Rapport mensuel Conjoncture énergétique Premier trimestre de 2015

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1 REPUBLIQUE TUNISIENNE MINISTERE DE L INDUSTRIE, DE l ENERGIE ET DES MINES Direction Générale de l Energie Rapport mensuel Conjoncture énergétique Premier trimestre de 2015

2 Sommaire 1 Exploration et développement 2 Production de pétrole et de gaz naturel 3 Consommation des produits pétroliers et de gaz naturel 4 Bilan énergétique 5 Electricité 6 Les échanges commerciaux 1

3 I- Exploration et développement Nb de permis octroyés Nb permis abondonnés Nb total des permis Nb de forage explo. Nb forages dévelop. Nb de découvertes Réalisé 2014 Mars A fin Mars Titres Le nombre total de permis en cours de validité à fin mars 2015, est de 37 permis dont 35 permis de recherche et 2 permis de prospection couvrant une superficie totale de km 2 et 53 concessions d'exploitation (sans tenir compte d une nouvelle concession en cours d octroi). L ensemble des titres est détenu par 56 compagnies nationales et internationales. A signaler l abandon du permis de recherche «Sidi Mansour» pour fin d échéance en janvier 2015 (suite à l impossibilité de continuer l activité à cause des revendications des citoyens). Exploration La poursuite du test de production sur un puits d exploration entamé en 2014 : nb Intitulé du puits 1 SCV-1 Permis / Concessions Début du forage Fin du forage Le Kef 19/08/ /12/2014 Résultats La reprise des opérations sur le site du forage le 27 mars 2015 Le forage, à fin mars 2015, d un (01) puits d exploration. nb Intitulé du puits Permis / Concessions Début du forage 1 CAT-1 Zaafrane 10/02/2015 Fin du forage Résultats Profondeur à fin mars m Opérations de forage en cours Côté prévision, on prévoit une nette amélioration de l activité d exploration en 2015 durant laquelle on table sur le forage de 10 puits d explorations, contre 03 puits réalisés en

4 Développement La poursuite d un puits de développement entamé en 2014 : nb Intitulé du puits 1 Sabria 13 (Win #13) Début du forage Profondeur 10/12/ m Résultats Profondeur finale atteint le 11 mars Préparatif pour la mise en production. Le forage, à fin mars 2015, de deux puits de développement : nb Intitulé du puits 1 Miskar A7 ST1 Début du forage Profondeur 2 GUB#14 22/02/ m 15/01/ m Forage en cours Résultats Profondeur finale atteint le 31 mars 2015 Préparatif pour libération du rig. Pour l année 2015, on prévoit le forage de 10 puits de développement contre 11 puits réalisés en

5 II- Production des hydrocarbures II-1 Pétrole Brut & GPL champs N Champ Var (%) 1 Hasdrubal % 2 El Borma % 3 Adam % 4 Cherouq % 5 Ashtart % 6 Ouedzar % 7 El Hajeb/Guebiba % 8 Bir Tartar % 9 Miskar % 10 M.L.D % 11 Didon % 12 Barka % 13 Cercina % 14 Anaguid Est % 15 Autres % TOTAL ,7% TOTAL(Ktep) ,8% CONDENSAT GABES (kt) ,9% ,9% TOTAL (Ktep) ,0% GPLchamps (kt) 162,7 47,8 35,0-26,7% GPL Gabes (kt) 78,0 19,9 15,8-20,4% TOTAL GPL Primaire (kt) PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS TOTAL P.BRUTet Condensat (kt) GPL Primaire 240,8 67,7 50,8-24,9% TOTAL GPL (Ktep) ,9% Pétrole + Condensat + GPL pri Réalisé 2014 A fin Mars Unité : kt TOTAL (kt) 2 813, ,5% TOTAL (ktep) ,6% La production nationale de pétrole brut, à fin mars 2015, a atteint 620 kt enregistrant ainsi une baisse de 8% par rapport à fin mars En effet, il convient de noter : 4

