jeudi 21 novembre 2013

Corruption et état des lieux gaz et pétrole en Tunisie

Corruption secteur pétrolier, gaz en Tunisie



Etap Tunisie
Etap: backchich et dessous de table au menu

Vous pouvez téléchargé le rapport au format PDF: premier lien et second lien

Page mise à jour 02/09/2014
Maj: British Gaz

Maj: Concession "Les Oasis" et "Nord Medenine" via la HBS Oil Company qui appartient a la famille de la présidente de l'Utica Wided Bouchamaoui.
Maj: Concession "Voyageur Oil & Gaz" vendue de main à main via le frère du premier ministre Beji Caid Essebsi



La Tunisie ne produit que 57.000 barils/jour en 2014. La production du pétrole était de 70 mille barils par jour en 2010 année de la révolution. Petit résumé, et état des lieux sur les défaillances et la corruption du marché tunisien du gaz et du pétrole et évaluation de la performance des intervenants publics en matière de développement des ressources nationales en gaz naturel. Gestion et défaillances des concessions relatives aux champs gaziers et de préservation des droits de l’état au titre de la gestion du gazoduc transtunisien pour la période 2007 à 2010.Si vous voulez partager des documents ou apporté une rectification ou une remarque, vous pourrez le faire via Facebook en privé : https://www.facebook.com/ietunisie

Introduction

Depuis la révolution en 2011 en Tunisie, les compagnies étrangères dans le domaine minier achètent des documents et des cartographies de notre sol auprès des fonctionnaires publics. Ayant eu vent de cela et en ayant la chance de croiser la route d'une bon samaritain, j'ai décidé de partager avec vous les fruits de ma récolte. Il faut savoir que tous s'achètent en Tunisie et tout peut se détruire dans les archives, si vous avez l'argent vous avez les singes qui vont avec pour faire le travaille.


Saviez-vous que la STEG (compagnie nationale d'électricité) ne possède pas d'appareil de mesure qui fonctionne dans les principaux champs pétroliers auprès de ses fournisseurs. On découvre aussi que la STEG facture du Gaz à la compagnie British Gaz à la tête du client sans contrat et sans clause (ce qui ma fait beaucoup rigolé). Quand la STEG doit être indemnisé par British Gaz elle se révèle incapable de recouvré les montants importants. Pire même, la STEG bien quel possède un département qualité, ne prend même pas la peine de faire des études et de mesuré la qualité de gaz fourni par ses fournisseurs. La STEG a payé du gaz durant des années à ses fournisseurs sans savoir quelles quantité et qualité lui ont été fournie, un comble au pays des singes! Les fournisseurs de gaz en Tunisie se sont rempli les poche durant des années et surtout British Gaz, car la STEG ne prend même pas la peine non plus de réparé les instruments de mesure et qui se sont révélé défectueux pendant 10 ans au moins d'affilé.

Ont apprend aussi que British Gaz a gagné des contrats de champ pétrolier en offrant des bakchichs a des hommes au sein de l'administration publique en vue d'obtenir des champs gaziers les plus rentables faces a la concurrence ! On y lit que la STEG facture ses clients en gaz avec des chiffres qui sont faux sur le gouvernorat de Tunis.

Ont apprend aussi que la Tunisie via c'est entreprise mixte publique achète sont propre gaz et pétrole en devise étrange, fou rire garanti chez moi derrière mon clavier! Ce même pétrole et gaz qui sort de notre sol, nous le payons avec des monnaies étrangères ! Incroyable, mais vrai et j'en rigole encore. Notre pays est une république bananière avec sont haut niveau de technicité pour permettre a certain de s'enrichir plus vite que la lumière et permet a des singes d'arnaqués le pays tout entier.

Beaucoup d'intermédiaires au sein de l'administration publique et des entreprises publiques se sont rempli les poches durant la dictature, tout c'est hommes de pailles vive sous le soleil en Tunisie a l'heure actuel.

À l'heure d'écrire c'est quelques lignes ni la justice et ni la police et ni la Banque centrale ne mettrons leurs nez pour demandé de rendre des comptes. Aucun petits juge ou procureur ne viendra mettre sont nez dans la matière gigantesque des contrats et commission non plus.
Qui sont ces hommes de pailles qui décident de négocier sans contrat et close la vente de gaz ? Quel circuit financier et montant ont quitté le pays durant des années jusque aujourd'hui et demain ? Mystère ..... Et pourquoi quand l'état se fait arnaquer comme des singes, personne ne bouge au sein de la justice pour saisir les actifs des compagnies étrangères établis sur notre sol ? Mystère ... Je sais que la justice n'existe pas en Tunisie et ni demain, dès lors, il y a lieu de comprendre pourquoi nous connaissons un déficit énergétique qui va nous couté très chère dans le future si les singes au gouvernement continue d'appelé ça de la mauvaise gestion ....

Et cerise sur le gâteau saviez vous que Oued Zar est un champ pétrolier qui s'appelle Borma il est connu au sein de l'ETAP pour l’importance de sa réserve pétrolière. Ce champ pétrolier est soumis à l’instar d’autres sites en prospection, au régime offshore (destiné à l’exportation), ce qui suscite des interrogations sur la réalité du déficit pétrolier en Tunisie. Quand on sait qu’en Tunisie les sociétés offshore sont exonérées d'impôt, ça fait froid dans le dos.
Comme chez les noirs d’Afrique, la Tunisie a choisi de prendre le même chemin, c’est à dire un pillage économique en règle de nos ressources d'intérêt stratégique. La Tunisie est gérée comme dans les républiques bananières, vous pouvez donc continuer à piller le pétrole et le vendre en toute impunité. Vous n'avez rien à craindre de la justice, car elle n'existe pas et n'existera jamais pour vous chère Messieur.





Concession petroliere Tunisie







Secteur du Gaz Naturel


Le secteur du gaz naturel a contribué 53% de la demande énergétique nationale en 2010 et a fourni 100% du combustible nécessaire à la production électrique. Les besoins du pays en gaz ont été couverts à hauteur de 63% grâce à l’apport de la production nationale et à concurrence de 37% par l’approvisionnement en gaz Algérien par le biais du gazoduc traversant le territoire Tunisien.

La concession de Miskar, exploitée par British-Gas, constitue la plus importante des 11 concessions d’exploitation en activité en 2010 puisqu’elle fournit 48% des ressources nationales en gaz naturel.

1 : Pilotage

Etudes

Il a été constaté une absence d’études permettant d’envisager les moyens d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande et de garantir la sécurité de l’approvisionnement et l’implantation régionale dans le domaine gazier et de mettre en place le cadre réglementaire approprié pour le pilotage et la gestion du secteur.

Il a été constaté que aujourd’hui a l’heure d’ecrire c’est ligne que les entreprises nationales du secteur de l’énergie telles que l’ETAP et la STEG ne transmettent pas à la Direction Générale de l’Energie (DGE) les études prospectives qu’elles élaborent. En clair, tout le monde travaille dans sont coin et personne ne partage l’information.

En outre, ont constate que l’ETAP n’a réalisé que 41% des études techniques programmées pour la période 2005-2010 en vue de diagnostiquer les possibilités et les nouvelles opportunités d’exploration sur le sol tunisien.

Le Système d’information


Ont constate qu'au sein Direction Générale de l’Energie qu’elle n’exploite pas une application informatique englobant les différents aspects de son activité dont le domaine gazier qui a été développée en 2006 pour un coût de 7 millions d’euro et a continué à recourir à des applications de bureautique du style word et excell.

L’ETAP s’est mis dans l’idée depuis 1997 de mettre en place une base de données fournissant des réponses sur les mouvements sismiques et sur les forages pétroliers effectués au niveau national en vue de permettre aux intervenants une saisie instantanée des informations techniques nécessaires, sans parvenir à y intégrer tous les éléments indispensables et sans avancer dans la réalisation au-delà de 40%. 14 ans après le début de la mise en place du système, celui ci a déjà couté au contribuable la somme de 2,5 millions d’euro.

Le Développement des ressources nationales en hydrocarbures


La production nationale en gaz naturel est passée de 1,8 t.e.p (tonne équivalant pétrole) en 2007 à 2,7 t.e.p en 2010. Le volume de gaz perdu sur les champs de production du fait de sa combustion est estimé à11% des quantités produites en 2010 ce qui est susceptible de nuire à l’environnement et de causer la dispersion d’une partie du potentiel gazier national.

Il s’est avéré que les concessionnaires ne suivent pas les solutions techniques, préconisées au sein des commissions techniques mixtes, tendant à valoriser le gaz et à éviter sa combustion à travers sa réinjection dans les champs ou son utilisation pour la production de l’électricité. En clair, nous polluons toujours plus notre environnement et gaspillons notre gaz du fait du seul choix de l’operateur qui est seul maitre a bord.

L’ETAP qui s’est orientée vers la prospection directe au niveau national a engagé des dépenses d’exploration et de recherche estimées à 13MD à la fin de l’année 2010 sans atteindre des résultats positifs. La part provisionnelle au titre des découvertes non développées est passée de 38% en 2007 à 46% en 2010, nécessitant une évaluation de la rentabilité sur la base des prix mondiaux des hydrocarbures qui ont connu, au cours des dernières années, des niveaux jamais atteints auparavant. En clair, l’entreprise publique depense plus d’argent que ce que elle ne produit en terme de decouverte et de mise en marche du projet de recherche.


La coopération internationale


Au sein du gouvernement et des administrations publique, ils n’existe pas d’inventaire des conventions conclu lors des accords internationaux se rapportant au gaz naturel. Ce qui veut dire que le gouvernement , et la DGE n’est pas en mesure d’assuré un suivi qui pourrait lui permettre de procedé a l’évaluation et aux ajustements necessaires.

A partir des manquement cité plus haut, divers projets future ou passé, objets d’accords au sein des commissions mixtes de coopération Tuniso-Algérienne et Tuniso-Lybienne, sont restés a l’etat d’abandons. Seul deux projets retenus en 2002 relatifs à l’approvisionnement de la ville de Tabarka et des zones frontalières en gaz naturel algérien et à la mise en place d’un gazoduc reliant la Lybie à la Tunisie ont peut etre concrétisé.

