Rap pport mensuel, Edition avril 2016

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1 REPUBLIQUE TUNISIENNE MINISTERE DE l ENERGIE ET DES MINES Direction Générale de l Energie Observatoire National de l Energie Rap pport mensuel, Edition avril 2016

2 Faits marquants du mois de février 2016 Conjoncture énergétique SOMMAIRE Rapport mensuel, Edition avril 2016 Exploration et développement Production des hydrocarbures Consommation des hydrocarbures Bilan d énergie primaire Electricité Les échanges commerciaux Prix de l énergie Programme d entretien Observatoire National de l Energie Page 2

3 Faits Faits marquants marquants durant mois les 4 de premiers février 2016 mois de 2016 Les cours sur les marchés internationaux Prix moyen de Brent : 41.5 $/bbl en avril 2016 contre 38.5$/bbl en mars 2016 et 59.8$/bbl en avril Baisse de 35% par rapport à fin avril Exploration et développement Nombre total du permis : 29 en avril 2016 contre 37 en mars Pas de nouveau forage exploration ou développement. Production de pétrole brut Une moyenne de 46,9 mille barils/j à fin avril 2016 contre 52.9 mille barils/j à fin avril Baisse de la production de 11% à fin avril 2016 par rapport à fin avril 2015 Gaz naturel 6,1 Millions de m 3 /j à fin avril 2016 contre 6,8 Mm 3 /j à fin avril 2015 : Baisse de la production de 10%. Hausse de la quantité de forfait fiscal sur le droit de passage du gaz algérien de 125% entre fin avril 2015 et fin avril Bilan d énergie primaire (1) Baisse des ressources disponibles de 2% à fin avril 2016 par rapport à fin avril Baisse de la demande d énergie primaire de 5% à fin avril 2016 par rapport à fin avril Bilan d énergie primaire (2) Baisse du déficit du bilan d énergie primaire : 1217 ktep-pci à fin avril 2016 contre 1319 Ktep à fin avril Amélioration du taux d indépendance énergétique à 59% à fin avril 2016 contre 57% à fin avril Observatoire National de l Energie Page 3

4 Demande des produits pétroliers Baisse de la demande en produits pétroliers de 14% notamment au niveau du fuel (-64%, non utilisation pour la production électrique), de l essence (-13%) et du gasoil ordinaire (-4%) Demande en gaz naturel Hausse de la demande totale en gaz naturel de 6% suite à l accroissement de la demande du secteur électrique de 14% (non utilisation du fuel pour la production électrique). La demande finale a enregistré par contre une baisse de 8%. Electricité Légère augmentation de la production d électricité de 1,7 % à fin avril 2016 par rapport à fin avril Amélioration de la consommation spécifique globale de 2% Commerce extérieur Baisse des importations en valeur de 44% accompagnée d une baisse au niveau des exportations de 31%. Amélioration du déficit de la balance commerciale énergétique de 721 MDT entre fin avril 2015 et fin avril Observatoire National de l Energie Page 4

5 Explor ration et développement Nb de permis octroyés Nb permis abondonnés Nb total des permis Nb de forages explo. Nb forages dévelop. Nb de découvertes Réalisé 2015 Avril A fin Avril Titres Le nombre total de permis en cours de validité à fin avril 2016, est 29 permis dont 28 permis de recherche et un permis de prospection couvrant une superficie totale de km 2 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 Pas de nouveau forage d exploration à fin avril 2016, Acquisition de 502 km 2 de sismique 3D sur le permis «Bargou» et de 38,5 km 2 de sismique 3D sur le permis «Araifa»(sismique en cours). nb Intitulé du puits 01 Mozrane -2 Permis / Concessions Nord Médenine Début du forage Fin du forage 09/11/ /12/2015 Résultats Profondeur finale: 3410 m Démarrage des opérations du test le 11/02/2016, débit moyen : 100 bbl/j d huile environ. Abandon provisoire du puits. Développement Pas de nouveau forage de développement à fin avril 2016, Fin des opérations de forage d un puits de développement démarréé en 2015 Observatoire National de l Energie Page 5

6 nb Intitulé du puits 01 SLK# 14 Début du forage Profondeur 18/12/ m 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. Observatoire National de l Energie Page 6

