L’Algérie est entrée dans une nouvelle phase d’attraction des investissements pétroliers et gaziers, portée par un portefeuille de contrats et d’engagements dépassant les 8,2 milliards de dollars, ainsi que par un appel d’offres couvrant sept périmètres supplémentaires.
Ce mouvement intervient alors que les perturbations dans le détroit d’Ormuz ont poussé les compagnies énergétiques mondiales à réévaluer leur positionnement géographique et à rechercher des ressources proches de l’Europe dont les exportations ne dépendent pas des voies de transit du Golfe.Dans une analyse récente publiée par la plateforme spécialisée dans les projets et l’énergie « Middle East Buusiness Intelligence », il est souligné que des compagnies internationales, dont l’italien Eni et l’américain Chevron, continuent d’avancer leurs plans d’exploration et de production en Afrique du Nord, parallèlement à la hausse des risques liés aux approvisionnements transitant par le détroit d’Ormuz.Cette course place l’Algérie dans une position avancée au sein de la nouvelle carte des investissements, au vu de ses réserves, de sa connexion directe avec le marché européen via des gazoducs et de sa possession d’installations d’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL), en plus d’un programme ouvert d’attribution de nouvelles licences et d’attraction de partenaires vers des bassins non encore exploités.
Ces développements ne signifient pas que la crise dans le détroit d’Ormuz a créé les projets algériens, la plupart des contrats et des négociations ayant été lancés avant la vague d’instabilité actuelle. Néanmoins, la crise a rehaussé la valeur commerciale et stratégique des actifs algériens et a renforcé la rentabilité des investissements dans une production pouvant être exportée vers l’Europe sans passer par le détroit.
L’appel d’offres « Algeria Bid Round 2026 »
La prochaine étape décisive réside dans l’appel d’offres « Algeria Bid Round 2026 », lancé le 19 avril par l’Agence nationale pour la valorisation des ressources en hydrocarbures (ALNAFT). Il propose sept blocs d’exploration et de développement répartis sur les bassins de Ouargla, Illizi, Touggourt et El Bayadh.Cette session comprend les zones de El Borma 2 et El Mezreid Nord à Ouargla, Illizi Centre 1 et Est Bordj Omar Driss 1 à Illizi, Hassi El Hadjira 3 et Sud Touggourt, en plus d’Est El Biodh à El Bayadh.
ALNAFT a fixé au 26 novembre 2026 la date limite de dépôt des offres, les contrats devant être signés au plus tard le 31 janvier 2027. De plus, les premières data-rooms virtuelles ont été ouvertes en juin, permettant aux sociétés qualifiées d’examiner les données géologiques et géophysiques et d’évaluer le potentiel des réserves avant de soumettre leurs propositions.Le choix de ces sept blocs fait suite à un processus de sélection plus large qui englobait 24 zones terrestres réparties dans les bassins d’Illizi, Berkine, du Centre, du Nord et de l’Ouest. Celles-ci comprenaient 13 projets d’exploration et de développement ainsi que 11 projets d’exploration, offrant ainsi à l’Algérie une réserve d’opportunités pouvant être mise sur le marché progressivement au lieu d’être restreinte à un seul appel d’offres.Les autorités s’appuient pour ce nouvel appel d’offres sur les résultats de la soumission de 2024, qui avait reçu sept offres pour six licences et s’était soldée par l’attribution de cinq blocs, avant la signature finale de leurs contrats le 21 juillet 2025. Les investissements minimaux consacrés à la phase d’exploration dans ces contrats ont été estimés à environ 606 millions de dollars, pour une durée contractuelle de 30 ans, dont sept ans dédiés à la recherche.Le consortium formé par TotalEnergies et QatarEnergy a obtenu le bloc d’«Ahara », qui s’étend sur environ 14 900 kilomètres carrés, avec une part de 24,5 % pour chaque entreprise et 51 % pour Sonatrach, TotalEnergies étant chargée de la gestion de la phase d’exploration.De même, le bloc « Reggane 2 » a été attribué à l’italien Eni et au thaïlandais PTTEP, « Zerafa 2 » au chinois ZPEC, et « Toual 2 » à Zangas et Fillada. Quant à la compagnie chinoise Sinopec, elle a obtenu le bloc « Touggourt 2 » (Gorn El Kassa 2).