La faiblesse du gouvernement et de l’administration tunisienne et l’abscence de coopération regionale avec nos voisons algeriens et libyens ont fait que le choix des tracés des nouveaux gazoducs de gaz et de petrole emprunterons la voie maritime pour relier directement la Lybie et l’Algérie à l’Europe sans traverser le territoire Tunisien. D’ou perte d’argent et de rentrée de devise a cause de l’amateurisme de ceux qui gere les dossiers.

L’activité de prospection directe menée par l’ETAP sur le plan international n’a débouché sur aucun permis d’exploration ou de recherche tout au long de la période 2007-2011!


La sécurité de l’approvisionnement


Notre situation actuelle en approvisionnement en gaz naturel est caractérisée par la dépendance à l’égard de deux sources principales qui ont fourni 67% du volume global des ressources en 2010. Il n’existe toujours pas de plan ou de stratégie au gouvernement pour parer aux effets éventuels cessation des activités de gaz des principaux champs gaziers et éviter une pression plus accentuée que celle générée par l’arrêt de l’activité du champ d’Hasdrubal en décembre 2009.

fiscalité pétrolière


L’exploitation des concessions gazières a procuré au trésor public environ 108 millions d’euro en 2010 sous forme d’impôt sur les activités pétrolières et 30 millions d’euro sous forme de redevances payé en dinars tunisien.

En outre, ont constate que les contrats conclus avec les concessionnaires ne prévoient aucune formule ou levier permettant au Trésor de tirer profit de l’évolution des prix mondiaux des carburants puisqu’ils n’établissent pas un prix référentiel au-delà duquel il est automatiquement procédé à la rétribution de plus d’argent et de rentrée de devise pour le tresor. En d’autre terme, le pays fait le choix de vendre sont gaz et son petrole a prix fixe alors que les cours mondiaux s’envole. En 2013, celui ci continue dans la même voix. En somme la Tunisie a fait le choix de ne pas faire une évaluation du cadre juridique applicable à la fiscalité pétrolière en vue d’accroitre son rendement et limiter en conséquence le déficit financier du secteur gazier du pays.




La gestion des permis et des concessions 



Le contrôle des permis délivrés


Au total 51 permis d’exploitation sont en vigueur à la fin du mois d’octobre 2011 répartis entre 10 permis d’exploration et 41 permis de recherche couvrant 68% de l’environnement pétrolier national. Au total 31% de ces autorisations remontent à plus de 10 ans et même jusqu’à 27 ans en ce qui concerne le permis « Kairouan Nord » !

Certains des concessionnaires petrolier ou gazier exploite plus d’un permis. Ceux ci enfreigne et viole le code des hydrocarbures en transférant une partie de leurs obligations contractuelles d’un permis à un autre, ce qui leur permet de ne pas réaliser des travaux dépassant les engagements prévus par l’un des permis dont ils disposent. Les concessionnaire transférant la partie supplémentaire de ces engagements à un autre permis sans la réalisation effective des travaux prévus par la convention qui y afférent. 

Cette pratique leurs permet aux investisseurs concernés de s’exonérer du paiement de la pénalité de dédommagement prévue par les conventions puisqu’ils n’execute pas les travaux nécessaires à la recherche des hydrocarbures stipulés par les permis. En clair, les concessionnaire ont trouvé une pratique qui permet de ne pas honoré fiscalement le tresor public pour les concessions dont ils sont propriétaire, de plus les concessionnaires bloque la recherche pour d’eventuel future investisseur serieux et des lors ni le pouvoir public et ni le pays bénéficierons de retombé fiscal dans le future.


Le contrôle des dépenses des travaux au titre de la recherche et du développement


Les investissements réalisés durant la période 2007-2010 au titre de la recherche et de l’exploration se sont élevés à 1778 MD (dinars tunisien) et ont permis le forage de 64 puits exploratoires et la réalisation de 22.747 Km2 de topographie sismique. C’est meme données topographique ont été vendu par des employés aux groupe etranger dans le secteur minier et gazier sans que la justice et la police ne fasse leurs travaille necessaires pour mettre fin au pillage économique. Les investissements de développement au niveau des concessions de production ont atteint au cours de la même période 7076 MD dont 29% ont été réalisés par l’ETAP.

ll a été constaté des manquement au niveau de l’ETAP, elle ne procède pas à la validation préalable des dépenses des travaux d’exploration. Ainsi l’ETAP prend le risque de supporter des charges excessive estimées par son partenaire en cas de découverte avérée de pétrole est économiquement exploitable. Le contrôle a postériori permettrait difficilement à l’ETAP de vérifier efficacement l’acceptabilité et la régularité des dépenses effectuées. En somme l’ETAP paye rubis sur ongle sans contrôle et ni etude de faisabilité du projet avant sa mise en exploitation, le concessionnaire na plus qua presenté la facture et l’ETAP qui la reglera les yeux fermé.

Autre manquement constaté au sein de l’ETAP, bien qu’il existe un code des hydrocarbures qui fait obligation aux titulaires de permis de payer une pénalité égale au montant des travaux non exécutés conformément aux stipulations contractuelles ou au montant nécessaire à l’achèvement des travaux requis durant la période de validité du permis en cas de renonciation à son exploitation, ces dispositions n’ont pas été mises en application pour recouvrer une pénalité de dédommagement estimée à 5 MD au titre de la renonciation au permis de « Chaal » en Mai 2010.

Des manquements ont été constaté au sein de la nebuleuse ETAP. La vérification des dépenses des concessions gazières qui se sont élevées à 1361 MD a connu un retard dont la moyenne a dépassé six ans, elle a atteint 14 ans dans les cas extrêmes. Il en résulte une impossibilité d’obtenir des documents comptable et des pièces justificatives relatifs à des périodes lointaines et des difficultés sont apparu afin de procéder au contrôle des opérations de facturation comme en atteste les réponses émises par l’ETAP concernant un montant global de 241 MD (122 millions d’euro) soit 18% des dépenses vérifiées.


Corruption et backchich sur la concession du champ de Chargui


La concession de «chargui» consécutive au permis de recherche « Kerkennah Ouest » approuvé le 18 juin 1980 a fait l’objet d’une offre de cession de la part, estimée à 49%, de l’associé Autrichien. Après avoir exercé son droit de préemption, l’ETAP a cédé sur recommandation de l’autorité du ministre de l'époque, à donné 45% de la concession à une société britannique Petrofac domicilié dans un paradis fiscal a Jersey, en vertu d’un accord approuvé par son conseil d’administration.... Malgré que l’étude de rentabilité ait prouvé que l’option d’achat des parts du cédant et le développement direct du champ était la plus indiquée sur le plan économique avec l’associé autrichien, le gouvernemant a choisi de statué en faveur du britanique. En d’autre terme, pour le choix de l’associé, le candidat autrichien etait le meilleur partenariat en affaire, mais une intervention divine du ministre en a decidé autrement, (en echange de commission et de backchich), c’est le britanique Petrofac qui la emporté au final. Ou est passé la commission du britanique, ni la Banque centrale tunisienne et ni la justice n’apporte une reponse judiciaire a l’heure d’aujourd’hui !

Il s’est avéré dans le contrat que l’ETAP n’a pas soumis le projet de cession à l’avis préalable de la commission consultative des hydrocarbures et qu’elle s’est affranchie en outrepassant les dispositions réglementaire sur la privatisation et la restructuration des entreprises publiques qui lui font obligation de procéder à une évaluation préalable des actifs objet de la cession et de faire appel à la concurrence en vue de choisir l’acheteur présentant la meilleure offre sur le projet d’exploitation de Kerkennah.

En agissant de la sorte, l’etat tunisien et l’ETAP n’ont réalisé aucun bénéfice de cette double opération puisqu’elle a acquis 49% de la concession au prix approximatif de 30 millions de dollars (M$) avant d’en céder 45% pour une valeur globale de 27 M$ abandonnant ainsi une part d’une découverte certaine de gaz, sans risques d’exploration pour l’acheteur, qui aurait dû l’amener à négocier et fixer le prix en fonction de la rentabilité future du champ. Perte : 3 millions de dollars au final pour le tresor publique, a moins qu’il n’ait été dans la poche de quelqu'un ?


Concession d’Utique


La concession d’Utique a été attribuée à l’ETAP le 12 février 2001 en vue de produire du dioxyde de carbone. Pour la commercialisation du produit, un contrat de vente, conclu le 2 janvier 2004 avec la société industrielle du Gaz qui à établi le prix de vente sur la base du paiement par l’acheteuse d’un montant fixe de 225 mille Dinars par an et d’une somme de 62 dinars la tonne au cas où les quantités produites ne dépasseraient pas 16000 tonnes par an et a donné latitude aux cocontractants d’actualiser annuellement la tarification sur la base des indices des prix publiés par l’institut national des statistiques.

Contrairement aux clauses contractuelles convenue a l’avance, l’ETAP n’a pas veillé à l’actualisation du tarif référentiel initial fixé à 62 dinars la tonne et a continué à payer le prix de a 62 dinars la tonne jusqu’au terme de l’année 2011 en continuant a payer au prix fixe. L’ETAP subit de ce fait des pertes d’exploitation estimées à 144 milles Dinars au cours de la seule année 2009. Pour l’ETAP cette situation na jamais nécessité un réexamen des conditions et des modalités de gestion de la production de cette concession eu égard surtout à la hausse du prix du dioxyde de carbone qui est passé à 465 dinars la tonne en 2011. La production sur la concession a atteint 12678 tonnes en 2010, les pertes ont été estimé pour l’etat tunisien et le trésor à 2,5 millions d’euro, soit 5 millions de dinars qui parte dans les caisses ailleurs.



