Le Brent a terminé la séance du 4 septembre à 96,28 dollars le baril, en hausse de 7,6 % sur la semaine. Derrière cette flambée se trouve un risque devenu central pour l’économie mondiale : la forte perturbation du trafic dans le détroit d’Ormuz. Mais tous les producteurs ne profitent pas de la hausse de la même manière. À mesure que la sécurité des routes maritimes devient aussi importante que le coût du baril, les États-Unis, le Brésil, le Canada et certains producteurs méditerranéens, dont l’Algérie, gagnent en valeur stratégique.
À près de 100 dollars le baril, le pétrole recommence à raconter une histoire que l’économie mondiale connaît bien : celle d’un choc géopolitique transformé presque instantanément en prime de risque.
Vendredi 4 septembre, les contrats à terme sur le Brent ont clôturé à 96,28 dollars le baril, soit une progression hebdomadaire de 7,6 %. Le brut américain WTI a terminé à 91,48 dollars. Les nouvelles confrontations militaires entre les États-Unis et l’Iran ont réveillé les craintes sur l’approvisionnement du marché mondial.
Le cœur du problème se situe dans quelques dizaines de kilomètres d’eau entre l’Iran et Oman.
Le détroit d’Ormuz n’est pas totalement fermé. Mais parler d’une circulation normale serait tout aussi trompeur.
Le 3 septembre, quatre navires de matières premières seulement ont franchi le détroit, contre une moyenne d’environ quinze par jour durant les dix jours précédents, selon les données préliminaires de Kpler rapportées par Reuters. Avant le début du conflit avec l’Iran, environ 125 grands navires commerciaux y transitaient quotidiennement. Le passage concentrait alors environ un cinquième des flux mondiaux quotidiens de pétrole brut et de gaz naturel liquéfié.
C’est suffisamment important pour transformer Ormuz en prix mondial.
Le paradoxe des producteurs du Golfe
À première vue, l’envolée du Brent devrait constituer une excellente nouvelle pour les grandes puissances pétrolières du Moyen-Orient.
Un baril plus cher signifie généralement davantage de recettes pour les États exportateurs.
Mais cette fois, l’équation est moins simple.
L’Arabie saoudite, l’Irak, le Koweït ou encore les Émirats arabes unis possèdent des réserves considérables et des capacités de production parmi les plus importantes au monde. Pourtant, une partie essentielle de leurs exportations dépend du Golfe et du passage d’Ormuz.
Or, un pétrole que l’on peut produire mais que l’on ne peut pas expédier normalement perd une partie de l’avantage procuré par la hausse des cours.
Le prix du brut monte donc précisément parce qu’une partie de l’offre est devenue plus difficile à transporter.
Cette situation introduit une distinction essentielle entre deux catégories de producteurs : ceux qui profitent simplement de prix élevés et ceux qui peuvent, en plus, garantir une route d’exportation relativement sûre.
Les seconds pourraient être les véritables gagnants.
États-Unis : le grand gagnant hors d’Ormuz
Les États-Unis disposent à cet égard d’un avantage considérable.
Ils sont déjà le premier producteur mondial de pétrole brut. En 2025, leur production de brut et de condensats a atteint en moyenne 13,586 millions de barils par jour, devant la Russie à 9,885 millions et l’Arabie saoudite à 9,556 millions, selon l’Energy Information Administration américaine.
Surtout, les cargaisons américaines ne dépendent pas d’Ormuz.
Quand les raffineurs asiatiques cherchent à diversifier leurs approvisionnements afin de réduire leur exposition au Golfe, le brut américain acquiert donc une valeur supplémentaire.
Le trajet est parfois plus long et plus coûteux. Mais dans une période de crise, le calcul change : la sécurité de livraison entre dans le prix du baril.
Washington bénéficie ainsi de deux effets simultanés : une hausse du prix mondial du pétrole et une amélioration de la valeur stratégique de ses exportations.
Canada, Brésil et Guyana : la géographie devient un actif
La même logique favorise plusieurs producteurs du continent américain.
Le Canada, quatrième producteur mondial de brut en 2025 avec près de 5 millions de barils par jour, profite mécaniquement de prix plus élevés tout en restant géographiquement éloigné de la zone de conflit.