7 Production des hydrocarbures 2-1 Pétrole Brut & GPL champs 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) TOTAL pétrole et Condensat (kt) TOTAL pétrole brut et Condensat (Ktep) GPL Primaire PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS Champ Réalisé A fin avril Unité : kt et ktep Var (%) 75-24% 88-8% 72-11% 44-16% 92 11% 31-3% 39-3% 19-36% 33 4% 17-14% 37-36% 27 7% 19-15% 23-26% 118-6% ,2% ,3% ,9% ,9% TOTAL GPL primaire (kt) TOTAL GPL primaire (Ktep) ,2% 78 5,2% Pétrole + Condensat + GPL primaire TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) ,7% 839-9,7% La production nationale de pétrole brut a atteint 734 kt à fin avril 2016 accusant ainsi une baisse de 11,2% par rapport à fin avril 2015 soit une diminution de 93 kt. Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants : Hasdrubal (-24kt), Franig Baguel et Trafa(-20kt), Bir ben tartar (-11kt), Adam (-9kt), cherouq (-8kt), Anaguid Est (-8kt) et El Borma (-8kt), et qui ont totalisé à eux seuls une baisse de 89 kt. Observatoire National de l Energie Page 7

8 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 36% 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 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 36% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel. Champ Cherouq : réduction de la production de 16% 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 26%, le puits Nada 1est fermé en attente des W.O. et les puits Amani 1, Amani 2 et Maha 1 ont subit des arrêts de quelques jours suite à des problèmes techniques. Champ Adam : réduction de la production de 11% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits. Champ Chergui : reprise de la production le 06/04/2016 après l arrêt de la production depuis le 19/01/2016 suite aux sit-in. La production s est arrêtée de nouveau depuis le 22/04/2016 suite à l'atteinte de la capacité maximale de stockage de condensat sans pouvoir expédier. 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 (+93%) +11 kt suite à la bonne performance du puits Maamoura 2-dir. Champ Ashtart (+11%) + 8kt suite à la réalisation d un programme de W.O. Champ Baraka (+7%) +2kt Champ Sidi Kilani (+16%) +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 8

9 350 Production mensuelle de pétrole brut ( kt) avr.-16 janv.-16 oct.-15 juil.-15 avr.-15 janv.-15 oct.-14 juil.-14 avr.-14 janv.-14 oct.-13 juil.-13 avr.-13 janv.-13 oct.-12 juil.-12 avr.-12 janv.-12 oct.-11 juil.-11 avr.-11 janv.-11 oct.-10 juil.-10 avr.-10 janv.-10 La production mensuelle du pétrole a enregistré une légère augmentation courant ce mois par rapport aux deux derniers mois mais reste au dessous de celle enregistrée en avril kt Production mensuelle de pétrole brut Jan Fev Mars Avril Mai Juin Juil Aout Sep Oct Nov Dec Observatoire National de l Energie Page 9

10 II-2 Ressources en gaz naturel RESSOURCES EN GAZ NATUREL PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL Production nationale Miskar Gaz Com Sud Gaz Chergui Hasdrubal (1) (4) Maamoura et Baraka Franig B. T. et Sabria (2) Redevance totale (Forfait fiscal) (3) Achats PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL Production nationale Miskar Gaz Com Sud Gaz Chergui Hasdrubal (1) (4) Maamoura et Baraka Franig B. T. et Sabria (2) Redevance totale (Forfait fiscal) (3) Réalisé 2015 A fin Avril (1) (2) (3) Var (%) TCAM%) (3)/(2) (3)/(1) Unité : ktep-pci 7% -7% -10% -6% 3% -11% -2% 1% -63% -19% -18% 2% -22% - 27% -8% 125% -11% 7% 15% Unité : ktep-pcs 7% -7% -10% -6% 3% -11% -2% 1% -63% -19% -18% 2% -22% - 27% -8% 125% -11% 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 7% 15% La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint 869 ktep, à fin avril 2016, enregistrant ainsi une augmentation de 7% par rapport à fin avril 2015 et ce suite à l augmentation significative de la redevance sur gaz algérien de 125% ce qui a permis de compenser la baisse de la production nationale de 10%. La baisse de la production nationale de 10% 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 du 19/01/2016 au Observatoire National de l Energie Page 10