6 champ Hasdrubal : Réduction de la production de 27% suite au problème survenu au niveau de l unité de traitement du GPL ainsi que l augmentation de la production d eau à partir de janvier 2015 ce qui a amené à une réduction de la production pour minimiser les problèmes engendré par cette augmentation. Réduction de la production du puits A1 depuis le 24 mars 2015 suite à une panne électrique. champ Chergui : arrêt de la production depuis le 10 mars 2015 suite aux problèmes sociaux. champ Anaguid Est : Réduction de la production de 45% suite à la fermeture des puits Amani#2 le 30 décembre 2014 et Nada#1 en février Actuellement, un seul puits «Amani #1» est en production. Les puits Maha#1 et Chada#1 ont été fermé en A signaler que d autres puits sont en attente d un développement complémentaire prévue au cours du deuxième semestre de Champ El Hajeb/Guebiba : le puits HJ#7 est fermé depuis le 17/03/2015 suite à une panne de la pompe d'injection d'eau. GUE#2 est fermé depuis le 14/03/2015 suite à une panne de la pompe ESP, W. O. en cours. Mise en production du GUE#9 après un W. O. du 20/02 au 06/03/2015 La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs, notamment ceux d Hasdrubal, Adam, Cherouk, Ouedzar, Didon, et MLD. Par contre, nous citons la hausse de la production des champs suivants : Champ Ashtart : reprise du rythme habituel de la production par rapport à fin mars A signaler que la production a diminué en début de 2014 suite au projet Revamping (ajout de compresseurs). A signaler aussi une réduction de la production le 23/03/2015 suite à une panne d électricité. Le puits «Ash#4» est fermé suite panne ESP, attente W. O. Champ Baraka : une hausse de la production de 50% par rapport à fin mars A signaler la fermeture du puits C1 entre décembre 2013 et février Arrêt de la production le 22/03/2015 suite à un problème électrique Champ Cercina : une hausse de la production de 79% par rapport à fin mars A signaler un qu un WO a été réalisé sur le puits Cercina 03 en CERCINA #6A: Fermé depuis le 03/03/2015 suite panne au pompe ESP 5

7 Champ Baguel : une hausse remarquable de production de 581% par rapport à fin mars 2014 grâce aux différents forages de développement réalisés en 2014 et leurs mises en production : Baguel 04, Baguel 05 et Tarfa 03. Champ Sabria : il a réalisé une hausse de la production de 134% par rapport à fin mars 2014 suite à la mise en production du puits «sabria 12 bis» le 14 décembre 2014 : puits fermé du 02/03 au 13/03/2015 pour test. 6

8 II-2 Ressources en gaz naturel RESSOURCES EN GAZ NATUREL Unité : ktep-pci A fin Mars Réalisé Var(%) Var (%) (1) (2) (3) (3)/(1) (3)/(2) PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL % -12% Production nationale ,1 607,4 547,3-12% -9,9% Miskar ,9 184,7 169,0-18% -8% Gaz Com Sud (1) ,6 89,4 84,7-2% -5% Gaz Chergui ,4 56,5 50,1 4% -11% Hasdrubal ,5 226,4 178,8-21% -21% Maamoura 82 13,9 12,9 28,6-7% 122% Franig B. T. et Sabria (2) ,8 37,6 36,1-9% -4% Redevance totale (Forfait fiscal) (3) ,0 97,4 71,10-72% -27% Achats ,1 521,2 500,7 63% -4% (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 La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint, à fin mars 2015, 618 ktep contre 705 ktep réalisé à fin mars 2014, enregistrant ainsi une baisse de 12%. Cette baisse est due essentiellement à la diminution de la production nationale de 10% et à la diminution du forfait fiscal de 27%. La diminution de la production nationale de 10% est due essentiellement à : - La diminution de la production du champ chergui de 11% suite à l arrêt de la production depuis le 10 mars 2015 suite aux problèmes sociaux. - La chute de la production de 21% du champ Hasdrubal suite aux problèmes rencontrés au niveau de l unité du traitement du GPL qui a imposé une réduction du débit et à la réduction de la production du puits A1 depuis le 24 mars 2015 suite à une panne électrique. - La chute de production du champ Miskar de 8% suite aux travaux visant l amélioration de la production. A signaler l augmentation de la production des champs suivants : - L augmentation de la production des Champs Maamoura et Baraka de122%. Le puits «C1» a été fermé entre décembre 2013 et février

