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Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Rapport Annuel 2011
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Rapport Annuel 2011 rapport annuel 2011 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES rapport annuel 2011
Principaux Indicateurs
2010 2011 EXPLORATION Nombre de permis en cours de validité 52 51 Nombre de permis attribués durant l’année 2 6 Investissements (Millions US$)1 374 250 Réserves Nationales restantes à produire (Millions TEP)2 - Huiles 61 - - Gaz 120 -
PRODUCTION Production nationale (Millions TEP) - Huiles 3,7 3,4 - Gaz 2,7 2,7 Production des concessions ETAP (Millions TEP) - Huiles 2,8 2,6 - Gaz 1,6 1,6
COMMERCIALISATION Exportations Pétrole brut et condensât (Millions TEP) 2,2 2,1 Importations (Millions TEP) - Pétrole Brut 0,2 0,4 - Gaz Naturel 1,0 1,1 Prix moyen du brut à l’exportation ($/bbl) 79,4 112,4
RESSOURCES HUMAINES Effectif 708 789 Taux d’encadrement (%) 61 56
RESULTATS FINANCIERS Revenus (Millions DT) 1609 1934 Investissements sur concessions (Millions DT) 961 269 Résultat net (Millions DT) 146 378
(1) Hors BGT (Miskar), SITEP (El Borma) et CFTP (2) Y compris les découvertes non encore développées
4 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Conseil D’administration
Mr. Mohamed AKROUT Président
Mr. Khaled GADDOUR Administrateur /Ministère de l’Industrie & des Technologies
Mr. Yasser TOUKABRI Administrateur /Premier Ministère
Mr. Abdel M’lek SAADAOUI Administrateur /Ministère des Finances
Mme. Neila BEN KHALIFA Administrateur /Ministère de Développement et de Coopération Internationale
Mr. Tahar GUELLALI Administrateur /Ministère de l’Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique
Mme. Noura LAROUSSI Administrateur/Agence Nationale De Maîtrise de L’Energie
Mr. Med Salah SOUILEM Administrateur/Banque Centrale de Tunisie
Mr. Khelifa KAROUI Administrateur /Pour Compétence dans le secteur pétrolier
Mr. Mongi AZZOUZ Administrateur /Pour Compétence dans le secteur pétrolier
Mr. Jalel DKHILI Administrateur /Représentant des cadres de l’entreprise
Mr. Sami HAMMADI Contrôleur d’État
Bur. Raja ISMAÏL Commissaire aux comptes
5 rapport annuel 2011
Organigramme
Président Directeur Général
Directeur Général Adjoint
Conseillers
Audit Interne Secrétariat Permanent Bureau d’ordre central Comm. des Marchés
D.C. Stratégie & D.C. D.C. D.C. Contrôle D.C. Développement Exploration Production & Finance Ressources
D. Stratégie & D. Etudes D. Etudes D. Contrôle De D. Ressources Production & Humaines & A. Communication Exploration Développement Gestion Générales
D. Accords D. Opérations D. Exploration D. Financière D. Informatique Pétroliers Production
D. Activités D. Services D. Affaires D. Opérating D. Commerciale Internationales Pétroliers Juridiques
D.C : Direction Centrale D. : Direction
6 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Concessions en production
TAUX DE DATE DE MISE EN OPERATEUR PARTICIPATION PRODUCTION
01- ASHTART 50.0 % SEREPT MARS 1974 02 - M.L.D 50.0 % SODEPS JUILLET 1983 03 - CERCINA 51.0 % TPS MAI 1994 04 - RHEMOURA 51.0 % TPS MAI 1993 05 - GREMDA/AIN 51.0 % TPS FEVRIER 1989 06 - HAJEB/GUEB 51.0 % TPS JUILLET 1985 07 - OUDNA 20.0 % LUNDIN NOVEMBRE 2006 08 - EZZAOUIA 55.0 % MARETAP NOVEMBRE 1990 09 - SIDI EL KILANI 55.0 % CTKCP SEPTEMBRE 1991 10 - BIR B.TARTAR CPP STORM MARS 2009 11 - SABRIA 55.0 % WINSTAR AOUT 1998 12 - ADAM 50.0 % ENI MAI 2003 13 - DJEBEL GROUZ 50.0 % ENI NOVEMBRE 2005 14 - OUED ZAR 50.0 % ENI AOUT 1996 15 - CHERGUI 55.0 % PETROFAC MAI 2008 16 - FRANIG 50.0 % PERENCO JUILLET 1998 17 - BAGUEL/TARFA 51.0 % PERENCO AOUT 1998 18 - HASDRUBAL 50.0 % BGT DECEMBRE 2009 19 - CHOUROUQ 50.0 % OMV NOVEMBRE 2007 20 - BARAKA 51.0 % ENI MAI 2010 21 - MAAMOURA 51.0 % ENI DECEMBRE 2009 22 - NAWARA 50.0 % OMV DEV. ENCOURS 23 - DURRA 50.0 % OMV JUILLET 2011
7 rapport annuel 2011
Portefeuille Titres
Secteur Filiale Taux(%) K DT
1. JOINT OIL 50.0 % 476 250 EXPLORATION 2. NUMHYD 50.0 % 644 337
3. SEREPT 50.0 % 3 608 660
4. CTKCP 50.0 % 50 000
PRODUCTION 5. MARETAP 50.0 % 150 000
6. SODEPS 50.0 % 50 000
7. TPS 50.0 % 50 000
FORAGE 8. CTF 90.0 % 450 000
9. SOTRAPIL 18.3 % 567 057
TRANSPORT 10. SOTUGAT 99.8 % 199 600
11. SERGAZ 33.2 % 32 900
STOCKAGE 12. TANKMED 24.0 % 115 385
13. BTS 1.3 % 500 000 BANQUE 14. STUSID BANK 0.1 % 125 000
15. SOTULUB 27.1 % 1 490 084
16. BITUMED 8.0 % 48 000
17. SNDP 0.0 % 50
18. TECI 4.8 % 36 000
DIVERS 19. PAEZ 12.4 % 741 000
20. T.A 0.1 % 835 812
21. SNIPE 4.9 % 70 000
22. ITF 0.4 % 40 000
23. STEG ER 2.0% 100 000
8 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
9 rapport annuel 2011
Situation Energétique
Conjoncture Internationale
L’année 2011 a été marquée par : DEMANDE MONDIALE DE PETROLE • Un prix du baril enregistrant la moyenne La demande mondiale de pétrole continue à annuelle la plus élevée de son histoire, à 111 croître à cause de la consommation renforcée dollars (source : Cambridge Energy Research des pays émergents, a déclaré l’AIE dans Associates), l’Oil Market Report. • Il n’ya pas eu, cependant, de record Selon L’Agence Internationale de l’Energie ponctuel (pic pétrolier), (AIE), la demande a avoisiné 89,0 Millions b/j, Cette moyenne atteinte s’explique par la soit une croissance de 1,36 % par rapport à hausse de la demande soutenue en grande 2010. partie par la Chine et l’Inde, ainsi que la crise La demande de pétrole de la zone OCDE est nucléaire avec l’Iran. évaluée à 45,6 Millions de barils par jour en 2011, soit une baisse de 1,09 % par rapport MARCHE PETROLIER à 2010. Le rapport offre/demande planétaire Pour les pays non membres de l’OCDE, la est toujours tendu, avec un déficit de demande a poursuivi sa croissance pour 0,6 Millions b/j. atteindre 43,4 Millions de barils/jour, soit une Le contexte économique, les troubles progression de 4,07 % comparée à l’année géopolitiques, les guerres civiles, les précédente. révolutions Arabes et la demande des pays émergents sont à l’origine des fluctuations du prix du pétrole en 2011, avec un minimum de 89,8 $/b, des pics autour de 120 $/b au cours du premier semestre et 107 $/b en fin 2011. (cf. graphe Evolution Journalière des Prix de Pétrole)
10 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Evolution de la demande Mondiale de Pétrole Million b/j Variation 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2011-2010
OCDE 49,7 49,3 49,2 47,6 45,5 46,1 45,6 -1,09%
Non OCDE 33,6 35,5 36,8 38,2 39,5 41,7 43,4 +4,07%
TOTAL 83,3 84,8 86,0 85,8 85,0 87,8 89,0 +1,36%
Source : Oil Market Report
Evolution de la demande Mondiale de Pétrole
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
OCDE NON OCDE
OFFRE MONDIALE DE PETROLE L’offre mondiale de pétrole est estimée à L’offre des pays non membres de l’OPEP 88,4 Million b/j en 2011, soit une hausse de a enregistré une baisse de 0,38%, et ce, 1,2% par rapport à celle de 2010. malgré une forte production du Canada (Mer Malgré la baisse de l’offre Libyenne, l’offre du Nord) et du Kazakhstan. de l’OPEP a enregistré une augmentation La production non OPEP a été de l’ordre de de 3,76% grâce, notamment, au surplus 52,6 Millions de barils par jour en 2011, soit de la production de l’Arabie Saoudite et du 59,5% de l’offre mondiale totale. Nigéria. La production de l’OPEP est estimée à 35,8 Millions de barils par jour de pétrole brut en 2011, soit 40,5% de l’offre mondiale totale. Offre Mondiale de Pétrole Million b/j Variation 2008 2009 2010 2011 2011-2010 OPEP 36,9 33,4 34,5 35,8 +3,76% Non OPEP 49,5 51,5 52,8 52,6 -0,38% TOTAL 86,4 84,9 87,3 88,4 +1,26%
Source : Oil Market Report
11 rapport annuel 2011
Offre Mondiale de Pétrole
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
NON OPEP OPEP
Bilan de l’offre et de la demande de pétrole Million b/j 2010 2011 Variations
Demande 87,8 89,0 1,36%
• OCDE 46,1 45,6 -1,09%
• Non OCDE 41,7 43,4 4,07%
Offre 87,3 88,4 1,26%
• OPEP 34,5 35,8 3,76%
• Non OPEP 52,8 52,6 -0,38%
Excédent/Déficit Annuel -0,5 -0,6
Source: AIE Oil Market Report
Offre & Demande Mondiale de Pétrole
90
89 89 Demande 88,4 Offre
88 87,8 87,3
87
86
85 2010 2011
12 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
EVOLUTION DES PRIX DE PETROLE Le prix du pétrole s’est maintenu dans la Sur l’ensemble de l’année, l’or noir a fourchette 90$-120$ pour l’année 2011, la enchaîné les plus hauts cours depuis trois moyenne est de 111 $/b. ans, à la faveur d’une forte demande des A fin 2011 les cours de pétrole ont atteints pays en développement et l’épuisement des 106,85 $/b. stocks de brut des pays développés (surtout le Royaume uni et le Japon)
Evolution Journalière des Prix de Brut
En $/bbl
125,00
120,00
115,00
110,00
105,00
100,00
95,00
90,00
85,00
80,00
75,00
70,00 juil-11 oct-11 Avr-11 juin-11 nov-11 déc-11 Mai-11 sept-11 janv-12 août-11 janv-11 Févr-11 Mars-11
Source : opec.org/opec_web/en/data _graphs
RESERVES MONDIALES DE PETROLE A FIN 2011
En Milliard bbl 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Amérique 145,034 150,951 163,27 236,724 273,46 358,902 366,364
Europe 144,218 144,221 143,892 143,784 142,8 142,491 139,642
Moyen Orient 751,69 754,616 750,619 752,258 752,079 794,266 796,845
Afrique 117,372 118,794 121,349 122,041 124,427 126,847 128,578
Asie 40,64 40,964 40,223 40,278 44,433 44,506 50,097
TOTAL 1.198,953 1.209,545 1.219,351 1.295,085 1.337,199 1.467,012 1.481,526
OPEP 928,453 940,204 952,048 1.027,383 1.064,288 1.193,172 1.199,707
Non OPEP 270,5 269,341 267,303 267,702 272,911 273,84 281,819
Source: opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads
13 rapport annuel 2011
Distribution des Réserves de Pétrole par Région à Fin 2011
Asie Afrique 3,4% Amerique 8,7% 24,7%
Europe 9,4%
Moyen Orient 53,8%
MARCHE GAZIER Les réserves mondiales de gaz naturel sont OFFRE MONDIALE DE GAZ concentrées dans des régions politiquement La production mondiale du gaz est estimée instables comme le Moyen Orient et la à 2 957 Millions de TEP (3 276 milliards Russie, qui détiennent deux tiers des de m3), en 2011 contre 2 859 Millions de réserves mondiales. TEP (3 167 milliards m3), en 2010, soit un Selon les estimations de l’AIE, les accroissement de 3,4%. ressources mondiales récupérables en Le commerce mondial de gaz naturel a gaz seraient équivalentes à 250 années au progressé à un taux d’environ 3 % en 2011, rythme de production actuelle. La moitié a estimé British Petroleum (BP). Ceci est de ces ressources provenant des gaz non expliqué par l’augmentation de l’offre de conventionnels. l’Amérique du Nord, (grâce aux gaz non Selon CEDIGAZ, le commerce mondial de gaz conventionnels aux États-Unis et au Canada), naturel a progressé en 2011, accompagné du Qatar, de la Russie et du Turkménistan. d’une forte expansion du commerce du De même l’augmentation de la production au Gaz naturel liquéfié (GNL), la capacité de Yémen et au Pérou, combinée à la croissance regazéification mondiale pourrait augmenter continue des exportations Nigériennes, de 20% entre 2011 et 2015. ont également contribué à accroitre l’offre Le prix Henry Hub selon, l’US. Energy globale du gaz. Notons toutefois que la Information Administration, (US.EIA), est production Européenne a diminué d’environ estimé à une moyenne de 4,01 $/MBTU en 8% en 2011. 2011, contre 4,37 $/MBTU en 2010. Cette La production mondiale de gaz par région se baisse des prix est la conséquence de l’offre présente comme suit : accrue des gaz non conventionnels. • Europe & CEI 31,6% • Amérique 31,5% • Moyen Orient 16,1% • Asie 14,6% • Afrique 6,2%
14 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Production mondiale de gaz par région En Billion m3 Régions 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Amérique 0,88 0,91 0,93 0,94 0,96 0,98 1,03 Europe & CEI 1,03 1,05 1,05 1,11 0,97 1,03 1,04 Moyen Orient 0,31 0,34 0,36 0,38 0,41 0,47 0,52 Afrique 0,17 0,19 0,20 0,20 0,20 0,21 0,20 Asie 0,36 0,38 0,39 0,39 0,44 0,47 0,48
Source : BP statistical review of world energy 2011
Amérique Europe & CEI Moyen Orient Afrique Asie 1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
DEMANDE MONDIALE DE GAZ
La dynamique des marchés de l’énergie est La demande mondiale de gaz est de l’ordre de plus en plus déterminée par les économies de 2 910 Millions de TEP en 2011, soit émergentes. La demande gazière continue l’équivalent de 3 240 milliards m3, contre son expansion grâce aux marchés de la 2 828 Millions de TEP en 2010, soit l’équivalent Chine, de l’Inde, du Taiwan et de la Corée de 3 223 milliards m3. du Sud. La production de l’électricité est le principal moteur de l’augmentation de la demande mondiale de gaz. La part de la demande gazière devrait progresser à long terme, l’AIE table sur une croissance révisée de l’ordre de 1,7% par an d’ici 2035.
