Taille et part du marché algérien de l'énergie
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 30.49 gigawatt |
| Volume du Marché (2026) | 32.68 gigawatt |
| Volume du Marché (2031) | 46.22 gigawatt |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 7.18% CAGR |
| Concentration du Marché | Élevé |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché algérien de l'énergie par Mordor Intelligence
La taille du marché algérien de l'énergie était évaluée à 30,49 gigawatts en 2025 et devrait progresser de 32,68 gigawatts en 2026 pour atteindre 46,22 gigawatts d'ici 2031, à un TCAC de 7,18 % pendant la période de prévision (2026-2031).
La production thermique représentait 97,45 % de la capacité en 2024, mais les énergies renouvelables affichent la croissance la plus rapide, soutenues par des appels d'offres solaires successifs ayant attribué 3 GW en mars 2024 et lancé 3,2 GW supplémentaires en mars 2025. Les centrales à gaz demeurent le pilier de fiabilité, tandis que le déploiement du photovoltaïque diversifie le mix énergétique et renforce la résilience face aux pics estivaux qui ont atteint 19,1 GW en juillet 2024. Les catalyseurs politiques comprennent l'objectif de 15 GW d'énergies renouvelables pour 2030, la suppression des plafonds de participation étrangère en vertu de la loi sur l'investissement 22-18, et un plan directeur ambitieux de modernisation du réseau qui ajoutera 30 000 km de lignes haute tension d'ici 2030. L'adoption rapide du solaire hors réseau par le secteur commercial et industriel (C&I), la localisation de la fabrication d'équipements haute tension et les appels d'offres émergents pour le stockage par batterie créent des espaces d'investissement, même si les coûts de financement élevés et les limites de flexibilité du réseau tempèrent l'élan à court terme.
Principaux enseignements du rapport
- Par source d'énergie, la production thermique détenait 97,12 % de la part de marché de l'énergie en Algérie en 2025, tandis que les énergies renouvelables devraient afficher la croissance la plus rapide avec un TCAC de 45,6 % jusqu'en 2031.
- Par utilisateur final, les services publics contrôlaient 63,15 % de la capacité installée en 2025, tandis que le segment C&I devrait s'étendre à un TCAC de 9,34 % jusqu'en 2031.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et perspectives du marché algérien de l'énergie
Analyse de l'impact des moteurs de croissance*
| Moteur | Impact (~) % sur la prévision du TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Croissance rapide de la demande d'électricité (population et industrialisation) | +2.10% | National, concentré dans les zones industrielles côtières et l'agglomération d'Alger | Court terme (≤ 2 ans) |
| Objectif gouvernemental 2030 pour les énergies renouvelables (15 GW) | +3.20% | National, avec le déploiement le plus important dans la ceinture solaire méridionale (Adrar, Béchar, Ouargla, Tamanrasset) | Moyen terme (2-4 ans) |
| Abondantes réserves nationales de gaz naturel | +1.40% | National, soutenant la production thermique de base dans toutes les régions | Long terme (≥ 4 ans) |
| Plan directeur national d'expansion du réseau (2024-2030) | +1.80% | National, corridors prioritaires reliant les énergies renouvelables du sud aux centres de demande du nord | Moyen terme (2-4 ans) |
| Projets émergents d'exportation d'hydrogène vert | +0.90% | Régions méridionales (Tamanrasset, Adrar) pour la production ; terminaux côtiers pour l'exportation | Long terme (≥ 4 ans) |
| Solaire hors réseau C&I pour pallier les problèmes de fiabilité | +1.30% | Zones industrielles à l'échelle nationale, notamment les pôles manufacturiers d'Oran, Constantine, Sétif | Court terme (≤ 2 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
La croissance rapide de la demande d'électricité stimule les extensions de capacité
La production a atteint 95 TWh en 2024 et la demande de pointe a grimpé à 19,1 GW, portée par une population de 45,9 millions d'habitants et des projets industriels tels que la centrale solaire de 200 MW de Tindouf dédiée au complexe minier de minerai de fer de Gara Djebilet.(1) APS, "La centrale solaire de Tindouf avancera le projet Gara Djebilet," aps.dzSonelgaz a raccordé 10 000 exploitations agricoles en 2025, portant à 78 000 le nombre de raccordements ruraux depuis 2020 et ajoutant une charge distribuée qui complique les prévisions.(2)Radio Algérienne, "Sonelgaz renforce l'électrification rurale," radioalgerienne.dz Les tarifs subventionnés de 0,03 USD par kWh, comparés à des coûts de production de 0,08 à 0,10 USD par kWh, maintiennent une consommation peu sensible aux prix et alourdissent le déficit de subventions de Sonelgaz au-delà de 8 milliards USD par an. Le déséquilibre entre la croissance de la charge et les ajouts de capacité favorise les turbines à gaz à installation rapide et le solaire modulaire par rapport aux alternatives nucléaires ou charbon à longs délais de réalisation.