9 Ktep-pci Rapport mensuel mars 2015 En dépit de la baisse de la disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) de 12%, les importations du gaz algérien ont accusé aussi une baisse de 4% à fin mars 2015 par rapport à fin mars 2014 pour se situer à 501ktep. Ce repli revient à une substitution partielle du gaz naturel par une quantité de 125 ktep de fuel pour la production électrique du fait que son prix d importation est devenue en dessous de celui d importation du gaz algérien. Ainsi, l approvisionnement national en gaz naturel a enregistré une baisse de 9% à fin mars 2015 par rapport à fin mars 2014 pour se situer à 1109 ktep. La répartition de l approvisionnement national en gaz naturel par source est illustrée dans le graphique suivant : Répartition de l'approvisionnement en gaz naturel % 45.2% 7.5% 5.5 % 49.8% 49.4% fin mars 2014 fin mars 2015 Achats gaz algérien Red cédée à Steg Production Nationale Participation du gaz national à hauteur de 49% Baisse de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a passé de 8% à fin mars 2014 à 6% à fin mars Hausse de la participation du gaz algérien de 43% à fin mars 2014 à 45% à fin mars

10 III- Consommation des hydrocarbures III-1 Produits pétroliers CONSOMMATION DES PRODUITS PETROLIERS (provisoire) Unité : ktep Réalisation en 2014 * A fin Mars Var(%) Var (%) (1) (2) (3) (3)/(1) (3)/(2) CONSOMMATION GPL ,8% 9,3% Essences ,7% 30,0% Pétrole lampant 54 13,4 14,3 17,9 33,6% 25,0% Gasoil ,8% 11,6% Gasoil ordinaire ,5% 11,2% Gasoil ,0% 13,9% Fuel ,2% 163,0% STEG & STIR Hors (STEG & STIR) ,7% -8,0% Jet ,7% 8,6% Coke de pétrole ,2% 30,0% Total ,9% 27,4% Cons finale (Hors STEG& STIR) ,8% 14,7% * provisoire La demande nationale des produits pétroliers, à fin mars 2015, a augmenté de 27% par rapport à fin mars 2014 en se situant à 1231 ktep. Le recours au fuel pour la production électrique durant le premier trimestre de 2015 a légèrement modifié la partition de la consommation des produits pétroliers. En effet, nous assisté à une baisse des parts du gasoil et du GPL qui ont passé respectivement de 44% et 17 % à fin mars 2014 à 39% et 14% à fin mars 2015 contre une hausse de la part du fuel de 8% à 16% de la consommation totale des produits pétroliers. Répartition de la consommation des produits pétroliers à fin mars 2015 Petcoke Jet 13% 4% Fuel 16% Gasoil 39% GPL 14% Essences 13% Pétrole lampant 1% 9

11 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 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 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 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 Kt Kt Rapport mensuel mars 2015 Les essences et le coke de pétrole ont maintenu leurs parts à fin mars 2015 par rapport à fin mars 2014 pour présenter 13% de la consommation totale des produits pétroliers courant le premier trimestre de La consommation des carburants routiers a augmenté dans l ensemble de 16% entre fin mars 2014 et fin mars 2015 pour atteindre 637 ktep représentant ainsi 52% de la consommation totale des produits pétroliers à fin mars 2015 contre 57% à fin mars La consommation du gasoil ordinaire a augmenté de 11%, celle de l essence sans plomb de 30% et celle du gasoil 50 de 14%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle du carburant routier à partir de janvier Consommation Mensuelle des carburants routiers Consommation Mensuelle d'essence sans plomb Consommation Mensuelle de Gasoil Ordinaire Consommation Mensuelle de Gasoil

