Algérie: la crise d’Ormuz booste ses ventes d’énergie, mais la demande locale limite le gain

Un pays exportateur face à un marché devenu plus nerveux

Quand un détroit sature, les cartes de l’énergie se redessinent vite. Pour l’Algérie, ce basculement a surtout rappelé une réalité simple : un exportateur de gaz et de pétrole peut profiter d’un choc international, mais seulement si ses volumes suivent, si ses installations tiennent, et si sa demande intérieure ne capte pas tout. Le pays reste donc exposé à une équation classique du secteur : vendre plus, sans fragiliser l’approvisionnement local.

Dans le contexte algérien, cette séquence s’inscrit aussi dans une stratégie plus large. Sonatrach a multiplié, ces derniers mois, les signaux de diversification vers l’Europe et l’Asie, avec une première cargaison de GNL vers l’Allemagne le 2 juillet 2026 et un contrat de gaz naturel avec l’allemand VNG destiné à partir du 1er janvier 2027. L’Algérie cherche ainsi à sécuriser des débouchés au-delà des seuls marchés de proximité, tout en restant un pilier énergétique du bassin méditerranéen.

Le mouvement ne concerne pas seulement Alger. Il touche aussi le voisinage africain. L’Algérie appartient à l’OPEP, pas à une organisation régionale africaine de type CEDEAO ou SADC, mais sa politique énergétique résonne dans l’Union africaine et dans les pays du Maghreb et du Sahel qui dépendent, eux, des importations de carburants ou de gaz de pétrole liquéfié. Le sujet est donc continental autant que national.

Le choc venu du détroit d’Ormuz a changé la donne sur les marchés. Le rapport du Centre for Research on Energy and Clean Air, publié le 26 août 2026, estime que les importateurs mondiaux ont payé 330 milliards de dollars de plus pour le pétrole brut, les produits pétroliers et le GNL transportés par mer entre mars et août 2026. Le même document parle du plus important choc pétrolier durable depuis la guerre du Golfe de 1990.

Dans ce cadre, neuf exportateurs africains de combustibles fossiles ont engrangé des recettes supplémentaires. Le CREA évalue ce gain net à 21,6 milliards de dollars pour le continent, dont 18,1 milliards pour le Nigeria, l’Angola, la Libye et l’Algérie réunis. Le rapport ne détaille pas, dans l’extrait public, la part exacte de chacun de ces trois derniers pays. Il faut donc rester prudent sur la ventilation pays par pays.

Pour l’Algérie, le signal le plus concret vient du gaz. Selon des données relayées cette semaine par plusieurs médias spécialisés et recoupées à partir d’informations du secteur, la production nationale a atteint 54,01 milliards de mètres cubes au premier semestre 2026, contre 51,81 milliards un an plus tôt, soit une hausse de 4,2 %. Les exportations de gaz, pipelines et GNL confondus, ont atteint 23,97 milliards de mètres cubes, en progression de 2,4 %.

Mais cette progression ne se traduit pas mécaniquement par un bond des ventes extérieures. La consommation intérieure a, elle aussi, augmenté. Elle a atteint 28,49 milliards de mètres cubes au premier semestre 2026, soit 6,3 % de plus qu’un an auparavant. Autrement dit, une partie de l’effort de production sert d’abord à alimenter le marché domestique, la production électrique et les besoins industriels. C’est une limite structurelle, souvent sous-estimée dans les lectures purement exportatrices.

Le GNL, lui, a reculé de 6,5 % à 4,47 millions de tonnes, notamment à cause d’opérations de maintenance sur les unités de liquéfaction, selon les sources sectorielles recoupées. Là encore, le détail compte : la hausse des volumes pipeline compense partiellement la baisse du GNL, mais pas totalement. L’Algérie avance donc par blocs, avec des arbitrages entre marché intérieur, contrats longs et opportunités spot.

Ce que la fenêtre ouverte par Ormuz change vraiment

Sur le pétrole, l’effet est plus direct. L’OPEP a confirmé le 2 août 2026 une hausse collective de 188 000 barils par jour pour sept pays, dont l’Algérie, avec application en septembre 2026. Plusieurs sources africaines et internationales précisent que le quota algérien a été relevé de 6 000 barils par jour, pour atteindre 1,001 million de barils par jour. Cette décision prolonge l’assouplissement progressif des coupes volontaires décidées en 2023.

Le message est clair : Alger peut profiter d’un prix plus ferme, mais dans une marge encadrée. L’OPEP+ parle toujours de stabilité du marché et de compensation des volumes produits au-delà des quotas. Pour l’Algérie, la hausse est utile à court terme. Elle améliore la recette potentielle, sans transformer le pays en grand gagnant automatique d’un choc géopolitique qui reste, avant tout, une source d’incertitude.

Le cas du GPL vers l’Inde illustre bien cette nouvelle géographie commerciale. Reuters, repris par plusieurs publications, indique qu’Indian Oil Corporation a finalisé un accord avec Sonatrach pour des livraisons en 2027. Le schéma évoqué prévoit des cargaisons mensuelles de 45 000 à 55 000 tonnes, avec des importations indiennes d’origine algérienne déjà reprises en juin 2026. Cela place l’Algérie dans une relation plus visible avec un grand marché asiatique en quête de diversification.

Cette percée commerciale compte pour Alger, mais aussi pour la lecture africaine du secteur. Elle montre qu’un producteur africain peut capter des débouchés hors du seul axe Europe-Méditerranée, à condition d’avoir des infrastructures, une chaîne logistique et une politique de contrats suffisamment souples. À l’inverse, les pays importateurs du continent, comme l’Égypte, le Maroc ou l’Afrique du Sud, voient leur facture se tendre quand les prix montent. Le CREA chiffre d’ailleurs à 5,2 milliards de dollars la surcharge nette supportée par l’Égypte sur la période étudiée, à 3,5 milliards pour l’Afrique du Sud et à 2,2 milliards pour le Maroc.

La portée continentale est donc double. D’un côté, l’Algérie renforce son rôle d’exportateur fiable au moment où certains acheteurs cherchent à réduire leur dépendance au Golfe. De l’autre, la crise rappelle que l’Afrique ne forme pas un bloc homogène face aux marchés de l’énergie : quelques pays exportateurs gagnent, beaucoup d’importateurs paient plus cher. C’est cette fracture, plus que le seul niveau des prix, qu’il faut surveiller dans les mois à venir, à l’approche des prochaines réunions OPEP+ et des nouveaux contrats asiatiques que Sonatrach espère sécuriser.