L'objectif 2030 du gouvernement en matière d'énergies renouvelables ancre le pipeline d'investissement
Le mandat de 15 GW a déjà mis en file d'attente 6,2 GW de capacité solaire, soit 40 % de l'objectif, signalant l'urgence d'exécution.(3)El Watan, "Abadla 80 MW prend forme," elwatan.com Des entreprises chinoises ont remporté environ 60 % de la première tranche de 3 GW à des prix d'offre compris entre 0,54 € et 0,81 € par watt, établissant un plancher de coût pour les prochains tours. La centrale de 80 MW d'Abadla, lancée en mars 2025, déploie un nettoyage automatisé et une surveillance en temps réel pour préserver les performances en conditions désertiques. Un programme éolien de 1 000 MW reste en cours d'étude de faisabilité, mais les délais plus courts du solaire impliquent que les ajouts photovoltaïques domineront jusqu'au milieu de la décennie. La consolidation ministérielle fin 2024 n'a pas ralenti l'élan des appels d'offres.
Les réserves de gaz naturel offrent une flexibilité de transition
Des réserves prouvées de 159 Tcf garantissent la sécurité d'approvisionnement et les recettes d'exportation, permettant à l'Algérie de déployer le gaz comme carburant d'équilibre lors du déploiement à grande échelle des énergies renouvelables variables. La production est ciblée à 200 Gm³ d'ici 2030, soutenue par de nouveaux développements de gisements tels que Timimoun et Ahnet-Gourara. Des unités CCGT flexibles stabilisent la fréquence et la tension lors de baisses inattendues du photovoltaïque à haute irradiance, facilitant ainsi l'intégration des énergies renouvelables tout en préservant les flux de revenus provenant des exportations par gazoduc vers l'Espagne et l'Italie.
Le plan directeur national d'expansion du réseau facilite l'intégration des énergies renouvelables
Sonelgaz exploite 35 537 km de lignes de transport et 416 516 km de lignes de distribution, mais doit ajouter 30 000 km de routes haute tension et plus de 300 postes de transformation en vrac d'ici 2030 pour évacuer la production solaire méridionale. La coentreprise GE-Sonelgaz GEAT fabriquera localement 134 postes haute tension et très haute tension d'ici 2028, réduisant les besoins d'importation et raccourcissant les délais. Les études de faisabilité sur les corridors à courant continu haute tension, notamment l'interconnexion 2 GW Medlink vers la Tunisie et l'Italie, étayent les ambitions d'exportation futures. La voie ferrée minière de 950 km Béchar–Tindouf–Gara Djebilet nécessite un déploiement parallèle de lignes de transport pour alimenter les opérations ferroviaires et les mines adjacentes, créant des opportunités de co-investissement pour les développeurs de réseaux.