Concession "Les Oasis" et "Nord Medenine" 


HBS Oil Company » est le nom commercial d’une société pétrolière tunisienne. Sa raison sociale est « STE Hedi Bouchamaoui and Sons Oil Company Lim ». Il s’agit d’une société pétrolière détenue par la famille Bouchamaoui. Après le décès de Hedi Bouchamaoui, elle est devenue la propriété de ses héritiers. Elle est aujourd’hui gérée par Khaled et Mouna Bouchamaoui. Wided Bouchamaoui en est membre du conseil d’administration. Pour la famille Bouchamaoui, la concession est une une production expérimentale qui pourrait duré indéfiniment.
La famille Bouchamaoui contrôle le petrole et les fonctionnaires qui gère les dossiers des concessions petroliere. La famille Bouchamaoui via est sa tres influente soeur Wided Bouchamaoui est par exemple presidente de l'Utica, fédération des patrons tunisien. Quand a sont mari, il est le juge et president au tribunal de Tunis.

Le Conseil Consultatif des Hydrocarbures (CCH) , est un comité composé de représentants de plusieurs ministères, qui assiste le ministre de l’Industrie dans les prises de décisions qui concernent le secteur pétrolier, ceux ci offre à la famille Bouchamaoui un permis expérimental a chaque demande et sans contrepartie pour les finances de l'etat tunisien. 
HBS oil Company n'a pas de partenaire sur les concession et aucune autorisation d'exploitation et de vente na été émise par le ministere de l'industrie. Pourtant officieusement et en enfreignant les loi de la republique bananiere de Tunisie, la société HBS Oil company vend et exporte 600 barils par jours a plus de 110 dollars le barils sur les marchés depuis des année ...

Les deux permis de recherche ont été octroyés en octobre 1993 à HBS Oil Company ». Le premier permis, « Nord Medenine » se situe, ainsi que l’indique son nom, au nord du gouvernorat de Medenine. Le deuxième, « Les Oasis », se situe juste au-dessus d’El Borma. HBS Oil Company n’a jamais demandé une concession d'exploitation et ni de production comme l’énonce l’article 9 de la loi n°9-1985. En vertu de quoi, pour pouvoir exporté et vendre le pétrole toute société doit avoir une autorisation d'exploitation, ce que HBS n'a pas à ce jours.

HBS a plutôt demandé un renouvellement de son permis de recherche alors qu’elle était déjà entrée en production depuis plu de 15 ans. Un nouveau renouvellement leur a été accordé en février 2013 par le ministre de l’Industrie Mehdi Jomaa et par l’Entreprise Tunisienne des Activités Pétrolières (ETAP). Il convient par ailleurs de rappeler qu’en cas de concession, les revenus d’exploitation doivent être partagés entre l’ETAP et ladite compagnie pétrolière. Dans ce cadre, ont se demande pourquoi l’État s’est-il privé de sa part de la production ?
A noté que la production s’était élevée déja à 600 barils depuis 15 années sans que l'ETAP et ni la TRAPSA est un droit de regard sur la production de la compagnie.



Concession "Voyageur Oil & Gas" - Famille du dictateur Ben ali


Le 11 juillet 2007, le ministère de l’Industrie accorde à la société "Voyageur" une part du permis d’exploration des hydrocarbures, dont le nom du permis est « Borj El Khadhra Sud » dit BEKS. Le 4 avril 2009, Monsieur Slim Chiboub qui est actuellement en fuite à Dubai pour y trouvé un refuge (membre de la famille du dictateur Ben ali en fuite) acquiert 500 000 actions de la compagnie « Voyageur ». Monsieur Slim Chiboub est en toujours le propriétaire après la révolution en 2011. Il est ainsi l’actionnaire majoritaire de la compagnie avec le poste de président du conseil d’administration.

Le 24 août 2011, soit 5 mois après la fuite du dictateur Ben ali, Monsieur Slim Chiboub présente à la Direction Générale de l’Energie du ministère de l’Industrie, une demande d’accord pour le transfert de c'est parts et des droits du permis « BEKS » au profit de la compagnie « Andarko BEKS Tunisia Company » qui n'existe pas encore légalement en Tunisie, et ce, conformément aux dispositions de l’article 34 du Code des hydrocarbures. Après trois réunions qui ont eu lieu successivement le 6, 8 et 13 octobre 2011, le Comité Consultatif des Hydrocarbures au sein duquel siègent des membres du gouvernement :
  • Le président Rachid Ben Dali qui est le directeur général de l’énergie 
  • un représentant du Premier ministère : membre ;
  • un représentant du ministère de l’Intérieur : membre ;
  • un représentant du ministère de la Défense nationale : membre ;
  • un représentant du ministère des Finances : membre ;
  • un représentant du ministère des Domaines de l’Etat et des Affaires foncières : membre ;
  • un représentant du ministère de l’Industrie : membre (Direction Générale des Mines) ;
  • un représentant de la Banque Centrale de Tunisie 
  • Mohamed Akrout, actuel PDG au sein de l'ETAP
  • Khaled Gaddour, vice directeur général de l'ETAP
  • Abdelaziz Rasaa, ministre de l'industrie de l'époque

Tous les membres donne leurs accord à la demande de Monsieur Slim Chiboub de transferer ses parts sur le permis d'exploitation. En se basant sur cet avis positif, le ministre de l’Industrie, Abdelaziz Rasaâ, publie un décret lois le 5 décembre 2011, soit après les élections du 23 octobre 2011, dans lequel il autorise le transfert d’une partie des droits et obligations du permis de recherche à « Anadarko BEKS Tunisia Company » (Qui n'existe toujours pas legalement). 

Bien que le dictateur Ben ali est pris la fuite en arabie Saoudite depuis des mois et sachant que Slim Chiboub est membre de la famille du dictateur Ben ali et que c'est avoir doivent être confisqué, le ministre de l'industrie Abdelaziz Rasaâ qui a fait sa carrière entre l’Entreprise Tunisienne d’Activités Pétrolières et le ministère de l’Industrie, celui ci donne sont accord à Monsieur Slim Chiboub . L'autorisation est publié sous forme de décret a été publié sous le numéro 94 du Journal Officiel de la République Tunisienne (JORT) en date du 09 décembre 2011 avec la mention « Vu par le Premier ministre Beji Caid Essebsi ».
Comme l'accord était négocié a l'avance entre le fuyard Slim Chiboub à l'étrangé et sont représentant en Tunisie via le cabinet d'avocat de Salaheddine Caid Essebsi, frère du premier ministre Beji Caid Essebsi, ce ne sera que quatre jours après la parution au JORT (journal officiel de la république ou sont publié les decrets lois) que la société Anadarko Tunisia Beks Company sera créé au registre du commerce de Tunis (enregistrement des sociétés), soit le 13 décembre 2011.

L'annonce de la création de la société sera publiée au JORT n° 7 le 17 janvier 2012, qui officialise la constitution d’une succursale de la société Anadarko Tunisia Beks Company en Tunisie situé dans les iles Cayman, dont le siege social se situe soit disant à Oslo (Norvège). Dans la même annonce, il est noté que le représentant légal de la société en Tunisie est Salaheddine Caid Essebsi, frère de Beji Caid Essebsi, lequel occupe les fonctions de Premier ministre au moment de la publication. La succursale d’Andarko a est domicilié a l'adresse:  14 avenue Alain Savary - 1002 Tunis, soit à la meme adresse que le cabinet d'avocat associé « CAID ESSEBSI & PARTNERS » jusqu’au mois de juillet 2012. L'associé de ce cabinet n’est autre que le Premier ministre Béji Caïd Essebsi et actuel leader du mouvement politique "Nidaa Tounes".

Résumé

Pendant la période de la révolution en Tunisie, c'est a dire en mars 2011, l'état tunisien a voté des lois confiscant les avoirs de la famille proche du dictateur Ben ali. C'est a cet période que un ancien premier ministre du dictateur Ben ali, du nom de Beji Caib Essebsi prend les rênes du pays. Entre en scène le frère du premier ministre Hafid Caib Essebsi via leurs cabinet d'avocat installé a Tunis. C'est deux personnage vont aidé Slim Chiboub (membre de la famille du dictateur Ben ali) et l'acquéreur a vendre c'est part dans la compagnie Voyageur Oil & Gas, sachant que l'opération et la transaction est illégale au regard des lois tunisienne puisque c'est part doivent revenir a l'état tunisien et non a une société étrangère qui négocie les prix avec Slim Chiboub et le frère du premier Ministre Beji Caid Essebsi ...




Concession MISKAR - British Gaz Tunisia et ETAP
Le champ gazier de Miskar est une concession en joint venture avec l'ETAP. Lancement du projet de l'Usine d'Acide Sulfurique de Miskar dont le coût total est estimé à 80 millions de dollars. De maniere générale en Tunisie, BGT beneficie de privilèges fiscaux qui a été signé le 15 septembre 2006. Les ressources fossiles sont vendu au cours des prix mondiaux et en dollars uniquement.



Concession Amilcar - British Gaz Tunisia
Année 2014: extension du permis d'exploitation. Le Comité consultatif des hydrocarbures doit encore donné sont accord et dans l'attente de la publication au journal officiel.
Le projet GPL est l'avenant 5 ; le conseil du ministre du mars 2005 a refusé de laisser utiliser les 85 millions de dollars pour le projet de transport de gaz par pipeline. Avenant numéro 5 au permis Amilcar en 2014, signé par le gouvernement tunisien, par l'ETAP et par BG Tunisia, stipule que le projet de GPL, les travaux comprendraient une unité de stockage et d’export et deux pipelines entièrement financés par BG Tunisia. Le gouvernement tunisien a ensuite autorisé BG Tunisia à utiliser une deuxième partie des réserves de réinvestissement de BG Tunisia pour couvrir le coût de l'investissement supplémentaire au nom du gouvernement tunisien.
Non respect de la concession et prolongations sans droit depuis le debut de l'exploitation. Cout des travaux gonflés. Les ressources fossiles sont vendu au cours des prix mondiaux et en dollars uniquement.
Propagande dans les medias tunisien pour l'investissement social et divers chiffres sont livrés aux journalistes sans aucune verification.