11 06/04/2016 et l arrêt depuis le 22/04/2016 suite à l atteinte de la capacité du stockage maximale de condensat sans pouvoir l expédier. 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 27%, champs Miskar de 3%. Le forfait fiscal mensuel sur le passage du gaz algérien a enregistré courant ce mois une augmentation importante pour atteindre 83 ktep un niveau qui n a pas été atteint depuis février 2013 suite à l augmentation des quantités livrées par Sonatrach aux deux principaux clients italiens «ENI» et «ENEL» Evolution de la redevance depuis Ktep-pci Evolution mensuelle de la redevance totale entre 2015 et janv-12 avr-12 juil-12 oct-12 janv-13 avr-13 juil-13 oct-13 janv-14 avr-14 juil-14 oct-14 janv-15 avr-15 juil-15 oct-15 janv-16 avr Jan Fev Mars Avril Mai Juin Juil Aout Sep Oct Nov Dec Ainsi la répartition de la redevance totale a enregistré une augmentation au niveau de la part cédée à la STEG qui a passé de 84% à fin avril 2015 pour une quantité de 85 ktep à 87% à fin avril 2016 pour une quantité de 196 ktep. Bien que la part de la redevance exportée a accusé une baisse en pourcentage de 16% à fin avril 2015 à 13% à fin avril 2016, elle a enregistré une augmentation en volume pour passer de 16 ktep à fin avril 2015 à 29 à fin avril Ktep-pci Répartition de la redevance totale 29 (13%) 196 (87%) 16 ( 16%) 85 ( 84%) fin avril 2015 fin avril 2016 redevance en espéce redevance en nature Observatoire National de l Energie Page 11

12 Les importations du gaz naturel : Les importations du gaz algérien ont enregistré une hausse de 6% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 pour se situer à 699 ktep contre une hausse de 22 % entre fin mars 2015 et fin mars 2016 et ce suite à : L augmentation significative du forfait fiscal de 125% (soit une quantité supplémentaire de 125 ktep) entre fin avril 2015 et fin avril La non utilisation du fuel pour la production électrique. En effet, la génération d électricité s est basée sur le gaz naturel courant les 4 premiers mois de 2016 contrairement à la même période de l année dernière où la STEG a utilisé 144 ktep de fioul comme substitution au gaz naturel pour la génération électrique. Les importations mensuelles du gaz algérien courant ce mois ont enregistré leur plus bas niveau durant ces trois dernières années pour se situer à 88 ktep. L approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une augmentation de 6% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 pour se situer à 1539 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 avril 2015 à 42% à fin avril Augmentation de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a passé de 6 % à fin avril 2015 à 13 % à fin avril Maintien de la participation des achats du gaz algérien à 45% entre fin avril 2015 et fin avril Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel Ktep pci % 45% 6% 13% 49% 42% Achats gaz algérien Red cédée à Steg Production Nationale fin avril 15 fin avril 16 Observatoire National de l Energie Page 12

13 Consommation des hydrocarbures 3-1 Produits pétroliers CONSOMMATIONN DES PRODUITS PETROLIERS (provisoire) Réalisation en 2015 Unité : ktep A fin avril Var (%) TCAM(%) (1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1) GPL Essences Pétrole lampant 52 27,8 24,6 20,3 Gasoil Gasoil ordinaire Gasoil Fuel STEG & STIR Hors (STEG& STIR) Jet Coke de pétrole Total Cons finale (Hors STEG& STIR) % 2% -13% 4% -18% -5% -2% 1% -4% -1% 14% 21% -64% -5% - - 0% -6% -16% 1% -6% 12% -14% 2% -5% 2% La demande nationale des produits pétroliers, a enregistré entre fin avril 2015 et fin avril 2016 une baisse de 14% pour se situer à 1388 ktep. Cette diminution est due principalement à la chute de demande de fuel de 64% du fait qu il n a pas été utilisé courant les 4 premiers de 2016 pour la production électrique contrairement à la même période de 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 les 4 premiers mois de 2015 et ceux de Jet 4% Fuel 14% fin avril 2015 Petcoke 11% Gasoil 40% GPL 16% Essences 13% Pétrole lampant 2% Jet 4% Fuel 6% fin avril 2016 Petcoke 13% Gasoil 45% GPL 17% Essences 13% Pétrole lampant 2% Observatoire National de l Energie Page 13

