Onze gisements d'hydrocarbures devaient être mis en service en 2016 et 2017. Ils ne seront prêts qu'en 2018 ou 2019, d'où la panique actuelle face à un manque de pétrole et de gaz. Tour à tour, le Premier ministre, le ministre de l'Energie et le P-DG de Sonatrach ont plaidé pour les bienfaits du gaz de schiste, une option actuelle du gouvernement Ouyahia. Gaz de schiste, solutions risquées pour augmenter les exportations, autant de plaidoyers qui masquent la panique des autorités face à un trou d'air inquiétant. En clair, des déclarations des officiels reconnaissent la chute de la production de gaz actuellement. Des sources proches de Sonatrach confient que c'est également le cas du pétrole. L'Algérie extrait moins de pétrole brut que son quota attribué fin 2016. Cette situation est due à un essoufflement dans la production de vieux gisements et un grand retard dans la mise en service des nouveaux gisements, ceux du Sud-Ouest et du Sud-Est. En effet, dans une publication de Sonatrach rendue publique à l'occasion du cinquantième anniversaire de la Compagnie pétrolière nationale, 11 gisements de pétrole ou de gaz devaient être mis en service en 2016 ou 2017. Seuls les gisements de Reggane-nord et de Touat exploités en partenariat respectivement avec le groupe français Engie et l'espagnol Repsol, selon le P-DG de Sonatrach, seront prêts fin 2017. Les gisements de Touat et de Timimoun, en partenariat avec le groupe français Total, devaient être mis en service en 2016. Timimoun le sera en 2018 selon Sonatrach. De gros gisements de gaz et de pétrole devant être livrés en 2016 ou 2017 le seront bien plus tard. Il s'agit pour le gaz des champs de Tinhert, Tikidelt Akabli. Pour le pétrole, citons les gisements de la périphérie de Hassi-Messaoud par Sonatrach seule, d'El-M'zaïd en partenariat avec la chinoise CNPC qui étaient prévus en 2017 et qui le seront en 2018, voire en 2019. Cette situation fait que l'Algérie est en manque de gaz et de pétrole, d'où la solution contestée par plusieurs spécialistes de puiser dans le gaz réinjecté pour pouvoir exporter plus de gaz. "Une solution absurde", commente un spécialiste. Cela le sera au détriment de la pression du gisement et donc de la capacité de production du champ de gaz, explique-t-il. En un mot, ce champ produira moins de gaz. Comment en est-on arrivé là ? Il faut savoir que l'instabilité qui a régné à Sonatrach depuis le scandale de 2010 n'a pas arrangé les choses. Deux P-DG au moins qui se sont succédé à Sonatrach suite à l'incarcération d'une partie du top management de Sonatrach, n'osaient prendre de décisions, confie une source sûre à Sonatrach. Il a fallu attendre 2013 pour que les choses commencent à bouger. Mais ce serait faux de considérer que c'est l'unique facteur qui est à l'origine de ces retards. Structurellement, le système actuel de prise de décision entre le ministère de l'Energie, Sonatrach et Alnaft s'avère trop lourd. "Pour donner le feu vert à la mise en œuvre d'un plan de développement d'un champ, cela demande un mois en Norvège, un an à deux ans en Algérie", observe un juriste du secteur. À cela s'ajoute le temps fou qui passe dans le choix des sociétés chargées de la réalisation des études de détail (feed) ou du développement du champ (attribution de l'EPC). Cette bureaucratie est à l'origine des réticences des compagnies étrangères à investir dans le secteur des hydrocarbures, avec en plus une réglementation encadrant le secteur des hydrocarbures qui n'est guère attractive, selon les compagnies pétrolières internationales. K. Remouche
