En conséquence à la chute des cours du pétrole, l'Algérie compensera ses pertes de recettes par la hausse graduelle de la production. La production nationale en hydrocarbures devra atteindre 241 millions de tonnes équivalent pétrole (TEP) en 2020 grâce aux grands investissements de l'ordre de 73 milliards de dollars inscrits dans l'actuel quinquennat. Le ministre de l'Energie, Salah Khebri, a relevé, jeudi à Alger, que «la baisse de la production en hydrocarbures est chose courante, mais les prix élevés des cours du pétrole sur les marchés internationaux avaient couvert ce recul». Dans sa réponse à une question orale d'un membre du Conseil de la nation sur la maintenance des gisements des hydrocarbures et gaz associé non utilisé, Khebri a relevé que «la production du pétrole devra atteindre 197 millions TEP en 2016, 210 millions TEP en 2017, 215 millions TEP en 2018, 225 millions TEP en 2019 et 241 millions TEP en 2020, soit un niveau jamais atteint auparavant par l'Algérie», a-t-il prévu, selon l'APS. Et de rappeler que «la production de l'Algérie en hydrocarbures avait atteint en 2004, 225 millions TEP avant de s'établir à 233 millions TEP en 2007». En revanche, «la production a chuté en 2008 pour frôler ses plus bas niveaux en 2013 avec 186,7 millions TEP, avant de reprendre sa tendance haussière». A ce titre, toutes les mesures ont été prises dans l'objectif d'augmenter la production à partir de l'année prochaine. Les prévisions de hausse de la production seront atteintes à la faveur des investissements d'envergure qui seront menés par Sonatrach, seule ou en partenariat avec des entreprises étrangères. Le ministre a avancé que les deux tiers des revenus de l'Algérie provenaient du gaz, à savoir le gaz sec ou les huiles extraites du gaz brut, comme le gaz de pétrole liquéfié (GPL) et les condensats, ce qui signifie que toute baisse de la production induirait une baisse des revenus. «La maintenance des gisements pétroliers effectuée régulièrement impacte la production au niveau de ces gisements, ce qui est tout à fait normal», a-t-il expliqué, rappelant que les réserves pouvant être récupérées par les techniques actuelles demeurent importantes. 730 millions de dollars D'un coût global de 730 millions de dollars, 1656 opérations ont été réalisées en 2015 au titre d'un programme annuel de maintenance. S'agissant de la quantité des gaz brûlés associés non utilisés, Khebri a affirmé que les gaz associés extraits des centres de production du pétrole étaient transférés vers les unités de traitement du gaz naturel à Hassi R'mel. Une fois traités, ces gaz sont utilisés dans la réhabilitation, l'injection et l'autoproduction au niveau des unités de production relevant de Sonatrach, ou même destinés à la vente. Le taux du gaz associé non utilisé a atteint 2% en 2015, a-t-il indiqué. Par ailleurs, le secteur œuvre à la réduction de la quantité des gaz brûlés à moins de 1 %, dans la mesure où «Sonatrach a mobilisé à cet effet un budget important sur le moyen terme». Les dispositions de l'article 52 de la loi sur les hydrocarbures de 2005, amendée et complétée, stipulent qu'il est interdit de brûler du gaz sauf dans des cas exceptionnels tel que la maintenance des unités ou l'exploitation des puits pour la première fois. L'opérateur désireux de bénéficier d'une dérogation doit payer une taxe de 20 000 DA pour chaque 1000 m3 de gaz ordinaire brûlé contre 8000 DA auparavant. Un taux de 55% des recettes de cette taxe sont versées à la Caisse nationale des énergies renouvelables pour renforcer les ressources financières destinées à la caisse qui prend en charge les projets de développement des énergies propres.