12 Cette reprise est due au renforcement de la surveillance des frontières du pays limitant ainsi le commerce parallèle des carburants ainsi qu à la situation actuelle instable en Lybie engendrant des perturbations d approvisionnement en carburant participant ainsi à limiter le phénomène. La consommation du GPL, à fin mars 2015, a augmenté de 9% par rapport à fin mars 2014 et s est située à 179 ktep. Cette augmentation est peut être due à la vague de froid qui a frappé le pays durant les deux premiers mois de La consommation du fuel a atteint 193 ktep, à fin mars 2015, soit une augmentation de 163% par rapport à fin mars Cette hausse est due à la consommation de 125 ktep du fioul courant le premier trimestre de 2015 au niveau de la centrale de Rades, comme substituant au gaz naturel pour la production électrique, contrairement à la même période de 2014 où le prix était en faveur du gaz algérien. La consommation du coke de pétrole a augmenté de 30% à fin mars 2015 par rapport à fin mars 2014 et a atteint 157 ktep, a signaler que quelques unités étaient en arrêt pour maintenance durant la même période de l année dernière. En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a augmenté de 25%. Quant à la consommation du jet aviation, elle a augmenté de 9% à fin mars 2015 par rapport à fin mars

13 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 Ktep-pci Rapport mensuel mars 2015 III-2 Gaz Naturel DEMANDE EN GAZ NATUREL (PROVISOIRE) Réalisé 2014 Unité : ktep-pci A fin Mars Var(%) Var (%) (1) (2) (3) (3)/(1) (3)/(2) DEMANDE ,0% -10,3% Production d'électricité 3606,5 764,8 815,4 692,4-9% -15,1% Hors prod élec 1288,2 381,7 399,8 397,2 4% -0,7% Haute pression 297,6 78,5 79,3 73,8-6% -7% Moy&Basse pression 990,7 303,3 320,6 323,4 7% 1% La demande totale en gaz naturel, à fin mars 2015, a diminué de 10% par rapport à fin mars 2014 en se situant à 1090 ktep. Cette baisse est à l origine de la diminution de la demande en gaz naturel destinée à la production électrique de 15% à fin mars 2015 par rapport à fin mars 2014 suite à sa substitution partielle par le fuel pour la génération de l électricité. Le graphique suivant illustre la demande nationale en gaz naturel à partir de janvier 2014 : Demande menseuelle en Gaz Naturel Usage final Production électrique Parallèlement à la substitution partielle du gaz naturel par le fuel, les moyens de production électrique (STEG + IPP) ont montré une nette amélioration au niveau de leur consommation spécifique globale qui a passé de 241 tep/gwh à fin mars 2014 à 226,8 tep/gwh à fin mars 2015 soit une économie en combustible de 6% réalisée par chaque GWh produit entre fin mars 2014 et fin mars

14 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 Tep/Gwh Rapport mensuel mars 2015 Le graphique suivant illustre l évolution mensuelle de la consommation spécifique globale (STEG+ IPP), et montre bien son amélioration notamment après l entrée en production de la centrale combinée de Sousse C durant la deuxième semestre de Consommation spécifique mensuelle globale 263, ,2 238,1 248,8 243,2 245,6 240,8 239,1 242,1 232,9 233,8 229,7 224,2 222,6 224,6 Le secteur de la production électrique reste de loin le plus grand consommateur du gaz naturel et représente 64% de la demande totale en gaz naturel à fin mars 2015 du fait que le parc de la production électrique est basé à hauteur de 83% sur le gaz naturel à fin mars 2015 contre 96% à fin mars Répartition de la demande en gaz naturel à fin mars 2015 Production d'électricité Haute pression Moy&Basse pression 29.7% 6.8% 63.5% Pour les usages finaux (hors production électrique), la demande en gaz naturel a accusé une légère baisse de 1% entre fin mars 2015 et fin mars 2014 en se situant à 397ktep à fin mars 2015 contre une consommation de 400 ktep à fin mars Cette baisse est à l origine de la baisse des clients HP de 7% contre une faible augmentation de la demande des clients MP-BP de 1% pour le même période. A noter aussi que pour le mois de mars 2015, les clients HP ont réalisé une augmentation de la consommation de 3% contre une baisse de la consommation des clients BP de 7%. Il est aussi à signaler l entrée de production de deux clients HP courant le mois de janvier

