La fermeture du détroit d’Ormuz redessine les équilibres : L’Algérie au cœur des nouvelles routes énergétiques

La fermeture du détroit d’Ormuz, après l’attaque américano-israélienne contre l’Iran fin février, recompose la carte mondiale de l’énergie à une vitesse que peu d’analystes avaient anticipée. L’Algérie en sort, pour l’heure, comme l’un des fournisseurs alternatifs les mieux positionnés : ses exportations de brut vers l’Espagne ont doublé en un mois, celles vers la France ont plus que triplé, et les États-Unis absorbent désormais 102 000 barils algériens par jour.

Le détroit d’Ormuz est la veine jugulaire du commerce pétrolier mondial. Environ un cinquième du pétrole transporté par mer l’emprunte chaque jour, ainsi que de larges volumes de GNL en provenance du Qatar, de l’Arabie saoudite et des Émirats arabes unis. Depuis la riposte de Téhéran à l’opération militaire de fin février, ce corridor est partiellement bloqué. L’Iran a, depuis, institutionnalisé son contrôle via la nouvelle « Autorité du détroit du Golfe Persique », un signal clair que la situation ne se normalisera pas du jour au lendemain.

Les conséquences sur les marchés physiques sont déjà lisibles. Selon l’Agence internationale de l’énergie, la fermeture a privé le marché de plus d’un milliard de barils — la plus grande interruption d’approvisionnement jamais enregistrée. Pour l’instant, la brèche est colmatée par les stocks commerciaux et les réserves stratégiques des pays occidentaux. Mais ces amortisseurs s’amenuisent rapidement.

Lors d’une conférence organisée par Bernstein à New York fin mai 2026, Neil Chapman, vice-président senior d’ExxonMobil, a mis les marchés en garde : les stocks mondiaux de pétrole, d’essence, de diesel et de carburant aérien approchent de niveaux « inédits ». Son estimation est précise — et brutale : lorsque ces stocks atteindront leur plancher opérationnel, probablement dans les deux à trois semaines à venir, le prix du Brent physique pourrait bondir vers 150 à 160 dollars le baril. « Une fois ce point atteint, les prix n’ont qu’une direction possible », a-t-il résumé. Chevron tient un diagnostic similaire, son directeur général Mike Wirth prévoyant que les pressions se transmettront plus directement aux prix physiques en juin et juillet.

Le paradoxe est que les marchés à terme restent relativement calmes — le Brent se traite autour de 94 dollars —, soutenus par l’espoir d’un accord diplomatique entre Washington et Téhéran. Mais l’écart entre prix à terme et prix physique se creuse, signe que le marché parie sur une détente qui n’est pas encore là.

L’Europe face à une arithmétique gazière défavorable

L’urgence est peut-être encore plus vive du côté du gaz naturel que du pétrole brut. L’Europe a abordé la saison de remplissage estivale avec des réserves dangereusement basses, conséquence d’un hiver prolongé. Selon des données citées par le site spécialisé OilPrice, les stockages européens n’étaient remplis qu’à 28 % à la fin de l’hiver dernier. Depuis, ils ont remonté à 35-37 %, mais restent très en deçà de la norme saisonnière habituelle d’environ 50 %.

Les situations nationales sont encore plus préoccupantes : les Pays-Bas affichent un taux de remplissage de 5,8 % — un niveau plancher depuis dix ans — l’Allemagne est à environ 20 % et la France à 27 %. L’Union européenne vise en temps normal 80 à 90 % avant l’entrée dans la saison de chauffe pour se prémunir des chocs d’approvisionnement.

Des dirigeants du groupe pétrogazier norvégien Equinor ont formulé un avertissement direct : si les perturbations dans le détroit d’Ormuz persistent encore un à trois mois, l’Europe pourrait se retrouver dans « une situation hautement critique » avant l’hiver. Leur scénario chiffré envisage une remontée du prix de référence néerlandais TTF — le baromètre européen du gaz — vers 90 euros par mégawattheure. À ce niveau, les industriels commenceraient à substituer d’autres combustibles au gaz, et la compétition avec les acheteurs asiatiques pour les cargaisons de GNL disponibles deviendrait encore plus intense.

Dans un communiqué commun publié fin mai 2026, le FMI, la Banque mondiale, l’AIE et l’OMC ont sonné l’alarme de concert : « Les stocks mondiaux de pétrole se réduisent à un rythme record du fait de la perte majeure de livraisons passant par le détroit d’Ormuz. » Les quatre institutions ont prévenu que si la circulation maritime ne revient pas à la normale, un risque accru pèse sur la sécurité énergétique mondiale et sur la résistance plus large de l’économie.

L’Algérie occupe le terrain

Dans ce contexte, les données d’exportation algériennes d’avril 2026, telles que compilées par Business Insider Africa, racontent une histoire précise. Les envois de brut vers l’Espagne ont bondi de 106 %, passant de 56 000 à 116 000 barils par jour. Les exportations vers les États-Unis ont progressé de 40,6 %, pour atteindre 102 000 barils par jour. Vers l’Italie, la progression est spectaculaire : de 7 000 barils par jour à 55 000. Et la France, premier client du brut algérien, a reçu 138 000 barils par jour en avril, contre 43 000 le mois précédent — soit un triplement en l’espace de trente jours.

Ces chiffres ne sont pas le fruit du hasard. Depuis 2022, l’Union européenne travaille méthodiquement à réduire sa dépendance au gaz russe. L’Italie, l’Espagne et la France ont toutes renforcé leurs partenariats énergétiques avec Alger, via les gazoducs transméditerra­néens et les terminaux de GNL. L’Algérie se retrouve ainsi dans une position structurellement favorable : elle est déjà câblée aux réseaux européens, sa production est opérationnelle, et elle n’est pas exposée aux aléas du détroit d’Ormuz.

Ce positionnement n’est pas nouveau, mais la crise lui donne une acuité supplémentaire. Sonatrach maintient des contrats de long terme avec ses clients méditerranéens, ce qui lui permet d’ajuster les volumes plus rapidement que des producteurs qui dépendent de terminaux de chargement plus éloignés.

L’Algérie n’est pas seule sur ce créneau. Business Insider Africa relève que le Nigeria et l’Angola renforcent également leur présence sur les marchés de substitution. Le Nigeria exporte jusqu’à 22 millions de tonnes métriques de GNL par an, et la raffinerie Dangote — la plus grande d’Afrique — expédie désormais du carburant raffiné vers les Pays-Bas et le Royaume-Uni. En Angola, les groupes Eni et BP ont annoncé une découverte pétrolière estimée à 500 millions de barils, de quoi conforter l’attractivité du pays pour les acheteurs asiatiques et européens en quête de volumes.

Ce mouvement illustre une recomposition plus longue du commerce mondial de l’énergie. La perturbation du détroit d’Ormuz accélère un processus déjà à l’œuvre depuis la guerre en Ukraine : les acheteurs européens cherchent des fournisseurs géographiquement et politiquement plus stables. L’Afrique du Nord et l’Afrique subsaharienne entrent dans cet espace par la grande porte. Mieux encore, la conjoncture actuelle souligne plus que jamais la pertinence du projet de gazoduc transsaharien qui doit acheminer le gaz nigérian vers les marchés européens via l’Algérie.

Pour Alger, la question n’est pas seulement de vendre plus. C’est de savoir si cette demande exceptionnelle peut se convertir en partenariats durables, en investissements dans les capacités d’extraction et en renforcement des infrastructures de transport.

Amar Malki