En février 2026, l’Algérie a consommé 5,17 milliards de mètres cubes de gaz naturel — 4% de plus qu’un an plus tôt. La même période, la production n’a progressé que de 1,5%. L’écart entre ces deux courbes, qui se resserre chaque mois un peu plus, est devenu le vrai problème énergétique du pays. Non pas le manque de gaz dans le sous-sol, mais la difficulté croissante à arbitrer entre ce que l’Algérie consomme chez elle et ce qu’elle doit livrer à ses clients.
Ce n’est pas une crise soudaine. C’est le résultat de dix ans de décisions non prises : tarifs de l’énergie maintenus artificiellement bas, transition vers les énergies renouvelables annoncée mais jamais véritablement engagée, et modèle électrique resté figé à 99% sur le gaz naturel. Aujourd’hui, les conséquences se lisent dans les chiffres d’exportation.
Le vrai moteur de la hausse : la climatisation, pas l’industrie
Le secteur électrique a absorbé 1,64 milliard de mètres cubes de gaz en février 2026, sur un total de 5,17 milliards. Ce chiffre, à lui seul, résume le problème. L’Algérie ne consomme pas plus de gaz parce que son industrie a soudainement décollé. Elle en consomme plus parce que le réseau électrique, alimenté à quasi 100% au gaz, supporte une demande qui croît de 5% par an.
Le 23 juillet 2025, Sonelgaz a enregistré un pic historique de 20 628 mégawatts. Pour alimenter ce pic, il a fallu brûler du gaz — du gaz qui, vendu à la Turquie ou à la France, aurait rapporté des devises. La climatisation des appartements algériens, massivement subventionnée via des tarifs d’électricité parmi les plus bas du monde, est directement financée par les recettes pétro-gazières. Ce cercle n’est pas vertueux. Il est coûteux.
Trois années de recul de la production : ce que dissimulent les chiffres mensuels
En janvier 2026, la production avait bondi de 7%, à 10,44 milliards de mètres cubes. Un mois plus tard, en février, elle retombait à 8,946 milliards, soit +1,5% seulement. Cette volatilité mensuelle ne doit pas masquer la tendance annuelle : sur l’ensemble de 2025, la production a reculé de 2,5%, à 101,84 milliards de mètres cubes. C’est la troisième baisse consécutive depuis le pic de 2023.
Hassi R’Mel, qui représente à lui seul environ 30% de la production gazière nationale, vieillit. Les investissements de maintien de plateau sont coûteux, les délais de mise en production de nouveaux champs se comptent en années, pas en mois. Entre la décision d’explorer un nouveau bloc et la première molécule livrée à un client européen, il faut compter, dans le meilleur des cas, sept à dix ans. Les appels d’offres lancés en avril 2026 sur sept nouveaux blocs d’exploration sont donc une bonne nouvelle — mais une bonne nouvelle dont les effets ne se verront pas avant 2032 au plus tôt.
| Indicateur | Février 2025 | Février 2026 | Écart |
|---|---|---|---|
| Consommation intérieure | 4,97 Mrd m³ | 5,17 Mrd m³ | +4% |
| Production totale | ~8,81 Mrd m³ | 8,946 Mrd m³ | +1,5% |
| Exportations totales | 3,617 Mrd m³ | 3,572 Mrd m³ | −1,2% |
| GNL exporté | 799 M m³ | 781 M m³ | −2,3% |
| GNL exporté T1 2026 vs T1 2025 | 2,23 Mt | 2,04 Mt | −8% |
Sources : Attaqa, Observalgerie
La Turquie avale la moitié du GNL algérien
Sur le premier trimestre 2026, la Turquie a reçu 1,02 million de tonnes de GNL algérien sur un total exporté de 2,04 millions de tonnes. Exactement 50%. La France, deuxième client, n’en a reçu que 610 000 tonnes. Le Royaume-Uni, l’Italie, l’Espagne et la Croatie se partagent le reste — soit à peine autant qu’Ankara à elle seule.
Cette concentration sur un seul client est un risque commercial réel. Si Botaş renégocie ses volumes à la baisse — sous la pression du GNL américain dont les prix ont baissé en 2025-2026 — Sonatrach se retrouverait avec des capacités de liquéfaction à remplir dans l’urgence. C’est précisément pour éviter ce scénario que le groupe algérien pousse à prolonger le contrat actuel au-delà de 2027, pour 4,4 milliards de mètres cubes par an. La négociation est en cours, son issue incertaine.
Le paradoxe solaire : 3 000 heures d’ensoleillement, 1% d’énergie renouvelable
L’Algérie dispose du deuxième plus grand territoire africain et du troisième potentiel solaire mondial. La région de Tamanrasset reçoit plus de 3 500 heures de soleil par an — presque le double de l’Allemagne, qui produit pourtant 12% de son électricité à partir du solaire. En Algérie, la part des renouvelables dans le mix électrique reste marginale.
Ce n’est pas un manque de ressources. C’est un manque d’urgence perçue. Tant que le gaz est abondant et que le prix payé par le consommateur algérien ne reflète pas son coût réel, il n’y a pas de pression économique immédiate pour changer le modèle. Or cette logique a une limite concrète : chaque gigawattheure solaire non produit aujourd’hui, c’est un milliard de mètres cubes de gaz consommé en plus à l’intérieur du pays — et autant de moins à vendre sur les marchés internationaux à 10-12 dollars le MMBtu.
Ce que révèle vraiment la hausse de février
La progression de 4% de la consommation en février 2026 n’est pas un fait divers énergétique. C’est un indicateur de la vitesse à laquelle l’Algérie se rapproche d’un point de basculement : celui où la demande intérieure contraindra Sonatrach à choisir entre réduire ses exportations ou rationner sa propre population.
Ce point n’est pas imminent. Mais il n’est plus théorique non plus. Sur la décennie 2014-2024, la consommation intérieure a progressé de 40% pendant que la production stagnait. Si cette tendance se maintient cinq ans de plus, l’Algérie pourrait se retrouver dans la situation du Nigeria, autre grand exportateur africain qui importe ponctuellement de l’électricité faute d’avoir investi dans sa propre infrastructure. Le message des chiffres de février 2026 est simple : le temps des arbitrages faciles est terminé.
