Rapport mensuel, Edition décembre 2016 · 2016 par rapport à 2015. • Baisse de la demande d’énergie primaire de 3% en 2016 par rapport à 2015. Bilan d’énergie primaire

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6

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Faits marquants du mois de février 2016

Observatoire National de l’Energie Page 3

• Hausse des ressources disponibles de 2.5% en 2016 par rapport à 2015.

• Baisse de la demande d’énergie primaire de 3% en 2016 par rapport à 2015.

Bilan d’énergie primaire (1)

• Prix moyen mensuel de Brent 53.6 $/bbl en décembre 2016, 45.1 $/bbl en novembre 2016 et 49.7 $/bbl en octobre 2016.

• Prix moyen cumulé : 44 $/bbl en 2016 contre 52 $/bbl en 2015 (- 17%).

Production de pétrole brut

• Une moyenne de 45.7 mille barils/j en 2016 contre 49 mille barils/j en 2015.

• Baisse de la production de 6% en 2016 par rapport à 2015.

• Nombre total du permis : 26 en 2016 contre 31 en 2015.

• Forage de trois puits d’exploration en 2016 (notification d’une découverte).

Gaz naturel • 6,1 Millions de m3/j en 2016 contre 6,9 Mm3/j en

2015 : Baisse de la production de 12%. • Hausse de la quantité de forfait fiscal sur le droit

de passage du gaz algérien de 162% entre 2015 et 2016.

Bilan d’énergie primaire (2)

• Baisse du déficit du bilan d’énergie primaire : 3.7 Mtep-pci en 2016 contre 4,1 Mtep en 2015.

• Amélioration du taux d’indépendance énergétique à 59% en 2016 contre 56% en 2015.

Faits marquants de l’année 2016

Les cours sur les marchés internationaux Exploration et développement

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• Octroi en cours d’une nouvelle concession d’exploitation « Mazrane »: l’arrêté est en cours de publication.

Exploration

Acquisition Sismique en 2016. • Acquisition de 502 km2 de sismique 3D sur le permis « Bargou » • Acquisition de 415 km2 de sismique 3D sur le permis « Araifa » (sismique en cours). • Acquisition de 118 km2 de sismique 3D sur le permis «Jenein Sud » (sismique en

cours).

Le forage à fin 2016 de trois puits d’exploration.

nb

Intitulé du puits

Permis /

Concessions

Début du forage

Fin du forage

Résultats

01

Laarich Est1

Laarich 03/6/2016 17/09/2016

Profondeur finale 4111m.

Notification de découverte sur le puits et

mise en production.

02 KRD SW1 Debbech 20/09/2016 En cours

Profondeur finale : 4128 m

Préparatifs pour le test.

03 Mahdia3 Kaboudia 8/10/2016 En cours

Profondeur finale : 2901 m. Test en cours

Réalisation d’une découverte en septembre 2016 : • « Laarich Est1 » sur la concession « Laarich » dans le gouvernorat du Tataouine

détenue par l’Entreprise Tunisienne des Activités Pétrolières (50%) et la société

italienne ENI (50%) et opérée par la société mixte SODEPS. Les tests de production

réalisés sur ce puits ont révélé un débit de 1200 bbl/j d’huile. Mise en production

Développement

• Pas de nouveau forage de développement à fin 2016, • Fin des opérations de forage d’un puits de développement démarré en 2015

nb Intitulé du puits

Début du forage

Profondeur Résultats

01 SLK# 14

18/12/2015 1576 m

Fin des opérations de forage et mise en production entre le 16/01/2016 et le 11/02/2016 avec une production initiale de 1400 bbl/j. Puits fermé depuis pour remonter la pression.



21 Pétrole Brut & GPL champs

La production nationale de pétrole brut a atteint 2168 kt en 2016 accusant ainsi une baisse de 6% par rapport à 2015 soit une diminution de 142 kt.

Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants : Bir ben tartar (‐36%), cherouq (‐19 %), El Borma (‐8%), Franig Baguel et Trafa(‐18%) , Adam (‐8%) et Hasdrubal (‐6%) et qui ont totalisé à eux seuls une baisse de 140 kt.

En effet, il convient de noter :

champ Hasdrubal : Baisse de la production de 6% après l’arrêt du 21/02/2016 au 26/03/2016 suite à une panne au niveau du compresseur d’expédition du gaz

2015 2016 Var (%)

Hasdrubal 290 290 272 ‐6%El borma 286 286 262 ‐8%Adam 212 212 194 ‐8%Cherouq 148 148 120 ‐19%Ashtart 235 235 293 24%

Ouedzar 95 95 98 3%

El Hajeb/Guebiba 106 106 117 10%

Bir Ben Tartar 81 81 52 ‐36%Miskar 98 98 89 ‐9%M.L.D 57 57 63 11%

Franig/Bag/Tarfa 135 135 111 ‐18%Barka 83 83 66 ‐20%Cercina 54 54 62 14%

Anakid Est 59 59 63 7%

Autres 372 373 307 ‐18%TOTAL pétrole (Kt) 2 310 2 310 2 168 ‐6,2%

TOTAL pétrole (Ktep) 2 369 2 369 2 221 ‐6,2%

TOTAL pétrole et Condensat (kt) 2 334 2 334 2 197 ‐5,9%TOTAL pétrole brut et Condensat (Ktep) 2 394 2 394 2 251 ‐6,0%

GPL Primaire

TOTAL GPL primaire (kt) 213 213 233 9%

TOTAL GPL primaire (Ktep) 233 233 255 9,4%

Pétrole + Condensat + GPL primaire

TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) 2 547 2 547 2 429 ‐4,6% TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) 2 627 2 627 2 505 ‐4,6%

A fin decembre

PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS

Unité : kt et ktep

ChampRéalisé 2015



commercial à la STEG et la réduction de la production d’environ 50% entre le 19 et 20/02/2016. Réduction programmée de la production du 29/09/2016 au 05/10/2016 pour tester la performance des puits et pour maintenance du compresseur du gaz. Arrêt de 07 heures le 24/12/2016 pour maintenance des vannes de sécurit. Réduction progressive et programmée de la production du 14 au 17/12/2016 pour inspection au niveau de l'usine de traitement.

Champs El borma : Baisse de la production de 8% conséquente de la poursuite du déclin naturel.

Champ Bir ben Tartar : réduction de la production de 36% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits, le retard dans le forage de nouveaux puits de développement et la poursuite du déclin naturel.