Consommation Mondiale de Gaz En Billion m3 Année 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Consommation 2,765 2,834 2,922 3,004 2,940 3,132 3,223
Source : BP statistical review of world energy 2011
15 rapport annuel 2011
Consommation Mondiale de Gaz
3,3 3,223
3,2 3,132 3,1
3,004 3 2,940 2,922 2,9 2,834 2,8 2,765
2,7
2,6
2,5
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Production & Consommation mondiale de gaz Billion m3 Année 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Production 2,776 2,872 2,940 3,021 2,987 3,167 3,276
Consommation 2,765 2,834 2,922 3,004 2,940 3,132 3,223
Production Consommation 3,3
3,276 3,223
3,2 3,167 3,132 3,1
3,021 3,004 3 2,987
2,940 2,940 2,922 2,9 2,872 2,834
2,8 2,776 2,765
2,7
2,6
2,5
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
16 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Réserves Mondiales du Gaz à fin 2011 Billion m3 Régions Gaz Naturel Part du Total
Amérique 17,8 9,1%
Europe & CEI 67,7 34,5%
Moyen Orient 79,5 40,5%
Asie 16,4 8,4%
Afrique 14,7 7,5%
TOTAL 196,1 100,0%
Source : opec.org/opec_web/en/publications
80
70
60
50
40
30
20
10
0 2007 2008 2009 2010 2011
Amérique Europe & CEI Asie Moyen Orient Afrique
Evolution Journalière des prix Henry Hub de Gaz Naturel
En $/MMBTU
6
5
4
3
2
1
0 juin-11 mai-11 avril-11 août-11 mars-11 juillet-11 janvier-11 Février-11 Octobre-11 novembre-11 décembre-11 septembre-11 Source : US.EIA: eia.gov/dnav/ng/ng_pri_fut
17 rapport annuel 2011
PERSPECTIVES ENERGETIQUES MONDIALES
Selon l’AIE, la croissance économique rapide La demande mondiale du charbon devrait dans les pays émergents, le développement augmenter à un taux annuel moyen de du secteur des transports et l’utilisation accrue 2%, poussée par la demande en Chine et de l’électricité devrait accroître la demande en en Inde, mais son avenir reste incertain et énergie primaire à un taux annuel moyen voisin pourrait amorcer un déclin à cause de sa de 1,6%. forte contribution aux émissions de gaz à effet de serre. Le pétrole restera la principale source d’énergie primaire dans les vingt prochaines Les combustibles renouvelables connaîtront années. une forte croissance; selon Exxon Mobil, en 2040, plus de 15 % de l’électricité mondiale Le gaz naturel et le GNL seront aussi plus sera générée par des énergies renouvelables largement utilisés; moins carboné, le gaz (solaire, éolienne, biocarburants, biomasse, va permettre d’aider à réduire l’impact géothermique et hydroélectrique). Celle environnemental. qui connaîtra la plus forte croissance sera l’énergie éolienne. Les estimations révisées de l’AIE indiquent une croissance de la consommation mondiale de Gaz naturel avec un taux annuel moyen de 1,7% d’ici 2035, utilisé en majorité dans la production mondiale de l’électricité toujours en hausse.
18 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
19 rapport annuel 2011
Conjoncture Nationale
L’année 2011 a été une année particulière De même l’élargissement du réseau de pour la Tunisie aussi bien pour le secteur distribution du gaz naturel Algérien et la des hydrocarbures que pour l’ensemble de crise économique mondiale ont contribué l’économie, en effet on a constaté : à cette diminution. Il est à signaler que, • Le ralentissement de l’activité du secteur selon Eurogas, «la consommation totale caractérisée par le forage de 11 puits de gaz naturel dans l’UE27 a diminué de d’exploration (contre 17 en 2010), la 10,7% en 2011 par rapport à 2010, à la réalisation de 02 découvertes (contre 12 en suite de la grande variation des conditions 2010) et la baisse des investissements dans météorologiques». l’exploration. • Un accroissement de 60,6% du déficit PRODUCTION DE PETROLE BRUT énergétique (ressources – consommation) passant de 526 ktep en 2010 à 845 ktep en La production nationale de pétrole brut 2011. (y compris condensât et GPL champs) de • Le fléchissement de l’activité du secteur l’année 2011 a atteint 3,319 Millions de aussi bien au niveau de l’offre d’énergie que tonnes métriques contre 3,737 MT en 2010, de la demande. soit une baisse de 11,2%. Cette baisse de production s’explique RESSOURCES EN ENERGIE PRIMAIRE notamment par : • Le déclin de la production de la plus Les ressources nationales en énergie primaire part des champs tels que : Adam (-21%), (y compris les redevances en gaz naturel Didon (-35%), Oudna (-28% ), Oued Zar perçue sur le gazoduc transméditerranéen), (-28%), Ashtart (-19%), El Borma (-15%), ont accusé une baisse de 8,4% passant de Franig (-43%), Sidi El Kilani (-49%) et Miskar 7735 ktep en 2010 à 7086 ktep en 2011, (-12%), et ce, en dépit de la progression de suite à la baisse de la production de pétrole la production des champs de Hasdrubal d’environ (-11%) et le déclin de la redevance (+12%), Cercina (+22%) Hajeb-Guebiba en gaz Algérien de (-18,3%). (+25%) et MLD (+3%). La diminution de la redevance est due à la • Les arrêts de production de certains baisse des quantités de gaz transitées par le champs, soit suite aux perturbations dues gazoduc transméditerranéen (Cf. rapport de à la révolution, soit pour la réalisation des gestion SOTUGAT). travaux d’entretien.
Production Nationale de Pétrole brut * En Millions de tonnes Variation 2009 2010 2011 2010 - 2011
Concessions ETAP 2,71 2,78 2,54 - 8,6%
Autres 1,20 0,96 0,77 - 19,0%
TOTAL 3,91 3,74 3,32 - 11,2%
(*) Y compris condensât & GPL champs
20 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
RESSOURCES EN GAZ NATUREL Les ressources nationales en gaz naturel La forte augmentation de la production de de l’année 2011 se sont élevées à gaz naturel du gisement Hasdrubal (+22%) 3689 ktep contre 3903 ktep en 2010, soit et celle du gisement Maamoura & Baraka une décroissance de 5,5%. Cette baisse est (qui a plus que triplée) n’a pas pu compenser due, à l’importante diminution du forfait fiscal la forte baisse de la production du gisement prélevé sur le gazoduc Transméditerranéen Miskar (-12%). (-18,3%) et la stagnation de la production Il est à noter qu’une importante quantité de nationale; 2730 ktep en 2011 contre gaz continue à être torchée en attendant la 2728 ktep en 2010. mise en exploitation du process.
Ressources Nationales en Gaz Naturel En Ktep-PCI 2010 2011 Var (%)
Production nationale 2728,1 2730,0 -0,1%
Miskar 1360,1 1192,8 -12,3%
Gaz Com Sud * 665,6 681,9 2,5%
Gaz Chergui 245,7 250,3 1,9%
Hasdrubal 413,7 503,7 21,7%
Maamoura & Baraka 42,9 101,4 136,5%
Redevance totale 1174,8 959,4 -18,3%
TOTAL 3902,9 3689,4 -5,5%
Source : ONE
(*) Gaz traité : El Borma + Franig/Baguel + Adam + Oued Zar + Sabria + Djebel Grouz + Ch. Essaida
DEMANDE D’ENERGIE PRIMAIRE La consommation nationale d’énergie Cette baisse provient essentiellement de primaire s’est élevée en 2011 à 7950 la diminution de la consommation du fuel ktep contre 8261 ktep en 2010, soit une de 22,2% pour les usages autres que la décroissance de 3,8%, avec une baisse de production d’électricité, du pet-coke de 9,8% la consommation des produits pétroliers (combustible des cimenteries) ; du jet fuel de 6,2% et celle du gaz naturel de 1,6% (-3,8%) suite au ralentissement de l’activité engendrant une évolution de 2,3% de la part économique, et la baisse du pétrole lampant du gaz naturel dans la demande nationale (-19,3%) atténuant par la même l’effet de la d’énergie primaire. croissance de la consommation du gasoil 50 (+12,2%) et de l’essence sans plomb DEMANDE DES PRODUITS PETROLIERS (+12,0%). La consommation nationale des produits pétroliers est passée de 3891 ktep en 2010, à 3650 ktep en 2011 accusant ainsi une importante baisse de 6,2%.