15 IV- Bilan énergétique BILAN D'ENERGIE PRIMAIRE (provisoire) Réalisé en 2014 * A fin Mars Unité : ktep-pci Var (%) (1) (2) (3) (3)/(2) RESSOURCES % Pétrole (1) % GPL primaire (2) % Gaz naturel % Production ,4 547,3-10% Redevance ,4 71,1-27% Elec primaire 48 6,9 13,14 16,33 24% DEMANDE % Produits pétroliers ,0 27,4% Gaz naturel ,3% Elec primaire 48 6,9 13,14 16,33 24% SOLDE Avec comptabilisation de la redevance (3) 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 mars 2015, 1331 ktep contre 1488 ktep à fin mars 2014, enregistrant ainsi une baisse de 11%. La production de pétrole a baissé de 8%, celle du gaz naturel de 10% et celle de GPL primaire de 25%. La demande d'énergie primaire est passée de 2195 ktep à fin mars 2014 à 2337 ktep, à fin mars 2015, enregistrant ainsi une hausse de 6%. Cette hausse est conséquente de la hausse de la demande des produits pétroliers de 27%. 14

16 Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin mars 2015, un déficit de 1006 ktep contre un déficit de 707 ktep enregistré à fin mars Le taux d indépendance énergétique, qui représente le ratio de la production nationale primaire par la consommation primaire, s est situé à 57% à fin mars 2015 contre 68% à fin mars Sans comptabilisation de la redevance, le taux d indépendance énergétique à fin mars 2015 sera de 54% pour un déficit de 1077ktep contre un taux d indépendance énergétique de 63% à fin mars 2014 qui correspond à un déficit de 804 ktep. 15

17 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 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 Gwh MW Rapport mensuel mars 2015 V- Electricité PRODUCTION PRODUCTION D'ELECTRICITE (provisoire) Réalisé 2014* A fin Mars Unité : GWh Var (%) Var (%) (1) (2) (3) (3)/(1) (3)/(2) STEG % 10,2% FUEL + GASOIL , GAZ NATUREL % -8% HYDRAULIQUE % 133% EOLIENNE % 16% IPP (GAZ NATUREL) % -9% ACHAT TIERS % -38% PRODUCTION NATIONALE % 5,7% La production totale d électricité a augmenté de 6% à fin mars 2015 par rapport à celle réalisée à fin mars 2014 en se situant à 4150 GWh. Cette hausse est peut être due à la vague du froid qui a persisté durant les mois de janvier et février A ce titre, nous avons assisté à une augmentation de la pointe mensuelle respectivement de 8% entre janvier 2014 et janvier 2015 et de 6 % entre février 2014 et février 2015 contre uniquement une augmentation de 3% entre pour le mois de mars. Cette augmentation au niveau de la pointe a été accompagnée par une augmentation de la production électrique mensuelle respectivement de 5% entre janvier 2014 et janvier 2015 et de 8% entre février 2014 et février 2015 contre une augmentation de 4% pour le mois de mars. Les graphiques suivantes illustrent l évolution mensuelle de la production électrique ainsi que celle la pointe Production électrique mensuelle Pointe Mensuelle La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 80% de la production nationale. 16