14 La consommation des carburants routiers a diminué dans l ensemble de 4% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 pour se situé à 820 ktep et représentant ainsi 59% de la consommation totale des produits pétroliers à fin avril La consommation du gasoil ordinaire a diminué de 4%, celle de l essence sans plomb de 13% 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. 240 Kt Consommation mensuelle des carburants routiers 60 Kt Consommation mensuelle de l'essence sans plomb 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 Kt Consommation mensuelle de gasoil ordinaire Kt 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 Consommation mensuelle de gasoil janv-14 mars-14 mai-14 juil-14 sept-14 nov-14 janv-15 mars-15 mai-15 juil-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 avr-16 sept-15 nov-15 janv-16 mars-16 Le gasoil ordinaire couvre 66% de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur de 39% dans la demande totale des produits pétroliers et 18% de la demande totale d énergie primaire à fin avril Observatoire National de l Energie Page 14

15 Kt Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du gasoil ordinaire Ess2015 Go Ess2016 Go 2016 jan févr mars avril mai juin juil aout sept oct nov dec La consommation du GPL a accusé une baisse de 6 % entre fin avril 2015 et fin avril 2016 pour se situer à 215 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 64% du fait qu il n a pas été utilisé dans la production électrique. La consommation du coke de pétrole a diminué de de 6% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 et s est située à 195 ktep. En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de 18%. Quant à la consommation du jet aviation, elle continue sa tendance baissière observée après l attaque du musée du Bardo et l attentat de Sousse avec 16% de moins que la même période de l année écoulée. Consommation mensuelle du jet aviation (kt) jan févr mars avril mai juin juil aout sept oct nov déc Observatoire National de l Energie Page 15

16 III-2 Gaz Naturel DEMANDE EN GAZ NATUREL DEMANDE Production d'électricité Hors prod élec Haute pression Moy&Basse pression DEMANDE Production d'électricité Hors prod élec Haute pression Moy&Basse pression Réalisé 2015 A fin Avril (1) (2) (3) Var (%) TCAM%) (3)/(2) (3)/(1) Unité : ktep-pci 6% 2% 14% 2% -8% 2% -5% -5% -9% 4% Unité : ktep-pcs 6% 2% 14% 2% -8% 2% -5% -5% -9% 4% La demande totale en gaz naturel a enregistré une augmentation de 6% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 en se situant à 1537 ktep et ce suite à la hausse de la demande en gaz naturel destinée à la production électrique de 14%. Cette hausse est expliquée par le recours au fuel durant les 4 premiers mois de 2015 en substituant partiellement le gaz naturel dans la production électrique contrairement à 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 avril 2016 du fait que le parc de la production électrique est basé à hauteur de 96% sur le gaz naturel, contre 85% à fin avril Répartition de la demande en gaz naturel à fin avril % 25% 69% Production d'électricité Haute pression Moy&Basse pression Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé une baisse de 8% pour se situer à 473 ktep suite à la baisse de la demande des clients MP- BP de 7% ainsi qu à la baisse des clients HP de11%. Observatoire National de l Energie Page 16

17 En ce qui concerne la consommation spécifique globale des moyens de production électrique (STEG+IPP), elle a enregsitré son meilleur record courant ce mois comparé aux réalisations des années précedentes pour atteindre 209,6 tep/ Gwh contre tep/ Gwh en avril 2015 et ce suite à une meilleure disponibilité des cycles combinées de Sousse C, Sousse D et Ghannouch. Ainsi, la consommation spécifique globale a enregsitré une amélioration de 2% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 pour passer de 227,5 tep/gwh à 222,2 tep/ Gwh. Rappelons ici que la consommation spécifique en 2015 a enregistré une nette amélioration Tep/Gwh Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle entre 2014,2015 et jan fév mars avril mai juin juillet aout sept oct nov dec Observatoire National de l Energie Page 17

18 Bilan énergétique RESSOURCES Pétrole (1) GPL primaire (2) Gaz naturel Production Redevance Elec primaire DEMANDE Produits pétroliers Gaz naturel Elec primaire SOLDE Avec comptabilisation de la redevance (3) BILAN D'ENERGIE PRIMAIRE Réalisé en 2015 A fin Avril (1) (2) (3) , Unité : ktep-pci Var (%) TCAM (%) (3)/(2) (3)/(1) -2,2% -7% -11% -9% 5% 9% 7% -7% -10% -6% 125% -11% -12% 21% -5% 2% -14% 2% 6% 2% -12% 21% Sans comptabilisation de la redevance (4) 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 avril 2016, 1725 ktep accusant ainsi une baisse de 2% par rapport à celles réalisées durant la même période de l année précedante. La production de pétrole (y compris condensat) a baissé de 11%, celle du gaz naturel de 10% contre une augmentation de la redevance gaz algérien de 125%. Observatoire National de l Energie Page 18