Analyse de l'impact des freins*
| Frein | Impact (~) % sur la prévision du TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Contraintes de financement et CAPEX élevé | -1.60% | National, affectant tous les grands projets de production et de transport | Moyen terme (2-4 ans) |
| Pertes d'efficacité du parc thermique vieillissant | -0.80% | National, concentré dans les centrales les plus anciennes (plus de 30 ans) dans les régions côtières et septentrionales | Court terme (≤ 2 ans) |
| Pénurie d'eau pour le refroidissement thermique et hydroélectrique | -0.70% | Centrales thermiques côtières et septentrionales ; sites hydroélectriques limités en Kabylie et dans les massifs de l'Atlas | Long terme (≥ 4 ans) |
| Limites de flexibilité du réseau entraînant un écrêtement des énergies renouvelables | -1.20% | Régions méridionales riches en solaire (Adrar, Béchar, Ouargla) avec des capacités de stockage et de transport limitées | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
Les contraintes de financement ralentissent l'exécution des projets
Le coût moyen pondéré du capital pour les énergies renouvelables dans les marchés émergents varie de 3,6 % à 7,2 % en termes réels, et l'Algérie se situe vers la limite supérieure en raison des risques politiques et de garantie de paiement. Le re-appel d'offres de janvier 2025 portant sur 520 MW — 120 MW Kenadsa, 150 MW Touggourt, 250 MW Tamacine — après l'échec du consortium Fimer-Cosider à obtenir un financement par emprunt, souligne le fossé entre des offres basses et des structures bancables. Les règles de passation des marchés concurrentiels déclenchent des appels d'offres au-dessus de 12 millions de dinars (83 000 USD), mais les garanties des acheteurs d'électricité restent limitées, décourageant les banques commerciales en l'absence de couvertures souveraines. Les pertes liées aux subventions de Sonelgaz limitent sa capacité bilancielle, restreignant les lettres de crédit pour les producteurs d'électricité indépendants. Le Fonds national pour la maîtrise de l'énergie, financé par un prélèvement de 0,0002 USD par kWh sur les ventes industrielles, génère des flux de trésorerie insuffisants pour ancrer des programmes de plusieurs milliards de dollars, laissant les crédits à l'exportation chinois et les prêts concessionnels multilatéraux comme principales sources de financement.
Les limites de flexibilité du réseau entraînent un écrêtement des énergies renouvelables
Le réseau a été conçu pour un dispatching thermique centralisé, et les surplus solaires de milieu de journée contraignent désormais à l'écrêtement en l'absence de stockage à grande échelle ou d'hydroélectricité par pompage. La centrale de 200 MW de Tindouf comprend la première batterie de stockage à l'échelle des services publics du pays, mais le round solaire de 3,2 GW de 2025 ne prévoit pas de stockage colocalisé obligatoire, ce qui aggrave le risque d'écrêtement à mesure que le taux de pénétration augmente. La modélisation de la stabilité transitoire à Kaberten montre que le solaire améliore la réponse aux incidents lorsqu'il est associé à un soutien en puissance réactive, mais met en évidence la nécessité de dispositifs FACTS et d'une application stricte du code du réseau. L'Algérie n'a pas encore créé de marché de services auxiliaires, laissant la régulation de fréquence aux unités à vapeur vieillissantes à faibles taux de variation de charge. Les perspectives 2024 de l'IRENA soulignent que le triplement des énergies renouvelables mondiales d'ici 2030 nécessitera 720 milliards USD par an pour les réseaux et la flexibilité ; l'Algérie devra procéder à une allocation proportionnelle de plusieurs milliards pour éviter le stranding d'actifs.
*Nos prévisions considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition et les interactions entre variables.
Analyse des segments
Par source d'énergie : la dominance thermique persiste face à la montée des énergies renouvelables
La capacité thermique représentait 97,12 % des installations en 2025, ancrée par des centrales à cycle combiné et à cycle ouvert alimentées au gaz, mais les énergies renouvelables devraient croître à un TCAC de 45,6 %, captant la majorité des ajouts nets jusqu'en 2031. La taille du marché algérien de l'énergie pour la production thermique s'établissait à 29,61 GW en 2025 et devrait progresser légèrement à mesure que des unités aérodérivatives flexibles remplacent les turbines à vapeur inefficaces. L'abondance du gaz domestique, soutenue par le projet de compression de Hassi R'Mel d'une valeur de 2,3 milliards USD, sécurise l'approvisionnement en matière première et permet aux unités thermiques d'équilibrer le solaire variable, atténuant le risque de dispatching lors des rampes du soir. Le nucléaire reste absent et le faible potentiel hydroélectrique maintient les options de production de base zéro carbone limitées, intensifiant la dépendance au gaz jusqu'à ce que les coûts des batteries diminuent. Le photovoltaïque solaire représente plus de 6 GW du pipeline de passation de marchés, le positionnant pour dépasser 4 GW en ligne d'ici 2028 et pour prendre la tête de la capacité renouvelable installée d'ici la fin de la décennie.