21 rapport annuel 2011
En Ktep 2010 2011 Var (%)
CONSOMMATION
GPL 527,3 522,1 -1,0%
Essences 500,3 559,8 11,9%
Essence Super 2,19 1,82 -17,0%
Essence Sans Pb 498,1 558,0 12,0%
Pétrole Lampant 64,9 52,3 -19,3%
Gasoil ordinaire 1 796,0 1 607,2 -10,5%
Gasoil 50 109,5 122,9 12,2%
Fuel 362,6 292,7 -19,3%
STEG & STIR 5,5 14,9 -
Hors (STEG & STIR) 357,1 277,8 -22,2%
Fuel gaz (STIR) 2,2 0,0 -
Jet Fuel 255,5 245,7 -3,8%
Pet-coke 273,8 247,1 -9,8%
TOTAL 3 892,0 3 649,8 -6,2%
Source : ONE
Consommation des produits pétroliers 2011
Fuel oil Jet fuel 9,3% Essences Pétrole 6,6% 12,9% 1,7% Pet-coke 7,0%
GPL 13,5%
Gasoil 50,0%
DEMANDE DE GAZ NATUREL La consommation du gaz naturel a connu de 2,1% suite à l’évolution du nombre une régression de 1,6% passant de 4369 d’abonnés : la STEG a raccordé, dans le cadre ktep en 2010 à 4300 ktep en 2011. Cette du «programme national d’encouragement baisse c’est manifestée à la fois pour le gaz de l’utilisation du gaz naturel dans le secteur naturel consommé comme combustible pour résidentiel», 52552 nouveaux branchements la production de l’électricité (-1,4%) et pour (contre 71529 en 2010) à son réseau de le gaz naturel à usage final (dans le secteur distribution domestique en 2011 avec un industriel : -10,9% en haute pression). Par taux de réalisation de 75% (l’objectif étant de contre la consommation de gaz naturel en 70000 foyers). moyenne et basse pression s’est progressée
22 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
En Ktep-PCI 2010 2011 Var (%) DEMANDE 4 369,4 4300,1 -1,6% Production d'électricité 3 196,9 3152,4 -1,4% Hors production électricité 1 172,5 1 147,7 -2,1% Haute pression 378,6 337,3 -10,9% Moy & Basse pression 793,9 810,4 2,1% Source : ONE
BILAN ENERGETIQUE Le bilan d’énergie primaire pour Cette importante hausse du déficit l’année 2011, s’est caractérisé par un s’explique, notamment, par la régression accroissement de 60,6% du déficit des ressources en énergie primaire de 8,3% énergétique passant de 526 ktep en 2010 (due à la conjoncture politico-économique à 845 ktep en 2011. du pays) contre une baisse de la demande d’énergie primaire de 3,8%.
Bilan d’énergie primaire En Ktep 2010 2011 Var (%)
RESSOURCES 7735 7091 -8,3%
Pétrole (1) 3832 3402 -11,2%
Gaz naturel 3903 3689 -5,5%
CONSOMMATION 8261 7950 -3,8%
Produits pétroliers (2) 3892 3650 -6,2%
Gaz naturel 4369 4300 -1,6%
DEFICIT ANNUEL 526 845 60,6%
(1) Y compris condensât & GPL champs (2) Demande des produits pétroliers : hors consommation non énergétique (lubrifiants+bitumes+W Spirit)
23 rapport annuel 2011
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
24 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Activités De l’ETAP
Exploration
L’année 2011 a été marquée par une activité • L’acquisition de 2885 km² sismique 3D et du secteur des hydrocarbures en deçà de 2043,5 km de sismique 2D ; des prévisions, affectée par la révolution • Le forage de onze (11) puits d’exploration tunisienne et par la crise économique sur permis et concessions ; mondiale qui ont eu un impact négatif sur le • La réalisation de deux (2) découvertes. niveau de l’activité d’exploration en Tunisie. L’année 2011 a été caractérisée par : OPERATIONS D’EXPLORATION SUR • L’octroi d’un permis de recherche, de cinq PERMIS permis de prospection et d’une concession Le nombre total de permis en cours de validité d’exploitation ; à fin 2011 s’élève à 51 permis (41 permis • La renonciation de trois permis de de recherche et 10 permis de prospection), recherche et d’un permis de prospection ; couvrant une superficie totale de • L’annulation de deux permis de prospection 169 053 km2, et qui sont opérés par 36 et d’un permis de recherche ; compagnies pétrolières nationales et • Le renouvellement de la période de validité internationales parmi 50 compagnies actives de trois permis de recherche ; dans le domaine de l’exploration. • L’extension de la durée validité de deux permis de prospection, seize permis de recherche et de deux concessions d’exploitation ; • La cession d’intérêts dans onze permis de recherche et quatre concessions d’exploitation ;
25 rapport annuel 2011
Evolution du Domaine Minier
194 200 176 167 170 163 160 154
130 121 122 121 108
100 En Milles KM2
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Evolution du Nombre de Permis
60
54 52 52 51 50 50
42 41 40 37 36 37 35
30 30
20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
ONSHORE OFFSHORE TOTAL
3 Permis de recherche et de prospection 1 - Nouveaux permis attribués * L’octroi d’un (1) permis de recherche et de • «Ras Korane» au profit de l’Entreprise cinq (5) permis de prospection : Tunisienne d’Activités Pétrolières et de la société Espagnole «Repsol Exploration L’octroi d’un (1) permis de recherche : S.A». Situé dans les zones marines Nord • «Chaal» situé en Tunisie Centrale et couvre de la Tunisie, et couvrant une superficie de une superficie de 1200 km2 au profit de 6496 km2. La signature du Protocole l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières. Signature de la convention et ses annexes le d’Accord s’est réalisée le 6 Juillet 2011 ; 27 Mai 2011. • «Ras Rihane» au profit de l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières et de la L’octroi de cinq (5) permis de prospection : société Espagnole «Repsol Exploration S.A». • «Diodore» situé dans le Golfe de Gabes, Situé dans les zones marines Nord de la et couvre une superficie de 1232 km2 au Tunisie et couvrant une superficie de 4044 profit de l’Entreprise Tunisienne d’Activités km2. La signature du Protocole d’Accord Pétrolières et de la société de New Zealand s’est réalisée le 6 Juillet 2011 ; «NZOG Tunisia Pty Limited». La signature du • «Nadhour» au profit de l’Entreprise Protocole d’Accord s’est réalisée le 14 juin Tunisienne d’Activités Pétrolières et de la 2011; société Espagnole «Repsol Exploration».
26 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Situé dans les zones marines Nord de Il est à signaler aussi que les documents la Tunisie et couvrant une superficie de contractuels pour le permis de prospection 4580 km2. La signature du Protocole «Mateur» situé au Nord ont été préparés à la d’Accord s’est réalisée le 6 Juillet 2011; signature au profit de la société Tunisienne • «Fkirine» situé en Tunisie centrale et couvre Topic. Alors que le permis de recherche une superficie de 2064 km2 au profit de «Araifa», situé au sud tunisien, est en cours l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières d’octroi à la société Ukrainienne YUG- et de la société Danoise «DNO Tunisia SA». Neftegaz et ses documents contractuels La Signature du Protocole d’Accord s’est sont en cours de préparation. réalisée le 20 octobre 2011. 3 - Permis Renouvelés 2 - Permis rendus * Le renouvellement de la période de validité : * La renonciation de trois (3) permis de De trois (3) permis de recherche : recherche et d’un (1) permis de prospection • Kerkouane, Ksar Hdada et Sud Remada suite à l’échéance de la période de leurs * L’extension de la durée validité : validités: De deux (2) permis de prospection : La renonciation d’un (1) permis de • Kasserine et Telemzane; prospection : De seize (16) permis de recherche : • La renonciation de permis de prospection • Fawar, Mezzouna, Jelma, Medjerda, «Douleb Ouest» le 3 Avril 2011; Sud Tozeur, El Hamra, Les Oasis, Nord La renonciation de trois (3) permis de Medenine, Chorbane, Bazma, Grombalia, recherche : Ras Marmour, Sfax Offshore, Borj El Khadra, • La renonciation de permis de recherche El Fahs et Nord des Chotts; «Tanit» le 12 mai 2011; De deux (2) concessions d’exploitation : • La renonciation de permis de recherche • El Franig et Baguel «Kairouan Nord» le 7 juillet 2011; * Cession d’intérêts : • La renonciation de permis de recherche Dans onze (11) permis de recherche : «Jorf» et transfert de l’obligation y afférent • Jenein Centre, El Fahs, Borj El Khadra sur le permis «Sud Tozeur» le 5 août 2011. Sud, Chorbane, Kerkouane, El Hamra, Borj El Khadra, Nabeul, Bargou, Jenein Nord et * L’annulation de deux (2) permis de Anaguid ; prospection et d’un (1) permis de recherche Dans quatre (4) concessions d’exploitation : en application des dispositions des articles • Adam, Chourouq, Robbana et El Bibane. 36 et 37 du code des hydrocarbures: 4 - Nouvelle Concession L’annulation de deux (2) permis de L’octroi d’une concession d’exploitation «Bir prospection : Ben Tartar» issue du permis «Sud Remada» • L’annulation de permis de prospection situé au sud tunisien dans le Gouvernorat «Kondar» situé au centre de la Tunisie le de Tataouine et couvrant une superficie de 14 août 2011 (Opérateur : la société Egyp- 352 km2 au profit de l’Entreprise Tunisienne tienne TimGad). d’Activités Pétrolières dans le cadre d’un • L’annulation de permis de prospection contrat de Partage de Production avec les «Nord Anaguid» situé à l’extrême sud de la sociétés «Storm» et «Rigo Oil» Tunisie le 20 octobre 2011 (Entrepreneurs : GB Petroleum et Canamens). 3 Investissements dans l’Exploration L’annulation d’un (1) permis de recherche : Les investissements relatifs à l’activité • L’annulation de permis de recherche d’exploration de l’année 2011 est de 250 «Medjerda» situé au Nord de la Tunisie le Millions de dollars en régression de 33,2% 6 décembre 2011 (Entrepreneurs : Range, par rapport à 2010 (374 Millions US$). Carthago Oil et Malta Oil).
27 rapport annuel 2011
Investissement dans l’exploration
En Millions $
398 374 342
250 205 241
135 112 91 80 75 65
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
ACTIVITES SISMIQUES L’activité sismique durant l’année 2011 à été 3 Sismique 2D marquée par l’acquisition de 2043,5 km de La sismique 2D a été réalisée sur les deux sismique 2D et de 2885 km² sismique 3D permis de prospection Offshore : Raf Raf et contre 944,1 km sismique 2D et 2784,8 km² Azmour (au Nord), ainsi que sur le permis de sismique 3D durant l’année 2010. recherche Tajerouine (au Nord Ouest) :
PERMIS OPERATEURCONTRACTEURDEBUT FIN 2D (Km)
Raf Raf Shell Tunisia CGG/VERITAS 10-07-2011 31-07-2011 715,2
Azmour Shell Tunisia CGG/VERITAS 10-07-2011 31-07-2011 1328,3
Tajerouine Oil Search CGG/VERITAS 05-12-2011 08-12-2011 - Total : 2043,5
Aquisitions Sismiques 2D
9000
7850 8000 7500
7000
6000
5000 4500 4109 En KM 4000
2800 2800 3000 2043,5 2000 1950 1000 1250 700 1186 944 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
28 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
3 Sismique 3D L’acquisition sismique 3D a intéressé les permis Offshore de Nabeul et Hammamet et les permis onshore situés au sud Tunisien à savoir : Borj El Khadra, Jenein Nord, Jenein Sud et Anaguid :
PERMIS OPERATEURCONTRACTEURDEBUT FIN 3D (Km²)
Borj El Khadra ENI CGG/VERITAS 01-01-2011 04-02-2011 97
Jenein Sud OMV CGG/VERITAS 21-01-2011 09-04-2011 591
Jenein Nord (D) OMV CGG/VERITAS 27-04-2011 18-06-2011 530
Jenein Sud OMV CGG/VERITAS 27-04-2011 18-06-2011 -
Anaguid OMV CGG/VERITAS 19-06-2011 23-08-2011 656
Hammamet Storm CGG/VERITAS 03-08-2011 11-09-2011 314
Nabeul Cooper CGG/VERITAS 15-09-2011 14-11-2011 697 Total : 2885 km²
Aquisitions Sismiques 3D
4000
3473 3500
2987 3000 2885 2785 2694
2500
En KM2 2000
1600 1580 1500
1000 763
500 179 65 82 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
29 rapport annuel 2011
ACTIVITES DE FORAGE L’activité de forage au cours de 2011, a • Les tests de production du puits Zarat nord- été moins importante que celle réalisée en 1 dans le permis Joint Oil qui a atteint une 2010. En effet onze (11) nouveaux puits profondeur totale de 2966 m, ont confirmé d’exploration ont été forés (dont deux en la découverte d’huile et de gaz dans la cours de forage), contre dix-sept (17) en formation El Gueria réalisée en Décembre 2010; et a été caractérisée par : 2010. • La mise en production du puits Bir La poursuite des opérations de forage Ben Tartar-3 sur le permis Sud Remada sur quatre puits démarrés en 2010 : (profondeur 1555 m) au courant du mois de • L’abandon des puits d’exploration de Sidi Juin 2011. Behara-4 (sur la concession Sidi Behara) et de Sidi M’barek-1 (sur le permis Jelma) suite aux résultats négatifs des tests de production.