19 Les ressources d énergie primaire restent dominées par la production de pétrole et du gaz national qui Répartition des ressources d'énergie primaire à fin avril 2016 participent respectivement à hauteur de 44% et 37% 5% 1% Pétrole + condensat de la totalité des ressources d énergie primaire. La 13% Gaz national part de l électricité renouvelable (primaire) reste timide et ne représente que 1% des ressources primaires contre une augmentation de la part du 37% 44% Redevance gaz algérien GPL champs + usine gabes Elec primaire forfait fiscal à 13%. La demande d'énergie primaire a accusé une baisse de 5% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 pour se situer à 2942 ktep suite à la baisse de demande des produits pétroliers de 14%. La répartition de la demande a considérablement changé entre fin avril 2015 et fin avril 2016, en effet, après être dominé par les produits pétroliers, la prépondérance est revenue au gaz naturel courant les quatre premiers mois de 2016 avec un taux de participation de 52%. Répartition de la demande d'énergie primaire fin avril % Répartition de la demande d'énergie primaire fin avril % Produits pétroliers Produits pétroliers 47% 52% Gaz naturel 52% 47% Gaz naturel Elec primaire Elec primaire Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin avril 2016, un déficit de 1217 ktep contre un déficit de 1319 ktep enregistré à fin avril Le taux d indépendance énergétique, qui représente le ratio des ressources d énergie primaire par la consommation primaire, s est situé à 59% à fin avril 2016 contre 57% à fin avril Sans comptabilisation de la redevance, le taux d indépendance énergétique à fin avril 2016 est de 51% pour un déficit de 1443 ktep contre un taux d indépendance énergétique de 54% à fin avril 2015 qui correspond à un déficit de 1420 ktep. Observatoire National de l Energie Page 19

20 Electricité PRODUCTION D'ELECTRICITE Réalisé 2015 Unité : GWh A fin avril Var (%) TCAM (%) (1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1) STEG FUEL + GASOIL GAZ NATUREL HYDRAULIQUE EOLIENNE IPP (GAZ NATUREL) ACHAT TIERS PRODUCTION NATIONALE ,3% 5% - -17% 18% 4% -45% 1% -8% 24% 8,1% 1% -12% -1% 1,8% 3,9% La production totale d électricité a enregistré une augmentation de 1,8% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 en se situant à 5574 GWh. Leux deux graphiques suivants illustrent la production mensuelle d électcité ainsi que la pointe électrique à partir du mois de janvier MW Evolution de la pointe électrique mensuelle 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 Gwh Production électrique mensuelle 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 juin-15 juil-15 août-15 sept-15 oct-15 nov-15 déc-15 janv-16 févr-16 mars-16 avr-16 La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électriquee avec 78% de la production nationale. L électricité produite à partir du gaz naturel (STEG +IPP) a accusé une augmentation de 16%, contre aucune participation du fuel dans le mix de la production électrique comme le montre les graphiques suivant : Observatoire National de l Energie Page 20

21 Mix de la production électrique à fin avril 2015 Mix de la production élecrique à fin avril % 0.5% FUEL + GASOIL 0.3% 4.2% 3.7% GAZ NATUREL HYDRAULIQUE 96.4% 3.6% 3.3% 10.8% EOLIENNE 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 La part des cycles combinés a passé de 35% en 2014 à 40% à fin Parc du production électrique MW (P= 4792 MW) 2015 (P=5217 MW) Energies Renouvelables Turbine à gaz Cycles combinés Thermique à vapeur Partition du parc de production électrique en 2014 (Puissance installée opérationnelle 4792MW) Enr 6% Turbine à gaz 37% Thermique à vapeur 22% Cycles combinés 35% Partition du parc de production électrique en 2015 ( Puisasnce installée opérationnelle 5217 MW) Turbine à gaz 34% Enr 6% Thermique à vapeur 20% 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 Gabès afin de faire face à la demande estivale. Observatoire National de l Energie Page 21