Champ Baguel et Tarfa : réduction de la production de 18% causé surtout par la baisse du débit du puits Tarfa 3.

Champ Cherouq : réduction de la production de 19% à cause des problèmes techniques au niveau de quelques puits et surtout la poursuite du déclin naturel.

Champ Adam : réduction de la production de 8% à cause des problèmes techniques

au niveau de quelques puits et la poursuite du déclin naturel. Réduction de la

production les 13 et 14/12/2014 suite aux opérations de réparation du pipe de la

Steg (Kamour‐Gabes) et ce après l'inspection du pipe.

Champ Miskar : arrêt général programmé du 09/05/2016 au 02/06/2016 pour

inspection et maintenance et réduction de la production le 23 et 24/10/2016 pour

maintenance de l'unité de condensat.

Champ Chergui : arrêt général de la production depuis le 24/12/2016 suite à

l’atteinte de la capacité maximale de stockage et le blocage des camions du transport

à cause des sit‐in. A rappeler l’arrêt de la production du 19/01 au 06/04/2016 puis

du 22/04 au 26/09/2016 à cause des sit‐in.

La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs,

notamment ceux d’Adam, Cherouk, Bir ben Tartar, Didon, El Borma et MLD.

Par contre, nous signalons la hausse de la production du champ suivant :

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2016

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de W.O. de 8177 tallation

pétrole



La disponibilité en gaz naturel (production nationale + forfait fiscal) a atteint 2799 ktep, en 2016, enregistrant ainsi une augmentation de 10% par rapport à l’année précédente suite à la hausse remarquable de la redevance sur le passage de gaz algérien de 162% qui a pallié à la baisse de la production nationale de 12%. Il convient de noter :

Champ Chergui : arrêt général de la production depuis le 24/12/2016 suite à l’atteinte de la capacité maximale de stockage et le blocage des camions du transport à cause des sit‐in. A rappeler l’arrêt de la production du 19/01 au 06/04/2016 puis du 22/04 au 26/09/2016 à cause des sit‐in.

champ Hasdrubal : Baisse de la production de 1% après l’arrêt du 21/02/2016 au 26/03/2016 suite à une panne au niveau du compresseur d’expédition du gaz

2010 2015 2016 Var (%) TCAM%) (1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

Unité : ktepPCI

PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL 2548 3903 2548 2799 10% ‐5%

Production nationale 2231 2728 2231 1969 ‐12% 5%

Miskar 713 1360 713 639 10% 12%

Gaz Com Sud (1) (4) 321 339 321 334 4% 0%

Gaz Chergui 241 246 241 75 69% 18%

Hasdrubal 703 414 703 695 1,0% 9%

Maamoura et Baraka 102 43 102 62 40% 6%

Franig B. T. et Sabria (2) 151 327 151 164 9% 11%

Redevance totale (Forfait fiscal)(3) 317 1175 317 830 162% 6%

Achats 2212 1048 2212 2249 2% 14%

Unité : ktepPCS

PRODUCTION NATIONALE +F.FiSCAL 2831 4336 2831 3110 10% ‐5%

Production nationale 2479 3031 2479 2188 ‐12% 5%

Miskar 792 1511 792 710 10% 12%

Gaz Com Sud (1) (4) 357 376 357 371 4% 0%

Gaz Chergui 267 273 267 83 69% 18%

Hasdrubal 781 460 781 773 1% 9%

Maamoura et Baraka 114 48 114 69 40% 6%

Franig B. T. et Sabria (2) 168 363 168 183 9% 11%

Redevance totale (Forfait fiscal)(3) 352 1305 352 922 162% 6%

Achats 2458 1164 2458 2499 2% 14%

(2)Ycompris gaz Sabria

(1)Gaz commercial du sud : quantité de gaz traité d'El borma, Oued Zar, Djbel Grouz, Adam,ChouchEss. et Cherouk

(3) Redevance n'est pas considérée comme ressources nationales

(4) Entrée en exploitation du puit EB406 à El Borma le 09/02/2016

RESSOURCES EN GAZ NATUREL

Réalisé 2015

A fin decembre



commercial à la STEG et la réduction de la production d’environ 50% entre le 19 et 20/02/2016. Un arrêt pour maintenance a eu lieu du 29 septembre au 5 octobre 2016. Réduction progressive et programmée de la production du 14 au 17/12/2016 pour inspection au niveau de l'usine de traitement.

L’arrêt général programmé du champ Miskar et de l'unité de traitement « Hannibal »

entre le 9/5/2016 et le 02/06/2016 pour inspection et maintenance et l’unité de

traitement Hannibal. Réduction de la production le 23 et 24/10/2016 pour

maintenance de l'unité de condensat.

La baisse de la production de Maamoura et Baraka de 40% suite à des problèmes

techniques,

A signaler que la STEG a commencé la valorisation du gaz torché de la structure EB 406 d'El Borma et son commercialisation depuis le 09/02/2016.

A signaler aussi l’augmentation de la production du Champs Franig, Baguel et Tarfa de 9%.

Par ailleurs, le forfait fiscal mensuel sur le passage du gaz algérien continue sa tendance haussière par rapport aux réalisations de l’année dernière. La répartition de la redevance totale montre :

• Une baisse au niveau de la part cédée à la STEG en pourcentage contre une augmentation en quantité : elle a passé de 82% en 2015 pour une quantité de 260 ktep à 57% en 2016 pour une quantité de 473 ktep.

• Une augmentation de la part de la redevance exportée en pourcentage et en quantité : elle a passé de 18% en 2015 à 43% en 2016 et de 56 ktep à 357 ktep.

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Répartition de la redevance totale

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entre 2015 et 20162015 2016

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5m

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janv-1

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6m

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6se

pt-1

6no

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Evolution mensuelle de la redevance depuis 2012(Ktep‐pci)



gaz naturel :

En débit de l’augmentation importante de la redevance sur le passage du gaz algérien de 162%, les achats gaz algérien ont enregistré une hausse de 2% entre 2015 et 2016 pour se situer à 2249 ktep et ce suite à la baisse de la production et la non utilisation du fuel pour la production électrique. En effet, la génération d’électricité s’est basée totalement sur le gaz naturel courant en 2016 contrairement à l’année dernière où la STEG a utilisé 215 ktep de fioul comme substitution au gaz naturel pour la génération électrique.