Le Brésil, neuvième producteur mondial de brut selon les données de l’EIA pour 2025, dispose pour sa part d’une production offshore en forte croissance et d’un accès direct à l’Atlantique.
Plus petit mais beaucoup plus dynamique, le Guyana est encore loin des dix premiers producteurs mondiaux. Sa croissance rapide lui permet néanmoins de devenir progressivement un fournisseur supplémentaire pour les acheteurs cherchant à diversifier leurs origines.
La crise d’Ormuz peut donc accélérer une évolution déjà engagée : une partie croissante des échanges pétroliers se déplace vers l’Atlantique.
L’Algérie, gagnante discrète mais stratégiquement bien placée
Dans cette redistribution, l’Algérie présente un profil différent.
Elle n’est pas une superpuissance pétrolière comparable aux États-Unis, à la Russie ou à l’Arabie saoudite.
En 2025, l’EIA la situait au 17e rang mondial pour la production de pétrole brut et condensats, avec environ 1,143 million de barils par jour.
Mais cette seule position dans le classement pétrolier masque une partie de son importance énergétique.
Son premier avantage est géographique : le pétrole algérien n’a pas besoin de franchir Ormuz pour atteindre ses clients.
Ses terminaux donnent directement sur la Méditerranée. Dans un marché où la sécurité du transport devient un critère de valorisation, cette situation représente un actif.
Son deuxième avantage est encore plus important : le gaz.
Selon les données 2025 de l’Energy Institute, l’Algérie figure parmi les dix premiers producteurs mondiaux de gaz naturel, avec environ 98 milliards de mètres cubes de production selon la méthodologie retenue par le Statistical Review of World Energy. Les États-Unis, la Russie, l’Iran et la Chine dominent très largement ce classement.
L’Algérie est donc à la fois exportatrice de pétrole et l’un des principaux producteurs gaziers mondiaux.
Et sa proximité avec l’Europe change la valeur de cette combinaison.
Le gaz algérien peut lui aussi bénéficier de la crise
La tension autour d’Ormuz ne concerne pas uniquement le pétrole.
Le détroit est également une voie essentielle pour les cargaisons de gaz naturel liquéfié, notamment celles en provenance du Qatar.
Toute perturbation prolongée de ce commerce peut donc pousser les acheteurs européens et asiatiques à rechercher davantage de gaz provenant de routes alternatives.
L’Algérie dispose ici d’un avantage rarement souligné : elle peut alimenter une partie de l’Europe par gazoducs, sans recours au transport maritime depuis le Golfe, tout en disposant également d’installations de liquéfaction.
Sonatrach a d’ailleurs réalisé le 2 juillet 2026 sa première livraison de GNL vers l’Allemagne. La cargaison avait été chargée au complexe de liquéfaction GL2Z de Bethioua puis livrée au terminal flottant de regazéification Wilhelmshaven 1. Le groupe algérien a indiqué vouloir poursuivre le développement de ses exportations vers ce marché.
Cet événement dépasse la simple vente ponctuelle.
Il montre qu’Alger cherche à élargir la géographie de ses débouchés au moment même où l’Europe tente de sécuriser davantage ses approvisionnements.
Pour l’Algérie, une crise durable à Ormuz pourrait donc avoir un double effet : valoriser davantage son pétrole et accroître l’intérêt stratégique de son gaz.
Russie : des prix élevés, mais des contraintes persistantes
La Russie bénéficie elle aussi d’un pétrole plus cher.
Deuxième producteur mondial de brut en 2025, elle dispose d’importantes infrastructures d’exportation qui ne dépendent pas du détroit d’Ormuz.
Mais sa situation diffère de celle des producteurs nord-américains.
Sanctions, restrictions financières, contraintes logistiques et pression sur les exportations énergétiques limitent sa capacité à capter entièrement la hausse des cours internationaux.
Moscou reste donc un bénéficiaire potentiel du choc pétrolier, mais avec une décote politique et commerciale que ne subissent pas tous ses concurrents.
Ormuz affaiblit même le levier traditionnel de l’OPEP+
Le paradoxe va encore plus loin.
Normalement, lorsque le prix du pétrole grimpe fortement, l’OPEP+ dispose d’un outil : augmenter progressivement l’offre.