22 VENTES D'ELECTRICITE * Réalisé 2015 Unité : GWh A fin février Var (%) TCAM (%) (1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1) VENTES** Haute Tension % 3% Moyenne Tension % 2% Basse tension % 5% TOTAL VENTES ,5% 3,7% * données disponibles ** sans tenir compte des ventes à la Libye Les ventes d électricité ont enregistré une légére augmenta tion de 0,5% entre fin février 2015 et fin février 2015 conséquence de l augmentation de 3% des clients de la basse tension, qui représentent 50% de la totalité des ventes, ce qui a amortit la baisse de 3% des clients de la moyenne tension qui totalisent 41% de l ensemble des ventes. 50% Répartion des ventes d'électricité à fin février % 41% Haute Tension Moyenne Tension Basse tension 4% 3% 12% 8% Répartition de la consommation par secteur pour les clients HT&MT à fin février % 67% Industries Agriculture Pompages& ser. Sanitaires Tranpsort Tourisme Services Les industriels restent les plus grands consommateurs d électricité avec 67% de la totalité de la demande des cliens HT&MT à fin février La demande de ces clients a affiché une augmentation de 1,2% entre fin février 2015 et 2016 pour atteindre 219 Gwh. Pour les clients HT et à fin février 2016, les industriels présentent 98% de la demande HT soit 219 GWh accusant une augmentation de 1,2 % par rapport à fin février Avec une consommation de 180 GWh soit 80% de la totalité de consommation HT, les cimenteries restent les clients les plus énergivores. Ils ont accusé une augmentation de la consommation de 2% par rapport à fin février Observatoire National de l Energie Page 22

23 Les échanges commerciaux EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES (provisoire) Quantité (kt) Quantité (ktep-pci) Valeur (MDT) EXPORTATIONS Var (%) Var (%) Var (%) PETROLE BRUT (1) % % % ETAP % % 313 PARTENAIRES % % 174 GPL Champs % % 16 ETAP PARTENAIRES 9 6 PRODUITS PETROLIERS % % % Fuel oil (BTS) % % 78 Virgin naphta REDEVANCE GAZ EXPORTE IMPORTATIONS PETROLE BRUT (4) % % % PRODUITS PETROLIERS % % % GPL % % 168 Gasoil ordinaire % % 448 Gasoil % % 102 Jet (3) Essence Sans Pb % % 241 Fuel oil (HTS) (5) Coke de pétrole % % 74 GAZ NATUREL Redevance totale (2) Achat (6) A fin avril (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 comme importation à valeur nulle A fin avril (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 étéé utilisé pour la production électrique en 2016 (6) Achat STEG à partir de juillet % % -26% % 10-26% % 6-19% % % % % -29% % 91-72% % % % % 0 A fin avril % 168-3% 9-42% 6-42% 3-41% 46-42% 54-40% 13 25% % % 81-20% 45-51% % 22-84% 41-45% 0 _ % 575, % STEG + redevance reçue en espèce et retrocédée) est prise en considération dans la balance commerciale energétique Le déficit de la balance commercial continu son amélioration en affichant un recul important par rapport à 2015 en quantité et surtout en valeur. Evolutionde la variationdu déficit commericial mensuel cumulé de 2016parrapportà2015 enquantitéetenvaleur fin jan fin fév fin mars fin avril Déficit volumique (Ktep-pci) Déficit comemrcial (MDT) Observatoire National de l Energie Page 23