Le programme éolien initial de 1 GW cible 10 sites sous la supervision de la Banque mondiale, mais des facteurs de charge plus faibles et des délais de permis plus longs reportent le déploiement à grande échelle aux services publics à la fin des années 2020. L'hydroélectricité, la géothermie, la biomasse et les ressources marines restent négligeables en raison de contraintes de ressources, de pénurie d'eau ou d'un stade précoce de maturité technologique. Le projet solaire-plus-stockage de 200 MW de Tindouf illustre des configurations hybrides qui soulagent les goulets d'étranglement du réseau et alimentent des charges industrielles captives. Le projet de LONGi de localiser la fabrication de cellules à modules pourrait réduire les coûts des équipements et renforcer la compétitivité de l'Algérie en tant que fournisseur régional. Collectivement, ces tendances maintiennent le thermique dans un rôle de leadership dispatchable tandis que les énergies renouvelables s'imposent comme moteur de croissance.
Par utilisateur final : les services publics ancrent la demande, le C&I s'accélère
Les services publics détenaient 63,15 % de la capacité installée en 2025, soit 19 254 MW, ayant généré 89 996 GWh en 2023. La part de marché algérien de l'énergie pour les services publics diminuera légèrement à mesure que l'autoproduction industrielle augmente, bien que le segment conserve son envergure grâce aux monopoles de transport et de distribution. Les installations C&I sont appelées à afficher un TCAC de 9,34 % jusqu'en 2031, stimulées par des lacunes en matière de fiabilité et des subventions tarifaires qui rendent le retour sur investissement du solaire sur site attractif malgré des cadres d'accord d'achat d'électricité peu développés. Les installations de dessalement, produisant chacune 300 000 m³ par jour et consommant 4,15 kWh par m³, visent un approvisionnement solaire à 30 %, ouvrant une opportunité renouvelable de 600 MW d'ici 2030. La part résidentielle bénéficie d'un taux d'électrification de 99,4 % et de programmes continus de raccordement agricole qui ont ajouté 10 000 connexions en 2025 uniquement.
La tarification subventionnée freine la gestion de la demande, mais les pics de demande de pointe poussent les usines à installer des batteries et des générateurs de secours pour éviter de coûteuses coupures. Le modèle de captivité électrique de 200 MW de Tindouf démontre comment les projets miniers peuvent contourner les contraintes du réseau et sécuriser une électricité à prix compétitif dans des zones éloignées. La libéralisation de la participation étrangère prévue par la loi 22-18 permet aux développeurs internationaux de vendre directement aux utilisateurs industriels, bien que la solvabilité et la clarté réglementaire restent des obstacles. Sonelgaz a réalisé 268 millions d'euros de recettes d'exportation en 2024 en vendant de l'énergie excédentaire à la Tunisie et au Maroc, laissant entrevoir un commerce régional élargi à mesure que les interconnexions se développent.
Analyse géographique
Les provinces côtières septentrionales consomment la majeure partie de l'électricité en raison de leurs populations denses et de leur industrie, tandis que la ceinture désertique méridionale bénéficie d'une irradiance solaire supérieure dépassant 3 500 heures d'ensoleillement par an. Le round solaire de 3,2 GW de mars 2025 a été réparti entre 12 provinces afin de minimiser la congestion du réseau de transport et de soutenir la stabilité régionale. La centrale de 80 MW d'Abadla à Béchar se raccordera via un poste de transformation 30/60 kV et déploiera un nettoyage robotisé pour lutter contre la poussière, démontrant une conception adaptée aux environnements désertiques. La centrale de 200 MW de Tindouf, à 80 km de Gara Djebilet, intègre du stockage pour alimenter les mines et les communautés environnantes, illustrant comment les énergies renouvelables ouvrent des corridors de ressources éloignées.
Boumerdès côtière abrite la centrale à cycle combiné de 1 200 MW de Ras Djinet et deux des cinq nouveaux projets de dessalement, alourdissant la charge pesant sur le littoral riche en gaz. Le pacte de coopération algéro-italien d'août 2024, associé au câble sous-marin Medlink de 2 GW proposé, positionne les provinces septentrionales comme futures passerelles d'exportation, sous réserve de modernisation du réseau. Le corridor ferroviaire de 950 km Béchar–Tindouf–Gara Djebilet nécessitera un déploiement synchrone des lignes de transport, suscitant des opportunités d'infrastructure conjointe. Le plan d'extension haute tension de 30 000 km et de distribution de 70 000 km de Sonelgaz, évalué à 10-15 milliards USD, dépend de la participation privée pour respecter les échéances de 2030.