Le forage de onze (11) nouveaux puits d’exploration sur permis et concessions :
Permis/ Contracteur Début du Fin du Puits concession Résultats (Rig) forage Forage (Opérateur)
Test Bou Dabbous (1690 m) : pas de débit Menzel Horr-1 Bargou (Cooper + ABIOD non atteint, H&P 242 03-01-2011 10-03-2011 (Offshore) Energy) résultats négatifs : Abandon du puits le 6 mars 2011,
Profondeur finale : 4323 Boshra-1 Borj El Khadra IDECO 2100 m dans l’Ordovicien. 19-01-2011 03-05-2011 (Offshore) (Eni) AZ-11 Puits productif en date du 22 avril 2011.
Profondeur finale : 2600 m dans le Trias BAG-NW-A Baguel Discovery-2 10-04-2011 07-07-2011 Puits sec bouché (Onshore) (Perenco) Abandon définitif du puits.
Profondeur finale : 3500 m dans la Didon Nord-2 Zarat (PA formation El Gueria Ensco 85 07-05-2011 29-08-2011 (Offshore) Resources) Résultats négatifs : Abandon définitif du puits en octobre 2011
Profondeur finale : 1725 m. dans la JBIL-1 Jelma (HTC) CTF-06 28-05-2011 12-07-2011 Formation Sidi Aich. (Onshore) Abandon définitif du puits
30 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Larich #1A bis MLD (SODEPS) CTF-04 07-08-2011 20-09-2011 Perforation et clean up (Onshore)
Profondeur finale : 2748 m dans le Bou Arada-1 El Fahs Hauterivien CTF-06 18-08-2011 18-11-2011 (Onshore) (Larsen) Gaz dans le Barrémien et l’Aptien. Pas de test
Profondeur finale : 2011 m, Absence de l’Abiod, Objectif Sidi Dhaher-1 Chorbane Challenger / 26-08-2011 05-10-2011 principal (Onshore) (Alpine) Rig 37 Indices d’huile dans Bireno, Pas de test
Profondeur finale : 2836 m dans la formation Serj d’âge Aptien. Test du 4 au 7 octobre 2011 a débité à environ Mahdia-2 Kabboudia GPS Saturne 12-08-2011 23-10-2011 1068 bl/j d’huile (Offshore) (Numhyd) (35 API) Duse 16/64’’ et 1700 bl/j d’huile (Duse 24/64’’). Abandon temporaire du puits pour appréciation.
Kothbane Indices d’huile dans Ramlia MLD (SODEPS) CTF-04 26-11-2011 En cours l’Acacus Bons indices Debech-1 dans Jeffara (Onshore)
Nesma-1 Adam Indices d’huile dans H&P 228 08-12-2011 En cours (Onshore) (Eni) l’Acacus
31 rapport annuel 2011
Réalisation de deux découvertes : Puits à indices : L’activité de forage d’exploration a abouti 3 Puits Bou Arada-1 (Permis El Fahs / à la réalisation de deux (02) découvertes LARSEN) : d’hydrocarbures à savoir : Ce puits a été foré au Nord de la Tunisie pour tester le potentiel pétrolier des grès de la 3 Puits Bochra-1 (permis Borj El Khadra formation M’Chergua. Ce puits a rencontré / ENI) : Le puits Bochra-1 a été foré au des indices de gaz (essentiellement du mois de Janvier 2011. Il a été arrêté à une Méthane) lors du forage dans les grès de profondeur de 4323 m. Les enregistrements l’Aptien et Barrémien-Hauterivien. diagraphiques ainsi que les opérations MDT on révélé un potentiel pétrolier encourageant 3 Puits Sidi Daher-1 (permis Chorbane / des niveaux gréseux de l’Accacus A. Alpine Oil & Gas) : Le puits Sidi Daher-1 a été foré au mois 3 Puits Mahdia-2 (permis Kabboudia / d’Août 2011, pour tester le potentiel pétrolier NUMHYD) : Le puits Mahdia-2 (située en mer des carbonates des formations Abiod et au large de Mahdia), foré en Aout 2011 a été Bireno. arrêté à une profondeur de 2860 m. L’objectif Le réservoir Bireno a été rencontré à la de ce puits était l’appréciation du potentiel profondeur de 1155.5 m, sous facies pétrolier des carbonates de la formation Serj, calcaire et dolomitique. Les opérations MDT Le réservoir à été rencontré à la profondeur ont récupéré des huiles brutes légères à la de 2795 m. profondeur de 1172 m.
Evolution du nombre des découvertes
20 19 19
12 11 10 10 10 10 9 9 8
6
4 3 3 2 2 2 1
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Puits Découvertes
32 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
ETUDES EXPLORATION Pour mieux valoriser le domaine minier 3 EVALUATION LES BLOCS LIBRES tunisien et afin d’optimiser le taux de succès • L’évaluation Géologique de cinq (5) blocs en exploration et de soutenir la promotion de libres a été réalisée et diffusée (Ksour Essaf, l’exploration, les principaux projets et études Sidi Salem, Araifa, Kamour et Haffouz) réalisés en 2011 sont : • L’évaluation Géologique de quatre autres (4) blocs libres est en cours (Korbous, La 3 PROJET GAS FROM SHALE - Skhira, Guellala et Zaphir). GHADAMES BASIN L’évaluation de la prospectiviste de ce play AUTRES ACTIVITES non conventionnel «gas from Tannezuft» • EPC 2010 : Collecte des «full text» et suivi a démarré en 2008 et s’est poursuivi en de l’impression des ‘Proceeding’ de l’EPC 2011. Ce projet consiste à l’évaluation des 2010. ressources et des réserves en gaz disponible • Préparation et mise à jour des données dans le bassin de Ghadamès. Il a fait l’objet géologiques et géophysiques des données de deux communications scientifiques aux relatives aux blocs libres pour le Site Web. 12èmes journées Exploration & Production • Organisation de deux missions de terrain 2010 (EPC 2010) et d’un poster promotionnel «Field Trip» : (animation stand ETAP). * Un Field Trip dans la région Tabarka – Bizerte pour le compte de Repsol, 3 PROJET JURASSIQUE EN TUNISIE * Un Field Trip dans la région Fkirine en L’évaluation des potentialités du Jurassique Tunisie Centrale pour le compte de DNO. en tant qu’objectif gazier profond se poursuit. L’aspect évolution géodynamique du bassin ACTIVITES DE PROMOTION DE ainsi que la lithologie et milieu de dépôt ont L’EXPLORATION été étudiés. Les rapports correspondants 1. Missions d’information sont élaborés et en cours de validation. Durant l’année 2011, et conformément à la nouvelle procédure qui a été mise en place, 3 PROJET CHAAL dix (10) missions d’information ont eu lieu, dix Evaluation pétrolière de la structure Chaal (10) compagnies pétrolières ont pu accéder (aspects géologique et géophysique, forage au Data Room ETAP. Ces compagnies de et étude économique) a été élaborée et différents pays, (Canada, Ukraine, Espagne, diffusée en Novembre 2010. La demande de Hollande, Autriche, Royaume-Uni..) se sont permis pour l’exploration par ETAP du bloc intéressées aux blocs Araifa, Zama, Ayacha, Chaal a été déposée en Décembre 2010. Kairouan Nord. La signature de la convention relative à l’octroi du permis de recherche d’hydrocarbures 2. Manifestations de promotion «CHAAL» a eu lieu en Mai 2011. 3 Manifestations à l’étranger Au cours de l’année 2011 et dans le cadre 3 EVALUATION DES PERMIS de la promotion de l’exploration du domaine • Réévaluation de la structure Bir Ben minier tunisien visant des actions spécifiques Tartar : l’interprétation géophysique de la et ciblées, ETAP a participé aux congrès structure s’est poursuivie en 2011. suivants : • Approbation et réalisation des puits TT-2, • AAPG ; International Conference & TT-3, TT-4 & TT-5. Exhibition du 23 au 27 Novembre 2011 à • Et participation à l’élaboration du plan de Milan - Italie. développement. • WPM ; World Petroleum Conference du 04 au 08 Décembre 2011 à Qatar.
33 rapport annuel 2011
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
34 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Activités de développement
ETAP a continué ses efforts pour • Une conduite sous-marine multiphasique l’augmentation ou le maintien de la capacité de 18’’ et 110 km reliant la plateforme à de production des champs en cours l’unité de traitement Onshore. d’exploitation ainsi que le développement de • Un terminal Onshore comprenant des nouvelles découvertes. unités de traitement installées à côté de En collaboration avec ses partenaires, l’usine d’Hannibal (appartenant à BGT) l’ETAP a poursuivi ses actions visant le pour produire le gaz commercial, condensât développement des nouveaux prospects et huile aux normes requises pour la et la mise en œuvre des meilleurs moyens commercialisation. Le terminal comprend pour optimiser les coûts techniques du baril aussi une unité d’extraction de GPL. produit tout en observant le plus haut degré de sécurité possible aussi bien du personnel Les effluents suivants seront produits : que des installations. * Le gaz commercial sera injecté dans le réseau de gaz commercial Tunisien (STEG) CONCESSION HASDRUBAL avec un débit initial d’environ 2,8 Millions Sm3/jour. 1. Développement * Les hydrocarbures liquides (huile et La concession Hasdrubal issue du permis condensât) qui sont envoyés à travers le Offshore Amilcar est située au Golfe de pipeline existant (appartenant à BGT) à la Gabès, à environ 100 km de la côte et à Skhira pour le stockage et l’export. 36 km du champ Miskar. Les titulaires de la * Les produits GPL (butane et propane) qui Concession sont ETAP et British Gas Tunisia sont délivrés à Gabès pour la consommation (BGT) à 50 % d’intérêt chacun. locale (butane) et pour l’export (propane). Le champ d’Hasdrubal est un gisement de Le transport à Gabès est assuré par des gaz à condensât avec un anneau d’huile. Ce camions citernes jusqu’à la mise en services gisement a été découvert en 1975. de deux conduites séparées qui sont en Le gisement d’Hasdrubal est développé cours de construction comme un projet ‘‘stand-alone’’ indépendant de la concession Miskar 2. Avancement (100% British Gas Tunisia). Les effluents • Démarrage de la production en conformité gaz, condensât, huile et GPL seront produits avec les spécifications commercial des simultanément. produits du LPG et du gaz (Décembre 2009) Selon le schéma de développement actuel, • Export d’un total combiné de butane et de six puits horizontaux seront forés en propane d’environ 400 tonnes par jour. deux phases, quatre pour le gaz et deux • Du 31 Octobre 2011 au 31 Janvier 2012, pour l’huile. Ces puits devraient produire le champ d’Hasdrubal était en arrêt à cause respectivement jusqu’à 120 Millions scf/j de de dysfonctionnement des Vannes d’arrêt gaz et jusqu’à 15000 barils/j d’hydrocarbure d’urgence et les troubles causés par la liquide ainsi que 375 tonnes de GPL par jour. communauté locale. Les principales unités requises pour le développement du gisement d’Hasdrubal sont : • Une plateforme offshore ‘‘non habitée’’ de 4 piles et de 9 slots, installée dans une profondeur d’eau de 62 m.