L’approvisionnement national en gaz naturel a accusé une légère baisse de 0,3% entre 2015 et 2016 pour se situer à 4691 ktep. La répartition de l’approvisionnement national en gaz naturel par source est illustrée sur le graphique suivant :

1. Baisse de la participation du gaz national de 47% à 42% entre 2015 et 2016.

2. Augmentation de la quantité de redevance perçue en nature et cédée à la STEG qui a passé de 6 % à 10% .

3. Augmentation de la participation des achats du gaz algérien de 47% à 48% entre 2015 et 2016.

47% 42%

6% 10%

47% 48%

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100015002000250030003500400045005000

2015 2016

Ktep

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Répartition de l'approvisonnement en gaz naturel

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uits pétroliep. Cette difait qu’il n015.

partition da part de ftre 2015 e

2

87

12

0

12

52

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712

79

96

49

47

0

12

21

571

322

MATION DE

sation 2015

GPL12%

Essences14%Pétrollampan

1%oil%

5

mmmmaattiioodu mois

ers, a enregiminution n’a pas été

de la consofuel de 12%et 2016.

2010 2

(1)

528

501

2,2

498

67,6

1910 1

1799 1

111

370

6

364

2

256

323

3956 4

3949 4

ES PRODUI

Fuel6%

J6%

e nt

oonn ddeess hh de févri

gistré entreest due pré utilisé e

ommation d% à 6% con

2015 2

(2)

587 5

612 5

0,0

612 5

52,2 5

1991 2

1712 1

279 3

496 2

249

247 2

0

212 2

621 5

4571 4

4322 4

TS PETROL

A fin d

Gasoil46%

et%

Petcoke13%

201

hhyyddrrooccaarrier 2016

e 2015 et 2rincipalemn 2016 po

des produintre une a

016 Var

(3) (3)

584 0

592 ‐

0,0

592 ‐

50,8 ‐

2011 1

1691

319 1

277 ‐4

30 8

247 0

2

227 7

575 ‐

4318 ‐

4286 ‐

LIERS

decembre

GPL13%

Essenc14%

16

rrbbuurreess 6

2016 une bent à la chour la pro

its pétrolieugmentatio

Unit

r (%) TCA

)/(2) (3)

0% 2

3% 3

‐ ‐1

3% 3

3% ‐

1% 1

1%

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88% 3

0%

‐ ‐

7% ‐

7% 1

6% 1

1% 1

ces%

Pétrole lampant1%

Page 13

aisse de hute de oduction

ers s’est on de la

té : ktep

AM(%)

)/(1)

2%

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3%

5%

1%

1%

9%

5%

33%

6%

1%

2%

10%

1%

1%



La consommation des carburants routiers en 2016 a pratiquement gardé le même niveau enregistré en 2015 pour se situer à 2603 ktep et représentant ainsi 60% de la consommation totale des produits pétroliers.

La consommation du gasoil ordinaire a diminué de 1%, celle de l’essence sans plomb de 3% contre une augmentation du gasoil 50 de 14%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle globale des carburants routiers à partir de janvier 2014 qui continue à suivre une tendance irrégulière. Le gasoil ordinaire couvre 65% de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur de 39% dans la demande totale des produits pétroliers et 19% de la demande totale d’énergie primaire en 2016.

46

55

47

35

40

45

50

55

60

janv

-14

févr

-14

mar

s-14

avr-

14m

ai-1

4ju

in-1

4ju

il-14

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-14

sept

-14

oct-

14no

v-14

déc-

14ja

nv-1

5fé

vr-1

5m

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15av

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mai

-15

juin

-15

juil-

15ao

ût-1

5se

pt-1

5oc

t-15

nov-

15dé

c-15

janv

-16

févr

-16

mar

s-16

avr-

16m

ai-1

6ju

in-1

6ju

il-16

août

-16

sept

-16

oct-

16no

v-16

déc-

16

Kt Consommation mensuelle de l'Essence sans plomb

150 146 145

100

110

120

130

140

150

160

janv

-14

févr

-14

mar

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14m

ai-1

4ju

in-1

4ju

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-14

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-14

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-16

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-16

mar

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16m

ai-1

6ju

in-1

6ju

il-16

août

-16

sept

-16

oct-

16no

v-16

déc-

16

Kt Consommation mensuelle de gasoil ordinaire

2124

27

15

20

25

30

35

janv

-14

févr

-14

mar

s-14

avr-

14m

ai-1

4ju

in-1

4ju

il-14

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-14

sept

-14

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ars-

15av

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mai

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-15

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5oc

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janv

-16

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-16

mar

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16m

ai-1

6ju

in-1

6ju

il-16

août

-16

sept

-16

oct-

16no

v-16

déc-

16

Kt Consommation mensuelle de gasoil 50

226

215

219

160

170

180

190

200

210

220

230

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févr

-14

mar

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ars-

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15dé

c-15

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-16

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-16

mar

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16m

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6ju

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6ju

il-16

août

-16

sept

-16

oct-

16no

v-16

déc-

16

Kt

Consommation mensuelle des carburants routiers



Le graphique suivant illustre l’évolution de la consommation menusuelle des carburants routiers entre 2015 et 2016.

Par ailleurs, la consommation du GPL a pratiquement resté stable entre 2015 2016 pour se situer à 584 ktep. En effet, les températures ont été relativement douces courant la saison hivernale dans notre pays et sur toute la planète.

La consommation du fuel a accusé une baisse de 44% du fait qu’il n’a pas été utilisé dans la production électrique.

La consommation du coke de pétrole a diminué de 7% entre 2015 et 2016 et s’est située à 575 ktep.

En ce qui concerne le pétrole lampant, sa consommation a accusé une baisse de 3%.

Par ailleurs, la consommation du jet aviation a enregistré une évolution positive de 7% entre 2015 et 2016. En effet, la demande mensuelle a réalisé une nette augmentation courant ces 6 derniers mois de 2016 par rapport à 2015 synonyme d’une reprise progréssive du secteur touristique après les deux attentats de l’année dernière.