Tamanrasset et Adrar, au sud, ancrent des zones pilotes d'hydrogène vert ciblant 30 à 40 TWh par an d'ici 2040, mais la pénurie d'eau impose le dessalement d'eau de mer et de longs pipelines, ajoutant coûts et complexité. La levée de capitaux de 60 millions d'euros en avril 2024 par le développeur italien Zhero pour des projets solaires-hydrogène souligne l'appétit précoce des capitaux étrangers pour le potentiel d'exportation de la région. Les liaisons existantes de 400 MW vers la Tunisie et le Maroc, ainsi que le câble vers l'Italie envisagé, offrent des voies de monétisation pour la production excédentaire une fois les goulets d'étranglement du réseau levés.
Paysage réglementaire
Le secteur algérien de l'électricité et du gaz fonctionne selon un cadre centralisé et étatique supervisé par la Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz (CREG), créée en vertu de la loi n° 02-01 (5 février 2002). Elle régit la production, le transport, la distribution et la commercialisation de l'électricité et du gaz. Le cadre favorisant les énergies renouvelables s'appuie sur la loi n° 04-09 (14 août 2004) relative à la promotion des énergies renouvelables dans le cadre du développement durable, complétée par des programmes nationaux de politique énergétique pilotés par le ministère de l'Énergie et des Mines.
Le transport est traité comme un monopole naturel exploité par la Société Algérienne de Gestion du Réseau de Transport de l'Electricité (GRTE Spa). Ce dispositif façonne les modalités d'accès au réseau et de répartition pour les nouvelles installations de production. Parallèlement, la loi sur l'investissement 22-18 (24 juillet 2022) fixe des conditions d'entrée sur le marché plus larges pour les investisseurs, tandis que les spécifications techniques de conception et de construction des installations, émises par le ministère et appliquées sous le contrôle de la CREG, restent un point de conformité clé pour les développeurs et les fournisseurs d'équipements.
Paysage concurrentiel
Le marché algérien de l'énergie reste très concentré. Sonelgaz exerce le contrôle opérationnel, mais collabore de plus en plus avec des fournisseurs d'équipements et des développeurs étrangers. La production localisée de postes de transformation par GE Vernova et les accords de service de Siemens Energy sur les CCGT illustrent des modèles d'entrée stratégique alliant technologie et création de valeur locale. TotalEnergies poursuit des portefeuilles intégrés couvrant le gaz en amont, le photovoltaïque à grande échelle et l'offtake potentiel d'hydrogène, tandis qu'ENI s'engage dans des projets de réduction du torchage alignés sur les objectifs d'intensité carbone.(5)Sonelgaz, "Accord GEAT 2024," sonelgaz.dz
Les récents appels d'offres photovoltaïques ont attiré 41 manifestations d'intérêt de soumissionnaires, reflétant une intensité concurrentielle accrue à mesure que les LCOE se compriment. Les bureaux d'ingénierie locaux, notamment SHAEMS et SKTM, renforcent leurs compétences en ingénierie, approvisionnement et construction (EPC), élevant la participation nationale dans les énergies renouvelables. Les niches du stockage, de l'automatisation du réseau et des compteurs intelligents restent ouvertes, Schneider Electric et Huawei Digital Power lorgnant de futurs appels d'offres. Les barrières à l'entrée persistent — risque de change, tarifs de détail subventionnés et mandats de contenu local —, mais des appels d'offres transparents et des rehaussements de crédit multilatéraux abaissent progressivement les seuils.
À mesure qu'émergent les réglementations sur le stockage à l'échelle des services publics après 2027, les acteurs technologiquement agnostiques capables d'intégrer batteries, électronique de puissance et systèmes avancés de gestion de l'énergie (EMS) pourraient obtenir un avantage de premier entrant. Parallèlement, les politiques d'État équilibrent la souveraineté sur les actifs stratégiques et les besoins en capitaux étrangers, façonnant un environnement concurrentiel en transition mesurée.
