La Conjoncture énergétique Avril 2017

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3. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 3
Faits marquants durant les quatre premiers mois de
2017
Les cours sur les marchés internationaux
•Prix moyen mensuel de Brent 53,5$/bbl en avril 2017, 51,6$/bbl en mars 2017 et 41,5 $/bbl en avril 2016.
•Hausse de 33% entre fin avril 2016 et fin avril 2017 (35,6 $/bbl à 53,7 $/bbl).
Exploration et développement
•Nombre total du permis : 25 à fin avril 2017 contre 29 à fin avril 2016.
•Forage d’un nouveau puits d’exploration et notification d’une découverte « Mehdia-3 » (foré en 2016).
Production de pétrole brut
•Une moyenne de 44,3 mille barils/j à fin avril 2017 contre 47 mille barils/j à fin avril 2016.
•Baisse de la production de 6% à fin avril 2017 par rapport à fin avril 2016.
Gaz naturel
•5,8 millions de m3
/j à fin avril 2017 contre 6,1 millions de m3
/j à fin avril 2016.
•Hausse de la quantité de forfait fiscal sur le droit de passage du gaz algérien de 52% entre fin avril 2016
et fin avril 2017 dont 72% est perçue en nature.
Bilan d’énergie primaire
•Hausse des ressources disponibles de 2% à fin avril 2017 par rapport à fin avril 2016.
•Hausse de la demande d’énergie primaire de 1% à fin avril 2017 par rapport à fin avril 2016.
•Quasi-stabilité du déficit du bilan d’énergie primaire : 1.22 Mtep-pci à fin avril 2017 contre 1.24 Mtep à
fin avril 2016.
•Légère amélioration du taux d’indépendance énergétique : 59% à fin avril 2017 contre 58% à fin avril
2016.
Demande des produits pétroliers
•Hausse de la demande en produits pétroliers de 5% notamment au niveau du GPL (+7%) et du gasoil
(+9%).
Demande de gaz naturel
•Baisse de la demande totale de gaz naturel entre fin avril 2016 et fin avril 2017 de 2,5%: baisse de la
demande du secteur électrique de 6%.
•67% de la demande totale est destinée à la production d’électricité.
Electricité
•Légère hausse de la production d’électricité de 1% à fin avril 2017 par rapport à fin avril 2016.
•Nette amélioration de la consommation spécifique globale de 8%.
•79% d’électricité est produite par la STEG
Commerce extérieur
•Hausse des importations en valeur de 61% et des exportations de 67% : Enregistrement d’un déficit de la
balance commercial énergétique de 1108 MD, soit une aggravation de 57%.

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5. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 5
• Acquisition de 600 km2 de sismique 3D (dont 415 km2 en 2016) sur le permis
« Araifa » (sismique en stand by).
Forage à fin avril 2017 d’un puits d’exploration.
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débit journalier moyen d'huile de
l'ordre de 460bbls/j (puits
d’appréciation pour confirmer la
découverte de 2016)
Réalisation d’une découverte en janvier 2017 :
• « Mahdia­3» sur le permis « kaboudia» dans le gouvernorat de Mehdia en date du
27/01/2017, détenue par l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières en tant que
titulaire du permis et Numhyd en tant qu’entrepreneur. Les tests de production
réalisés sur ce puits ont révélé un débit de 423 bbl/j d’huile.
Développement
• Pas de nouveau forage de développement à fin avril 2017.

6. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 6
2­1 Pétrole Brut & GPL champs
La production nationale de pétrole brut a atteint 704 kt à fin avril 2017 accusant ainsi une
baisse de 6,3% par rapport à fin avril 2016.
Cette baisse revient principalement à la diminution de la production des champs suivants :
Adam (‐20%), Anaguid Est (‐25%), Franig B.T. (‐26%) et Miskar (‐16%).
2016 2017 Var (%)
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El Hajeb/Guebiba 117 39 39 ‐1%
Cherouq 120 44 40 ‐9%
Cercina 62 19 35 83%
Ouedzar 98 31 29 ‐7%
Franig/Bag/Tarfa 111 37 27 ‐26%
M.L.D 63 17 26 55%
Miskar 89 33 28 ‐16%
Barka 66 27 18 ‐33%
Maamoura 37 23 22 ‐5%
Bir Ben Tartar 52 19 13 ‐30%
Autres 333 119 94 ‐21%
TOTAL pétrole (kt) 2 168 733 687 ‐6,3%
TOTAL pétrole (ktep) 2 221 752 704 ‐6,4%
TOTAL pétrole et Condensat (kt) 2 197 742 695 ‐6,4%
TOTAL pétrole brut et Condensat (ktep) 2 251 761 712 ‐6,4%
GPL Primaire
TOTAL GPL primaire (kt) 233 71 75 6%
TOTAL GPL primaire (ktep) 255 78 82 6%
Pétrole + Condensat + GPL primaire
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (kt) 2 429 813 770 ‐5,4%
TOTAL pétrole + Condensat + GPL primaire (ktep) 2 505 838 794 ‐5,3%
A fin avril
PRODUCTION DES PRINCIPAUX CHAMPS PETROLIERS
Unité : kt et ktep
Champ
Réalisé
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7. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 7
En effet, il convient de noter :
champ Chergui : Arrêt général depuis le 14/12/2016 suite à l’atteinte de la capacité
de stockage maximale dans le champ et le blocage du transport de brut par les sit‐
inneurs.
Champ Adam : baisse de la production de 20% suite à des opérations d’inspections du
pipeline d’El Borma‐Gabes, de la STEG.
Champ Anaguid‐Est : baisse de la production de 25% suite à des interventions sur des
puits.
Champ Chouech Essaida : baisse de la production de 90% suite à l’arrêt de la
production depuis le 28/02/2017 à cause des problèmes sociaux.
Champ Bir Ben Tartar : baisse de la production de 30%. Arrêt de la production le
25/04/2017 et réduction du 8 au 24/04/2017 due à la fermeture progressive des
puits suite l’atteinte de la capacité de stockage maximale dans le champ et le blocage
des route vers le port de « Skhira».
La poursuite du déclin naturel de la production au niveau des principaux champs,
notamment ceux d’Adam, Cherouk, Bir ben Tartar, Didon et El Borma.
Par contre, nous signalons la hausse de la production des champs suivant :
Hasdrubal (+14%) sachant que la production s’est arrêtée, en 2016, 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
Cercina (+83%) reprise de la production à fin 2016 dans plusieurs puits suite à la
réalisation d’un programme de W.O.
MLD (+55%) suite à la mise en production du puits « Laarich Est‐1» (découverte de
2016).
Découverte « Sondes » : mise en production dans le cadre d’un test longue durée du
10 au 30 janvier 2017 (découverte sur le permis Anaguid réalisée en 2015).
Durra : reprise de la production le 7/01/2017 après un arrêt depuis le 31/03/2015.
Les deux graphiques suivant illustrent l’évolution de la production mensuelle de pétrole
depuis 2010 ainsi que sa variation mensuelle en 2015‐2016‐2017.

8. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 8
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10. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 10
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40
60
80
100
120
Jan Fev Mars Avril Mai Juin Juil Aout Sep Oct Nov Dec
Ktep‐pci
Evolution mensuelle de la redevance totale
2015 ‐ 2016‐2017
2015
2016
2017
Champ Chergui : arrêt général de la production depuis le 14/12/2016 suite à la
saturation de la capacité de stockage et le blocage du transport de brut à cause des
sit‐in. A rappeler l’arrêt de la production à plusieurs reprises en 2016.
champ Miskar : Baisse de la production de 15% avec poursuite du déclin naturel.
Champs Durra : début de commercialisation du gaz le 9/01/2017.
Champs Anaguid‐Est : début de commercialisation du gaz le 23/01/2017.
Par ailleurs, la répartition de la redevance totale montre :
o Une baisse au niveau de la part cédée à la STEG en pourcentage de 87% à fin avril
2016 à 72% à fin avril 2017 contre une augmentation en quantité : 196 ktep à 247
ktep respectivement.
o Et co‐relativement, une augmentation de la part de la redevance exportée en
pourcentage et en quantité : elle a passé de 13% à fin avril 2016 à 28% à fin avril
2017 et de 29 ktep à 97 ktep respectivement.
196 (87%)
247 (72%)
29 (13%)
97 (28%)
0
50
100
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Evolution mensuelle de la redevance depuis 2012
(Ktep‐pci)