54 48 53 51 51 48 53

55

46

43 40

46

162

145

161 159

175 173160

173

154 159 149

169

43 4246

47 47 4454 56

48 48 45 47

154146

156

160167

157 159

179

155

179 174 172

20

40

60

80

100

120

140

160

180

jan

févr

mars

avril

mai

juin juil

aout

sept oct

nov

dec

Kt

Evolution mensuelle de la consommation de l'essence et du gasoil totale

Ess2015

Ga 2015

Ess2016

Ga2016

0

5

10

15

20

25

30

jan févr mars avril mai juin juil aout sept oct nov déc

Consommation mensuelle du jet aviation (Kt)

2015

2016



Production des produits pétroliers

2015 2016 Var (%)

(2) (3) (3)/(2)

en ktep

GPL 26 22 17% Couvre 4% de la demande en GPL (production STIR uniquement)

Essence Sans Pb 0 23 Reprise pregressive en septembre 2016 après un arret de l'unité de plateforming depuis 2010

Petrole Lampant 56 55 3% Couverture totale de la demande en pétrole lampant

Gasoil ordinaire 505 451 11% Couvre 27 % de la demande en gasoil ordinaire

Fuel oil BTS 421 400 5% Produit destiné à l'exportation

Virgin Naphta 304 239 21% Produit destiné à l'exportation

White Spirit 12 11 11% Couverture totale de la demande en White Spirit

Total production STIR 1325 1201 ‐9% Diminution du nombre de jours de marche, baisse du débit et par conséquent du nombre de baril traité.

Taux couverture STIR (1) 29% 28% ‐4% (1) en tenant compte de la totalité de la production

Taux couverture STIR (2) 13% 13% ‐1% (2) en tenant compte uniquement de la production destinée au marché local

Jours de marche du Topping* 287 282 ‐2% diminution des jours de marche du Topping

Les indicateurs de raffinage

A fin décembre Remarques

Obse

I

Leé

Lnnéc

Puimd

D

P

H

D

P

H

ervatoire Na

III2 Gaz

La demandeet marquéeélectrique d

Le secteur naturel et naturel en électrique econtre 92%

Pour les usune baisse mportante demande d

DEMANDE

Production d'é

Hors prod élec

Haute pressi

Moy&Basse p

DEMANDE

Production d'é

Hors prod élec

Haute pressi

Moy&Basse p

Fait

ational de l’E

z Nature

e totale en e par une lde 1% cont

de la prodreprésente 2016 duest basé à % en 2015.

ages finauxde 2% e des clientdes clients d

électricité

c

ion

pression

électricité

c

ion

pression

ts marq

Energie

el

gaz naturelégére haustre une bais

duction élee 75% de u fait que lhauteur d

x (hors proentre 2015 ts de la hade la moyen

quants d

el a resté stsse de la dsse de la de

ectrique rela demandle parc dede 97% sur

oduction élet 2016 paute pressnne et la ba

4685

3435

1250

282

967

5205

3817

1389

314

1075

DEMANDE

Réalisé 2015

du mois

table entredemande eemande en

este de loinde totale ee la produr le gaz na

lectrique), pour se situion de 7%asse pressi

2010(1)

4369

3197

1173

379

794

4855

3552

1303

421

882

E EN GAZ NA

A

de févri

2015 et 20n gaz natugaz hors gé

n le plus gen gaz uction aturel,

la demanuer à 1228% contre uon.

2015(2)

4685

3435

1250

282

967

5205

3817

1389

314

1075

ATUREL

A fin decembr

20%

ier 2016

016 en se surel destinéénération é

grand cons

de en gaz 8 ktep et cn maintien

2016(3)

4685

3457

1228

262

966

5205

3841

1365

291

1073

re

5%

%

Répartition denatur

6

ituant à 46ée à la proélectrique.

ommateur

naturel ae suite à lan du nivea

Var (%) T(3)/(2)

Unité

0,0%

1%

‐2%

7%

0%

Unité

0,0%

1%

‐2%

7%

0%

75%

e la demande enrel en 2016

Prd'é

Ha

Mopr

Page 17

685 ktep oduction

r du gaz

a accusé a baisse au de la

TCAM%) (3)/(1)

é : ktepPCI

1%

1%

1%

6%

3%

: ktepPCS

1%

1%

1%

6%

3%

n gaz

oduction électricité

aute pression

oy&Basse ession



En ce qui concerne la consommation spécifique globale des moyens de production électrique (STEG+IPP), elle a enregsitré une amélioration de 4,9 % entre 2015 et 2016 pour passer de 229 tep/Gwh à 217,8 tep/ Gwh.

Les réalisations mensuelles de la consommation spécifique sont présentés dans le tableau

ci‐dessous :

236238 249 263 243 246 241 239 242 233 224 230224236

225 225242

228 225 226 228235 230

226224 229 226210 212 217 214

218 214225

208 220

0

50

100

150

200

250

300

jan

fév

mar

s

avri

l

mai

juin

juill

et

aout

sept oc

t

nov

dec

Tep/Gwh

Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelleentre 2014, 2015 et 2016

2014 2015 2016

Obse

L

d

p

c

A

(

(

(

(

D

le

Lsc

ervatoire Na

Les ressour

de 2.5 % pa

production

contre une

RESSOURCES

Pétrole (1)

GPL primaire

Gaz naturel

Production

Redevance

Elec primaire

DEMANDE

Produits pétro

Gaz naturel

Elec primaire

SOLDE

Avec comptabil

Sans comptabil

(1) pétrole brut +

(2) GPL champs +

(3) DEFICIT en co

(4) DEFICIT en co

Demande des pro

le gaz naturel estest prise en comp

Les ressources et sans tenir comptecompression du g

Fait

ational de l’E

rces d'éner

ar rapport

de pétrole

augmentat

S

(2)

n

oliers

lisation de la re

lisation de la re

+ condensat usine

+ GPL usine Gabes

onsiderant la rede

onsiderant que la

oduits pétroliers :

t comptabilisé danpte dans le bilan (g

la demande d'énee de la biomasseégazoduc transmé

ts marq

Energie

gie primair

à celles ré

e (y compr

tion de la re

edevance(3)

edevance (4)

GPL Gabes

s

evance comme éta

a redevance ne fai

B

hors consommati

ns le bilan énergégaz sec)

ergie primaire aiénergie, ni de l'auéditerranéen

quants d

re ont attei

éalisées du

is condens

edevance g

5219

2394

233

2548

2231

317

45

9301

4571

4685

45

‐4082

‐4398

ant une ressource

it pas partie des r

BILAN D'EN

Réalisé en2015

ion non énergétiq

étique en pouvoir

insi que le solde dutoconsommation

BBiillaann éé

du mois

int 5350 k

rant la mê

sat) a baiss

gaz algérien

2010

(1)

7898

3789

190

3903

2728

1175

16

8342

3956

4369

16,2

‐444

‐1619

e nationale

roussources nation

NERGIE PR

n

que (lubrifiants+b

r calorifique inféri

du bilan sont calcun des champs, ni d

éénneerrggééttii

de févri

ktep en 20

ême périod

sé de 6%, c

n de 162%.