Concession Hasdrubal - British Gaz Tunisia + ETAP


(Les chiffres sont a vérifié et ne sont pas clair du tout dans les documents d’origine. Ont croirait que l’auteur du document essaye de trompé le destinataire en masquant les vrais chiffres. En tout cas dans se chapitre il est question de fausse appréciation et de gros contrat avec des payements en millions de dollars au profit de BG)
La concession d’exploitation du champ de « Hasdrubal » découle du permis de recherche « Amilcar » est attribuée à la société « British-Gas » et à l’ ETAP le 18 Janvier 2007. Le coût total des opérations d’exploration de ce champ s’est élevé à 100 Millions de dinars auquel s’ajoute la somme de 1311 Millions de dinars, c’est somme représente les coûts de développement arrêtés à la fin de 2010 et qui ont concerné essentiellement le forage de 4 puits à hauteur de 480 Millions de dinars et l’installation de matériel pour le traitement du gaz à concurrence de 398 Millions de dinars.

Le forage du quatrième puits a rencontré diverses difficultés techniques qui ont contribué à la hausse des coûts de réalisation de 50 Millions de dinars à 250 Millions de dinars. Malgré la non respect de directives par l’exploitant, l’ETAP n’a pas mis en application l’article 26 du contrat de partenariat qui l’autorise expressément à recourir à un expert externe pour la résolution de tout contentieux technique.

Les contrôles a postériori effectués par l’ETAP ont donné lieu à des réserves concernant un montant de 71 Millions de dinars sur un total de 101 Millions de dinars au titre des dépenses d’exploration et un montant de 180 Millions de dinars sur un total de 978 Millions de dinars de dépenses effectuées durant la période 2006-2008 au titre du développement. La principale entourlouppe, ce sont des réserves et des interrogations comptable qui se rapportent au défaut de production par « British-Gas » des pièces justificatives nécessaires et à la réalisation par cette société de travaux supplémentaires non approuvés par le comité opérationnel. En somme, l’ETAP paye en monnaie etrangere le surcout des travaux rubis sur ongle sans pieces justificative.

Le contrat de partenariat prévoit que « British-Gas » prenne en charge la mise en marche du champ de « Hasdrubal » pendant les trois mois qui suivent le démarrage de la production effective de gaz et qu’elle sera relayée par la suite par une entreprise mixte à créer par les deux partenaires. Or, l’ETAP à accepté et c’est soumis a la volonté d’octroyer à «British-Gas» une période supplémentaire de deux ans pour assurer, seule, l’activité du champ pour un coût global d’environ 90 Millions de dollars en s’engageant à œuvrer à la création de la société mixte dans les meilleurs délais. Grace aux backchich versé, British gaz, deux ans après l’entrée du champ en production en décembre 2009, ladite société n’a pas vu le jour !

En vertu d’un accord approuvé par l’autorité de tutelle le 15 septembre 2006 via le Ministere de l'industrie, « British-Gas » s’est vue confier la mission de réalisation et de financement d’une unité de traitement du gaz liquide dans le cadre du projet « Hasdrubal » en se faisant octroyer des avantage fiscaux en réinvestissant les provisions qu’elle a constituées dans le cadre de la concession de « Miskar ».

L’accord a prévu que l’ETAP prenne en charge le coût du traitement de sa quote-part en gaz liquide au niveau de la concession de « Hasdrubal » sans que ce coût ne dépasse le prix de vente du gaz liquide durant sept ans d’exploitation. Au cas où la société exploitante de l’unité ne serait pas en mesure de réaliser un taux de rentabilité égal à 10% au terme de la période indiquée, l’ETAP serait contractuellement tenue de combler le déficit de rentabilité enregistré et deviendrait associée au projet, copropriétaire des matériels et des ouvrages.

Estimant que la rentabilité attendue de cette unité était insuffisante, l’ETAP a renoncé à participer à sa réalisation. Cette appréciation était fausse et manifestement trompeuse il y a eu tromperie au sein d’ETAP, cela à été mise à mal par les analyses financières qui font état du paiement par l’ETAP de commissions au profit de « British-Gas » s’élevant à 29 Millions de dollars à la fin de novembre 2011. A ce rythme, le montant global des commissions à payer par l’ETAP s’élèverait à 252 Millions de dollars au terme de la période de sept ans soit 73% de la valeur de l’investissement réalisé.

Maj: Construction d'une station de traitement, de transport, de stockage et d’export du GPL, tel que requis par le gouvernement tunisien et son partenaire l’ETAP. Cout des travaux gonflés et les ressources fossiles sont vendu au cours des prix mondiaux et en dollars uniquement.







Investissements dans les domaines du transport et de la distribution et la maintenance des installations


La plupart des projets programmés par la STEG (compagnie de gaz national public ) au cours de la période 2009-2011 ont enregistré des retards de réalisation a la date du 31 mars 201. Huit projets d’un coût estimé à 130 millions d’euro (256 millions de dinars) attende encore la conclusion des marchés public et dix autres projets dont le coût initial sont fixé à 150 millions d’euro (300 millions de dinars) n’ont pas été achevés. Les taux de réalisation se situe entre 3% et 70%.

L’examen du marché de mise à niveau du système de mesure du gaz fait ressortir un important dépassement des délais d’exécution de plus de trois ans et d'un cout prévisionnel d'environ 40%. En outre durant l'audit, le relevé que deux des quatre appareils de mesure installés dans le cadre d'un marché public en 2010 sont devenu défectueux l’année suivante et n’ont pas été réparés depuis.



Mauvaise gestion du gazoduc trans-tunisien et bakchich


Le gazoduc trans-tunisien est sur le plan technique une entité uniforme composée de deux tubes parallèles et accolées et qui sont exploitées par le biais de mêmes équipements en commun. Le gaz est transporté parallèlement à travers les deux pipe-lines ce qui est anormal à l'heure actuel. En d'autre terme quelqun a décidé de faire passé le gaz en le divisant dans les deux tubes afin de permettre de divisé le prix par 2 !
Il est apparu que le décompte des quantités transportées se fait sur la base de deux pipe-lines séparés à la place d'un seul, ce qui aura comme but de touché moins de redevance et donc moins d'argent au bénéfice du trésor. 
Le premier tube transporte le gaz acquis dans le cadre de la convention conclue avec le groupe italien « ENI » en 1977 et le second achemine les quantités complémentaires prévues par la deuxième convention conclue avec le même partenaire en 1991. Cette méthode de calcul ne permet pas l’application du taux le plus élevé de la redevance contrairement à celle appliquée aux autres acheteurs étrangers du gaz Algérien et qui tient compte de la totalité du gaz transporté par le gazoduc. En d'autres ceux qui ont négocié avec le partenaire ont fait un gros cadeau au italien, nous perdons encore de l'argent du a l'amateurisme des négociateurs tunisien avec le partenaire italien ENI.

La quantité de base soumise au taux minimum de la redevance appliquée au groupe « ENI » a été déterminée au niveau de la capacité de transport des deux pipe-lines ce qui signifie l’impossibilité d’appliquer un taux autre que le minimum. Il convient donc de souligner que les quantités convenues entre le groupe « ENI » et la « SONATRACH » dans le cadre du deuxième accord s’élèvent à 7 Milliards de mètres cubes par an.
Sur la base des quantités transportées via le gazoduc depuis 1994, date du démarrage de sa première exploitation régulière, jusqu’à la fin de l’année 2010, le montant de la redevance supplémentaire aurait pu s’élever à 841,92 millions de mètres cubes de gaz s’il avais été procédé au cumul des quantités acheminées au total.

Liquidation de la redevance


Compte non tenu des quantités acquises par l’ETAP, le volume de gaz transporté entre 1983 et 2010 a atteint environ 493 milliards de mètres cubes dégageant une redevance de 26 milliards de mètres cubes soit un taux de 5,27%.
Le montant de la redevance revenant à l’Etat Tunisien au titre du transport du gaz algérien à travers le territoire national s’est élevé à environ 444Millions de dollars en 2010. Les quantités vendues aux acheteurs italiens pour le compte de l’Etat Tunisien représentent à peu près 42% de la globalité de la redevance atteignant environ 540 milles t.e.p d’une valeur de 176M$ soit un prix de 325$ la t.e.p alors qu’il a été procédé, dans le cadre des achats contractuels additionnels, à l’approvisionnement en gaz algérien pour une quantité de 676 milles t.e.p d’une valeur de 245M$ soit 362$ la t.e.p. Décrytage: Le prix de vente de gaz au italien ne permet pas de gagner de l'argent au tresor et les beneficiaire sont le groupe ENI, cet carance en amene une autre qui est l'achat de gaz Algerien pour couvrir nos besoin. Ce qui amene comme conséquence que nous payons notre gaz algerien a un prix plus élevé par rapport au prix que nous le vendons aux italiens de chez ENI !

Cette situation incite à repenser la méthode de gestion et de vente du gaz provenant de cette redevance et à revoir la programmation des achats contractuels de gaz algérien de façon à aboutir aux meilleures formules d’accroissement de la rentabilité financière de cet aspect de l’activité. A l'heure actuel c'est tout bénéfice pour le partenaire étranger.

La rentabilité de la redevance recouvrée en 2010 a enregistré une moins- value de 1,426M$ compte tenu des prix du gaz au cours de cette année du fait du changement de la méthode de liquidation de la redevance due par la société « Sonatrach-gaz–Italie » consistant à facturer la totalité de la redevance en numéraire au lieu d’y procéder par prélèvements en nature. Décryptage: Quand nous facturons le transport de gaz algeriens sur le compte des italiens, nous devrions donc prendre notre cote part en gaz et non en numéraire, la nous serions gagnons vu les prix élevé du gaz sur les marché.  

L’approvisionnement en gaz naturel


Le prix d’achat

Le cout de l’acquisition des hydrocarbures représente le centre de charges le plus important de la STEG en 2010 avec un taux de 70%. La subvention de l’Etat qui couvre la différence entre le cout réel du gaz algérien et le tarif préférentiel effectivement appliqué lors des opérations d’achat a atteint 597 Millions de dinars en 2010.