Entre nouveaux contrats et engagements d’exploration
En parallèle des cycles de licences, l’Algérie a conclu trois grands contrats avec des compagnies saoudiennes, italiennes et chinoises d’une valeur globale de 7,6 milliards de dollars. En y ajoutant le montant minimum des investissements des contrats du cycle 2024, le portefeuille des engagements annoncés s’élève à environ 8,206 milliards de dollars.Le contrat de partage de production signé avec le saoudien Medad Energy pour le développement du périmètre d’Illizi Sud constitue la plus importante de ces opérations, avec une valeur d’environ 5,4 milliards de dollars entièrement financée par la société saoudienne, dont 288 millions de dollars réservés à la phase d’exploration.Ce contrat s’étend sur 30 ans avec une possibilité de prorogation de dix ans, et comprend une période d’exploration de sept ans. Les ressources cumulées évaluées comme productives atteignent environ 993 millions de barils équivalent pétrole, incluant près de 125 milliards de mètres cubes de gaz.Quant au contrat signé avec Eni pour le développement de la zone de Zemlet El Arbi dans le bassin de Berkine, sa valeur s’élève à 1,35 milliard de dollars, dont 110 millions sont consacrés à l’exploration. Il s’étend également sur 30 ans, avec une option de prolongation de dix ans et une période de recherche de sept ans.
Les volumes cumulés ciblés par ce projet sont estimés à environ 415 millions de barils équivalent pétrole, dont 9,3 milliards de mètres cubes de gaz. Ce contrat ajoute un nouvel actif au portefeuille d’Eni en Algérie, qui comprend déjà des zones de production et d’exploration dans le bassin de Berkine, en plus de sa participation avec PTTEP sur le bloc Reggane 2.Par ailleurs, Sonatrach et Sinopec ont signé un contrat d’une valeur d’environ 850 millions de dollars pour le développement du bloc Hassi Berkane Nord, situé entre les wilayas de Ouargla et El Meniaa, à environ 80 kilomètres de Hassi Messaoud.Ces chiffres représentent des engagements d’investissement s’étalant sur plusieurs années et ne constituent pas des dépenses intégralement exécutées ou des recettes immédiates pour le Trésor public. Le rythme de déboursement de ces montants reste conditionné par les résultats des forages, l’avancement des études, les plans de développement et les décisions finales d’investissement.
Eni se développe, Chevron et ExxonMobil testent les bassins algériens
Eni s’impose comme l’une des compagnies étrangères les plus actives durant la période actuelle. En plus du contrat de Zemlet El Arbi et de la licence de Reggane 2, la compagnie a signé en juillet 2025 un protocole d’accord avec Sonatrach couvrant les hydrocarbures et les énergies renouvelables, puis a conclu, le 17 août 2026, une lettre d’intention de coopération pour la réduction des émissions et la surveillance du méthane.
La plateforme « Middle East Buusiness Intelligence »avait précédemment fait état de l’intention d’Eni d’orienter 24 milliards d’euros (soit environ 26,24 milliards de dollars) d’investissements vers l’Algérie, la Libye et l’Égypte sur une période de quatre ans. Ce programme comprend plus de huit milliards d’euros destinés conjointement à l’Algérie et à la Libye sans ventilation séparée par pays, ce qui empêche d’attribuer la totalité de cette somme au seul bénéfice de l’Algérie.De leur côté, les compagnies américaines Chevron et ExxonMobil sont entrées dans une phase d’exploration négociée sur le marché algérien. Chevron a signé un protocole d’accord avec Sonatrach le 13 juin 2024 afin d’étudier des opportunités dans les bassins d’Ahnet et de Berkine, et les discussions se sont poursuivies en février 2025 pour parvenir à un accord dans le secteur des hydrocarbures.