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CONCESSION ASHTART - REVAMPING Le champ d’Ashtart, situé dans le golf • Augmenter le cycle de vie des installations, de Gabès au large des côtes tunisiennes • Améliorer les aspects de sécurité et HSE 66 mètres de profondeur, a été en opération des installations, depuis 1974. La propriété du champ est partagée entre OMV (Tunisien) Production 3- Implémentation du projet et ETAP. L’équipe de gestion de projet est La stratégie de mise en œuvre du Projet situé dans les bureaux de SFAX SEREPT. Revamping Ashtart a été comme suit : Les réserves additionnelles sont de 12 • Phase 1 : gas-lift, la production d’électricité Millions de barils et le budget alloué est de et le système de contrôle des procédés 156 Millions d’euros. • Phase 2 : mise à niveau du système du fuel gas 1 - Développement Le projet Revamping consiste à augmenter 4- Avancement du projet la production du champ d’Ashtart et de Le progrès global du projet est maintenant prolonger la durée de vie du champ tout en de 76,5%. améliorant les conditions de sécurité et de Les faits saillants de l’année 2011 sont : vie sur site. Cette augmentation est possible • L’octroi des marchés suivants avec : par : Maridive pour la barge d’hébergement • L’augmentation de la capacité du «gas lift» flottante, SARENS pour la location de la pour une meilleure activation des puits, grue de capacité, ICD EMA KAMOUN pour • L’augmentation de la capacité de génération le compresseur à air, RAMBOLL pour la électrique pour subvenir aux besoins des réalisation du FEED pour le fuel system. pompes ESP, • La barge MOB «Mobile Offshore Barge» • La mise à disposition d’une source de a été mobilisée en Septembre 2011 pour «fuel gas» additionnelle en utilisant le gaz l’hébergement de 110 personnes de l’équipe en provenance du réservoir BIRENO avec de construction offshore, un accident en fin traitement pour réduire la teneur en inerte, du même mois engendré par le mauvais • L’amélioration et la modernisation des temps d’une part et le manque de préparation systèmes de contrôle et commande en vue pour ce genre d’installation a résulté la mise d’améliorer la disponibilité des installations en ‘STAND-BY’ de cette MOB et poursuivre de surface. l’hébergement par la mobilisation d’un DP2 vessel. 2- Objectifs du projet • La grue a été mobilisée en Octobre 2011. L’opérateur SEREPT a entrepris une étude • Le FEED pour le fuel system a été lancé en globale des installations de surface Ashtart fin 2011. avec l’objectif d’améliorer la production et la récupération de la durée de vie champ pétrolier d’Ashtart. Cet objectif peut être atteint par : • Accroître ou à maintenir la production, • Optimiser les installations existantes, situées principalement à faire face aux besoins futurs en matière artificielle lever à l’horizon 2025, • Accroître la fiabilité et la disponibilité des équipements, • Réduire des coûts d’entretien et d’immobilisation,
36 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
CONCESSIONS MAAMOURA ET BARAKA Les champs de MAAMOURA et BARAKA sont 1. Développement deux gisements de gaz à condensât offshore Une amélioration des installations de situés dans le golfe de Hammamet détenus production est prévue pour le champ de par ETAP et ENI. Ce développement est un Maamoura et Baraka, ceci concerne : exemple d’une synergie de développement • Le transport de Brut entre deux concessions distinctes. Le • L’installation d’un troisième compresseur développement consiste en la production de de propane gaz pour la production de gaz commercial, • L’installation d’un second surpresseur du condensât et du GPL. • Le système de lutte contre l’incendie • L’évacuation de l’eau de production Les composantes du projet sont : • L’installation de deux pompes d’expédition • Deux plateformes du type «non habitées» du brut depuis la plateforme distantes de 21 Km pour Maamoura et • L’installation d’un second groupe électrogène 52 Km pour Baraka par rapport à l’unité sur la plateforme de traitement Onshore et situées à des Une deuxième phase du projet Maamoura profondeurs de 52 m à 90 m. Deux conduites et Baraka est en phase FEED (étude sous-marines multiphasiques séparées reliant d’ingénierie), deux puits de développement ces plateformes avec une unité de traitement (Maamoura HOR E2 et Baraka HOR) «terminal» on shore situé à Tazarka. pourraient être forés afin de récupérer les • Forage de deux puits producteurs pour réserves associées. chaque gisement. • Une unité de traitement commune on 2. Les Contrats Commerciaux shore pour traiter les deux effluents de Les contrats de vente du gaz et du butane capacité 850 000 SM3 de gaz par jour et ont été conclus. 1 350 SM3 de condensât par jour et un pic de production de 80 tonnes de GPL par jour. Le gaz commercial étant injecté dans le réseau STEG de 20 bars au niveau de la région de Zinnia Les condensât produits sont évacués par camions jusqu’au terminal de La Skhira. Le projet est entré en production en Avril 2010 pour l’huile, Juin 2010 pour le gaz et Juillet 2010 pour le GPL.
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CONCESSION COSMOS CONCESSION ISIS Le champ COSMOS est un gisement d’huile Le gisement d’ISIS située au golfe de Gabes. offshore situé dans le golfe de Hammamet Vicking Energy Holding Ltd a acquis 100% détenu par ETAP et SVI, il est situé à 45 Km de Columbus Oil & Gas en Juillet 2010. Ce de la cote à une profondeur d’eau de 120 m. champ a été développé de 2001 jusqu’à 2006. Développement Le développement de la concession Cosmos Développement consiste à : Le champ ISIS fera l’objet d’un développent • Forage de deux puits de développement additionnel qui consiste en : et un puits d’injection d’eau avec complétion * Forage de 4 nouveaux puits et la reprise de sous-marine pour tous; 3 puits existants. • Location d’une barge flottante (FPSO) * Location d’une barge flottante FPSO. de capacité de 20 000 barils par jour pour le traitement et le stockage de l’huile et Les études établies par SENERGY à partir de activation des puits par gas-lift. Septembre 2010 sont : Après évaluation technico-économique • Etablissement du model géologique du plan de développement soumis par • Estimation des STOIP et GOIIP l’Opérateur, ETAP a notifié sa décision de • Estimation de l’OWC/GOC participation à un taux de 20% au mois de • Estimation des réserves Janvier 2009. • Evaluation du prospect NE SVI tente d’obtenir une extension de deux • Etablissement du profil de production ans car il juge le projet non rentable au prix Les résultats de ces études ont montré de 65 $/bbl. que la reprise des puits existants n’est pas En Mars 2011, la DGE a autorisé une efficiente. extension de deux années à SVI. En 2011, le schéma de développement a été ETAP et SVI, ont chacun entrepris des études modifié comme suit : afin de revoir le schéma de développement v Forer deux puits horizontaux dans la partie du champ, et il s’est avéré qu’on peut ouest ISIS-10 et ISIS-11. changer la philosophie du développement en v Forer un puits d’exploration ISIS-14 dans passant des puits sous-marins à l’utilisation la partie Nord-est. des light-weight Jacket (Plateformes) qui v Forer deux puits horizontaux dans la partie pourrait permettre une accessibilité aux ouest ISIS-12 et ISIS-13. accumulations voisines et par conséquent Des négociations ont été entreprises par une meilleure récupération. ETAP, VEPT et des fournisseurs pour la SVI a lancé un SOI «Sollicitation of Interest» location d’une FPSO. Le développement est dont le but d’examiner les FPSO disponibles planifié pour 2013. dans le marché. Aussi un Pre-FEED sera lancé au début de CONCESSION DIDON NORD l’année 2012 avec ALLIANCE ENGINEERING Le gisement de DIDON Nord situé dans le pour réviser les deux scénarios de permis ZARAT et à 5 km East de la concession développement «Dry-tree Vs Wet-tree». de DIDON opéré par PA RESOURCES TUNISIA.
38 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Plan de Développement PROJET STGP PA RESOURCES a proposé en Mai 2010, un (South Tunisia Gas Project) plan de développement qui consiste à : Ce projet consiste en la valorisation du • Un puits de production horizontal gaz en provenance de tous les permis et • Connexion à l’existante FPSO de DIDON concessions du sud tunisien. L’infrastructure à travers un flow line diamètre 6 pouce et de existante composée du pipeline 10’’ et l’usine longueur 6 km. de GPL à Gabès de la STEG ont atteint leurs • Les réserves récupérables sont de l’ordre capacités limites de 1,2 MM NM3 par jour. de 3 Millions de Barils. Dans le but de maintenir l’objectif national de ETAP étudie la formule de sa participation l’exploration des objectifs profonds et suite à vue la marginalité du champ. la décision de procéder aux développements En 2011, le forage du puits Didon Nord-2 a des concessions de Jenein Sud et Jenein été un échec et il n’a pas atteint son objectif, Nord (ETAP et OMV), et du développement de ce fait ETAP a renoncé à sa participation. complémentaire de la concession ADAM, il devient impératif et stratégique de concevoir CONCESSION NAWARA et réaliser une infrastructure gazière dans Le gisement de NAWARA détenu par OMV le sud tunisien pour permettre de traiter et ETAP est un gisement de gaz à condensât tout le potentiel gazier en provenance des situé à l’extrême sud tunisien dans le bassin concessions précitées et celles futures de Ghadamès à environ 50 Km au sud- (Borj El Khadra, Anaguid etc.) avec comme ouest des installations de production de objectif majeur d’atteindre le potentiel gazier Hammouda & Oued Zar. de la structure Ordovicien. Le projet STGP a fait l’objet d’un accord Développement entre les Co-titulaires ETAP, ENI et OMV Le développement de la concession NAWARA pour le développement et la réalisation d’une consiste à : infrastructure de transport et de traitement • Produire 2,7 MMm3/j de gaz et plus que de gaz en provenance du Sud Tunisien 1 500 SM3/j de condensât à partir de dans une nouvelle usine qui sera construite 8 puits ; à Gabès pour l’extraction du GPL et la • Construire un Centre de traitement (CPF) production du gaz naturel en vue de livrer 4 modulaire à côté du site du puits Nawara-1 Millions m3/jour à la STEG et d’exporter toute et transporter par conduites multiphasiques quantité en sus. l’effluent des autres puits jusqu’au CPF ; • Construire une station satellite inhabitée à Les composantes du projet sont: côté du puits Warda-1 pour expédition de • Une station de collecte du gaz décentralisée l’effluent multiphasique de ce puits jusqu’au au niveau des concessions située dans la CPF ; région de Hammouda. Cette unité collecte le • Transporter le condensât stabilisé par gaz riche en GPL pour extraire le condensât conduite jusqu’à la ligne de TRAPSA à 8 Km et le comprimer pour le transporter vers la du CPF et transporter le gaz jusqu’au point station de GPL à Gabès. de raccordement avec le pipe projeté du • Une conduite de longueur 320 Km et de projet STGP par conduite de 50 Km environ. diamètre 28’’ reliant la station de collecte de Les études de préfaisabilité sont achevées Hammouda à l’unité de traitement de Gabès; fin 2010 et de faisabilité (FEED) est en cours. • Une station de traitement de gaz pour La date de mise en production est liée à celle la production de gaz commercial et la du projet STGP (South Tunisia Gas Project). production de GPL à Gabès.
39 rapport annuel 2011
Le projet est dimensionné pour une capacité 3- Avancement : de traitement de 4,4 MM NM3/jour avec la • Commencement des travaux d’installation possibilité d’extension pouvant aller jusqu’à des équipements de surface des trois sites 10 MM NM3/jour Mona, Durra et Waha le 14 Juin 2011. Les études de faisabilité technico- • Mise en production le 21 Juillet 2011. économique de ce projet ont été réalisées en • En mois de décembre 2011, après 6 mois 2009 par Saipem pour la définition détaillée d’appréciation de production, la location des des composantes du projet et l’estimation équipements a été arrêtée par le lancement du coût de l’investissement. de procédure d’achat. Les études d’engineering de base (FEED) sont en cours par le bureau d’ingénierie CHAMP BIR BEN TARATAR «FLUOR» à Londres, la fin de ses études est 1- Présentation prévue pour Octobre 2011. La concession Bir Ben Tartar fait partie du v 8 septembre 2010 : Attribution du contrat permis d’exploration Sud Remada, elle à «FLUOR» est située au sud Tunisien à environ 105 v 10 Septembre 2010 : démarrage de la km au sud-est de Tataouine. C’est un phase «Design to cost» pour définir projet de développement onshore régis et estimer le scenario final de développement. par un contrat de partage de production entre ETAP et STORM et SVI l’opérateur CONCESSION DURRA (Cost Oil = 42,5% ; Cost Gas = 45%). 1- Présentation Le champ produit de l’huile avec du gaz Le champ DURRA du permis Anaguid est associé. une concession Onshore d’une superficie de 40 km2 situé à 100 km sud-est Remada. 2- Développement C’est un champ huile, gaz et condensat Cinq puits ont été forés à savoir TT#4, TT#5, détenu par les partenaires ETAP et OMV à TT#6, TT#7 et TT#8. Ces puits assurent 50% chacun. actuellement la production du champ avec les puits TT#2 et TT#3 à travers des 2- Plan de développement : équipements de production loués Single • Le plan de développement du champ Well Batteries (SWB). Le Transport de consiste à la réalisation de deux centres de l’huile se fait par camions citernes jusqu’à production et de traitement au niveau des la Skhira. puits Mona # 1 et Durra # 1, ainsi que la Développement début 2012 : réalisation d’une unité de stockage de l’huile Forage et complétion de 11 puits à au niveau de la concession Chourouq au site savoir : TT#9 jusqu’à TT#19 (6 verticaux et Waha (WAHA CPF) et ce pour le transfert du 5 horizontaux) avec achat de 2 SWB et la brut Durra via le pipeline à la Skhira. location de 2 autres. (Forage de TT#9 en • Le plan de développement de la concession cours) DURRA a été approuvé en octobre 2010 et Installation d’un centre de traitement (CPF) la mise en production de la concession Durra modulaire prévu au centre de la concession est prévue pour le mois de Mai 2011. et connexion des différents puits par • Le contrat relatif aux équipements de des flowlines multiphasiques. (Travaux production des trois sites serait un contrat d’ingénierie en cours) location-vente et ce pour éviter des surprises Installation d’un pipeline 8’’ d’une longueur des réserves au cours de la mise en de l’ordre de 141 km qui acheminera production des deux puits Durra # 1 et Mona l’huile produite à la station SP4, là où il # 1 durant la première année. joint le pipeline provenant d’El Borma pour
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être transféré jusqu’à la Skhira. (Travaux d’ingénierie en cours). Installation d’un réseau de lignes électriques pour l’alimentation du champ. Concernant la valorisation du gaz une étude complète pour usine à gaz/récupération des liquides sera remise pendant le 2ème trimestre 2012 Une étude des différents scénarios de pipeline pour la vente de gaz sera remise pendant le 3ème trimestre 2012.