Leaders du secteur de l'énergie en Algérie
General Electric Company
Eni Spa.
Condor Electronics SPA
SOLIWIND Algérie Sarl
Algerian Energy Company, Spa
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
L'intégration au réseau et les services de flexibilité constituent un espace blanc évident, alors que l'Algérie développe ses approvisionnements solaires au sein d'un système construit autour d'une répartition thermique centralisée. Le plan directeur national d'expansion du réseau de Sonelgaz (2024-2030), qui prévoit l'ajout de 30 000 km de lignes à haute tension et plus de 300 postes de transformation en bloc d'ici 2030, crée une demande adressable pour les ensembles de postes, la protection et le contrôle, l'automatisation du réseau, les solutions FACTS et de puissance réactive, ainsi que des services avancés de conformité aux codes de réseau. Ce besoin est particulièrement visible le long des corridors reliant la ceinture solaire du sud (Adrar, Bechar, Ouargla) aux centres de demande côtiers. La coentreprise GE Vernova-Sonelgaz GEAT, visant à fabriquer localement 134 postes à haute tension et à très haute tension d'ici 2028, met également en évidence des opportunités pour les fournisseurs et sous-traitants dans les domaines de la fabrication locale, des essais, de la mise en service et des pièces de rechange.
Du côté de la production, les opportunités à court terme se concentrent sur l'EPC solaire de service public, l'intégration du stockage et l'ajout de capacités gazières efficaces pour gérer les contraintes de pointe, soutenues par des appels d'offres solaires successifs (3 GW attribués en mars 2024 et 3,2 GW supplémentaires lancés en mars 2025). Les grandes constructions de centrales CCGT, telles que la centrale de Tébessa de 1 406 MW et la centrale de Mostaganem de 1 266 MW, renforcent également la demande pour l'intégration côté gaz et les améliorations de performance. L'autoproduction et la production captive C&I restent une autre voie d'investissement, portée par les pics estivaux (19,1 GW en juillet 2024), les dynamiques tarifaires et de fiabilité, et des systèmes hybrides démonstratifs tels que la centrale solaire de Tindouf de 200 MW dédiée au complexe minier de Gara Djebilet, qui a également intégré du stockage par batteries à l'échelle industrielle. Les interconnexions régionales et les infrastructures orientées vers l'exportation ajoutent une voie parallèle pour les équipements et services, appuyées par des études de faisabilité sur l'interconnexion Medlink de 2 GW vers la Tunisie et l'Italie, ainsi que par la volonté de Sonelgaz de formaliser ses capacités d'exportation via sa branche internationale.
Développements récents du secteur
- Juillet 2026 : Sineng Electric a livré des onduleurs centraux totalisant 154 MW pour deux projets photovoltaïques solaires à grande échelle à Beni Ounif (52,8 MW) et Ain Baida (101,2 MW). Ces livraisons soutiennent la capacité d'exécution du pipeline solaire multi-gigawatts de l'Algérie en réduisant les délais pour les équipements d'électronique de puissance et de conformité au réseau.
- Juillet 2025 : Sonatrach et Eni ont signé un contrat de partage de production de 1,35 milliard USD sur 30 ans pour la zone de Zemoul El Kbar, accompagné d'un protocole d'accord couvrant une coopération plus large en matière de sécurité énergétique. Une disponibilité accrue du gaz soutient le parc de production algérien au gaz en tant qu'ancrage de fiabilité, tandis que les ajouts solaires montent en puissance, contribuant à gérer les rampes du soir et les pics saisonniers.
- Juin 2024 : GE Vernova et Sonelgaz ont étendu la coentreprise GEAT à Batna pour ajouter la fabrication d'équipements de postes à haute tension et à très haute tension en Algérie. La production localisée améliore la certitude des délais de livraison pour les programmes d'expansion du réseau et renforce la capacité nationale d'approvisionnement en équipements de transport et de distribution.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Ce marché est défini comme la capacité de production d'électricité installée en Algérie disponible pour répondre à la demande d'électricité, suivie en gigawatts et dimensionnée au niveau national sur toute la période d'étude.
Exclusions de périmètre : le dimensionnement exclut la production de combustibles, l'amont pétrolier et gazier, ainsi que la valeur de la facturation de détail de l'électricité, sauf si cela modifie directement la capacité de production installée.