Mais une hausse des quotas ne garantit pas davantage de pétrole disponible sur le marché si les routes d’exportation restent perturbées.
À l’approche de sa réunion du 6 septembre, l’OPEP+ devait d’ailleurs maintenir sa politique de production pour octobre, selon des sources citées par Reuters. Le conflit avec l’Iran et les difficultés d’exportation via Ormuz réduisent actuellement la capacité du groupe à influencer normalement l’offre mondiale.
L’Algérie elle-même participe aux ajustements coordonnés de plusieurs membres de l’OPEP+. En juin, l’Arabie saoudite, la Russie, l’Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l’Algérie et Oman avaient convenu d’un ajustement de production dans le cadre du retour progressif d’une partie des réductions volontaires.
Autrement dit, même les producteurs qui pourraient profiter du prix élevé ne disposent pas nécessairement d’une liberté totale pour augmenter immédiatement leurs volumes.
Les dix premiers producteurs mondiaux
Pétrole brut et condensats — production moyenne 2025
| Rang | Pays | Production |
|---|---|---|
| 1 | États-Unis | 13,59 millions b/j |
| 2 | Russie | 9,89 millions b/j |
| 3 | Arabie saoudite | 9,56 millions b/j |
| 4 | Canada | 4,96 millions b/j |
| 5 | Irak | 4,39 millions b/j |
| 6 | Chine | 4,33 millions b/j |
| 7 | Iran | 4,05 millions b/j |
| 8 | Émirats arabes unis | 3,77 millions b/j |
| 9 | Brésil | 3,77 millions b/j |
| 10 | Koweït | 2,58 millions b/j |
Algérie : 17e, avec environ 1,14 million de barils par jour.
Source : U.S. Energy Information Administration, International Energy Statistics, données 2025. Le classement porte sur le pétrole brut incluant les condensats de concession, et non sur l’ensemble des liquides pétroliers.
Gaz naturel — production 2025
| Rang | Pays | Production |
|---|---|---|
| 1 | États-Unis | ≈ 1 074 milliards m³ |
| 2 | Russie | ≈ 609 milliards m³ |
| 3 | Iran | ≈ 265 milliards m³ |
| 4 | Chine | ≈ 264 milliards m³ |
| 5 | Canada | ≈ 206 milliards m³ |
| 6 | Qatar | ≈ 184 milliards m³ |
| 7 | Australie | ≈ 149 milliards m³ |
| 8 | Arabie saoudite | ≈ 134 milliards m³ |
| 9 | Norvège | ≈ 121 milliards m³ |
| 10 | Algérie | ≈ 98 milliards m³ |
Source : Statistical Review of World Energy 2026, Energy Institute, données relatives à l’année 2025. Les chiffres peuvent différer légèrement d’autres bases internationales en fonction de la définition retenue pour la production commercialisée, sèche ou brute de gaz naturel.
Les vrais gagnants ne sont pas nécessairement les plus gros producteurs
Cette hiérarchie permet justement de comprendre pourquoi la hausse du Brent ne suffit pas à identifier les gagnants.
L’Arabie saoudite reste le troisième producteur mondial de pétrole. L’Irak est cinquième. L’Iran septième. Les Émirats arabes unis huitièmes et le Koweït dixième.
Une part considérable de la puissance pétrolière mondiale est donc concentrée autour du Golfe.
Mais cette concentration est aussi une faiblesse.
Lorsque le détroit fonctionne normalement, sa géographie réduit les coûts de transport et facilite l’accès aux gigantesques marchés asiatiques.
Lorsqu’il devient dangereux, la même géographie se transforme en risque.
À l’inverse, les États-Unis, le Canada ou le Brésil disposent de productions importantes sans dépendre d’Ormuz.
L’Algérie bénéficie d’un autre avantage : elle se trouve au voisinage immédiat du plus grand marché importateur d’énergie à hauts revenus du monde, l’Europe.
Et elle est le seul pays africain parmi les dix premiers producteurs mondiaux de gaz naturel selon les données 2025 de l’Energy Institute.
Pour l’Europe, la sécurité commence à valoir autant que le prix
La transformation en cours dépasse donc largement les revenus exceptionnels que les producteurs peuvent tirer d’un Brent proche de 100 dollars.