SECURITE, SANTE ET ENVIRONNEMENT L’ETAP a continué à jouer son rôle d’animateur • L’élaboration des Plans d’Opération Interne et d’initiateur dans le domaine de la santé, (POI) et des plans d’évacuation du siège de de la sécurité et de l’environnement lié au l’ETAP et des annexes. secteur des hydrocarbures dans les champs • L’étude de classement du Centre de où elle est partenaire. Recherche et Développement Pétroliers Ainsi, durant l’année 2011, différentes (CRDP). activités ont été réalisés, dont : • L’animation des réunions de la • La mise à jour du check-list santé, sécurité Commission de la santé et de sécurité au et environnement. travail (CSST). • La réalisation de missions d’audit HSE aux • Le recensement de la réglementation et concessions ASHTART, UTIQUE, SABRIA, des normes applicables aux activités de FRANIG et SIDI EL KILANI. l’ETAP en matière de sante, de sécurité et d’environnement. • La réalisation d’une enquête en matière • La rédaction du rapport annuel de suivi de d’incidents/accidents de travail au niveau de la performance environnementale et sociale la concession ASHTART. de l’ETAP. • La participation aux différentes réunions organisées par les partenaires et les opérateurs pour discuter et résoudre les problèmes HSE évoqués lors de ces réunions. • L’identification des besoins en formation du personnel en concertation avec la Direction Centrale Ressources pour la planification des thèmes de formation HSE.
41 rapport annuel 2011
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
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Production
La production d’hydrocarbures (huile + GPL La production cumulée de pétrole brut des champ + gaz commercial) des concessions concessions ETAP a enregistré un écart ETAP, en 2011, a atteint 4,19 Millions TEP négatif de 4% par rapport aux prévisions (2,49 Mtep d’huile + 0,12 Mtep GPL + 1,58 de clôture de 2011, due essentiellement au Mtep de gaz) contre 4,46 Millions TEP en grève des employés sur site du 13/12/2011 2010 soit un déclin de 6,05%. au 17/12/2011, à l’arrêt du champ Hasdrubal du 24/09/2010 au 13/03/2011 PRODUCTION D’HUILE pour maintenance et depuis le 23/11/2011 suite à des problèmes des vannes ESD, La production d’huile (y compris GPL champ à la fermeture du puits Mona#1 durant et condensât) des concessions ETAP a Décembre pour des travaux «wire line» atteint, en 2011, 20 132 545 Bbls, soit et à l’arrêt des champs Cercina et Franig 2,545 Millions TM, réalisant une diminution (suite à la demande de la STEG) pour des d’environ 8,0% par rapport à 2010 raisons de sécurité depuis la révolution. (21 797 024 Bbls soit 2,781 Millions TM), La production de pétrole brut, de GPL champ due au déclin naturel de la production des et de condensât des concessions ETAP, champs, comme Adam (-21%), Ashtart arrêtée à fin Décembre 2011 représente (-19%), Oued Zar (-28%), Oudna (-28%), Sidi 79,4% de la production nationale, contre El Kilani (-49%), Franig (-43%) et ce malgré : 74,7% en 2010. • L’augmentation de la production de certains champs comme : El Hajeb-Guebiba (+25%), Cercina (+22%) et Hasdrubal (+12%). • L’entrée en production des champs Durra (178 002 Bbls) et Bir Ben Tartar avec 400 858 Bbls.
Production de Brut et Condensât des concessions ETAP
3000 En Milliers de Tonnes BARAKA & MAAM
2500 OUDNA
EL HAJEB HASDRUBAL
2000 AUTRES
CHOUROUQ CERCINA
1500 ADAM
1000 SIDI EL KILANI OUED ZER EZZAOUIA MLD 500
ASHTART
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
43 rapport annuel 2011
Production Nationale de Pétrole Brut
30000
10064 9229 25000 7367
6003
20000
15000 En Milliers de BBls 21864 20878 20846 10000 18741
5000
0 2008 2009 2010 2011
CONCESSIONS HORS ETAP CONCESSIONS ETAP
PRODUCTION DE GAZ NATUREL La production de gaz commercial des par rapport aux prévisions de clôture de concessions ETAP s’est élevée en 2011 2011, due principalement aux réductions à 1506,146 Millions de NM3, contre des quantités de gaz commercialisées du 1501,197 MM NM3 réalisés en 2010, champ Hasdrubal suite à l’augmentation
accusant un accroissement de 0,32%, du CO2, aux manifestations au CPF Tazarka cette faible augmentation est enregistrée qui a conduit à l’arrêt de 5 jours du champ grâce à la croissance de la production Maamoura, et à l’arrêt des champs Chergui, des gisements Hasdrubal (+22%), Chergui Franig et Sabria pour des raisons de (+2%), Adam (+4%), et la production des sécurité. gisements Maamoura et Baraka, qui a Les quantités de gaz commercial des triplée, et ce malgré le déclin des champs concessions ETAP arrêtées à fin Décembre Oued Zar (-21%), Baguel/Tarfa (-64%) et 2011 sont de l’ordre de 1506 Millions de NM3 Sabria (-52%). représentant ainsi 50,1% (46,9% en 2010) La production cumulée de gaz commercial de la production nationale qui est d’environ a enregistrée un écart négatif de 9% 3 003 Millions de NM3.
Production de Gaz des concessions ETAP
2000
BARAKA & MAAM 1800
En Millions de NM3 1600
1400 HASDRUBAL
1200
1000 FRANIG
DJEBEL GROUZ 800 CHERGUI 600
400 ADAM BAGUEL 200 OUED ZAR 0 SABRIA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
44 Entreprise Tunisienne d’Activités Petrolières
Production Nationale de Gaz Commercial
3000
2500 1496 1700
2000 1769
1500 En Millions de NM3
1000
1501 1506 500 948
0 2009 2010 2011
CONCESSIONS ETAP CONCESSIONS HORS ETAP
Il est à signaler que les écarts négatifs enregistrés par la production d’huile et de gaz des concessions ETAP en 2011, sont expliqués comme suit :
• Huile : • Gaz : - Nombre total des jours d’arrêts des - Nombre total des jours d’arrêts des concessions : 702 jours. concessions : 233 jours. Le nombre de jour d’arrêts suite à des Le nombre de jour d’arrêts suite à des problèmes techniques est de 463 jours, problèmes techniques est de 176 jours, (principalement pour les concessions (principalement pour les concessions Hasdrubal, Rhemoura, Ashtart…), causant Hasdrubal, Franig…), causant un manque à un manque à produire d’environ 2027 mille produire d’environ 400 Millions NM3. Barils. Le nombre de jour d’arrêts suite à des Le nombre de jour d’arrêts suite à des manifestants est de 57 jours, (principalement manifestants est de 239 jours, (principalement pour les concessions Chergui, Franig…), pour les concessions Cercina, Chergui, causant un manque à produire de Guebiba…), causant un manque à produire 46 Millions NM3. de 517 mille barils.
45 rapport annuel 2011
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
46 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Services
BASE DE DONNEES PETROLIERES & PATRIMOINE Les efforts ont été poursuivis en 2011 au • L’indexation de tous les documents sein de cette entité pour assurer la gestion, techniques (rapports de puits, rapports de la sauvegarde et la pérennité du patrimoine synthèse, logs, VSP, et sections sismiques) technique de l’entreprise et fournir aux et les carottes et les cuttings des puits. ingénieurs de l’ETAP et aux partenaires les • Le rattachement de tous les documents données techniques nécessaires pour la scannés par la BDP ou réceptionnés en réalisation des différents projets. format numérique, tels que les rapports de Les opérations de sauvegarde ont couvert les synthèse, les rapports géologiques finaux aspects suivants : de puits disponibles ainsi que les Logs * La migration des données sismiques et composites et les carottages sismiques. diagraphiques disponibles au CRDP, soient Cette entité assure également la gestion et environ 150 000 supports, vers un support à le rapatriement du patrimoine technique de haute densité. l’Exploration et de la Production, répertorié * La vectorisation des sections sismiques dans les trois unités la Bandothèque, la et des logs de puits disponibles en format Carothéque et la Documentation technique. papier. En outre, durant l’année 2011, les unités de * La scanérisation des documents techniques cette entité ont satisfait les demandes des disponibles sur supports papier. utilisateurs ETAP ainsi que les prestations * Le transfert et l’attachement des documents externes pour le compte des compagnies numériques et électroniques. pétrolières et des organismes nationaux * Le Chargement des données géologiques tels que : APEX, NUMHYD, OMV, EXXOIL, d’environ 1055 puits. RIGO OIL COMPANY, REPSOL, CFTP, * La migration des données de navigation SHELL EXPLORATION & PRODUCTION, sismique et minière. TETHYS OIL & MINING, STORM VENTURES INTERNATIONAL, ALPINE OIL & GAS, Le volume des données migrées dans la COOPER ENERGY, WPM INTERNATIONAL, Base jusqu’à la fin 2011 comprend : CIRCLE OIL, SHELL TUNISIA OFFSHORE, • L’acquisition d’une baie de stockage pour ECUMED PETROLEUM, DNO, NZOG, remplacer le Robot devenu obsolète et la SEREPT, TEICO, CPG, STEG, ONM, DGRE, finalisation de la migration des données UNIVERSITES, INSTITUTS… etc. sismiques archivées (30 400 bandes Ces demandes concernent notamment sismiques terrains et 955 bandes sismiques la transcription des bandes, l’export des traitées) de la base sismique SeisDb vers la données de la Base, la duplication et la nouvelle base Prosource Seismic Manager. consultation des documents techniques, la • Tous les logs disponibles sur supports scanérisation, la vectorisation sismique et magnétiques, relatifs à 560 puits. diagraphique, la navigation sismique et la • Les découpages géologiques (version consultation des carottes. initiale), la mise à jour des entêtes, la saisie des échantillons de roche et la description lithologique de tous les puits. • Les coordonnées de tous les puits, les limites de tous les leases (concessions, permis et bloc libres) et la navigation de toutes les lignes sismiques 2D.
47 rapport annuel 2011
LABORATOIRES Les Laboratoires ETAP fournissent des Les ingénieurs des laboratoires ont également prestations de service dans les domaines participé à des projets multidisciplinaires tels de la biostratigraphie, de la sédimentologie, que le Projet gaz from shales; le Projet Tight des analyses physico-chimiques, de la reservoir, les projets d’évaluation de certains géochimie et la pétrographie organique et permis (Chaal, Jenein Centre, El Jem)… de l’environnement. Ces prestations sont Ils ont assuré l’encadrement de plusieurs principalement fournies aux directions stagiaires dans le cadre de préparation de techniques de l’ETAP (implication dans Projet de fin d’Etude (PFE) et Master ou de différents projets d’entreprise) et également thèse. aux différentes compagnies pétrolières et organismes nationaux. Ainsi, au cours de l’année 2011, les laboratoires ETAP ont réalisé des prestations au profit d’une vingtaine de compagnies pétrolières et d’organismes nationaux tels que : PA Resources, OMV, LARSEN, NUMHYD, STORM, COOPER Energy, PETROFAC, CTKPC, ENI, AL THANI, CETEn, CRDA Kébili, Universités, bureaux d’étude …etc.
