)

295

295 1772

1772

Partition du parc de production électrique en 2014

Energies Renouvelables

Partition du parc de production électrique en 2015 ( Puisasnce installée opérationnelle 5217 MW)

Enr 6%

Enr 6%

Turbine à gaz

3000

2110 1685

Thermique à vapeur 22%

Cycles combinés

2000

Turbine à gaz 37%

1000 1040

1040

2014 (P= 4792 MW)

2015 (P=5217 MW)

0

Thermique à vapeur

Cycles combinés 35%

Thermique à vapeur 20% Turbine à gaz 34%

Cycles combinés 40%

Il est à signaler que les deux turbines à gaz d’une puissance 2* 120 MW sont actuellement en cours d’installation à Bouchama gouvernorat de Gabes afin de faire face à demande estivale.

Observatoire National de l’Energie

Page 19

Faits marquants du mois de février 2016 Les échanges commerciaux

EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES Quantité (kt)

Quantité (ktep-PCI)

A fin mars

A fin mars

2015

2016

Var (%)

334

442

32%

ETAP

158

243

PARTENAIRES

176

(1)

A fin mars

2015

2016

Var (%)

2015

2016

Var (%)

554

673

21%

423

362

-14%

342

452

32%

275

246

-10%

53%

163

249

53%

133

129

-3%

199

13%

179

203

13%

142

117

-17%

EXPORTATIONS PETROLE BRUT

Valeur (MDT)

20

12

-40%

22

13

-40%

12

6

-51%

ETAP

13

8

-40%

14

8

-40%

8

4

-51%

PARTENAIRES

7

4

-40%

8

5

-40%

4

2

-50%

178

186

4%

180

187

4%

128

100

-22%

Fuel oil (BTS)

93

101

8%

91

98

8%

58

46

-21%

Virgin naphta

85

86

1%

89

89

1%

70

54

-23%

10

21

97%

7

10

28%

1926

1862

-3%

1558

953

-39%

192 916

-25%

108 535

-49%

-16%

212 885

GPL Champs

PRODUITS PETROLIERS

REDEVANCE GAZ EXPORTE

IMPORTATIONS (4)

252 1122

188 936

-25% -17%

257 1097

GPL

131

113

-13%

144

125

-13%

140

91

-35%

Gasoil ordinaire

348

280

-19%

357

288

-19%

348

173

-50%

Gasoil 50

65

82

27%

66

85

27%

65

57

-13%

(3)

55

43

-22%

57

44

-22%

61

32

-47%

122

148

22%

127

155

22%

131

126

-4%

176

65

-63%

172

64

-63%

98

22

-78%

226

204

-10%

PETROLE BRUT

PRODUITS PETROLIERS

Jet

Essence Sans Pb Fuel oil (HTS)

(5)

Coke de pétrole GAZ NATUREL Redevance totale

(2)

Achat

-40%

173

155

-10%

43

36

-17%

572

754

32%

460

310

-33%

71

143

101%

0

0

_

501

611

22%

460,4

310

-33%

(1) y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange+condensat Gabès) (2): la redevance totale (redevance reçue en nature et cédée à la STEG + redevance reçue en espèce et retrocédée) est prise en considération dans la balance commerciale energétique comme importation à valeur nulle (3) y compris Jet importé par Total (données sur la valorisation indisponibles; valorisé au prix d'importation de la STIR) (4) Importation STIR à partir de 2015 (5) la baisse de l'importation du fioul HTS du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique en 2016

Le déficit de la balance commercial continu son amélioration en affichant un recul important par rapport à 2015 en quantité et surtout en valeur. Evolution de la variation du déficit commericial mensuel cumulé de 2016 par rapport à 2015 en quantité et en valeur

600

544

500 355

400 300 200

100

145

138

183

78

0 fin jan

fin fév

Déficit volumique (Ktep-pci)

Observatoire National de l’Energie

fin mars Déficit comemrcial (MDT)

Page 20

Faits marquants du mois de février 2016 Les échanges commerciaux avec l’extérieur ont enregistré un recul du déficit en volume de 183 ktep courant le premier trimestre de 2016 soit un allégement du déficit volumique de 13% par rapport au premier trimestre de 2015. En effet, les importations ont diminué de 3% (y compris la redevance considérée comme importation à valeur nulle) alors que les exportations ont augmenté de 21%. Exportation des produits énergétiques (ktep-pci) 700

2500

187

600

2100

10 500

Balance énergétique (ktep-pci)

Importation des produits énergétiques (ktep-pci)

21

180

400

22

300

342

13 452

2000

Redevance exportée

Gaz naturel

572

1097 1000

200

GPL primaire

100

Pétrole brut

Produit pétrloliers

600

Pétrole brut

100

916

fin fmars 2016

fin mars 2015

-400 257

192

fin mars 2015

fin fmars 2016

0 fin mars 2015

673

554

500

0

1862

1100

1500

Produits pétroliers

1926

1600

754

fin fmars 2016

-900

-1189

-1372 -1400

Export

Import

Balance

En valeur, les importations des produits énergétiques ont accusé une baisse de 39% contre une baisse des exportations de 14%. Ainsi, le déficit commercial a enregistré à fin mars 2016 une amélioration en valeur de 48%, soit 544MDT, par apport à fin mars 2015. Exportation des produits énergétiques (MDT)