Elle touche à la manière dont les acheteurs évaluent leurs fournisseurs.
Pendant longtemps, trois critères dominaient : le prix du pétrole à la sortie du champ, sa qualité et le coût du transport.
Un quatrième prend désormais une importance croissante : la probabilité que la cargaison arrive effectivement à destination.
Un fournisseur légèrement plus coûteux peut alors devenir plus attractif s’il permet de réduire l’exposition à un détroit, un conflit ou une route maritime vulnérable.
Pour l’Algérie, cette évolution est particulièrement intéressante.
Sa valeur ne réside pas seulement dans le nombre de barils ou de mètres cubes qu’elle produit. Elle tient aussi à sa position géographique, à ses infrastructures méditerranéennes et à sa proximité avec les marchés européens.
Pour la Tunisie, le miroir est beaucoup moins favorable
Cette redistribution mondiale possède enfin une lecture directement maghrébine.
Ce que l’Algérie peut gagner comme exportateur, la Tunisie risque au contraire de le payer comme importateur net d’énergie.
Un pétrole durablement proche ou supérieur à 100 dollars renchérit les importations énergétiques, peut alourdir les besoins de financement extérieur et accroître la pression sur les mécanismes de compensation des carburants et de l’électricité.
Le contraste régional est saisissant.
À quelques centaines de kilomètres de distance, deux économies peuvent subir exactement le même choc pétrolier de manière opposée : pour l’une, des recettes extérieures supplémentaires ; pour l’autre, une facture d’importation plus lourde.
C’est aussi cela, l’économie d’Ormuz.
La nouvelle prime géographique du pétrole
La crise actuelle pourrait se résorber rapidement si les tensions militaires s’apaisent et si la navigation redevient normale.
Mais elle laissera probablement une trace dans les stratégies des grands acheteurs.
Les raffineurs, les énergéticiens et les gouvernements savent désormais qu’un fournisseur ne se juge plus uniquement à la quantité d’hydrocarbures qu’il possède sous terre.
Il faut aussi regarder par où passent ses pipelines, ses tankers et ses cargaisons de GNL.
C’est pourquoi le choc actuel produit des gagnants inattendus.
Les États-Unis bénéficient de leur puissance productive. Le Canada de son éloignement des zones de conflit. Le Brésil de la montée de son offshore. L’Algérie de sa double identité pétrolière et gazière, de la Méditerranée et de sa proximité avec l’Europe.
Les producteurs du Golfe, eux, restent indispensables au système énergétique mondial. Mais Ormuz vient rappeler la fragilité qui accompagne cette puissance.
Dans un marché sous tension, le baril le plus précieux n’est plus nécessairement celui qui coûte le moins cher à extraire. C’est celui que l’on est certain de pouvoir livrer.
…
Les chiffres clés
96,28 dollars — cours de clôture du Brent le 4 septembre 2026.
+7,6 % — hausse du Brent sur la semaine.
4 navires — nombre de navires de matières premières observés franchissant Ormuz le 3 septembre, contre une moyenne récente d’environ 15.
≈ 20 % — ordre de grandeur de la part des flux quotidiens mondiaux de pétrole brut et de GNL transitant normalement par Ormuz, selon les données rapportées par Reuters.
13,59 millions b/j — production américaine de brut en 2025, première mondiale.
10e — rang de l’Algérie parmi les producteurs mondiaux de gaz naturel en 2025.
≈ 98 milliards m³ — production algérienne de gaz naturel en 2025 selon les données de l’Energy Institute utilisées dans ce classement.
En bref
La flambée du Brent provoquée par les tensions autour du détroit d’Ormuz ne profite pas uniformément aux pays producteurs. Les exportateurs du Golfe bénéficient de prix élevés, mais restent exposés à une route maritime fortement perturbée. Les États-Unis, le Canada et le Brésil disposent au contraire d’un avantage géographique croissant. L’Algérie mérite une attention particulière : si elle n’est que 17e producteur mondial de brut, elle figure au 10e rang pour le gaz naturel et dispose d’un accès méditerranéen direct aux marchés européens. Dans cette crise, la sécurité de livraison devient une composante du prix de l’énergie.