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30
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2
227
575
318
286
ON DE PRO
sation
2016
mmmmaattiioo
nces
%
Pétrole
lampant
2%
du mois
iers, a enre
uer à 147
mande du ga
ation de p
6 et fin avri
2010
(1)
190
150
28
604
574
30
113
5
107
2
53
98
1 238
1 230
ODUITS PET
oonn dd’’hhyydd
Fuel
6%
Jet
4%
de févri
egistré ent
4 ktep. C
asoil (9%)
produits p
l 2017.
2016
(2)
215
186
20
634
539
95
86
8
77
0
55
215
1 411
1 403
TROLIERS
A
ddrrooccaarrbbu
Gasoil
46%
t
%
Petcoke
14%
Fin avr
ier 2016
tre fin avri
ette augm
et de GPL (
pétroliers n
2017 V
(3) (
230
189
18
691
581
110
82
9
73
1
64
199
1 474
1 464
(provisoir
fin Avril
uurreess
GPL
16%
Essences
13%
ril 2017
6
l 2016 et f
mentation e
(7%).
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Var (%) TC
(3)/(2) (
7%
2%
‐12%
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­5%
‐
17%
‐8%
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4%
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s
Pétrole
lampant
1%
Page 12
fin avril
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nité : ktep
CAM(%)
(3)/(1)
3%
3%
‐6%
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0%
20%
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‐5%
3%
11%
3%
3%

13. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 13
La consommation de carburants routiers à fin avril 2017 a augmenté de 7% par rapport à fin
avril 2016. Elle représente 60% de la consommation totale des produits pétroliers.
La consommation de gasoil ordinaire a augmenté de 8%, celle d’essence sans plomb de 2%
et de gasoil 50 de 15%. Le graphique suivant illustre la consommation mensuelle globale de
carburants routiers à partir de janvier 2014 dont la tendance est irrégulière. Le gasoil
ordinaire couvre 66% de la demande totale des carburants routiers et participe à hauteur
de 39% à la demande totale de produits pétroliers et 19% de la demande totale d’énergie
primaire à fin avril 2017.
47
51
41
46
35
40
45
50
55
60
janv-14
avr-14
juil-14
oct-14
janv-15
avr-15
juil-15
oct-15
janv-16
avr-16
juil-16
oct-16
janv-17
avr-17
Kt
Consommation mensuelle de l'Essence sans plomb
138 136
133
143
100
110
120
130
140
150
160
janv-14
avr-14
juil-14
oct-14
janv-15
avr-15
juil-15
oct-15
janv-16
avr-16
juil-16
oct-16
janv-17
avr-17
Kt
Consommation mensuelle de gasoil ordinaire
210 207
193
217
160
170
180
190
200
210
220
230
240
janv-…
avr-14
juil-14
oct-14
janv-…
avr-15
juil-15
oct-15
janv-…
avr-16
juil-16
oct-16
janv-…
avr-17
Kt
Consommation mensuelle des carburants routiers
21
24
19
27
15
20
25
30
35
janv-14
avr-14
juil-14
oct-14
janv-15
avr-15
juil-15
oct-15
janv-16
avr-16
juil-16
oct-16
janv-17
avr-17
Kt
Consommation mensuelle de gasoil 50

14. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 14
Le graphique suivant illustre l’évolution de la consommation menusuelle de carburants
routiers entre 2016 et 2017.
Par ailleurs, la consommation de GPL a augmenté de 7%, entre fin avril 2016 et fin avril
2017, suite à la vague de froid de janvier 2017 accompagnée de chutes de neige
contrairement à janvier 2016 où les températures ont été relativement douces.
La consommation de coke de pétrole a diminué de 8% entre fin avril 2016 et fin avril 2017,
des travaux d’entretiens sont en cours dans quelques cimenteries.
Par ailleurs, la consommation de jet aviation continue à enregistrer une évolution positive
synonyme d’une reprise progréssive du secteur touristique après les deux attentats de 2015.
43 42 46 47 47 44
54
56
48
48 45
47
154
146
156 160
167
157 159 179
155
179 174
172
45 42
48
46
172
155
175
170
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 d'essence et de
gasoil totale
Ess2016
Ga 2016
Ess2017
Ga2017
0
5
10
15
20
25
30
jan févr mars avril mai juin juil aout sept oct nov déc
Consommation mensuelle de jet aviation (kt)
2015
2016
2017

15. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 15
Production de produits pétroliers
2016 2017 Var (%)
(1) (2) (2)/(1)
en ktep
GPL 6 7 12%
Couvre 3% de la demande en GPL (production STIR
uniquement)
Essence Sans Pb 0 25 ­
Reprise pregressive en septembre 2016 après un arret de
l'unité de plateforming depuis 2010
Petrole Lampant 20 17 ­14% Couverture totale de la demande en pétrole lampant
Gasoil ordinaire 123 108 ­13% Couvre 19 % de la demande en gasoil ordinaire
Fuel oil BTS 103 105 2% Produit destiné à l'exportation
Virgin Naphta 78 36 ­54% Produit destiné à l'exportation
White Spirit 2,9 3,3 16% Couverture totale de la demande en White Spirit
Total production STIR 334 302 ‐10% diminution du nombre de baril traité et du débit
Taux couverture STIR (3) 24% 20% ‐14% (3) en tenant compte de la totalité de la production
Taux couverture STIR (4) 11% 11% 1%
(4) en tenant compte uniquement de la production destinée au
marché local
Jours de marche du Topping 79 72 ‐9% Arrets durant 2016 et 2017 pour maintenance
Les indicateurs de raffinage
A fin avril
Remarques

16. Obse
I
L
s
p
L
n
g
é
n
P
é
u
à
c
E
(
p
D
P
H
D
P
H
ervatoire Na
III­2 Gaz
La demande
se situant à
production
Le secteur
naturel et r
gaz nature
électrique
naturel.
Pour les
électrique),
une hausse
à la hausse
clients de la
En ce qui co
(STEG+IPP)
pour passer
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 de
à 1498 kte
électrique
de la prod
eprésente
el à fin
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usages
, la deman
de 5% po
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), elle a enr
r de 222 te
électricité
c
ion
pression
électricité
c
ion
pression
ts marq
Energie et de
el
gaz natur
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.
duction éle
67% de la
avril 201
et basée à
finaux (
nde de gaz
our se situe
nte (7%) d
et basse pr
consomma
regsitré un
p/GWh à 2
quants d
es Mines
el a diminu
uite à la ba
ectrique re
demande t
7, la pro
à 97% sur
(hors pro
naturel a
er à 497 kt
e la deman
ression.
ation spécif
ne améliora
204 tep/ GW
4 685
3 457
1 228
262
966
5 205
3 841
1 365
291
1 073
DEMANDE
Réalisé
2016
du mois
ué (‐2,5%)
aisse impor
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oduction
r le gaz
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2010
(1)
1 348
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1 498
1 026
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de févri
6%
27%
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nat
entre fin a
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n, le plus g
le des moy
% entre fin
2016
(2)
1 537
1 064
473
91
382
1 708
1 182
526
101
425
ATUREL
A fin avril
ier 2016
67%
ition de la de
turel à fin av
vril 2016 e
a demande
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n avril 201
2017
(3)
1 498
1 002
497
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1 665
1 113
552
98
454
6
%
emande en g
vril 2017
Produ
d'élec
Haute
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press
et fin avril 2
e du secteu
sommateur
oduction éle
6 et fin avr
Var (%) T
(3)/(2)
Unité
­2,5%
‐6%
5%
­3%
7%
Unité
­2,5%
‐6%
5%
­3%
7%
Page 16
gaz
uction
ctricité
e pression
&Basse
ion
2017 en
ur de la
r de gaz
ectrique
ril 2017
TCAM%)
(3)/(1)
é : ktep­pci
2%
1%
2%
­5%
5%
é : ktep­pcs
2%
1%
2%
­5%
5%

17. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 17
224 229
226
210 212 217 214
218 214
225
208
220
209
201 198
206
0
50
100
150
200
250
jan
fév
mars
avril
mai
juin
juillet
aout
sept
oct
nov
dec
Tep/Gwh
Etat comprataif de la consommation spécifique mensuelle
entre 2016 et 2017
2016 2017
En effet, la baisse de la demande en gaz naturel du secteur électrique revient en partie à
l’amélioration des performances des moyens de production électrique conséquence de
l’optimisation de l’exploitation du parc électrique.
Nous avons noté l’augmentation de la part des cycles combinés dans la production : 77% à
fin avril 2017 contre 61% à fin avril 2016 à suite à la participation accrue de la centrale cycle
combiné de Ghannouch dans la production nationale ainsi que la diminution de la part des
centrales thermiques vapeur suite d’une part, aux arrêts programmés du parc et d’autre
part, au déclassement provisoire de la centrale Sousse A.
D’ailleurs, malgré la baisse de la demande en gaz naturel pour la production électrique de
6%, la production de l’électricité à partir du gaz naturel a enregistré une augmentation de
2%.
Les réalisations mensuelles
de la consommation
spécifique sont présentés
dans le graphique suivant :
10%
77%
10%
3%
Fin avril 2017
21%
61%
14%
4%
Fin avril 2016
THERMIQUE VAPEUR
CYCLE COMBINE
Turbinesà combustion
EnergiesRenouvelables
Répartition de la production éléctrique par moyen
de production

18. Obse
L
u
p
A
(
(
(
(
D
l
e
L
s
c
ervatoire Na
Les ressour
une hausse
précedante
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 est
est prise en comp
Les ressources et
sans tenir compte
compression du g
Fait
ational de l’E
rces d'éner
e de 2% p
grace à l’a
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 dan
pte dans le bilan (g
la demande d'éne
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gazoduc trans­mé
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(3)
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s
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B
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ergie primaire ai
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éditerranéen
quants d
es Mines
re ont atte
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5 349
2 251
255
2 799
1 969
830
45
9 048
4 318
4 685
45
‐3 698
‐4 528
ant une ressource
it pas partie des r
BILAN D'EN
Réalisé en
2016
ion non énergétiq
étique en pouvoir
insi que le solde d
utoconsommation
BBiillaann éé
du mois
eint 1763 k
réalisées
al sur le gaz
2010
(1)
2 744
1 306
48
1 385
935
450
6
2 591
1 238
1 348
6
153
‐297
e nationale
roussources nation
NERGIE PR
n
que (lubrifiants+b
r calorifique inféri
du bilan sont calcu
n des champs, ni d
éénneerrggééttii
de févri
ktep à fin a
durant la
z algérien.
0 2016
(2)
4 1 725
6 761
78
5 869
643
226
17
1 2 965
8 1 411
8 1 537
17
‐1 241
‐1 466
nales
RIMAIRE
bitumes+W Spirit)
ieur PCI, seule la q
ulés selon l'appro
de la consommatio
iqquuee
ier 2016
avril 2017,
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2017
(3)
1 763
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82
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613
344
13
2 985
1 474
1 498
13
‐1 223
‐1 566
A fin Avril
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6
enregistra
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(3)/(2)
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6%
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­5%
52%
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1%
5%
‐2,5%
‐26%
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Page 18
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(3)/(1)
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­8%
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­5%
­6%
­4%
13%
2%
3%
2%
13%

19. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 19
compris condensat) a baissé de 6%, celle du gaz naturel de 5% contre une augmentation de
la redevance du gaz algérien de 52%.
Les ressources d’énergie primaire restent
dominées par la production de pétrole et du
gaz national qui participent respectivement à
hauteur de 40% et 35% 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 19%.
La demande d'énergie primaire a augmenté de 1% entre fin avril 2016 et fin avril 2017
pour se situer à 2985 ktep suite à la hausse de demande des produits pétroliers de 5%.
La répartition de la demande a peu changé en l’espace d’une année, en effet, le gaz naturel
represente 50% à fin avril 2017 contre 52% à fin avril 2016.
Avec comptabilisation de la redevance, le bilan d'énergie primaire fait apparaître à fin
avril2017, un déficit de 1223 ktep contre 1241 ktep enregistré à fin avril 2016. Le taux
d’indépendance énergétique, qui représente le ratio des ressources d’énergie primaire par la
consommation primaire, a peu changé entre fin avril 2016 et fin avril 2017 pour passer de
58% à 59%.
Par contre, sans comptabilisation de la redevance, le taux d’indépendance énergétique a
baissé de 51% à fin avril 2016 à 48% à fin avril 2017 .
47,6%
51,8%
0,6%
Répartition de la demande d'énergie
primaire à fin avril 2016
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
49,4%
50,2%
0,4%
Répartition de la demande d'énergie
primaire à fin avril 2017
Produits pétroliers
Gaz naturel
Elec primaire
40%
35%
19%
5%
1%
Répartition des ressources
d'énergie primaire à fin avril 2017
Pétrole + condensat
Gaz national
Redevance gaz algérien
GPL champs + usine
gabes
Elec primaire

20. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 20
491
439 458 465 464 412 446 463 477 481
419
448
414
707
755 753
800 827
739 711 726
771
826
706
742 712
-216
-317 -295
-335 -363
-327
-265 -262 -294
-345
-287 -294 -298
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
Ktep ‐pci Evolution du bilan énergétique mensuel
avril 2016‐ avril 2017
Ressources Demande Déficit
-279
-311
-435
-216
-317
-295
-335
-363
-327
-265 -262
-294
-345
-287 -294 -298
-500
-400
-300
-200
-100
0
janvier février mars avril mai juin juillet août sept oct nov dec
Ktep ‐pci
Evolution du déficit mensuel entre 2016 et 2017
2016 2017

21. Obse
L
a
p
ja
h
p
A
L
la
A
ervatoire Na
La productio
avril 2017 s
pointe: une
anvier 201
hausse de
principalem
A noter auss
Les deux gra
a pointe éle
STEG
FUEL + GA
GAZ NATU
HYDRAUL
EOLIENNE
IPP (GAZ NAT
ACHAT TIERS
PRODUCTION
2478
2503
2457
2250
2362
3000
2986
3272
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
3800
janv‐14
avr‐14
juil‐14
MW
Ev
Fait
ational de l’E
on totale d’
se situant
puissance
7 à 18h30
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ASOIL
UREL
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2
3465
2670
2554
2651
2664
2655
2529
2332
262
359
oct‐14
janv‐15
avr‐15
volution de la poi
EElleecc
ts marq
Energie et de
électricité a
à 5625 GW
e maximale
contre 2 6
rapport au
a vague de f
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14 80
1
1428
45
474
333
71
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P
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201
24
2758
99
3500
3412
2542 2476
2613
2660
2531
23
2976
juil‐15
oct‐15
janv‐16
avr‐16
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660 MW en
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2
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5
4
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16
366
2650
3367
3400
3142
2592
2509
2541
2851
2671
2412
2404
juil‐16
oct‐16
janv‐17
17
mensuelle
du mois
é une légère
hausse a ét
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janv-14
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juil-14
oct-14
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juil-15
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14
janv-16
avr-16
juil-16
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janv-17
avr-17

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Fuel oil (HTS)
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200
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143 168
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113 124
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2000
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avril 2016
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7% 46
51% 54
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4% 108
9% 725
7% 113
3% 258
0% 81
2% 45
3% 157
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6% 346
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91
325
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avril 2017
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janv‐17
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105
115
avr‐17
USD/BBL
Page 24
9 $ /bbl
taux de
’oriente
l 2017 :

25. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 25
(­­) Dépréciation du dinar tunisien par rapport au dollar des Etats Unis d’Amérique de 12%
entre fin avril 2016 et fin avril 2017.
(­)La hausse du prix moyen du gaz algérien de 20% en DT et de 5% en $ entre fin avril
2016 et fin avril 2017. Après avoir atteint leur plus bas niveau courant le 2ème et le 3ème
trimestre de 2016, les prix sont répartit à la hausse, à partir du dernier trimestre de 2016,
aussi bien en $ qu’en DT telque présenté dans le graphique suivant.
Rappelons ici que Le prix du gaz algérien ne suit pas directement la tendance des cours du
Brent: le prix du 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.
(­­)Les importations des produits pétroliers ont augmenté en quantité de 9% et sous l’effet
conjugué de la hausse des prix et la dégradation du taux de change, les importations en
valeur ont enregistré une hausse de 83%.
(­)la dimuntion des exportations des produits pétroliers de 10% en quantité suite à l’arrêt
enregistré à la rafinnerie courant le mois de mars 2017.
(+) La diminution des quantités du gaz importé de 8% suite à la hause de la redevance gaz
algérien et la baisse de la demande.
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
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660
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avr‐14
juil‐14
oct‐14
janv‐15
avr‐15
juil‐15
oct‐15
janv‐16
avr‐16
juil‐16
oct‐16
janv‐17
avr‐17
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

26. Obse
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A
M
J
J
A
S
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D
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Mars
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Mai
Juin
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Aout
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Octobre
Novembre
Décembre
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Pétrole Brut
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97 47,
87 48,
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99 52,
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2014 2015
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1,58 1,9
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5 45,1
6 45,8
6 46,7
6 49,7
3 45,1
2 53,6
5 43,7
Brent ($/baril)
2016 20
91 2,04
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96 2,03
95 2,01
93 2,05
94 2,16
97 2,22
95 2,20
96 2,20
97 2,24
,0 2,27
,0 2,32
96 2,04
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TIR(3)
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16/15
2,32 14%
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2,30 13%
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janv‐14
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1,61,6
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1,6
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oct‐14
janv‐15
avr‐15
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57
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1,7
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juil‐14
oct‐14
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avr‐15
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janv‐16
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juil‐15
oct‐15
janv‐16
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45
54
avr‐16
juil‐16
oct‐16
janv17
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2,0
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2,22,22,2
2,2
2,3
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avr‐16
juil‐16
oct‐16
e DT/USD
Page 26
55
5253
janv‐17
avr‐17
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3 2,3
2,32,3
2,4
janv‐17
avr‐17

27. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 27
4­ Produits pétroliers
5­ Gaz naturel
6­ Electricité
PRODUITS PETROLIERS
Unités Prix import (1)
Pcession (2)
Prix de vente
(3)
Essence SSP Millimes/litre 1007 817 1650
Gasoil ordianiare Millimes/litre 961 769 1140
Gasoil 50PPM Millimes/litre 980 838 1420
Fuel oil lourd (N°2) HTS DT/ t 721 400 510
GPL Millimes/ kg 1238 224 569
GPL (Bouteille 13kg) DT/ Bouteille 16,092 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 du 25/11/2016
A fin avril 2017
GAZ NATUREL (DT/tep­pcs )
2016 A fin avril 2017
Prix d'importation Gaz Algérien 421,7 535,5
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
ELECTRICTE (millimes/kWh) année 2014 année 2015
Prix de vente Moyen
HT 195,7 213,0
MT 173,8 178,4
BT 180,6 186,1
Prix de vente Global (hors taxe) 179,1 185,4

28. Faits marquants du mois de février 2016
Observatoire National de l’Energie et des Mines Page 28
kt Mille tonne
Mt Million de tonne
tep Tonne équivalent pétrole
ktep Mille tonne équivalent pétrole (1000 tep)
Mtep Million de tonne équivalent pétrole
PCI Pouvoir calorifique inférieur
IPP Producteurs Indépendants d’électricité
MW Mégawatt
GWh Gigawatt ‐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