24 Les échanges commerciaux avec l extérieur ont enregistré un recul du déficit en volume de 334 ktep courant les 4 premiers mois de 2016 soit un allégement du déficit volumique de 19% par rapport à la même période de En effet, les importations ont diminué de 13% (y compris la redevance considérée comme importation à valeur nulle) alors que les exportations ont resté stable Exportation des produits énergétiques (ktep-pci) fin avril 2015 fin f avril 2016 Redevance exportée Produits pétroliers GPL primaire Pétrole brut Importation des produits énergétiques (ktep-pci) fin avril 2015 fin f avril 2016 Gaz naturel Produit pétrloliers Pétrole brut Balance énergétique (ktep-pci) fin avril 2015 fin f avril Export Import Balance En valeur, les importations des produits énergétiques ont accusé une baisse de 44% contre une baisse des exportations de 31%. Ainsi, le déficit commercial a enregistré à fin avril 2016 une amélioration en valeur de 51%, soit 721 MDT, par apport à fin avril Exportation des produits énergétiques (MDT) 10 Importation des produits énergétiques (MDT) Balance commerciale énergétique (MDT) fin avril 2015 fin f avril 2016 Redevance exportée Produits pétroliers GPL primaire Pétrole brut fin avril 2015 fin f avril 2016 Gaz naturel Produit pétrloliers Pétrole brut fin avril 2015 fin f avril Export Import Balance Par ailleurs, le cours du Brent a enregistré courant ce mois une hausse de 3$ par rapport à mars 2016 mais reste toutefois en dessous de sa valeur enregsitrée en avril 2015 de 18 $, le taux de change a accusé une légére baisse par rapport au premier trimestre 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 35 % entre fin avril 2015 et fin avril (-) Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d Amérique de 5% entre fin avril 2015 et fin avril Observatoire National de l Energie Page 24

25 Evolution Mensuelle du taux de change et du cours 2,2 du Brent 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 DT /USDD janv-14 févr-14 mars-14 avr-14 mai-14 juin-14 juil aout-14 sept-14 oct-14 nov-14 déc-14 janv-15 févr-15 mars-15 avr-15 mai-15 juin-15 Taux de change DT/US$ juil-15 août-15 sept-15 oct-15 nov-15 déc-15 janv-16 févr-16 mars-16 BTENT avr-16 USD/BBL (+++) La baisse du prix moyen du gaz algérien de 46% en $ et de 44% en DT entre fin avril 2015 et 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 ($/tep) a baissé de 46% entre fin avril 2015 et fin avril 2016 contre une baisse du Brent ($/bbl) de 35%: 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 janv-14 USD/TEP-pcs févr-14 mars-14 avr-14 mai-14 juin-14 Evolution du prix d'import Gaz Algérien et du cours du Brent juil-14 aout-14 sept-14 oct nov-14 Prix import Gaz Algérien déc ,9 janv févr-15 mars , ,5 47, ,6 48, ,3 38, ,2 32,5 41,5 30,7 avr-15 mai-15 juin-15 juil-15 août-15 sept-15 BRENT DTD USD/BBL oct-15 nov-15 déc-15 janv-16 févr-16 mars-16 avr-16 USD/BBL USD/TEP-pcs janv-14 févr-14 mars-14 avr-14 mai-14 juin-14 Evolution du prix mensuel d'import de Gaz algérien en USD et TND juil-14 aout-14 sept-14 oct nov-14 déc janv-15 Prix import Gaz Algérien (USD/TEP) févr-15 mars avr-15 mai-15 juin-15 juil-15 août-15 sept-15 oct-15 nov-15 déc-15 janv-16 févr mars-16 avr-16 DT/TEP-pcs 372 PRIX IMPORT GAZ ALGERIEN EN DT/TEP (++) Les importations des produits pétroliers ont diminué de 13% en quantité et ont chuté de 44% 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 à fin avril 2016 et à la baisse de la demande en carburants routiers et ceci malgré l arret de Observatoire National de l Energie Page 25

26 raffinerie STIR pour entretien du 12/3/2016 au 21/4/2016, soit 42 jours d arrêt à fin février 2016 contre 15 jours à fin avril (-) Baisse des exportations de 31% en valeur malgré le maitien des exportations en quantité en raison de la baisse du Brent. En effet, la quantité de pétrole brut exporté a augmenté malgré la baisse de la production et ceci à cause de la diminution de la quantité de brut local utilisée au niveau de la STIR de 45% entre fin avril 2015 et fin avril Observatoire National de l Energie Page 26