0 2015

(2)

8 5219

2394

233

2548

2231

317

45

2 9301

4571

4685

45

‐4082

9 ‐4398

nales

RIMAIRE

A

bitumes+W Spirit)

ieur PCI, seule la q

ulés selon l'approde la consommatio

iqquuee

ier 2016

016, accusa

e de l’anné

celle du ga

2016

(3)

5350

2251

255

2799

1969

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45

9048

4318

4685

45

‐3698

‐4528

A fin decemb

)

quantité du gaz c

che classique du bon des stations de

6

nt ainsi un

ée préceda

az naturel d

Unité

Var (%) T

(3)/(2)

2,5%

‐6%

9%

10%

12%

162%

0%

‐3%

‐6%

0,0%

0%

bre

commerciale

bilan c.à.d e

Page 19

ne hause

ante. La

de 12%

é : kteppci

TCAM (%)

(3)/(1)

‐6%

8%

5%

5%

5%

6%

18%

1%

1%

1%

18%



Les ressources d’énergie primaire restent

dominées par la production de pétrole et du gaz

national qui participent respectivement à hauteur

de 42% et 37% de la totalité des ressources

d’énergie primaire. La part de l’électricité

renouvelable (primaire) reste timide et ne

représente que 1% des ressources primaires

contre une augmentation de la part du forfait fiscal

à 15%.

La demande d'énergie primaire a accusé une baisse de 3% entre 2015 et 2016 pour se

situer à 9048 ktep suite à la baisse de demande des produits pétroliers de 6%.

La répartition de la demande a légerement changé entre 2015 et 2016, en effet, le gaz

naturel a representé 52% en 2016 contre 50% en 2015

Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître en 2016,

un déficit de 3698 ktep contre 4082 ktep enregistré en 2015. Le taux d’indépendance

énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire par la consommation

primaire, a enresgitsré une amélioration entre 2015 et 2016 pour passer de 56% à 59%.

En revanche et sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique a

enresgistré un repli entre ces périodes pour passer de 53% en 2015 pour un déficit de

4398 ktep à 50% en 2016 qui correspond à un déficit de 4528 ktep.

49.1%

50.4%

0.5%

Répartition de la demande d'énergie primaire en 2015

Produits pétroliers

Gaz naturel

Elec primaire

47.7%

51.8%

0.5%

Répartition de la demande d'énergie primaire en 2016


Gaz naturel

Elec primaire

42%

37%

15%

5% 1%

Répartition des ressources d'énergie primaire en 2016

Pétrole + condensat

Gaz national

Redevance gaz algérien

GPL champs + usine gabesElec primaire



492405

341

488438

458 465 464412 446 463 478

771715

774703

758 753800 827

739 711 726 771

-279 -310

-434

-215

-320 -295-335 -363

-327-265 -262 -293

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

janvier février mars avril mai juin juillet août sept oct nov dec

Ktep

‐pci Evolution du bilan énergétique mensuel en 2016

Ressources Demande Déficit

-317-337

-366

-300-318

-371-401 -401

-315-345

-277

-316

-279-310

-434

-215

-320-295

-335-363

-327

-265 -262-293

-500

-450

-400

-350

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

janvier février mars avril mai juin juillet août sept oct nov dec

Ktep

‐pci Evolution du déficit mensuel entre 2015 et 2016

2015 2016

2,2%

8,0%7,2%

5,0% 4,8%3,9% 3,8%

3,2%1,7% 1,2% 0,8% 0,6%

-4% -4% -4% -4% -4% -4% -4% -4% -3% -3%-3% -3%

-6,0%

-4,0%

-2,0%

0,0%

2,0%

4,0%

6,0%

8,0%

10,0%

jan fin fev

fin mars

fin avril

fin mai

fin juin

fin juillet

fin août

fin sept

fin oct

fin nov

fin dec

Taux d'évolution de la demande mensuelle cumulée en énergie primaire

2015/2014

2016/2015

Obse

L

s

L

2

s

p

A

ervatoire Na

La producti

situant à 18

La producti

2015 et qu

suivants ill

partir du m

STEG

FUEL + GA

GAZ NATU

HYDRAUL

EOLIENNE

IPP (GAZ NAT

ACHAT TIERS

PRODUCTION

2478

25032457

2250

2362

3000

298

32

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

janv

‐14

mars‐14

mai‐14

jil14

MW

Ev

Fait

ational de l’E

ion totale d

8 214 GWh.

ion mensu

ui a été acc

lustrent la

mois de janv

ASOIL

UREL

LIQUE

E

TUREL)

S

N NATIONALE

2

0

86

272

3465

2670

2554

26512664

2655252

2

262

juil‐14

sept‐14

nov‐14

janv

‐15

mars‐15

volution de la poi

EElleecc

ts marq

Energie

d’électricité

.

elle d’élect

compagnée

productio

vier 2014.

14 85

874

1345

69

448

331

82

E 1824

P

Réali201

29

332

24

2758

3599 3500

3412

2542 2476

2613 2

25

mai‐15

juil‐15

sept‐15

nov‐15

janv

‐16

inte électrique m

ccttrriicciittéé

quants d

é a enregist

tricité a acc

e par une b

on mensue

2

51 11

4

59 11

9

8 1

14 3

2

47 14

RODUCTIO

isé 15

2660

5312366

2650

2976

3367

3400

3142

2592

25092541

mars‐16

mai‐16

juil‐16

sept‐16

nov‐16

ensuelle

du mois

tré une bais

cusé une b

baisse de la

lle d’électr

2010 2

(1)

565 14

3

1373 1

50

139

3228 3

79

872 18

ON D'ELEC

2

2

91375

12311321

1277137

1000

1200

1400

1600

1800

2000

janv

-14

févr

-14

mar

s-14

avr-

14m

ai14

Gwh

de févri

sse de 0,2%

baisse de

a pointe d

ricité ainsi

2015 2

(2)