Le contrat d’approvisionnement conclu entre l’ETAP et la SONATRACH stipule l’obligation d’acquérir une quantité contractuelle annuelle de 400 millions de mètres cubes et la possibilité d’acquérir des quantités supplémentaires dans la limite de la capacité des moyens de production et de transport disponibles sans fixation des prix convenu a l'avance.

La moyenne des quantités supplémentaires en gaz algérien acquises durant la période 2008-2010 a atteint le double des quantités contractuelles alors qu’elle n’en dépassait pas la moitié au cours de la période 2000-2007. En comparaison au meilleur prix proposé en janvier 2009 l’écart des prix a atteint 77% et la différence relative à l’ensemble des achats effectués par l’ETAP en 2010 s’est élevé à 70,621 Millions de dollars par rapport au meilleur prix.

Ceci devrais nécessité la révision de la formule de tarification dans le cadre de négociations avec la Sonatrach à la lumière des fluctuations de la conjoncture économique et de l’état du marché de l’énergie d’une façon radicale par rapport à la situation prévalant lors de la conclusion du contrat d’approvisionnement. Mais a l'heure d'écrire c'est lignes rien na été entrepris par la partie tunisienne.
Décryptage: Au moment de conclure un accord entre l'ETAP et la SONATRAC, il n'y a aucun accord sur le prix de la vente de gaz supplémentaire. Le gaz commandé par la partie tunisienne dans le cadre de cet accord a été vendu au prix du marché. Comme c'est l'amateurisme qui prime au sein du gouvernement et de l'ETAP, chez nous en Tunisie, nous avons donc payer 77 millions de dollars en plus pour ce même gaz qui transite par nos tuyaux et qui aurait pu être vendu au prix conclu dans le contrat initiale pour la fourniture contractuelle et annuelle de 400 millions de mètre cube. En fin de compte nous perdons de l'argent grâce aux idiots qui ont négocié et signé un contrat pareil entre l'ETAP et la SONATRACH.

Corruption et backchich dans les contrats d’achat de gaz


Les approvisionnements en gaz relatifs aux champs de « Chargui », Jebel grouz, Chouchet essaida, Maamoura et Sitep ont été effectués sans contrats et verbalement entre les représentant tunisien et les autres parties pour des périodes allant de cinq mois à deux ans. Ils ont continué à l’être jusqu’à fin mai 2012 pour les champs de « El baraka » « Maamoura » et « Sitep ».

Dans cette situation l'état tunisien n'arrive pas à définir les responsabilité de ceux qui ont permis à chaque partie de s"enrichir et de sanctionné les responsables au sein du gouvernement de façon précise et de déterminer avec exactitude la qualité et les quantités fournies par chaque champ. La STEG qui est l'unique compagnie national publique s’est faite approvisionner en gaz naturel provenant des champs de « El baraka » et « Maamoura » qui apres s'est la découverte est déclaré non conforme aux exigences de la qualité au niveau de l’énergie thermique maximale. Au 31 juillet 2011, les parties concernées ne sont pas parvenues à un accord définitif sur la qualité du gaz fourni du champ de Sitep.

Le contrat d’achat du gaz provenant du champ de « Oued ezzar » conclu en 2000 entre la STEG, l’ETAP et la société « ENI » pour une durée maximale de dix ans était toujours en vigueur au mois de mai 2011 sans qu’il ne soit procédé à son renouvellement ou à sa prolongation par contrat signé par les parties.

La Facturation et incompétence aux sein de la STEG


La STEG ne dispose pas de ses propres appareils de mesure pour mesuré les quantités de gaz fourni par des operateurs etranger dans plus de la moitié des champs de gaz où elle s’approvisionne. Certains des appareils installés ont subi des avaries et des pannes aussi fréquentes que variées dont la durée totale a dépassé six ans comme c’était le cas du chromatographe du champ de Miskar. Pendant 6 ans il a été donc impossible de mesuré ce qui sortait du champ petrolier Miskar et la STEG à payer des factures les yeux fermé ce qui a permis à l'opérateur British Gas Tunisia de gagner beaucoup d'argent sur le dos du contribuable et du pays. A relevé dans cet affaire, que plus de la moitié des besoins de la Tunisie en gaz naturel est fourni à partir du champ de Miskar, ce qui fait une belle marge pour British Gas. A noter chere lecteur que les britanniques sont les spécialistes de la corruption, dans l'autre contrat sur l'iles de Kerkennah c'est une compagnie britannique qui a obtenu le marché.... Et c'est pas pour rien qu'ils sont la chez nous pour notre gaz.

La STEG a fait le choix du non respect de la périodicité de l’étalonnage des appareils de mesure, prévue par tous les contrats d’approvisionnement de tous les champs petrolier. Ce qui ne permet pas de s’assurer des quantités facturées si elles sont bien juste et que le gaz fourni correspond bien au montant payer par l'état tunisien.

La plupart des contrats d’achat de gaz prévoient qu’en cas d’enregistrement, lors des opérations d’étalonnage, d’un dépassement supérieur à 2% dans les quantités de gaz facturées, les deux parties sont tenues de procéder à un nouveau décompte de ces quantités en se fiant aux seuls appareils de mesure de la STEG. Or, il est apparu que les équipes d’étalonnage de la STEG n’établissent point les incidences du dépassement des plafonds indiqués sur les quantités facturées.

Sachant que les propriétaires des appareils de mesure sont tenus, en vertu des contrats d’approvisionnement, de supporter les charges de l’étalonnage, la STEG aurait dû facturer les services qu’elle a effectués à ce titre pour le compte des fournisseurs. Le moins perçu, du fait de cette négligence et de cet incompétence est estimé à 38 milles dinars pour les deux années 2009 et 2010.

Le suivi de certains rapports quotidiens d’analyse du gaz provenant du champ de « Miskar » établis en 2009 et 2010 démontre que la STEG n’a pas déduit des quantités horaires malgré qu’elles aient dépassé le plafond du taux d’azote toléré et qui ont atteint 600 milles mètres cubes soit une valeur de 282 milles dinars.

Il a été relevé dans les documents que la STEG a perçu durant la période 2009-2010, au titre de la fourniture insuffisante des quantités contractuelles, des indemnisations financières de la part de British-gas qui se sont élevées à 10 millions d'euro pour le champ de Miskar et 5,773 Millions de dinars pour le champ de « Hasdrubal » sans procéder à une étude susceptible de déterminer le niveau de couverture par ces indemnisations du cout additionnel qu’elle a supporté suite au recours à d’autres sources d’approvisionnement.

La STEG c'est montré incapable de parvenir au terme du mois de juillet 2011 à arrêter les quantités qui ne lui ont pas été fournies au titre de la production de l’année 2010 des champs de Miskar géré par British Gaz et de Hasdrubal à cause du différend qui l’oppose à ses fournisseurs sur l’interprétation des clauses contractuelles afférentes au défaut de livraison. Elle estime devoir recevoir des indemnisations de l’ordre de 10 Millions de dinars. A l'heure décrire c'est ligne elle n'a perçu aucune somme de British gaz ...

Le contrat conclu entre la STEG et les titulaires du permis d’exploitation du champ d’Adam » prévoit qu’en cas de non livraison de 80% au moins de la quantité contractuelle d’un mois donné, les fournisseurs s’engagent à accorder une réduction de 20% sur les quantités facturées au titre des livraisons futures et ce jusqu’à la couverture des défaillances enregistrées. Les opérations d’approvisionnement des mois d’avril, juin, juillet et août 2010 ont connu un défaut de production non pris en compte ce qui a privé la STEG d’une recette estimée à 831milles dinars. En d'autre terme la STEG continue a ne pas respecté les clauses qu'elle a signé dans c'est contrats entre elle et la partie qui lui fourni du gaz et continue donc a payer rubis sur ongles la gaz au même prix sans la différence de 20 % sur le prix final.

Contrôle qualitatif du gaz est inexistant à la STEG


Le département de la maîtrise de la qualité et de la technologie du gaz au sein de la STEG n’a jamais pris la peine de procédé au cours de la période 2008-2010 à la programmation ou à l’élaboration d’aucune étude dans le domaine gazier et n’a pas non plus procédé et ni contribué à l’établissement ou à l’actualisation des caractéristiques des équipements de transport sur le marché, de traitement et de production du gaz. En d'autre terme le département qualité et technologie est composé d'incompetent qui n'ont aucune expéricence dans le secteur du gaz et une bande d'ignorant qui perçoivent des salaires chaque mois sans rien faire pour apporté une efficacité a la STEG. Ce département n’a pas participé non plus, à la réception technique du matériel acquis et n’a pas programmé des campagnes d’inspection de la qualité du gaz au niveau du réseau de son transport tunisien ce qui a engendré un surcout financier pour l'économie du pays au bénéfice des compagnies de gaz étrangère qui ont tout loisir de vendre de fausse quantité de gaz et de pétrole sans que nous sachions ce qu'ils vendait et a quel prix.

Malgré l’équipement des stations de Mourouj et Mornag depuis 2010 par des chromatographes en vue de déterminer le pouvoir calorifique du gaz consommé dans la région de Tunis, la STEG n’a pris en considération les résultats de cette expertise dans la facturation du gaz naturel à ses clients, la STEG a pris sont temps que plus d’une année plus tard. Le rapprochement de la capacité calorifique maximale enregistrée au niveau des stations de Mourouj et Mornag à celle prise en compte dans la facturation pour la zone de Tunis au cour des mois de mai et juin 2011 fait apparaitre de faux chiffre et diverses discordances entamant la crédibilité des données figurant sur les factures de gaz adressées aux clients.... En d'autre terme les citoyens tunisien se ce font arnaqué via les facture de la STEG vu qu'il paye une quantité de gaz qui est fausse ...

