Pendant dix ans, le bassin Permien au Texas a dicté les règles du marché mondial du gaz non conventionnel. Ce temps est révolu. Wood Mackenzie, l’un des cabinets d’analyse les plus influents du secteur énergétique, a publié en avril 2026 une liste restreinte de six pays capables de prendre le relais. L’Algérie y figure — aux côtés du Mexique, des Émirats arabes unis et de l’Australie. Mais contrairement à ces derniers, Alger dispose d’un avantage que ni le sous-sol ni les capitaux ne peuvent créer rapidement : deux gazoducs opérationnels branchés sur l’Europe.
Pourquoi le Permien ne suffit plus
Le bassin Permien reste l’actif le plus productif du monde en hydrocarbures non conventionnels, mais ses meilleurs puits sont déjà forés. Les coûts d’accès aux zones vierges augmentent, les rendements par puits baissent, et les majors cotées en Bourse subissent une pression croissante de leurs actionnaires pour améliorer leur retour sur capital. ExxonMobil a engrangé 36 milliards de dollars de profit net en 2024, mais sa production organique stagne. Chevron traverse la même contrainte structurelle.
La réponse logique : chercher des bassins non explorés, avec une géologie équivalente, dans des pays disposant d’un cadre légal stable. C’est exactement le profil que l’Algérie présente depuis la révision de sa loi sur les hydrocarbures en 2019, qui autorise explicitement la fracturation hydraulique.
707 trillions de pieds cubes sous le Sahara
Le chiffre est rarement mis en perspective dans la presse généraliste. L’Energy Information Administration (EIA) américaine évalue les réserves de gaz de schiste techniquement récupérables d’Algérie à 707 trillions de pieds cubes — soit environ 20 000 milliards de mètres cubes. Pour comparer : la consommation annuelle de gaz de l’Union européenne tourne autour de 400 milliards de mètres cubes. Les réserves algériennes représentent donc théoriquement cinquante ans d’approvisionnement gazier de tout le continent européen.
Ces ressources sont concentrées dans trois bassins sahariens : Ahnet (sud-ouest), Berkine (sud-est) et Tindouf (extrême sud-ouest). Le bassin de l’Ahnet est considéré comme le plus avancé sur le plan de la connaissance géologique, grâce aux travaux d’exploration menés par Sonatrach depuis les années 2000.
Mai 2024 – Juin 2024 : deux signatures qui changent la donne
Les premiers textes contraignants ont été signés en l’espace de deux mois. En mai 2024, Sonatrach et ExxonMobil ont formalisé un protocole d’accord portant sur les bassins d’Ahnet et de Gourara. En juin 2024, c’est Chevron qui a signé un accord analogue, ciblant Ahnet et Berkine. Ces protocoles ne constituent pas encore des contrats d’exploitation — ils engagent les parties à mener des études techniques conjointes et à définir les conditions commerciales.
Un an plus tard, en août 2025, Samir Bekhti, le président d’Alnaft (l’Agence nationale de valorisation des ressources en hydrocarbures), a déclaré à Bloomberg que « les aspects techniques ont été plus ou moins convenus » et que « l’alignement commercial sera finalisé prochainement ». Traduction concrète : les géologues d’ExxonMobil et de Chevron ont validé les gisements. Le blocage résiduel est d’ordre financier — partage de la rente, fiscalité applicable, garanties de rapatriement des bénéfices.
Sinopec, le géant pétrolier chinois, a de son côté signé un accord d’exploration sur le bassin de Berkine, introduisant une compétition stratégique entre Washington et Pékin sur un actif saharien.
Le gazoduc : l’avantage que les concurrents ne peuvent pas copier
Aucun des cinq autres pays de la liste Wood Mackenzie ne dispose d’une connexion directe par pipeline avec les marchés de consommation européens. L’Algérie, elle, en possède deux en service :
- Medgaz : 8 milliards de m³/an de capacité, reliant Beni Saf (nord-ouest algérien) à Almería (Espagne).