4 851 1

874

13459 1

69

448

3314

82

8 247 18

CTRICITE

A fin

77

1541

1778

1905

1729

1442

1298

142214

1

mai

-14

juin

-14

juil-

14ao

ut-1

4se

pt-1

4oc

t-14

nov-

14dé

c-14

janv

-15

Produc

ier 2016

% entre 20

6% par ra

e 3% . Les

que la po

2016 V

(3) (

14806

1

14286

45

474

3337

71

8 214

decembre

437

13341385

1319

1445

1585

19391976

1646

14

févr

-15

mar

s-15

avr-

15m

ai-1

5ju

in-1

5ju

il-15

août

-15

sept

-15

oct

15

ction électrique m

6

015 et 201

pport à dé

s deux grap

ointe élect

Un

Var (%) TC

(3)/(2)

0,3%

6%

‐36%

6%

0,7%

13%

0,2%

4281306

14551432

13421432

13681469

162

1

oct-

15no

v-15

déc-

15ja

nv-1

6fé

vr-1

6m

ars-

16av

r-16

mai

-16

juin

-16

mensuelle

Page 22

16 en se

écembre

phiques

trique à

nité : GWh

CAM (%)

(3)/(1)

4%

19%

4%

2%

23%

1%

2%

3,4%

4

18791902

1 564

1469

13401393

j juil-

16ao

ût-1

6se

pt-1

6oc

t-16

nov-

16dé

c-16



La STEG conserve toujours la part du lion dans la production électrique avec 81% de la

production nationale. L’électricité produite à partir du gaz naturel (STEG +IPP) a enregistré

une augmentation de 5% suite à la non utilisation du fuel dans la production électrique

comme le montre les graphiques suivant :

Le mois de juin 216 a annoncé l’éntrée en service de deux TG de Bouchama d’une puissance

totale de 256 MW pour le compte de de la STEG et qui vont renforcer le parc électrique

national existant et participer d’avantage à la sécurité d’approvisonnement électrique

durant cette saison estivale. Ainsi, la puissance nationale totale disponible en 2016 s’éleve à

5481 MW. La part des cycles combinés a passé de 35% en 2014 à 40% à en 2015 pour

redescendre à 38% en 2016 contre uen augmentation de la part des TG de 34% en 2015 à

37% en 2016.

5%

92%0.5%

2.5%3%

Mix de la production électrique en 2015

GAZ NATUREL

FUEL + GASOIL

HYDRAULIQUE

EOLIENNE

97% 0%

0.3%

2.7%3%

Mix de la production élecriqueen 2016

1040 1040 1041

16852110 2110

17721772

2028295302

302

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

2014 (P= 4792 MW) 2015 (P=5224MW) 2016 (P= 5481)

MW

Parc du production électrique 20142016

Energies Renouvelables Turbine à gaz

Cycles combinés Thermique à vapeur

Thermique à vapeur22%

Cycles combinés35%

Turbine à gaz37%

Enr6%

Partition du parc de production électrique en 2014

(Puissance installée opérationnelle 4792MW)


Cycles combinés40%

Turbine à gaz34%

Enr6%


( Puisasnce installée opérationnelle 5224 MW)


Cycles combinés38%

Turbine à gaz37%

Enr6%


( Puisasnce installée opérationnelle 5481 MW)



9%

43%

48%

Répartion des ventes d'électricité en 2016

Haute Tension

Moyenne Tension

Basse tension

62%8%

9%

4%

5%

12%

Répartition de la consommation par secteur pour les clients HT&MT en 2016

Industries

Agriculture

Pompages& ser. Sanitaires

Tranpsort

Tourisme

Services

Les ventes d’ électricité ont accusé une

légére hausse de 0,1% entre 2015 et 2016.

Les ventes des clients de la hausse et

moyenne tension ont enregistré

respectivement une baisse de 2% et 1%

contre une hausse de la demabde basse

tension de 1% de la haute tension.

Les industriels restent les plus grands

consommateurs d’électricité avec 62% de la

totalité de la demande des clients HT&MT en

2016. La demande de ces clients a affiché un

repli de 1 % entre 2015 et 2016 pour s’est

située à 7854 Gwh.

Unité : GWh

2010 2015 2016 Var (%) TCAM (%)

(1) (2) (3) (3)/(2) (3)/(1)

VENTES**

Haute Tension 1408 1293 1408 1379 2% 1%

Moyenne Tension 6531 6052 6531 6475 1% 1%

Basse tension * 7052 5670 7052 7150 1% 4%

TOTAL VENTES 14991 13 015 14 991 15 004 0,1% 2,4%

** sans tenir compte des ventes à la Libye

VENTES D'ELECTRICITE **

Réalisé 2015

A fin decembre

Obse

L

e

E

P

G

P

R

I

P

P

G

(

(((

(c

(

ervatoire Na

Le déficit de

en 2016 pa

EXPORTATIONS

PETROLE BRUT(1)

ETAP

PARTENAIRES

GPL Champs

ETAP

PARTENAIRES

PRODUITS PETROLIER

Fuel oil (BTS)

Virgin naphta

REDEVANCE GAZ EXPO

IMPORTATIONS

PETROLE BRUT (4)

PRODUITS PETROLIER

GPL

Gasoil ordinaire

Gasoil 50

Jet (3)

Essence Sans Pb

Fuel oil (HTS) (5)

Coke de pétrole

GAZ NATUREL

Redevance totale (2)

Achat (6)

(1) y compris condens

(4) Importation STIR (5) la baisse de l'impo(6) Cession de gestion

(2): la redevance totalcomme importation à

(3) y compris Jet impo

Fait

ational de l’E

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

e la balance

ar rapport à

RS

ORTE

RS

sats exportés par ETAP

à partir de 2015ortation du fioul HTS d du contrat d'achat ga

le (redevance reçue en valeur nulle

orté par Total (donnée

E

LLeess

ts marq

Energie

145

353

0

0

0

0

0

0

0

0

fin jan

fin fév

Evolutmens

e commerc

à 2015.