La facturation relative à la station gazière privée de Rades a été établie pendant cinq ans, en raison de l’avarie subie depuis 2005 par le chromatographe qui est resté sans réparation jusqu’au mois de mai 2010. D'ou au final une estimation estimative de la base de la capacité calorifique maximale du gaz. La comparaison entre les indices de la capacité calorifique maximale réelle et de la capacité calorifique estimative au cours des mois de juin et juillet 2010 fait ressortir un écart important se traduisant par une perte d’environ 3 millions de dinars depuis 2005.

Bien que les normes des constructeurs de certaines centrales électriques fixent un plafond du taux d’huile pouvant être toléré dans la composition du gaz fourni pour les besoins de la transformation et que cette proportion ait été fixée à 0,5% concernant la centrale de « Ghannouch », les contrats d’achat de gaz conclus par la STEG n’ont pas mentionné cette exigence. De plus, les rapports qualitatifs adressés par les fournisseurs n’ont rien signalé à propos de la quantité d’huile contenue dans le gaz réceptionné. Ne disposant pas d’appareils de mesure qualitative, La STEG est dans l’incapacité de déterminer le taux en question.

Cet ensemble d’éléments a conduit à l’approvisionnement de la centrale électrique de Ghannouch aux mois de mars et mai 2011 en un gaz à forte teneur en huile et a abouti à la cessation des activités de la centrale pendant 38 jours et le recours à d’autres unités de transformation plus consommatrices des hydrocarbures avec un cout supplémentaire estimé à 450 milles dinars par jour ! Suite a cela ni la STEG et ni gouvernement n'ont sanctionner les responsables au sein de la STEG et ni recouvré les carences au sein de l'entreprise publique, ont continue comme avant pour le fonctionnement de la STEG sans prendre la mesure des problemes. Ceci a occasionné à la STEG des charges additionnelles de 17 Millions de dinars compte non tenu des dépenses de l’ordre de 3 millions de dinars nécessitées par les travaux de réparation des dégâts subis par la centrale de Ghannouch. Tout bénéfice pour les sociétés etrangere qui sont venu touché la manne d'argent pour réparé les dégats de la centrale Ghannouch ....

Il s’est avéré que la STEG n’est pas actuellement pas en mesure de fournir régulièrement des données précises sur la composition organique du gaz disponible sur son réseau en raison la multiplicité des sources d’approvisionnement, de la variété des taux d’un cas à un autre et de la non fixation de plafonds précis et uniformes par les contrats d’achat de gaz.

La vente de gaz à British Gas Tunisia 


British Gaz Tunisia assure plus de 60% de la production nationale de gaz de la Tunisie. Ce meme gaz qui sort du sol est vendu a l'etat tunisien en devise etrangere.La société British-gas utilise lors du redémarrage de ses stations un gaz que lui fournit la STEG à diverses périodes de l’année en l’absence de tout contrat précisant les modalités de livraison du gaz et le prix appliqué. Au cours des deux années 2009-2010, «British-gas» s’est vue facturer 10 916 tonnes equivalent petrole de gaz destiné à l’exploitation du champ de Hasdrubal pour un montant de 7,863MD. Ce prix ne tien pas compte du prix marché et est negocié verbalement.

Les rapports de réception du gaz font ressortir un défaut de facturation d’environ 624 t.e.p livrées à British-gas au cours des mois de janvier, février, avril et novembre 2010 pour une valeur de 299 milles dinars. Il a été relevé un recours dans certains cas à la compensation entre les quantités livrées à British-gas et les quantités reçues du champ de Miskar générant des moins value de recettes de l’ordre de 158 milles dinars.

Au final ont retiendras que la STEG et le gouvernement de rigolo n'estime qu'il ne faut pas vendre sont gaz avec la mise en place d’un cadre procédural et contractuel susceptible de permettre à la STEG de facturer ses ventes de gaz à British-gas au mieux de ses intérêts et avec davantage de transparence et de contrôle sur ses opérations. A l'heure d'écrire c'est ligne ce dimanche matin, tout continue comme avant, la STEG facture sont gaz a la tête du client et sans contrat, ce qui ouvre la porte a toute sorte de backchich pour les hommes qui negocie le contrat tête a tête avec British gaz




Pipeline Tunisie



Trapsa


Introduction


La compagnie de transports par pipe lines au Sahara « TRAPSA » est une entreprise publique de catégorie A, le gouvernement de l'epoque la dotée d’un statut de société anonyme et la placée sous la tutelle du ministère chargé de l’industrie. De plus cet société est géré en co-entreprise avec l'ETAP qui est une entreprise publique aussi, mais qui n'a pas le statut de categorie A, ce qui est tres bizarre quand meme. Alors la question dans cet affaire est de comprendre pourquoi la TRAPSA bénéficie du statut de société anonyme ?

La TRAPSA a pour missions le transport du pétrole brut algérien et tunisien, à travers le pipeline qui s’étend entre Borj Elkhadra et la plateforme de Skhira, son stockage et son transport et la prestation des services de déchargement et de transport de produits au profit des sociétés installées sur cette plateforme.

Réparti entre l’Etat tunisien à hauteur de 64,99% et l’ETAP à concurrence de 35%, le capital de la TRAPSA s’élevait au 31/12/2010 à 7,195 MDT.

En 2010, la TRAPSA a assuré le transport 2.840.000 tonnes de pétrole tunisien et 764.000 tonnes de pétrole algérienne qui lui a permis d’atteindre un chiffre d’affaires de l’ordre de 69,433 millions de dinars et de réaliser des bénéfices d’un montant de 30,915 millions de dinars contre 18,602 MDT en 2009.

A la fin de 2010, la TRAPSA employait un effectif de 245 agents dont 45 cadres. Les dépenses de rémunération de ces personnels ont atteint au cours de l’année considérée 7,587 MD représentant 48% des frais d’exploitation estimés à 15,699 MD.

Les opérations de contrôle durant la période 2007-2010, ont révélé une série de défaillances et ont donné lieu à un certain nombre observations ayant trait à la gestion administrative et financière, à la gestion des achats, à l’investissement et à l’exploitation.


Gestion administrative et financière


Mauvaise gestion du systeme d'information et de l'organisation 

La « TRAPSA » n’est pas dotée d’une loi cadre spécifiant ses besoins effectifs en personnel, et le pire c'est que l'entreprise n'a jamais établi de fiches de postes définissant les attributions et les responsabilités de chacun dans l'entreprise et n’a jamais élaboré de manuels de procédures pour certaines activités comme la gestion technique et le contrôle de gestion. Ce qui est  le plus incroyable en 2013, c'est que cet société fonctionne comme au moyen age avec des amateurs en sont sein et a leurs tête des cerveaux de moutons ....

Au sein de la TRAPSA il n'existe pas de service commercial, de plus le service chargé du recouvrement n'existe pas et il n'existe aucun service interne des achats. Par ailleurs, la TRAPSA n’a jamais désigné un trésorier en charge de la caisse centrale appelé à centraliser les opérations des caisses auxiliaires .... Si ont creuse un peu, ont peut estimé que durant la periode donné, il existe beaucoup de copinage et de detournements de fond via de fausse facture au sein de la TRAPSA

La TRAPSA n’a jamais mis en place des applications informatiques permettant de relier les différents centres de décision, de retracer les opérations de trésorerie, de suivre les dossiers des achats, de gérer les stocks et de tenir la comptabilité matières.

La TRAPSA a lancé un projet de système informatique intégré, a élaboré les cahiers des charges y afférents depuis juin 2005 et a établi l’ordre de commencement de son exécution qu'en janvier 2009 en programmant le début de son exploitation pour juillet 2010 .... Toutefois, ce système n’a été exploité que partiellement jusqu'à la fin de novembre 2011.

La TRAPSA n'a jamais procédé de sont existence à la désignation d’un bureau spécialisé pour auditer la sécurité informatique et n’a jamais instauré un pare feu sur aucun systeme informatique, ce qui a du coup permis l’infiltration de son système informatique à de nombreuse occasion. La TRAPSA n'a jamais pris la mesure du danger, laissant les systemes informatique tels qu'ils sont a l'etat actuel.

La TRAPSA n’a pas aménagé non plus des espaces répondant aux conditions de sécurité et de prévention des risques pour la conservation de ses documents et n’a pas pris jusqu’à la fin du mois de juin 2011, une décision arrêtant les délais de préservation des documents spécifiques.

Emploi fictif du personnel


Contrairement aux dispositions législatives et réglementaires, les responsables de la TRAPSA ont recruté des agents sans l’organisation de concours à cet effet prevu par la loi. Certains recrutements ont été effectués non pas pour combler des vacances ou pour répondre à des besoins de l’entreprise mais en exécution d’instructions ou pour satisfaire les responsables de l'entreprise TRAPSA, syndicales ou politiques. Certains recrutés ont été placés en détachement sans fonction définis ou mis à la disposition des structures exterieurs concernées directement ou juste après leur recrutement, en somme des emplois fictif.

Par ailleurs, un agent a été détaché auprès de la TRAPSA à partir du 1er juin 2000. Le même jour, il a été mis à la disposition d’une organisation syndicale UGTT, avec prise en charge de tous les éléments de sa rémunération. Le 1er janvier 2007, cet agent a été titularisé malgré l’inexistence d’un poste correspondant à sa qualification. Cet agent occupe toujours des fonction fictive et percoit toujours un salaire.

l en a été de même pour une autre membres de la famille du dictateur Ben ali qui a été engagée le 18 mars 1996 sur instructions écrites du gouverneur de Sfax de l'epoque et a été mise à la même date à la disposition de la délégation de Sfax Medina. Bien que la présence effective de l’intéressée sur le lieu de travail n’ait pas dépassé 511 jours sur la période 2001 à 2010, la TRAPSA lui a payé cash  un traitement de 110.403 Dinars au titre de salaires et indemnités sans tenir compte des avantages en nature.

La TRAPSA a attribué à un agent mis à la disposition d’une organisation syndicale UGTT une voiture administrative et des bons d’essence totalisant 11.000 litres au cours de la période 2006 à 2010, a pris en charge en son salaire et les contributions de l’employeur au financement des prestations sociales et lui a octroyé des avantages en nature indus.