48 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
49 rapport annuel 2011
Commercialisation
L’activité de commercialisation des hydrocarbures de l’ETAP, pour l’année 2011, a été plus que affectée par «la révolution Tunisienne», et s’est caractérisée par : • Le faible déclin, en valeur, des exportations de Pétrole Brut et de Condensât contre une importante baisse en volume (compte tenu de la conjoncture internationale); • L’augmentation des importations de Pétrole Brut en volume et en valeur (réouverture de la raffinerie de Bizerte); • Les achats de Gaz Naturel Algérien (contractuels et additionnels) ont progressé en volume et en valeur.
EXPORTATIONS Les quantités de Pétrole Brut et de 3 Pétrole Brut Condensât exportées par ETAP durant Les exportations totales de pétrole brut, l’année 2011 ont été de 1,552 Millions TM toutes qualités confondues, se sont élevées contre 2,307 Millions TM en 2010, soit une en 2011 à 1,318 Millions TM pour une valeur importante baisse de 32,7%. Alors que de 1,126 milliards de US $ (1,657 milliards leurs montants n’ont accusé qu’une baisse DT), contre 2,095 Millions TM pour une valeur de 5,2% par rapport à l’année précédente, de 1,279 milliards de US $ (1,832 milliards passant de 1413 Millions de dollars en 2010 DT) en 2010. à 1339 Millions de dollars en 2011, suite à la Cette importante baisse des exportations forte évolution des cours internationaux du en volume, de 37%, est due, d’une part à la brut. baisse de la production nationale, et d’autre part à la reprise du raffinage du brut Tunisien (réouverture de la raffinerie de Bizerte). La répartition des exportations par brut se présente comme suit (en mille TM) :
QUALITE 2008 2009 2010 2011
ZARZAITINE 1034 1057 1516 799,8
ASHTART 313 305 309 227,2
EZZAOUIA 62 43 22 22,9
RHEMOURA 255 192 125 174,4
DIDON 161 91 63 61,7
OUDNA 128 34 61 31,5
50 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Par ailleurs, l’année 2011 a été marquée Le cout technique moyen du baril est estimé par une moyenne annuelle des cours du à 10,61 $/Bbl, alors que le prix de revient du baril jamais atteinte au passé sur le marché baril a atteint 47,18 $/Bbl. international. En effet, le prix moyen FOB du baril exporté, Le prix moyen à l’exportation par qualité de toutes qualités confondues, a été de brut est comme suit (en dollars/baril) : 112,378 $/baril en 2011 contre 79,470 $/baril en 2010, soit un accroissement de 41,4% sous l’effet d’une forte progression du cours moyen du Brent daté passant de 79 $/baril en 2010 à 112 $/baril en 2011.
QUALITE 2008 2009 2010 2011
ZARZAITINE 92,229 61,517 79,996 112,668
ASHTART 101,481 54,294 77,880 108,758
EZZAOUIA 83,163 59,137 81,783 125,697
RHEMOURA 92,551 59,213 78,997 109,864
DIDON 85,010 69,802 73,712 114,974
OUDNA 94,259 66,922 79,508 128,003
3 Condensât La quantité du condensât exportée en 2011 est de 236 mille TM contre 211 mille TM en 2010 soit un accroissement de 11,9%, pour une augmentation en valeur passant de 133,7 Millions de dollars en 2010 à 213,1 Millions de dollars en 2011.
IMPORTATIONS 3 Pétrole brut 3 Gaz Naturel Compte tenu de la réouverture progressive Les achats de gaz naturel (contractuels et à partir de juillet 2011 de la raffinerie de la additionnels) auprès de la société algérienne STIR, l’ETAP n’a importé en 2011 qu’une SONATRACH livrés à la STEG en 2011 faible quantité de brut étranger 316,5 mille se sont élevés à 1,164 Millions TEP pour TM, pour une valeur C&F de 280,3 Millions une valeur FOB de 562 Millions de dollars de dollars, contre 184,2 mille TM en 2010, (800,6 Millions de dinars), contre pour une valeur de 105,6 Millions de dollars, 1,053 Millions TEP en 2010 pour une soit un accroissement en volume de 71,8%. valeur de 382 Millions de dollars, soit un La forte croissance en valeur est due à accroissement de 10,5% en volume et de l’importante évolution du prix annuel moyen 47,1% en valeur, suite à la progression du à l’importation qui est passé de prix international de la tep de gaz. 75,45 $/baril en 2010 à 118,46 $/baril en En effet le prix moyen de la tep de gaz 2011 soit un taux de croissance de 57%. Algérien importée est passé de 362,65 $/tep en 2010 à 482,708 $/tep en 2011.
51 rapport annuel 2011
Autres opérations commerciales réalisées par ETAP en 2011 :
• La cession à la STIR de 661 mille TM de • La vente de 15,5 mille TM de CO2 à la pétrole brut dont 317 mille TM de pétrole société UTIQUE GAS. brut d’Azerbaïdjan (Azeri) et 344 mille TM de • La vente à la STIR de 19 mille TM de butane pétrole brut Tunisien; pour une valeur de 17,5 Millions de US$, et • L’exportation de 25 mille TM de propane de 7 mille tonnes de GPL (Baraka) pour une (Hasdrubal) pour une valeur de 20 Millions de valeur de 6,2 Millions de US$. US$ soit 27,8 Millions de DT. • L’achat de 29 mille TM de pétrole brut • La vente à la STEG, en plus du gaz tunisien revenant à des partenaires que ce algérien (1,164 Millions TEP), de 802 soit sur le marché local ou sur le marché mille TEP de Gaz tunisien provenant des international. champs : Hasdrubal, Oued zar, Adam, Franig/Baguel, Sabria, Djebel Grouz, Chergui, Maamoura et Baraka et de gaz pseudo liquide.
52 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
53 rapport annuel 2011
Ressources Humaines
Au niveau des ressources Humaines, les faits • Formation du personnel de l’ETAP en saillants de l’année 2011 sont les suivants : langue anglaise en TOEIC (Business English • Déménagement de tout le personnel au ou Anglais des affaires), en collaboration nouveau siège social de l’ETAP sis à l’avenue avec l’AMIDEAST. Mohamed V. • Encadrement de 552 étudiants, (thèses • Recrutement direct de tout le personnel de Doctorat, Projets de fin d’études et contractuel (61 personnes) et du personnel Mastères), dans le cadre de collaboration de de la sous-traitance (74 agents). l’ETAP avec l’université Tunisienne. • Signature de l’accord des augmentations salariales relatives à l’année 2011. EFFECTIFS • Régularisation des dossiers d’expertise en L’effectif en 2011 a atteint 789 employés instance des ingénieurs pour les sessions contre 708 en 2010, soit une hausse de des années allant de 2006 à 2011 ainsi que 11%, due au recrutement direct du personnel pour l’expertise des auditeurs des années contractuel et de la sous-traitance. 2005 jusqu’à 2011. Par ailleurs, le taux d’encadrement qui est • Organisation d’une formation diplômante de 56% et la répartition du personnel par «Ingénierie Forage», composée de 15 situation administrative n’ont pas connu de modules, en collaboration avec l’Institut changement significatif par rapport à l’année Français du Pétrole, étalée sur une année au dernière. profit de 15 ingénieurs forage.
2007 2008 2009 2010 2011 Cadre 371 421 418 430 442 Maitrise 185 199 202 207 202 Exécution 58 64 71 71 145 Total 614 684 691 708 789
Répartition de l’effectif par catégorie en 2011
Exécution 18%
Maitrise 26% Cadre 56%
54 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
FORMATION PROFESSIONNELLE Durant l’année 2011, l’ETAP a consolidé son effort de formation au profit de l’ensemble de son personnel. Un budget de formation de 1 040 mille dinars à été alloué pour renforcer les acquis dans les domaines techniques en vue de répondre aux exigences du secteur.
POLITIQUE SOCIALE Dans le cadre de la politique de concertation Le fonds social a continué sa contribution au et de dialogue social, l’année 2011 a été financement des différentes opérations de marquée par la multiplication des réunions et prêt, de restauration et d’aide au profit du des rencontres avec les partenaires sociaux. personnel. Ces réunions ont touché différents volets de Par ailleurs, les activités sportives et la vie de l’Entreprise. socioculturelles se sont développées Au niveau social, les actions réalisées en 2011 (Association Sportive et Amicale). ont permis une consolidation de la politique Nous citons notamment : de l’entreprise en matière de médecine • Organisation des tournois sportifs pour préventive du travail et d’amélioration des adultes et enfants. prestations sociales. • Voyage en Bulgarie des équipes ETAP de En 2011, il est important de noter la création Basketball et de Volleyball (sport et travail) de l’association des retraités de l’ETAP ainsi • Séjour des familles pendant les vacances qu’une meilleure couverture médicale des scolaires dans les hôtels et les résidences retraités par la prise en charge de leurs frais touristiques. d’hospitalisation qui peut aller jusqu’à un • Manifestations culturelles au profit des plafond de 5000dt,000 (cinq mille dinars) par enfants et familles des employés. retraité et par an. • Organisation d’El OMRA.
55 rapport annuel annuel 2011 2011
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
56 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Informatique
Les principales actions réalisées durant l’année 2011 sont : • Acquisition de deux licences du logiciel • Finalisation et mise en place du nouveau Eclipse parallèle (Simulation Numérique des système de gestion de l’assurance maladie Réservoirs) (CNAM). • Acquisition d’une licence du logiciel Gaz • Transposition de l’application «Gestion lift. Commerciale» de l’environnement Natstar • Acquisition de trois licences du logiciel IP vers l’environnement Oracle. (Interprétation Pétrophysique). • Augmentation du débit d’accès à Internet • Mise en place et configuration d’une (Passage de 10 MBs à 20 MBs). Baie de stockage pour le système Cluster • Mise en place d’un nouveau système de Machine. sécurité informatique (Logiciel et Matériel). • Remplacement du Robot de stockage des • Renforcement de la stratégie de sécurité données de la base des données pétrolières informatique au niveau des serveurs et des par une solution disque plus performante postes de travail de l’entreprise. (Baie de stockage). • Mise en place d’un système de vidéo • Mise en place et installation des surveillance au siège et annexes de infrastructures informatiques au nouveau l’entreprise. siège de l’ETAP sis Avenue Mohamed V. • Mise en exploitation du nouveau système de gestion de présence du personnel de L’ETAP.
57 rapport annuel 2011
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
58 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Résultats Financiers
Les principaux résultats financiers de La variation sur brut résulte (1) de la variation l’exercice 2011 ont enregistré une nette du prix de vente moyen qui est passé de 77,28 augmentation par rapport à l’année 2010. US$ en 2010 à 111,07 US$ en 2011 avec un Ceci est dû essentiellement à la hausse du impact financier positif de 411 MDT ; (2) de prix de vente moyen du brut et à la diminution la diminution des quantités commercialisées des charges financières. de 2200 mille barils engendrant un impact L’analyse de l’évolution des différents financier négatif de 246 MDT ; et enfin,(3) de produits et charges est présentée dans ce la variation du cours de change moyen qui qui suit : est passé de 1,4457 en 2010 à 1,5421 en 2011 générant un impact financier positif de PRODUITS D’EXPLOITATION : 90 MDT. Le détail des revenus par principale rubrique Les revenus de l’ETAP au titre de l’exercice est le suivant : 2011 ont atteint 1929 MDT contre 1600 MDT en 2010, soit une hausse de 329 MDT. Cette variation provient essentiellement de la commercialisation des hydrocarbures qui enregistre une hausse de 255 MDT sur le pétrole brut et 72 MDT sur le gaz naturel.