27 Les prix 1- Brent Prix de baril de Brent ($) Evolution mensuelle de la cotation du Brent ($/baril) Jan Fév Mars Avril Mai Juin Juillet Aout Septembre Octobre Novembre Décembre fin avril Variat. 16/ janv-14 févr-14 mars-14 avr-14 mai-14 juin-14 juil-14 aout-14 sept-14 oct nov 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 janv févr mars avr Taux de change Taux de change (d/$) 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 Juin 1,66 1,94 Juillet 1,71 1,97 Aout 1,73 1,95 Septembre 1,77 1,96 Octobre 1,80 1,97 Novembre 1,83 2,03 Décembre 1,86 2,03 fin avril 1,60 1,94 2,03 Variat. 16/15 6,98 5,95 3,49 2,86 4,80 2,1 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,64 janv-14 1,59 1,58 1,59 1,62 févr-14 mars-14 avr-14 Evolution mensuelle du taux de change DT/USD mai-14 1,66 juin-14 juil-14 1,73 1,71 aout-14 1,86 1,91 1,80 1,83 1,77 sept-14 oct-14 nov-14 déc-14 janv-15 1,93 févr-15 1,96 mars-15 1,95 avr-15 1,97 1,94 1,93 mai-15 juin-15 juil-15 1,95 août-15 1,96 1,97 sept-15 oct-15 nov-15 2,03 2,04 2,052,03 déc-15 janv-16 févr-16 mars-16 2,01 avr Prix moyen d import/ export de pétrole brut Pétrole Brut (1) Prix de l'importation STIR Prix d'exportation ETAP (2) (1) Prix moyen pondéré Fin avril 2016 DT /BBls $/BBls ,9 36 (2) Y compris condensats exportés par ETAP (Condensat miskar et Hasdrubal mélange) Observatoire National de l Energie Page 27

28 4- Produits pétroliers PRODUITS PETROLIERS Fin avril 2016 Unités Prix import (1) Pcession (2) Prix de vente (3) Essence SSP Millimes/litre Gasoil ordianiare Millimes/litre Gasoil 50PPM Millimes/litre Fuel oil lourd (N 2) HTS DT/ T GPL Millimes/ kg GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 10,300 3,032 7,4 (1) Prix moyen pondéré (2) Prix à la sortie de raffinerie Bizerte par voie terreste en vigueur de 06/01/2016 (3) Prix de vente en vigeur aux publics du 06/01/ Gaz naturel GAZ NATUREL (DT/TEP PCS) 2015 Fin avril 2016 Prix d'importation Gaz Algérien 640,3 445,3 Prix de vente Moyen année 2014 année 2015 HP 491,1 509,3 MP 368,0 385,5 BP 343,8 363,8 Prix de vente Global (hors taxe) 421,2 439,5 6- Electricité ELECTRICTE (millim/kwh) année 2014 année 2015 Prix de vente Moyen HT 195,7 213,0 MT 173,8 178,5 BT 180,6 186,1 Prix de vente Global (hors taxe) 179,1 185,4 Observatoire National de l Energie Page 28

29 Le planning d entretien 1/ Champs hydrocarbures : Champ Miskar : arrêt de 24 jours pour entretien technique entree mai et juin Champ Ashtart : arrêt de 10 jours pour reconnexion de la barge juillet ou aout à partir du mois de Champ Cercina : 3 jours d arrêt en juillet 2016 pour hydrotest de la conduite marine 6 pouce. Champ Hasdrubal : arrêt de 6 jours en octobre 2016 pour entretien technique. Champs Franing Baguel et Tarfa : arrêt annuel de 3 jours durant le mois d octobre Champs Chergui : arrêt de 03 jours en novembre 2016 pour maintenance. 2/ Planning d entretien prévisionnel des principaux moyens de production électrique Tous les moyens de production sont prévus d être disponibles entre juillet et aout 2016 a- Centrale thermique de RADES Etape A : Turine à vapeur TV2 (140 MW) : arrêt entre le 20/03/2016 et 15/04/2016. b- Centrale thermique de RADES Etape B : Turbine à vapeur TV3 (150 MW) : arrêt de 30 jours pour partir du 15 avril révision annuelle à Turbine à vapeur TV4 (150 MW) : arrêt les 02 derniers mois de 2016 pour révision générale et révision chaudière. c- Cycle Combiné de Sousse ETAPE B (SOUSSE CC B : 2 TG et TVc) : Turbine à Gaz TG1 (118 MW) : arrêt de 30 jours pour révision alternateur et disjoncteur à partir de 15 avril 2016 et arrêt durant le mois d octobre 2016 pour inspection de la partie chaude. d- Cycle Combiné de Sousse Etape C (SOUSSE CC C = 425 MW) : arrêt de 05 jours pour inspection courant la première quinzaine du mois de septembre Observatoire National de l Energie Page 29

30 Abréviations 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 Mm 3 /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 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 30