La TRAPSA a indûment supporté des dépenses d’un montant de 52.890 mille dinars au titre de la rémunération d’un agent qu’elle a été recruté le 24 janvier 1997 et mis à la disposition d’un parti politique RCD à partir du 05 janvier 2007.

Gestion financière


La TRAPSA a préservé ses équilibres financiers durant la période 2006-2010 et a pu couvrir toutes les charges courantes et financer ses investissements sans recours à l’emprunt. A la fin de l’année 2010, elle a réalisé des bénéfices constants et réaliser des épargnes importantes de l’ordre de 34.733 millions de dinars et dégager des liquidités d’environ 38 millions de dinars qui a ont fait l’objet de placements bancaires.

Il a été constaté que l’entreprise dispose d’un ratio élevé de liquidité instantanée qui a atteint une moyenne d’environ 233% pour la période 2006- 2011. Les placements effectués ont permis de réaliser des intérêts financiers dont la moyenne annuelle s’est élevée au cours de la période 2007-2010 à 2,132 millions de dinars, soit 5,5% du principal des placements.

Pour le placement des liquidités financières, l’entreprise fonctionne comme au moyen âge, se contentent de consulter par fax les banques où elle a ouvert des comptes, ce qui est de nature à limiter les opportunités d’avoir de meilleures offres et en consultant les offres ailleurs via internet.

Il a été constaté que les placements se font via une personne unique et que l’entreprise n’a pas créé une commission de placements financiers et s’est limitée à charger un cadre au service financier à engager toutes les étapes de placement en l’absence de tout contrôle interne.

Il a été relevé dans la documentation que la TRAPSA procède à la fixation des prix des services et produits en l’absence d’une comptabilité analytique fiable qui permet de déterminer avec précision le coût des services fournis par client ou par unité de facturation. L’examen des formules de révision des prix des services fait ressortir que le coefficient de pondération consacré à la partie non révisable de tous les contrats a oscillé entre 38% et 60% ce qui ne permet pas à l’entreprise d’adapter pleinement la tarification de ses services selon les fluctuations de la conjoncture économique et les variations factuelles liées au coût de l’exploitation.

Il s’est avéré que la TRAPSA n’a jamais appliqué des pénalités de retard sur les clients qui n’ont pas payé leurs factures de transport et de stockage du pétrole dans les délais contractuels. Le montant qui devait être payé au 31/04/2011 au titre des pénalités de retard de 10 clients sur un total de 13 s’est élevé à 82.961 milles dinars en 2009 et 122.514 milles dinars en 2010.

En 2010, la TRAPSA a accordé 94.700 milles dinars au Fonds de solidarité nationale 26-26 et 82.400 dinars à des associations de développement et des centres d’affaires et a contribué au financement de la construction de la mosquée El Abidine de Carthage pour un montant global de 550.000 milles dinars au cours de la période 2001-2006. La TRAPSA a en outre contribué au financement du parti du RCD dissous pour un montant de 1.606.244 dinars durant la période 1998-2010.

Gestion fictif des actifs et des stocks


L’inventaire des actifs des années 2006 et 2007 fait ressortir un manque respectif de 133 articles du magasin sans valeur comptable nette. Au lieu de justifier la différence entre le registre comptable et l’inventaire physique des actifs, l’entreprise procède comme dans les républiques bananière à la régularisation par le moyen de bons de sortie afin de soustraire le manquant et équilibrer le registre des actifs ! 

La TRAPSA n’a jamais affecté des espaces couverts et fermé pour la conservation et la protection des actifs déduits. Suite à la disparition de la de ces actifs, la société a laissé  continué la détérioration de c'est actifs en continu sans jamais prendre de mesures active.

Il a été constaté que la TRAPSA procède à l’occasion à un inventaire du stock, à la régularisation des différences par le biais de bons de sortie et d’entrée pour comblé les vols à répétition de sont stock. A titre d’exemple, l’inventaire du stock effectué en 2007 a révélé une augmentation de 33 articles d’une valeur de 6.684 Dinars et un manque de 22 articles d’une valeur de 9.386 dinars.

Un stock important d’articles entreposés depuis plus de 10 ans sans mouvement a été localisé. La valeur de ce stock composé de 5877 articles, dont certains remontaient à 1980, a atteint 867.344 dinars à la fin de 2011.

L’examen des 2 contrats d’assurance des actifs pour les années de 2006 à 2011 fait apparaître que la TRAPSA ne procède pas au début de chaque année, à la révision de la valeur assurée selon la valeur réelle de ces actifs. En somme les contrats d'assurance n'ont jamais été mis a jours, la TRAPSA se contente juste de payé la facture d'assurance chaque année.
 

La gestion des achats et public truqué aupres des mêmes fournisseurs


Corruption dans la gestion des marchés publique et des achats 


Il s'avère que la TRAPSA utilise continuellement le fax comme moyen pour annoncer les consultations et recevoir les offres, ce qui ne permettrait pas d’assurer la confidentialité des offres financières puisque il existe un seul et unique fax pour tous le bâtiment.  Par ailleurs, la TRAPSA procède à certaines acquisitions les plus chere auprès d’un seul et unique fournisseur, ce qui aurait comme but de surfacturé et de bénéficié de rétro-commission.

Il a été relevé que l’entreprise recourt parfois au fractionnement des commandes évitant de la sorte la conclusion de marchés publics en la matière, les commande sont toujours passé aupres des mêmes fournisseurs. A cet effet, elle a acquis en 2009 une quantité de pneus d’une valeur de 67.845 dinars sans passer par un marché public et n’a pas regroupé au cours des années 2007, 2008 et 2009 des achats relatifs à l’habillement dont les montants se sont élevés respectivement à 63.350 dinars, 66.442 dinars et 93.844 dinars auprès de l'entreprise fournisseur.

En violation des dispositions de la loi portant réglementation des marchés publics, la TRAPSA a lancé un appel d’offres pour la réhabilitation d'une chaussée en béton du port de Skhira sans spécifier le contenu du cahier technique des besoins avec la précision que requiert la présence du projet dans un environnement ayant des caractéristiques naturelles difficiles qui contribuent à l’affaiblissement des ouvrages en milieu marin avec le temps. Cette incompétence volontaire de la TRAPSA (ou bien corruption au benefice de l'entreprise des routes) et l'amateurisme  a entrainé la prorogation de la période d’exécution de 90 jours et l’augmentation du coût de 4,845 Millions de dinars.

La TRAPSA a conclu le 24/11/2009 un marché pour le forage d’un puits d’anode dans la station de pompage N°4 pour une valeur de 99.710 dinars. Les travaux y afférents ont commencé effectivement le 14/10/2009 avant l’approbation du marché par le conseil d’administration. Afin de couvrir ce dépassement, les services de la TRAPSA ont donné l’ordre de service pour le début des travaux le 11/12/2009 tout en mentionnant dans le procès verbal de réception provisoire que les travaux de forage se sont étalés sur la période du 14 au 27 décembre 2009.

L’investissement


Les investissements inscrits sur le budget 2010 de la TRAPSA n’a pas dépassé 1,801 millions de dinars contre des prévisions de 8.935 millions dinars.

Ce faible taux de réalisation qui n’a pas dépassé les 20% est dû notamment au retard enregistré dans la réalisation de certains projets, au non achèvement et au non démarrage de certains autres comme celui relatif à la construction de 2 réservoirs avec un coût estimé à 12 millions de dinars et qui n’a pas été réalisé jusqu’à fin novembre 2011.

L’entreprise a conclu un marché sans cahier des charges et non technique d’un montant de 1,2 millions dinars pour l’exécution de travaux d’entretien des ouvrages maritimes sur la période 2007- 2009. Malgré la prolongation de la période d’exécution de 2 ans pour couvrir les années 2010 et 2011 et l’augmentation de la valeur du marché à 2 millions de dinars, le projet n’a pas été achevé  et ce jusqu'a fin novembre 2011 et son coût a dépassé 4,8 millions de dinars au total au benefice du constructeur.

Mauvaise gestion de l'exploitation

Projet de partenariat avec l’Algérie

La société algérienne Sonatrach a exprimé lors d'une réunion le 19 septembre 2000, sa disponibilité d’approuver le transport de 10 millions de tonnes annuellement avec l’engagement de construire un pipeline de 170 km de long pour relier le bassin Birkin au pipeline de la TRAPS pour un coût d’environ 170 Millions de dollars US en proposant notamment la participation à hauteur de 50% dans le capital de la TRAPSA tout en l’assujettissant au régime fiscal de droit commun et en fixant la valeur d’une action à 30 USD au lieu de la valeur proposée par la partie tunisienne à savoir 58 USD.

Face au retard enregistré dans la concrétisation du partenariat proposé et en raison de l’absence d’une réponse tunisienne à la proposition soumise par la Sonatrach, celle-ci a informé la partie tunisienne le 30/12/2002 qu’elle ne  pouvait plus garantir le transport de 10 millions de tonnes de pétrole brut par le pipeline de la TRAPSA et qu’elle a fait des investissements supplémentaires afin de transporter cette quantité par le biais de ses propres pipelines vers le nord de l’Algérie !

En conséquence, la partie tunisienne s’est résignée à accepter une nouvelle proposition de partenariat consistant à transporter 2 millions de tonnes à travers le pipeline de la TRAPSA provenant de la zone de Ain Aminas avec la possibilité d’augmenter ces quantités après l’achèvement des travaux prévus pour accroître la rentabilité des champs Zarzaytin et sur la base des explorations attendues dans les champs Ellayzi en territoire Algérien.

La partie tunisienne, qui a exprimé son désaccord sur cette dernière proposition a toutefois donné son consentement au cours du 1er trimestre 2003 posant comme condition préalable l’engagement de la Sonatrach de transporter au moins 10 millions de tonnes de pétrole algérien annuellement sur la période 2003-2012, ce que la partie algérienne a refusé d’avaliser.