2010 2011
Ventes de pétrole brut 1.433.910,852 1.722.427,545
• locales 595.212,827 830.481,626
• à l’exportation 838.698,025 891.945,919
Produits versés au titre de la redevance en nature 150.918,311 197.454,388
Commissions 4.768,138 4.882,767
• sur ventes de pétrole brut 3.729,750 3.717,592
• sur ventes de produits finis 942,840 1.055,435
• autres 95,548 109,739
Etudes et prestations de service 10.860,612 3.757,551
• Travaux de laboratoire 81,116 46,665
• Travaux sismiques 135,182 155,962
• Assistance aux concessions 3.460,456 2.712,298
• Etudes 8,950 119,220
• Autres 7.174,908 723,404
TOTAL EN DINARS 1.600.457,914 1.928.522,252
59 rapport annuel 2011
CHARGES D’EXPLOITATION : AUTRES PRODUITS ET CHARGES : Le total des charges d’exploitation a connu Les autres charges et produits ont connu une hausse de 34,65 MDT, par rapport à des variations qui s’analysent comme suit : l’année précédente résultant des variations • Les charges financières nettes s’élèvent des rubriques suivantes : à 26 MDT en 2011 contre 88 MDT • Une variation du stock de brut de en 2010, soit une baisse de 62 MDT, (20,9) MDT. provenant essentiellement de la baisse • Une augmentation des achats de 5 MDT des charges d’intérêts et de d’approvisionnements consommés de 38 MDT des pertes de changes résultant 14 MDT (passés de 244 MDT en 2010 de l’actualisation ainsi que de la hausse à 257 MDT en 2011). des profits de change d’un montant de • Les frais du personnel ont augmenté de 19 MDT. 1,88 MDT. • Les produits de placement ont atteint • Une baisse des dotations aux comptes 13 MDT en 2011 contre 12 MDT en 2010 ; d’amortissements et aux résorptions de réalisant de ce fait une hausse de 1 MDT. 12 MDT (de 545,3 MDT en 2010 à • Les gains ordinaires sont passés de 532,9 MDT en 2011) 4,4 MDT en 2010 à 0,1 MDT en 2011, • Les dotations aux provisions et les enregistrant une baisse de 4,3 MDT. reprises sur provisions dégagent au • Les pertes ordinaires ont atteint 4,3 MDT 31/12/2011 un solde de 21 MDT contre au 31/12/2011 contre 9,7 MDT en 2010, 27 MDT en 2010, enregistrant une diminution soit une baisse de 5,4 MDT découlant de 6 MDT découlant essentiellement de la essentiellement des investissements constatation des provisions pour risques et abandonnés sur concessions. charges. • Les impôts sur les bénéfices ont • Les impôts et taxes s’élèvent atteint au 31/12/2011, 499 MDT contre au 31/12/2011 à 212 MDT contre 377 MDT en 2010, soit une augmentation 153 MDT en 2010, ces impôts et taxes se de 122 MDT, qui résulte essentiellement de composent essentiellement des redevances l’augmentation nette des impôts pétroliers proportionnelles à la production qui s’élèvent sur certaines concessions. au 31/12/2011 à 198 MDT contre 149 MDT en 2010 soit une hausse de 49 MDT qui RESULTAT NET s’explique essentiellement par la hausse du Le résultat net de l’exercice 2011 s’élève prix de vente moyen du pétrole brut. à 378 MDT contre 146,2 MDT en 2010 • Les autres charges d’exploitation ont enregistrant une augmentation de atteint 11,4 MDT au 31/12/2011 contre 232 MDT. Ce résultat provient en majeure 12,9 MDT en 2010, accusent une baisse partie des concessions suivantes : de 1,5 MDT provenant essentiellement des primes d’assurance. • ADAM 65 MDT • CHEROUQ 56 MDT • HASDRUBAL 54 MDT • OUED ZAR 51 MDT • ASHTART 43 MDT • H.GUEBIBA 32 MDT • FRANIG 30 MDT
60 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Bilan (En dinar)
Exercice Clos au 31 Décembre Actif Note 2011 2010 ACTIFS NON COURANTS Actifs immobilisés Immobilisations incorporelles 004 757.702.405,218 655.036.149,218 Moins amortissements -516.065.508,474 -494.126.551,959 241.636.896,744 160.909.597,229 Immobilisations corporelles 005 3.075.193.662,423 2.906.315.720,115 Moins amortissements -1.863.802.473,663 -1.354.909.894,398 1.211.391.188,760 1.551.405.825,717 Immobilisation financières 006 138.190.597,196 129.938.544,182 Moins provisions -6.298,500 -16.835,520 138.184.298,696 129.921.708,662 Autres actifs non courant Autres actifs non courants & charges reportées 007 30.585.198,734 42.820.128,398 Moins provisions Total ACTIFS NON COURANTS 1.621.797.582,934 1.885.057.260,006 ACTIFS COURANTS Stocks 008 77.800.513,642 56.853.642,325 Moins provisions -3.713.562,836 -3.713.591,400 74.086.950,806 53.140.050,925 Clients et comptes rattachés 009 554.508.891,498 277.938.593,634 Moins provisions -2.854.884,602 -2.854.884,602 551.654.006,896 275.083.709,032 Etat 010 249.560.717,016 881.020.840,794 Comptes courants des associations pétrolières 011 229.527.136,025 168.816.723,836 Moins provisions -15.714.147,010 -15.714.147,010 213.812.989,015 153.102.576,826 Autres actifs courants & comptes de régularisation 012 8.272.246,364 8.192.741,802 Moins provisions -5.201.739,564 -5.201.739,564 3.070.506,800 2.991.002,238 Placements et autres actifs financiers 013 2.285.935,842 2.418.807,310 Liquidités et équivalents de liquidités 014 1.665.989.978,642 1.040.799.341,285 Moins provisions -2.486,508 -2.486,508 1.665.987.492,134 1.040.796.854,777 Total ACTIFS COURANTS 2.760.458.598,509 2.408.553.841,902 Total Actif 4.382.256.181,443 4.293.611.101,908
61 rapport annuel 2011
Bilan (En dinar)
Exercice Clos au 31 Décembre Capitaux propres et Passifs Note 2011 2010
Capitaux propres
Fonds de dotation 15-1 138.555.058,000 138.555.058,000
Réserves 15-2 30.950.000,000 30.950.000,000
Autres capitaux propres 15-3 1.068.817.545,109 716.370.390,583
Résultats reportés 15-4 85.117.087,624 85.117.087,624
Résultat de l’exercice 15-5 377.956.933,055 146.198.401,398
Total Capitaux propres 1.698.396.623,788 1.117.190.937,605
AUTRES PASSIFS
Passifs non courants
Total passifs non courants 611.500.610,608 847.243.270,765
Emprunts ETAP 16-1 476.001.726,250 711.642.846,324
Emprunts ETAT 16-3
Provisions pour risques & charges 017 74.132.996,617 70.365.666,401
Ecart de conversion passif 16-2 2.398.055,741 6.266.926,040
Passifs courants
Total passifs courants 2.072.358.947,047 2.329.176.893,538
Fournisseurs & comptes rattachés 018 230.138.343,483 106.489.990,356
Etat 019 930.489.537,100 1.330.559.381,087
Compte courant des asso. pétrolières 020 620.679.474,996 595.785.132,397
Autres passifs courants 021 22.027.839,369 15.777.581,085
Emprunts 022 269.023.752,099 280.564.808,313
Total AUTRES PASSIFS 2.683.859.557,655 3.176.420.164,303
Total Capitaux propres et Passifs 4.382.256.181,443 4.293.611.101,908
62 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Etat de résultat (En dinar)
Exercice Clos au 31 Décembre PRODUIT D’EXPLOITATION Note 2011 2010 Revenus 024 1.928.522.252,682 1.600.457.914,463 Autres produits d’exploitation 025 5.322.272,852 8.341.363,708 TOTAL DES PROUDUITS D’EXPLOITATION 1.933.844.525,534 1.608.799.278,171 CHARGES D’EXPLOITATION Variation stoks de pétrole brut 026 19.012.317,950 -1.888.973,984 Achats d’approvisionnement -259.913.559,009 -259.662.338,197 Varitation stocks d’approvisionnement 1.934.553,367 15.274.392,580 Achats d’approvisionnement consommés 027 -257.979.005,642 -244.387.945,617 Charges de personnel 028 -20.920.161,689 -19.040.038,530 Dotations aux amortissements et resorptions 029 -532.934.356,238 -545.304.929,155 Dotations aux provisions/Reprise sur provisions 030 -21.751.626,058 -27.006.179,650 Impôts et taxes 031 -212.603.037,967 -153.450.954,343 Autres charges d’exploitation 032 -11.473.055,974 -12.924.843,049 TOTAL DES CHARGES D’EXPLOITATION -1.038.648.925,618 -1.004.003.864,328 RESULTAT D’EXPLOITATION 895.195.599,916 604.795.413,843 Charges financières nettes 033 -26.334.974,000 -88.038.413,237 Produits de placement 034 13.211.919,048 12.406.571,713 Autres gains ordinaires 035 132.229,265 4.411.252,652 Autres pertes ordinaires 036 -4.318.102,599 -9.701.801,683 RESULTAT DES ACTIVITES ORDINAIRES AVANT 877.886.671,630 523.873.023,288 IMPOTS Impôts sur les bénéfices 037 -499.929.738,575 -377.674.621,890 RESULTAT DES ACTIVITES ORDINAIRES APRES 377.956.933,055 146.198.401,398 IMPOTS Eléments extraordinaires Résultats net de l’exercice 377.956.933,055 146.198.401,398 Effets des modifications comptables (net d’impôts) 0,000 RESULTAT APRES MODIFICATIONS 377.956.933,055 146.198.401,398 COMPTABLES
63 rapport annuel 2011
64 Entreprise TunisienneEntreprise d’Activités Tunisienne Pétrolières d’Activités Petrolières
65 rapport annuel 2011
66 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Sommaire
INTRODUCTION Principaux Indicateurs Conseil D’Administration Organigramme de L’ETAP Concessions de L’ETAP Portefeuille Titres de L’ETAP
SITUATION ENERGETIQUE Conjoncture Internationale Conjoncture Nationale
ACTIVITES DE L’ETAP Exploration Développement Production Services Commercialisation Ressources Humaines Informatique Résultats Financiers
ANNEXES
67 rapport annuel 2011
Annexes
PRODUCTION D’HUILE ET DE CONDENSAT DES CONCESSIONS ETAP
SM3 TM BBLS ASHTART 388 856 340 265 2 447 071 ADAM 436 843 352 147 2 749 055 OUDNA 106 163 88 211 668 082 OUED ZAR/HMD 273 069 220 089 1 718 424 MLD 103 206 84 615 649 475 SIDI EL KILANI 30 810 25 650 193 890 FRANIG/BAGUEL/TARFA 60 553 42 221 381 189 EZZAOUIA 34 956 28 521 219 979 EL HAJEB/GUEBIBA 224 356 191 237 1 411 873 CERCINA/CERCINA SUD 52 854 46 681 332 612 EL AIN/GREMDA 37 927 31 073 238 673 RHEMOURA 13 242 11 363 83 334 SABRIA 18 526 14 914 116 585 DJEBEL GROUZ 42 247 32 790 265 859 CHOUROUQ 387 704 320 083 2 439 821 MAZRANE 3 744 3 037 23 562 CHERGUI 22 229 15 560 139 886 HASDRUBAL 390 768 300 110 2 459 103 MAAMOURA 98 434 79 488 619 446 BARAKA 159 619 128 924 1 004 480 DURRA 28 286 23 179 178 002 B-TARTAR 63 699 51 405 400 858 TOTAL 2 978 092 2 431 562 18 741 230
68 Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
PRODUCTION DE GAZ COMMERCIAL DES CONCESSIONS ETAP
MILLIONS NM3 MILLIONS SCF
ADAM 158,890 5 614
OUED ZAR/HMD 151,269 5 345
FRANIG/BAGUEL/TARFA 212,208 7 921
SABRIA 4,336 153
DJEBEL GROUZ 39,322 1 389
CHERGUI 276,067 10 300
BARAKA 56,445 1 995
MAAMOURA 52,845 1 867
HASDRUBAL 554,765 19 603
TOTAL 1 506,146 54 188
69 rapport annuel 2011
TUNISIA CONCESSION MAP
70 Entreprise TunisienneEntreprise d’Activités Tunisienne Pétrolières d’Activités Petrolières
TUNISIA INFRASTRUCTURE MAP
71 rapport annuel 2011
TUNISIA OPEN ACREAGE MAP
72 Couv etap fr 2011:Mise en page 1 21/02/13 17:28 Page1
Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières
Rapport Annuel 2011
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