Aperçu de la segmentation
- Par source d'énergie
- Thermique (charbon, gaz naturel, pétrole et diesel)
- Nucléaire
- Énergies renouvelables (solaire, éolien, hydroélectrique, géothermie, biomasse et déchets, énergie marine)
- Par utilisateur final
- Services publics
- Commercial et industriel
- Résidentiel
- Par niveau de tension transport et distribution (analyse qualitative uniquement)
- Transport haute tension (au-dessus de 230 kV)
- Sous-transmission (69 à 161 kV)
- Distribution moyenne tension (13,2 à 34,5 kV)
- Distribution basse tension (< 1 kV)
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
La recherche documentaire a été utilisée pour établir la base factuelle du système électrique algérien et pour maintenir le modèle ancré à des séries publiques pouvant être vérifiées à nouveau. Les sources incluaient les publications du régulateur national de l'énergie et de l'électricité, les communications de planification des services publics d'électricité, ainsi que des portails de statistiques officielles pour les indicateurs macroéconomiques et le contexte de la demande. Des références internationales, notamment les indicateurs électriques de l'AIE, les notes de synthèse énergétiques par pays de l'EIA américaine, et les séries de données de la Banque mondiale, ont été utilisées pour recouper la direction et le calendrier.
Pour traduire le récit en données d'entrée du modèle, nous avons extrait les signaux de mix technologique, les objectifs politiques, les annonces d'appels d'offres et les ajouts liés au réseau à partir des journaux officiels gouvernementaux, des sites d'associations et d'une couverture médiatique fiable, puis nous les avons standardisés selon un format annuel cohérent. Pour le contexte au niveau des entreprises, nous avons examiné les dépôts réglementaires, les rapports annuels et les présentations aux investisseurs, et avons utilisé de manière sélective un abonnement payant pour les données financières d'entreprises et la veille d'actualités afin de vérifier la propriété, les calendriers de mise en service et le statut des grands projets. Ces sources documentaires sont uniquement illustratives, et nous avons également consulté d'autres documents et bases de données publics pour la collecte, la validation et la clarification des données au cours du processus de recherche.
Entretiens et enquêtes primaires
Des entretiens avec des experts algériens de la production, du transport, de la distribution, des équipements et des grands utilisateurs, ainsi que des enquêtes, aident à évaluer les ajouts, les schémas de coupures, le calendrier des pics de charge, la préparation des projets renouvelables et les effets tarifaires en Algérie. Les contributions des répondants sont utilisées pour vérifier les registres publics, clarifier les dates de mise en service et la disponibilité des installations, et trianguler les perspectives de capacité. Un suivi est demandé lorsque les avis des experts diffèrent sensiblement des calendriers de projets documentés.
Répartition des répondants du travail de terrain de la recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant | Région |
|---|---|---|
| Premier niveau : 30 % | Direction générale (CXO) : 15 % | |
| Niveau intermédiaire : 50 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 30 % | |
| Acteurs plus petits : 20 % | Managers : 55 % |
Dimensionnement du marché et prévisions
Le dimensionnement part d'une reconstruction descendante du parc de capacités de l'Algérie, où les séries publiques de capacités installées et les ajouts annoncés sont alignés année par année, puis ajustés en utilisant le calendrier de construction et de mise hors service confirmé par des entretiens. Une fois le total national fixé, il est réparti par technologie selon le mix observé et le pipeline de projets visible dans les appels d'offres et les plans officiels.
Pour s'assurer que les totaux ne relèvent pas d'un simple exercice sur papier, nous avons effectué des vérifications ascendantes sélectives à l'aide d'ajouts de centrales échantillonnés, des tailles d'unités typiques pour les nouvelles constructions et des calendriers de mise en service attendus issus des mises à jour des projets. Les principales données suivies (à titre illustratif) comprennent la capacité installée par source, les ajouts de capacité planifiés et attribués, les événements de mise hors service et de rénovation, les signaux de perspective de demande de pointe et la préparation à l'intégration au réseau pour les renouvelables. Lorsque les données au niveau des centrales étaient incomplètes, nous avons utilisé des hypothèses de calendrier prudentes, puis revalidé l'écart avec les retours d'experts afin que les éléments manquants ne gonflent pas le marché.