18 L électricité d origine renouvelable (éolienne + hydraulique) a augmenté de 24% entre fin mars 2014 et fin mars Cette augmentation revient à la mise en exploitation de la deuxième tranche «l extension du projet de Metline el kchabta» en juillet Ainsi la part des énergies renouvelables dans la production électrique totale est passé de 3,9% à fin mars 2014 à 4,6% à fin mars L électricité produite à partir du gaz naturel (STEG +IPP) a accusé une baisse de 8% entre fin mars 2014 et fin mars 2015 face à une augmentation de la production de l électricité produite par le fuel. Les graphiques suivant illustrent le mix de la production électrique entre mars 2014 et mars 2015 : Mix de la production Electrique à fin mars 2014 Mix de la production électrique à fin mars % 1% 0% 12% FUEL + GASOIL 4% GAZ NATUREL HYDRAULIQUE 96% EOLIENNE ACHAT TIERS 83% VENTE D'ELECTRICITE Réalisé 2014* Unité : GWh A fin Mars Var (%) Var (%) (1) (2) (3) (3)/(1) (3)/(2) VENTES** Haute Tension % 1% Moyenne Tension % 5% Basse tension * % 5% TOTAL VENTES ,8% 4,5% ** sans tenir compte des ventes à la Libye Concernant les ventes de l électricité, elles ont réalisé en totalité une augmentation de 5% à fin mars 2015 par rapport à fin mars Cette augmentation est à l origine de la hausse de la demande des clients MT et BT, qui représentent 91% de la totalité des ventes, de 5% entre fin mars 2014 et fin mars

19 Partition des ventes de l'élecrricité à fin mars 2015 HT MT BT 48% 10% 42% Les industriels conservent toujours leur part du lion dans la demande de l électricité HT& MT. La consommation de ces clients à fin mars 2015 a atteint 1243 GWh soit 68 % de la demande de l électricité HT&MT et réalisant une augmentation de 6% par rapport à fin mars Le graphique suivant présente la partition de la consommation électrique HT&MT par secteur économique. Répartition de la consommation par secteur pour les clients HT&MT A fin Mars % 4% 7% 5% 12% 68% Industries Agriculture Pompages& ser. Sanitaires Tranpsort Tourisme Services Pour les clients HT et à fin mars 2015, les industriels présentent 98% de la demande HT soit 341GWh accusant une augmentation de la 8% par rapport à la même période de l année dernière. Avec une consommation de 280 GWh soit 80% de la totalité de consommation HT, les cimenteries restent les clients les plus énergivores. Ils ont enregistré une augmentation de la consommation de 6% par rapport à fin mars

20 Ktep-pci Ktep-pci Ktep-pci Rapport mensuel mars 2015 VI- Les échanges commerciaux EXPORTATION ET IMPORTATION DES PRODUITS ENERGETIQUES (Provisoire) Quantité (kt) Quantité (ktep-pci) Valeur (MDT) A fin Mars A fin Mars A fin Mars Var (%) Var (%) Var (%) EXPORTATIONS % % PETROLE BRUT (1) % % % ETAP % % % PARTENAIRES % % % GPL Champs % % % ETAP % % % PARTENAIRES % % % PRODUITS PETROLIERS % % % Fuel oil (BTS) % % % Virgin naphta % % % REDEVANCE GAZ EXPORTE % % IMPORTATIONS % % PETROLE BRUT (ETAP) (4) % % % PRODUITS PETROLIERS (6) % % % GPL % % % Gasoil ordinaire % % % Gasoil % % % Jet (3) % % % Essence Sans Pb % % % Fuel oil (HTS) (5) % % % Coke de pétrole % % % GAZ NATUREL % % Redevance totale (2) % 0 0 _ Achat ETAP % % (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 ( 85% à fin mars 2015)+ redevance reçue en espèce et retrocédée (15% à fin mars 2015)) 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 hausse de l'importation du fioul HTS à fin mars 2015 revient à son utilisation pour la production électrique (6)Arrêt de la production de la STIR pour nettoyage et entretien des installations du 25/01/2015 au 07/02/2015 Les échanges commerciaux avec l extérieur ont enregistré un déficit qui ne cesse de s accentuer en volume entre mars 2014 et mars En effet les importations ont augmenté de 13% (y compris la redevance considérée comme importation à valeur nulle) alors que les exportations ont chuté de 27%, soit une aggravation du déficit volumique des échanges commerciaux avec l extérieur de 46% Exportation des produits énergétiques fin mars 2014 fin mars 2015 Redevance exportée Produits pétroliers GPL Pétrole brut 2500 Importation des produits énergétiques fin mars 2014 fin mars 2015 Gaz naturel Produit pétrloliers Pétrole brut Balance énergétique fin mars 2014 fin mars Export Import Balance