- Transmed (dit « pipeline Enrico Mattei ») : 33,5 milliards de m³/an de capacité maximale, reliant Hassi R’Mel à l’Italie via la Tunisie.
Ces infrastructures transforment le schiste algérien en produit commercialisable sans passer par la chaîne coûteuse de la liquéfaction (GNL) et du transport maritime. Pour ExxonMobil, c’est un argument décisif : le coût de mise sur le marché européen d’un mètre cube de gaz algérien est structurellement inférieur à celui d’un mètre cube de GNL américain ou qatari.
L’Espagne importe déjà 34% de son gaz naturel depuis l’Algérie. L’Italie, premier bénéficiaire du Transmed, a structuré son plan Mattei pour l’Afrique autour d’Alger comme partenaire pivot.
Algeria Bid Round 2026 : l’appel d’offres qui teste le marché
En parallèle des négociations bilatérales, Alnaft a lancé en début d’année l’Algeria Bid Round 2026, premier appel à concurrence international pour des blocs d’exploration onshore depuis une décennie. Le régulateur a cependant apporté une précision importante : le non-conventionnel et l’offshore n’entrent pas dans cet appel d’offres. Le schiste est traité séparément, via des partenariats directs, pour préserver un levier de négociation face aux multinationales.
Cette approche à deux vitesses — appel d’offres ouvert pour le conventionnel, négociations exclusives pour le schiste — révèle la doctrine industrielle d’Alger : maximiser la compétition là où les gisements sont banalisés, et contrôler le processus là où les enjeux sont stratégiques.
La fracture sociale du Sahara : un risque opérationnel concret
En janvier 2015, des milliers d’habitants d’In Salah avaient bloqué les accès au site pilote de fracturation hydraulique de Sonatrach pendant plusieurs semaines. Le gouvernement avait finalement suspendu les travaux. La même contestation avait resurgi à Ouargla en 2020. Ces événements ne sont pas anecdotiques : ils illustrent une tension réelle entre les populations du Sahara — dont beaucoup dépendent des nappes phréatiques fossiles pour l’eau potable — et les intérêts industriels centralisés à Alger.
La fracturation hydraulique consomme entre 10 000 et 30 000 m³ d’eau par puits selon la technique utilisée. Dans des régions où le déficit hydrique est structurel, ce volume est perçu comme une menace directe. ExxonMobil expérimente des techniques de fracturation à l’eau recyclée et aux gels non aqueux, qui pourraient atténuer cette contrainte — mais leur déploiement à l’échelle industrielle au Sahara n’a pas encore été testé.
Le gouvernement algérien a inscrit dans son plan d’action une obligation d’études d’impact environnemental préalables. C’est une condition nécessaire, mais pas suffisante pour garantir l’acceptabilité sociale à long terme.
Ce que 2026 va décider
Trois échéances sont déterminantes cette année. Premièrement, la finalisation ou non des contrats commerciaux avec ExxonMobil et Chevron, dont Alnaft avait annoncé la conclusion « prochaine » dès août 2025. Deuxièmement, les résultats de l’Algeria Bid Round 2026, qui mesureront concrètement l’appétit des compagnies internationales pour le conventionnel algérien — signal indirect sur leur confiance dans le cadre légal et fiscal du pays. Troisièmement, la mise à jour du plan d’investissement de Sonatrach, dont la version précédente tablait sur 70 milliards de dollars en vingt ans pour produire 20 milliards de m³/an de schiste.
Si ces trois jalons sont franchis positivement d’ici fin 2026, l’Algérie entrera dans une phase de développement réel de son schiste — pas seulement de négociation. Si l’un d’eux achoppe, notamment sur les conditions commerciales jugées insuffisantes par les majors, le dossier pourrait à nouveau se retrouver dans un tiroir pendant plusieurs années.