De même, ExxonMobil a signé un protocole d’accord en mai 2024 pour évaluer les opportunités de développement des ressources dans les bassins d’Ahnet et de Gourara, sans annonce de contrat de production définitif. De son côté, la compagnie britannique BP a obtenu en avril 2026 une autorisation auprès d’ALNAFT pour effectuer des prospections dans le bassin oriental, s’agissant d’un permis d’études et de recherche préliminaire qui ne saurait équivaloir à un contrat d’exploitation.La liste des entreprises actives comprend également l’indonésienne Pertamina et l’espagnole Repsol, dont le contrat de partage de production sur le bloc 405b (dans la zone de Menzel Ledjmet Nord) est entré en vigueur le 7 janvier 2025 pour une durée de 25 ans. Ce programme est lié au développement de la production et à des projets incluant le traitement du gaz de pétrole liquide (GPL) et l’injection d’eau.De plus, Sonatrach a signé le 19 mai 2026 un protocole d’accord avec l’omanaise Petrogas pour examiner des opportunités d’exploration et d’exploitation, sans attribution de bloc ni définition de montant d’investissement à ce jour.
Sonatrach alloue environ 45 milliards de dollars aux activités amont
Les investissements étrangers s’inscrivent dans le cadre d’un programme plus vaste mené par Sonatrach pour la période 2026-2030, d’une valeur globale d’environ 60 milliards de dollars. Le groupe consacre 75 % de ses investissements de développement à l’exploration et à la production, soit l’équivalent calculé de près de 45 milliards de dollars, sachant qu’environ 26 % du budget amont sera exécuté en partenariat avec des compagnies étrangères.Ce programme prévoit le forage de près de 500 puits d’exploration et de 950 puits de développement, ainsi que la réalisation d’environ 6 300 interventions sur des puits existants, en plus d’un programme de prospection sismique couvrant l’équivalent de 66 % du domaine minier des hydrocarbures.Le plan vise à compenser le déclin naturel des gisements anciens, à renouveler les réserves, à transformer les découvertes en production commerciale, puis à fournir des volumes supplémentaires destinés à l’exportation après satisfaction de la consommation nationale.Au cours de l’année 2024, Sonatrach a enregistré une production primaire de 193,7 millions de tonnes équivalent pétrole, dont le gaz naturel a représenté environ 66 %. Le groupe a également réalisé 18 découvertes et a estimé les ressources prouvées et probables ajoutées à environ 57,68 millions de tonnes équivalent pétrole, tandis que les recettes d’exportation se sont élevées à près de 45 milliards de dollars.Le groupe ambitionne de commercialiser environ 193 millions de tonnes équivalent pétrole d’hydrocarbures primaires au cours de l’année 2026, soit une hausse de près de 2 % par rapport aux estimations de l’année 2025.
La production de gaz augmente, mais la demande interne presse les exportations
Les résultats du premier semestre 2026 renforcent l’attractivité des investissements dans le secteur amont algérien. La production de gaz naturel a progressé de 4,2 % pour atteindre 54,01 milliards de mètres cubes, contre 51,81 milliards au cours de la même période de 2025, soit une augmentation de 2,2 milliards de mètres cubes.Les exportations de gaz via les gazoducs et sous forme de GNL ont augmenté de 2,4 % pour s’établir à 23,97 milliards de mètres cubes, contre 23,40 milliards un an plus tôt. Les gazoducs ont tiré cette croissance, tandis que les exportations de GNL ont reculé de 6,5 % pour s’établir à 4,47 millions de tonnes.Cependant, la consommation interne a augmenté à un rythme plus rapide de 6,3 %, atteignant 28,49 milliards de mètres cubes et absorbant près de 53 % de la production. Cette équation démontre que l’accroissement des exportations ne dépend pas uniquement des prix et de la demande extérieure, mais nécessite une hausse de la production à un rythme supérieur à la croissance de la consommation locale, notamment pour la production d’électricité.Dans le secteur pétrolier, l’alliance « OPEP+ » a fixé le niveau de production cible de l’Algérie à 1,001 million de barils par jour en août 2026, puis à 1,007 million de barils par jour en septembre. Ces chiffres constituent des quotas cibles et ne reflètent pas nécessairement la production effective enregistrée.
Rym Hamzaoui