2015 201

1798 1741047 101

751 725

74 7047 46

27 24

680 600386 367

294 233

879 8863928 362384 363

1191 119

263 314

203 206

560 516

568 230

758 803

P (Condensat miskar

du fait qu'il n'a pas étéaz de l'ETAP à la STEG

n nature et cédée à la

es sur la valorisation i

EXPORTATION

Quantit

A fin dec

éécchhaanngg

quants d

539

71558

fin mars

fin avril

fin mai

tion de la variasuel cumulé de

en v

cial continu

16 Var (%)

44 3%

9 3%

5 4%

0 5%

2%

10%

0 12%

7 5%

3 21%

6 1%

23 8%

3 5%

1 0%

4 19%

6 1%

6 8%

0 60%

3 6%

et Hasdrubal mélange

é utilisé pour la produG à partir de juillet 20

STEG + redevance reç

indisponibles; valorisé

N ET IMPORTA

té (kt)

cembre

eess ccoommmm

du mois

88

895963

finm

ai

fin juin

fin juillet

ation du déficite 2016 par rappvaleur (MD)

u son améli

2015

2666

18441074

770

8152

29

684378

306

56

7275

8983848425

1223

270

210

585

557

578

2529317

2212

e+condensat Gabès)

uction électrique en 20015

çue en espèce et retro

é au prix d'importatio

ATION DES PR

Quan

A fi

mmeerrcciiaauu

de févri

10741182

1

fin août

fin sept

commercial port à 2015

oration en

2016 Var

2823 6

1786 3

1044 3

743 4

77 5

51 2

27 1

602 1

359 5

242 2

357 53

7521 3,

905 1

3537 8

402 5

1223 0

322 1

213 1

540 8

225 6

612 6

3079 22

830 16

2249 2

016

cédée) est prise en con

on de la STIR)

RODUITS ENER

ntité (ktepPCI)

in decembre

uuxx

ier 2016

1109 1117997

fin oct

fin nov

fin déc

affichant u

r (%) 201

6% 1996

3% 14003% 824

4% 576

5% 442% 29

0% 16

2% 5195% 255

21% 265

36% 33

,4% 5469

1% 7378% 31585% 370

0% 1167

9% 272

1% 227

8% 648

60% 325

6% 148

2% 157462% 0

2% 1574,

nsidération dans la ba

RGETIQUES

6

7

un recul im

5 2016

6 1868

0 1261744

517

4228

14

9 407226

181

158

9 4343

7 6768 2614

323

7 1010

284

201

525

115

155

4 10540

,1 1054

alance commerciale en

Valeur (MDT

A fin decemb

Page 25

mportant

Var (%)

6%

10%

10%

10%

6%

3%

11%

22%

11%

31%

384%

21%

8%

17%

13%

13%

5%

11%

19%

65%

5%

33%

_

33%

nergétique

T)

bre



Les échanges commerciaux avec l’extérieur ont enregistré une amélioration du déficit en

valeur de 29%, soit 997 MDT par apport à 2015. Les importations ont accusé une baisse de

21% contre une baisse des exportations des produits énergétiques de 6%.

Par ailleurs, le cours du Brent a enregistré courant ce mois une augmentation de 8,5 $ /bbl

par rapport à novembre 2016 et une hausse de 15,4 $/bbl par rapport à décembre 2015, le

1400

1261

519 407

33 158

0

1000

2000

3000

4000

5000

2015 2016

Exportation des produits énergétiques (MDT)

Redevance exportée


Pétrole brut

737676

3158

2614

1574

1054

0

1000

2000

3000

4000

5000

2015 2016

Importation des produits énergétiques (MDT)

Gaz naturel

Produit pétrloliers

Pétrole brut

1996 1868

5469

4343

-3473 -2476-3500-3000-2500-2000-1500-1000

-5000

5001000150020002500300035004000450050005500

2015 2016

Balance commerciale énergétique (MDT)

Export Import Balance

2.32

53.6

25

35

45

55

65

75

85

95

105

115

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

2,2

janv‐14

févr‐14

mars‐14

avr‐14

mai‐14

juin‐14

juil‐14

aout‐14

sept‐14

oct‐14

nov‐14

déc‐14

janv‐15

févr‐15

mars‐15

avr‐15

mai‐15

juin‐15

juil‐15

août‐15

sept‐15

oct‐15

nov‐15

déc‐15

janv‐16

févr‐16

mars‐16

avr‐16

mai‐16

juin‐16

juil‐16

août‐16

sept‐16

oct‐16

nov‐16

déc‐16

USD/BBL

DT /USDD

Evolution Mensuelle du taux de change et du cours du Brent

Taux de change DT/US$ BTENT



taux de change a accusé une dépréciation par rapport à 2015 et le prix du gaz continue sa

tendance baissière par rapport à 2015 :

(+++) La baisse des cours moyens du Brent de 17% entre 2015 et 2016.

() Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d’Amérique de 10%

entre 2015 et 2016.

(+++) La baisse du prix moyen du gaz algérien de 40% en $ et de 34% en DT entre 2015 et

2016. Rappelons ici que Le prix du gaz algérien ne suit pas directement la tendance des

cours du Brent, en effet, le prix moyen du gaz algérien importé ($ /tep) a baissé de 40%

entre 2015 et 2016 contre une baisse du Brent ($ /bbl) de 17%: le prix de gaz algérien est

indexé sur un panier de brut : pétrole brut , Gasoil 0.2 , FBTS et FHTS et tient compte de la

réalisation des 6/9 derniers mois.

28

38

48

58

68

78

88

98

108

118

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

janv‐14

févr‐14

mars‐14

avr‐14

mai‐14

juin‐14

juil‐14

aout‐14

sept‐14

oct‐1

4nov‐14

déc‐14

janv‐15

févr‐15

mars‐15

avr‐15

mai‐15

juin‐15

juil‐15

août‐15

sept‐15

oct‐1

5nov‐15

déc‐15

janv‐16

févr‐16

mars‐16

avr‐16

mai‐16

juin‐16

juil‐16

août‐16

sept‐16

oct‐1

6nov‐16

déc‐16

USD

/BBL

USD

/TEP

‐pcs

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

Prix import Gaz Algérien BRENT DTD USD/BBL

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

160

260

360

460

560

660

760

860

janv‐14

févr‐14

mars‐14

avr‐14

mai‐14

juin‐14

juil‐14

aout‐14

sept‐14

oct‐1

4nov‐14

déc‐14

janv‐15

févr‐15

mars‐15

avr‐15

mai‐15

juin‐15

juil‐15

août‐15

sept‐15

oct‐1

5nov‐15

déc‐15

janv‐16

févr‐16

mars‐16

avr‐16

mai‐16

juin‐16

juil‐16

août‐16

sept‐16

oct‐1

6nov‐16

déc‐16

DT/TEP‐pcs

USD

/TEP

‐pcs

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

Prix import Gaz Algérien (USD/TEP) PRIX IMPORT GAZ ALGERIEN EN DT/TEP



(++) Les importations des produits pétroliers ont diminué de 8% en quantité et ont chuté

de 17% en valeur. La baisse des quantités importés des produits pétroliers revient à la chute

des importations de fioul du fait qu'il n'a pas été utilisé pour la production électrique en

2016 .