Importation des produits énergétiques (MDT)

Balance commerciale énergétique (MDT)

500 450 400

7

350

128

300

12 275

250

1500

200

10 100 6 246

150

Redevance exportée

460 Gaz naturel

800

1100 Produits pétroliers

100

310

535

500 300

50

Pétrole brut

0 fin mars 2015

fin fmars 2016

953

885

900 700

GPL primaire

1558

1300

1300

Produit pétrloliers

-200 Pétrole brut

100

212

108

-100

fin mars 2015

fin fmars 2016

300

423

362

fin mars 2015

fin fmars 2016 -591

-700 -1135 -1200 Export

Import

Balance

Par ailleurs, le cours du Brent a enregistré courant ce mois une importante hausse de 6$ par rapport à février 2016 mais reste toutefois en dessous de sa valeur enregsitrée en mars 2015 de 17 $ , le taux de change a accusé une légére baisse par rapport au deux prmiers mois de 2016 mais toujours supérieur à la moyenne de 2015 et le prix du gaz continue sa tendance baissière : (+++) La baisse des cours moyens du Brent de 37 % entre fin mars 2015 et fin mars 2016. (-) Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d’Amérique de 5% entre fin mars 2015 et fin mars 2016.

Observatoire National de l’Energie

Page 21

Faits marquants du mois de février 2016 Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du Brent

2,2 2,0

115 105

2.02

1.96

USD/BBL

95

DT /USDD

1,8 1,6 1,4

85 75 65 55

55.92

45

1,2

38.49

35 25

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

1,0 Taux de change DT/US$

BTENT

(+++) La baisse du prix moyen du gaz algérien de 47% en $ et de 45% en DT entre fin mars 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 47% entre fin mars 2015 et fin mars 2016 contre une baisse du Brent ($ /bbl) de 37%: 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 derniers mois. Donc l’impact de la baisse du Brent sur le prix d’import du gaz algérien a été clairement visible en début de 2016 contrairement au début de 2015 ou le prix du gaz a continué de subir les prix de brut relatif à 2014.

444 427

58

DT/TEP-pcs

542

600 483

458

438 500

400 227

févr-16

déc-15

janv-16

oct-15

nov-15

juil-15

sept-15

juin-15

800

300 216

200

mars-16

Prix import Gaz Algérien (USD/TEP)

août-15

déc-14

oct-14

nov-14

juil-14

200

539 554

333 323 300 290 281 274273 267236

sept-14

28

1000 900

700 567 550

346

aout-14

38

300

626 589

413

400

juin-14

48

672 644

511

500

févr-15

68

804

avr-15

600

826

mai-15

78

856

mars-15

BRENT DTD USD/BBL

700

avr-14

juil-15

juin-15

avr-15

mai-15

févr-15

mars-15

janv-15

déc-14

oct-14

nov-14

sept-14

juil-14

aout-14

juin-14

avr-14

mai-14

févr-14

mars-14

janv-14

Prix import Gaz Algérien

88

mai-14

55.92

100

févr-16

150

mars-16

47,9

281 274 273267 236 47,6 227216 46,6 48,6 44,3 38,5 38,2 32,5 30,7 déc-15

56,5

janv-16

61,7

58.13

200

oct-15

250

290

nov-15

323 300

sept-15

333

300

USD/BBL

346

800

janv-15

98 413

915

févr-14

427

900

USD/TEP-pcs

108

août-15

350

118

444

USD/TEP-pcs

400

492

mars-14

500

janv-14

550

450

Evolution du prix mensuel d'import de Gaz algérien en USD et TND

Evolution du prix d'import Gaz Algérien et du cours du Brent

PRIX IMPORT GAZ ALGERIEN EN DT/TEP

(++) Les importations des produits pétroliers ont diminué de 16% en quantité et ont chuté de 40% en valeur. La baisse des quantités importés des produits pétroliers revient à la chute

Observatoire National de l’Energie

Page 22

Faits marquants du mois de février 2016 des importations de fioul du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique à fin mars 2016, à la baisse de la demande en carburants routiers . (-) Baisse des exportations de 14 % en valeur en raison de la baisse du Brent malgré l’augmentation en quantité de 21% (pour des raisons de logistique et non pas due à la hausse de la production de pétrole brut).

Observatoire National de l’Energie

Page 23

Faits marquants du mois de février 2016

Abréviations kt Mt tep ktep Mtep PCI IPP MW GWh HT MT BT ONE TCAM CSM Pointe FHTS FBTS CC TG TV kbbl/j Mm3/j

Kilo tonne Million de tonne Tonne équivalent pétrole Kilo tonne équivalent pétrole (1000 tep) Million de tonne équivalent pétrole Pouvoir calorifique inférieur Producteurs Indépendants d’électricité Méga Watt Giga Watt heure Haute Tension Moyenne Tension Basse Tension Observatoire National de l’Energie Taux de Croissance Annuel Moyen Consommation spécifique Moyenne tep/Gwh Puissance maximale appelée MW Fioul à haute teneur en soufre 3 ,5% Fioul à basse teneur en soufre 1% Cycle combiné Turbine à gaz Thermique à vapeur Mille barils par jour 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.

Observatoire National de l’Energie

Page 24