Ainsi, l’Etat tunisien a raté une opportunité de se procurer des ressources supplémentaires. L’acceptation de la proposition initiale de la Sonatrach, aurait pu permettre la réalisation de recettes de l’ordre de 241,812 MD au cours de la période 2003-2012 en plus des ressources provenant de la vente des actions et du recouvrement des impôts et taxes.

La diminution des quantités de pétrole algérien transportées directement a eu un impact sur le taux d’exploitation du pipeline qui n’a pas dépassé 25%.

L’Etat tunisien a aussi raté l’opportunité que présentait le projet de partenariat avec l’Algérie pour le transport du gaz du pétrole liquide à travers la réalisation d’un pipeline parallèle à celui de la TRAPSA reliant la région gazière d’el Ghar en Algérie et le port de Skhira et pouvant transporter environ 2 millions de tonnes annuellement.

Le transport et stockage du pétrole brut


En vertu de contrats, la TRAPSA fournit à ses clients des services de transport de pétrole brut par le biais de son pipeline qui s’étend des frontières Tuniso-Algériennes au port de Skhira. A cet effet, elle stocke ce pétrole jusqu’à son transport à travers le port et procède, par l’intermédiaire de l’ETAP, à la vente de sa part du pétrole provenant de la déduction de 2 à 3‰ du volume de pétrole brut transporté au profit de chaque client.

Il a été relevé que des cessions des droits d’exploitation de certains champs pétroliers ont été opérées sans que la TRAPSA n’en soit informée. Ainsi et contrairement à l’article 17 du contrat signé le 28/09/1977, l’exploitant ENI du champ Chouch Sayda en a cédé le droit d’exploitation tout en continuant à faire valoir les clauses contractuelles y afférentes dans d’autres transactions. Il s’est avéré que ce client exploitait les champs de Adam et Jbel grouz et transportait le pétrole brut à travers le pipeline de la TRAPSA sur la base de correspondances se référant au contrat susmentionné alors qu’il n’était plus en vigueur suite au transfert du droit d’exploitation du champ Chouch Sayda.

En vertu d’une simple lettre de la part de la société STORM en date du 02/07/2009, la TRAPSA a accepté d'affecté un réservoir au profit de STORM afin qu’elle puisse stocker le pétrole brut provenant du champ Bni Tartar et la société STROM a fixé elle même les montants dus et leur tarification sur la base du nombre de jours de l’exploitation du réservoir. Aucun contrat n'avais été signé entre la TRAPSA et STORM précisant tous les droits et obligations des deux parties. A ce titre, il y a lieu de signaler que les entreprises locataires des réservoirs de pétrole brut payent un montant minimum au cas où elles n’exploitent pas ces réservoirs.

Un déficit de 302,665 m3 soit l’équivalent de 1904 barils de pétrole brut a été enregistré dans le stock du champ Nessim, il correspond à l’octroi par la TRAPSA de cette quantité de petrole à l’entreprise exploitant ce champ, qui n’est plus en activité depuis plus de 12 ans, sans régularisation de contrat a postériori. La valeur de ce déficit est estimée à 219.000 dollars USD sur la base de 115 $/baril (moyenne d’avril 2011) au dépend de la TRAPSA.

L’exploitation du champ Ennakhil s’est arrêtée depuis 2009 et son stock a enregistré un déficit de 121,480 m3 durant les années 2009 et 2010. En dépit de cet arrêt de l'exploitation du champ petrolier, des quantités de pétrole ont été mystérieusement livrées sur le compte de ce champ durant le deux premiers trimestres de 2011. Ces quantités, qui ont atteint 772,998 m3 et dont la valeur est estimée à plus de 559.000 $ USD, n’ont été régularisées qu’en décembre 2011.

A la fin de l’année 2010, la comptabilité des matières de la TRAPSA est inexistante et ne retraçait pas toutes les quantités du pétrole brut revenant à l’entreprise n’ont pas été pris en compte (parts des condensateurs de Miskar et Hasdrubal ainsi que du pétrole Ramoura). Le déficit y afférent a atteint 1563,576 m3, soit 172. 000 dollars perdus (prix du barils brut sur les marchés en 2010).

Contrairement aux dispositions législatives et réglementaires en vigueur dans le domaine de la métrologie, 4 réservoirs sur 15 n’ont pas subi de vérifications périodiques. La validité des attestations des vérifications effectuées a dépassée les 15 ans !

Ces opérations de vérification périodique n’ont pas touché les compteurs de volumes des liquides autres que l’eau utilisés pour la détermination des quantités de pétrole transportées par 2 clients à travers leur propre pipeline vers Skhira où elles sont stockées par la TRAPSA. Ces défaillances sont de nature à entrainer la non comptabilisation et la  sous facturation des quantités de pétrole stocké.

Les contrats signés avec les clients précisent les caractéristiques techniques que devrait avoir le pétrole transporté afin de s’assurer de sa compatibilité avec le type « Zarzitin » et stipulent que les résultats des analyses de laboratoire du degré de salinité et du soufre doivent être inclus dans l’attestation de transmission. Or, l’examen des attestations de transport de pétrole provenant d’un échantillon de champs durant les années 2009 et 2010 et le 1er trimestre de 2011 a démontré que la TRAPSA ne mesure pas les degrés de salinité et de soufre et se limite à la mesure des degrés de la densité et de la température et des taux de l’eau et des sédiments ce qui est de nature à altérer la qualité du pétrole « Zarzitin » et de contribuer à la dégradation des équipements de la TRAPSA. L’élévation du niveau de salinité et de soufre dans le pétrole brut transporté accélère la corrosion des conduites et des réservoirs.

Une visite sur place du laboratoire installé sur la plateforme de Skhira a permis de constater l’arrêt de la machine d’analyse du soufre depuis prés de 10 ans et la vétusté l’appareil déterminant le niveau de l’eau et des sédiments présents dans le pétrole!

Il a été constaté que le pipeline prévu pour le transport du pétrole a fait l’objet en 2008, d’un contrôle décennal qui a permis de localiser 362 points corrodés ou érodés. N’ayant couvert que 31 points, les opérations de maintenance n’ont pu empêcher la dégradation de l’état de 25 points qui sont passés au 3ème degré de l’échelle des risques ce qui pourrait entrainer l’augmentation du coût de la maintenance et de l’exploitation du pipeline.

Aucune opération préventive de maintenance des équipements installés dans les stations de pompage 3 et 4 n’a été effectuée depuis 2001 à l’exception de celles relatives à la climatisation hôtelière.

Exploitation du port


Le taux d’exploitation du port a varié de 2007 à 2010 entre 28% et 47,1%. Ce faible taux est dû essentiellement au volume réduit du pétrole brut qui a été transporté comparé aux capacités de transport disponibles.

Suite à des manœuvres d’accostage d’un pétrolier étranger, une cale creuse a subi le 04/11/2006 des dégâts importants que la TRAPSA n’a porté à la connaissance de la compagnie d’assurances que deux jours plus tard et surtout après le départ du navire. Dans ce cas, la TRAPSA aurait dû demander la désignation d’un expert en affaires maritimes afin de constater les dégâts et appliquer les dispositions des articles 102 à 105 du code du commerce maritime avant que le navire fautif ne puisse quitter le port. Au lieu de ca, la TRAPSA a financé sur c'est propre fond les réparations sans que l'affréteur n'ait de compte a rendre dans le futur.

Le 16/06/2009, il a été convenu avec la compagnie d’assurances de compenser les dégâts pour un montant de 350.000 dinars. Or, le coût effectif des réparations a été établi en 2012 à 540.000 dinars compte tenu des non réparations nécessaires à l'époque d’un montant de 58.000 dinars réalisées en 2009. Ce qui fera supporter à la TRAPSA un coût différentiel de 190.000 dinars.

Diverses insuffisances relatives à l’organisation et au système d’information n’ont pas permis à la TRAPSA d’améliorer le mode de sa gestion administrative.

L’entreprise a enregistré durant les dernières années des résultats financiers positifs qui auraient pu être développés s’il y a eu une meilleure gestion des placements financiers, un partenariat avec l’Algérie et de la relation avec les clients petrolier.

Le ratio de réalisation des investissements est faible en raison des retards enregistré dans l’exécution de plusieurs projets programmés ou de la non réalisation de certains autres comme la construction de deux aires de stockage de pétrole.




SNEP


L’examen des comptes et de la gestion de la Société Nationale de Distribution du Pétrole a permis de relever des observations dont :

  • Capacité de stockage limitée  
  • Absence d'une vision stratégique et de plans à moyen et à long terme ;
  • Retard dans la réalisation de certains projets au niveau des entrepôts ;
  • Insuffisance des outils de suivi du stock ;
  • Non-respect du plafond légal du stock de réserve (essence et huiles)


Détérioration des indicateurs d'activité

  • Diminution du volume des ventes de 1,6 million Tep en 2008 à 1,3 million Tep en 2011 ;
  • Régression de la part de marché de 49,3% en 2007 à 40,3% en 2011 ;
  • Ventes dans le réseau : 101 stations de distribution, sur un total de 197 stations, ont vu leurs ventes chuter à des taux allant de 1% à 96% durant la période 2009-2012 ;
  • Aggravation du phénomène du marché parallèle (le Groupe Inter-professionnel des Hydrocarbures a estimé le volume du marché parallèle à 20% du total des ventes enregistrées en 2012).
  • Irrégularités au niveau de la gestion des stations (attribution, réalisation, suivi et maintenance).  

5 commentaires:

  1. Votre article est intéressant et est déstiné à une catégorie de personnes d'un certain niveau intellectuel. alors svp svp copiez collez le sur un document word et corrigez les fautes d'orthographe et de grammaire.

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  2. Un article très intéressant. Est-ce que quelqu'un a déjà entendu parler d 'Equipements Claude Pedneault inc.? Je pense faire appel à ses professionnels mais je voulais d'abord savoir si on connaissait déjà cette entreprise.

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  3. a part les fautes d’orthographe et de grammaire je félicite l'auteur de cet article un peu retardataire dans son timing mais résume un peu la situation

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