Obse

JF

MAMJJAS

ON

D

(

(

ervatoire Na

1 Bren

2 Taux

3 Prix

JanFév

MarsAvrilMaiJuinJuilletAoutSeptembre

OctobreNovembre

Décembre

fin déc

Pr

JanFév

MarsAvril

MaiJuin

JuilletAout

SeptembreOctobreNovembre

Décembre

fin déc

Pétrole Brut

Prix de l'imPrix d'expo

(1) Prix moyen p

(2) Y compris co

Fait

ational de l’E

nt

x de chang

x moyen d’

2014 201

108109

108108110112107102 497 487 4

79 4

63 3

99

rix de baril de

2014 201

1,641,59

1,581,59

1,621,66

1,711,73

1,771,80

1,83

1,86

1,70

Taux de chan

t (1)

mportation STortation ETAPpondéré

ndensats export

LLeess

ts marq

Energie

ge

import/ ex

5 2016

48 30,758 32,5

56 38,560 41,564 46,962 48,357 45,1

46,6 45,847,6 46,748,6 49,7

44,3 45,1

38,2 53,6

52 44

e Brent ($)

15 2016

1,91 2,041,93 2,05

1,96 2,031,95 2,01

1,93 2,051,94 2,16

1,97 2,221,95 2,20

1,96 2,201,97 2,24

2,0 2,27

2,0 2,32

1,96 2,15

nge (d/$)

TIR (CIF)P(2) (FOB)

tés par ETAP (Con

pprriixx

quants d

xport de p

Variat. 16/15

‐36%‐44%‐31%‐31%27%22%

‐20%‐2%‐2%2%

2%40%17%

25

35

45

55

65

75

85

95

105

115

125

Variat. 16/15

7%6%

3%3%6%

11%13%13%

13%14%12%14%10%

1,

1,

1,

1,

1,

2,

2,

2,

2,

DT /BB

102

94,4

ndensat miskar et H

du mois

pétrole bru

108 110112107

102

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

janv‐14

févr‐14

mars‐14

avr‐14

mai‐14

juin‐14

juil‐14

aout‐14

Evolution

1,61,61,6

1,61,6

1,7

1,7

1,

5

6

7

8

9

0

1

2

3

janv‐14

févr‐14

mars‐14

avr‐14

mai‐14

juin‐14

juil‐14

aout

14

Evolu

Bls $

Hasdrubal mélange

de févri

ut

297

87

79

63

48

58 5660

64

sept‐14

oct‐14

nov‐14

déc‐14

janv‐15

févr‐15

mars‐15

avr‐15

mai‐15

n mensuelle de la

7

,7

1,8

1,81,8

1,91,9

1,9

2,0

2,0

1

aout‐14

sept‐14

oct‐14

nov‐14

déc‐14

janv‐15

févr‐15

mars‐15

avr‐15

mai15

ution mensuelle du

$/BBls

47

43

e)

ier 2016

6257

47 48 49 44

38

31 32

juin‐15

juil‐15

août‐15

sept‐15

oct‐15

nov‐15

déc‐15

janv‐16

févr‐16

a cotation du Bre

,9

1,92,0

2,0

2,02,02,0

2,0

2,0

2,

mai‐15

juin‐15

juil‐15

août‐15

sept‐15

oct‐15

nov‐15

déc‐15

janv‐16

fé16

u taux de change DT

6

3841

47 48 45 46 4750

45

mars‐16

avr‐16

mai‐16

juin‐16

juil‐16

août‐16

sept‐16

oct‐16

nov‐16

ent ($/baril)

0

2,0

2,0

2,1

2,22,22,22,2

2,22

févr‐16

mars‐16

avr‐16

mai‐16

juin‐16

juil‐16

août‐16

sept‐16

oct‐16 16

T/USD

Page 29

54

déc‐16

2,3

nov‐16

déc‐16



4 Produits pétroliers

5 Gaz naturel

6 Electricité

PRODUITS PETROLIERS

Unités Prix import (1) Pcession (2) Prix de vente(3)

Essence SSP Millimes/litre 768 817 1650Gasoil ordianiare Millimes/litre 716 769 1140Gasoil 50PPM Millimes/litre 763 838 1420Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ T 500 400 510GPL Millimes/ kg 889 224 569GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 11,559 2,913 7,4

(1) Prix moyen pondéré

(2) Prix à la sortie de raffinerie Bizerte par voie terreste en vigueur de 25/11/2016

(3) Prix de vente en vigeur aux publics du25/11/2016

Fin décembre 2016

GAZ NATUREL (DT/TEP PCS)

2015 Fin décembre 2016

Prix d'importation Gaz Algérien 640,3 421,7

Prix de vente Moyen année 2014 année 2015

HP 491,1 509,3MP 368,0 385,5BP 343,8 363,8

Prix de vente Global (hors taxe) 421,2 439,5

ELECTRICTE (millim/kWh) année 2014 année 2015

Prix de vente Moyen HT 195,7 213,0MT 173,8 178,4BT 180,6 186,1

Prix de vente Global (hors taxe) 179,1 185,4



kt Kilo tonne Mt Million de tonne tep Tonne équivalent pétrole ktep Kilo tonne équivalent pétrole (1000 tep) Mtep Million de tonne équivalent pétrole PCI Pouvoir calorifique inférieur IPP Producteurs Indépendants d’électricité MW Méga Watt GWh Giga Watt heure HT Haute Tension MT Moyenne Tension BT Basse Tension ONE Observatoire National de l’Energie TCAM Taux de Croissance Annuel Moyen CSM Consommation spécifique Moyenne tep/Gwh Pointe Puissance maximale appelée MW FHTS Fioul à haute teneur en soufre 3 ,5% FBTS Fioul à basse teneur en soufre 1% CC Cycle combiné TG Turbine à gaz TV Thermique à vapeur kbbl/j Mille barils par jour Mm3/j Million de normal mètre cube par jour

A partir du mois de mai 2015, nous avons commencé à calculer le taux de variation annuel

moyen TVAM ou TCAM en prenant comme année de base l’année 2010.

La formule permettant de calculer le TCAM est :

TCAM= (Vn/V0)1/n1

V0 est la valeur de début et Vn est la valeur d’arrivée.

Abréviations

Documents

Rapport mensuel, Edition décembre 2016 · 2016 par rapport à 2015. • Baisse de la demande d’énergie primaire de 3% en 2016 par rapport à 2015. Bilan d’énergie primaire