21 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 DT/USD MDT MDT MDT Rapport mensuel mars 2015 En valeur, les importations des produits énergétiques ont accusé une baisse de 17% contre une chute des exportations de 56%, soit une hausse de déficit commercial en valeur de 26% Exportation des produits énergétiques fin mars 2014 fin mars 2015 Redevance exportée Produits pétroliers GPL Pétrole brut Importation des produits énergétiques fin mars 2014 fin mars 2015 Gaz naturel Produit pétrloliers Pétrole brut Balance commerciale énergétique fin mars 2014 fin mars Export Import Balance Cette situation peut être expliquée par un ensemble de facteurs, certains ont été à la faveur de l amélioration de déficit alors que d autres ont tiré vers l aggravation de déficit, nous allons essayer de citer les facteurs les plus importants dans ce qui suit : (+) La baisse des cours du Brent de 50% entre fin mars 2014 et fin mars (-) Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d Amérique de 20% entre fin mars 2014 et fin mars Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du Brent 107,5 1,96 1,93 1,58 58,1 Taux de change DT/US$ BTENT mars-15 USD/BBL 55, (-) Le prix du gaz algérien ne suit pas directement la tendance baissière des cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep) n a baissé que de 17% entre fin mars 2014 et fin mars 2015 contre une baisse du Brent ($ /bbl) de 50%: 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.et sous l effet conjugué de la dépréciation du dinar, le prix moyen d import de gaz algérien 21

22 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 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 DT/TEP USD/TEP USD/TEP Rapport mensuel mars 2015 facturé (DT /tep) a augmenté de 1,7% entre fin mars 2014 et fin mars Ainsi la facture d achat du gaz algérien n a baissé que de 2% entre fin mars 2014 et fin mars 2015 pour une baisse de la quantité du gaz importé de 4% ,1 108,87 Evolution du prix d'import Gaz Algérien et du cours du Brent Prix import Gaz Algérien 491,7 62,53 BRENT DTD USD/BBL 443,6 47,9 426, ,9 mars-15 USD/BBL 58,1 55, Evolution du prix d'import de Gaz algérien en USD et TND 856 Prix import Gaz Algérien (USD/TEP) PRIX IMPORT GAZ ALGERIEN EN DT/TEP A signaler ici que contrairement au gaz naturel, les importations des produits pétroliers ont augmenté de 42% en quantité et ont baissé de 10% en valeur. L augmentation des importations des produits pétroliers revient à l arrêt de la production de la STIR pour nettoyage et entretien des installations du 25/01/2015 au 07/02/2015, au recours de la STEG au fioul pour la production électrique ainsi que la hausse de la demande des carburants routiers. (+) (-) la baisse des exportations de pétrole brut qui a eu un incident direct négatif sur les exportations qui ont diminué dans l ensemble en volume de 51% et un effet indirect positif sur les importations qui ont diminué de 17% à fin mars Ainsi, la STIR a augmenté la part du brut local pour raffinage et qui est passé de 28% à 38% entre fin mars 2014 et fin mars

23 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 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% 22