Pour les prévisions, une analyse de scénarios a été utilisée car la croissance des capacités est sensible à l'exécution des appels d'offres, aux conditions de financement et à la préparation du réseau, et ces éléments sont mieux traités comme des cas structurés que comme une ligne droite unique. La trajectoire de prévision finale a été retenue après vérification que les ajouts annuels implicites correspondent à ce que les acteurs du marché considèrent comme réalisable pour l'Algérie sur la période de prévision.
Validation des données et cycle de mise à jour
Les résultats sont vérifiés en plusieurs étapes afin que les chiffres finaux soient cohérents avec les signaux observables du système. Les analystes comparent la trajectoire de capacité modélisée à des indicateurs indépendants tels que les ajouts récents, les parts technologiques et les jalons de planification publics, puis examinent tout écart marqué avant validation. Si une variance ne peut être expliquée par un événement clair, par exemple un appel d'offres retardé ou un glissement de mise en service, nous recontactons les sources pour confirmer le calendrier.
Le rapport est actualisé annuellement, et des mises à jour intermédiaires sont effectuées lorsque des événements significatifs se produisent, tels que des changements de politique, l'attribution de grands appels d'offres ou des retards importants de projets. Avant la livraison, une révision finale intègre les dernières annonces publiques et maintient les totaux alignés sur les informations les plus récentes disponibles.
Taille du marché de l'électricité en Algérie selon Mordor Intelligence par rapport à d'autres estimations publiées
Les estimations publiées pour le marché de l'électricité en Algérie diffèrent souvent car le marché peut être exprimé en différentes unités et parce que certaines études mélangent la capacité installée avec la production d'électricité ou la valeur des dépenses. Des écarts apparaissent également lorsque les sources traitent des projets planifiés comme s'ils étaient déjà en service, ou lorsqu'elles utilisent des années de base et des délais de conversion monétaire différents.
L'écart principal provient du décompte de la capacité annoncée par rapport à la capacité mise en service, Mordor Intelligence traitant le marché comme une capacité installée en GW et n'ajoutant les projets que lorsque les preuves de mise en service et les vérifications de calendrier le confirment, plutôt que de comptabiliser dès le départ l'ensemble du pipeline annoncé.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes de la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 30,49 milliards USD (2025) | |
| Revue professionnelle A | 22,60 milliards USD (2024) | Utilise les séries nationales de capacité installée par source comme principal résultat, ce qui peut sous-estimer les totaux si elles ne sont pas alignées sur la même année de base et si les mises à jour de mise en service des projets ne sont pas intégrées. |
| Cabinet de conseil mondial B | 46,22 milliards USD (2031) | Publie un total pour une année future qui reflète un point temporel ultérieur, et l'estimation peut sembler plus élevée lorsque les ajouts prévus sont traités comme un état final unique plutôt qu'échelonnés selon un rythme de mise en service réaliste. |
Dans l'ensemble, l'écart s'explique principalement par le choix des unités et le calendrier, car la capacité installée, la production d'électricité et les prévisions pour l'année finale peuvent être placées côte à côte même si elles mesurent des éléments différents. En maintenant le modèle lié au calendrier de mise en service, au mix technologique et à des séries publiques reproductibles, le chiffre final reste traçable à des moteurs clairs que les clients peuvent revérifier.
Questions clés traitées dans le rapport
À quel rythme la capacité installée croît-elle sur le marché algérien de l'énergie ?
La capacité totale devrait passer de 32,68 GW en 2026 à 46,22 GW d'ici 2031, impliquant un TCAC de 7,18 % sur la période de prévision.
Quelle technologie ajoutera la plus grande capacité nouvelle d'ici 2031 en Algérie ?
Le photovoltaïque solaire dominera les ajouts, soutenu par 6,2 GW d'appels d'offres déjà en cours et un TCAC de 45,6 % jusqu'en 2031.
Pourquoi les entreprises industrielles en Algérie investissent-elles dans leurs propres centrales solaires ?
Le solaire hors réseau et le stockage aident les utilisateurs C&I à éviter les coupures estivales du réseau et à bénéficier de faibles coûts de production face à des tarifs de détail subventionnés.
Quel est le principal obstacle à la livraison des projets renouvelables en Algérie ?
L'accès limité à un financement abordable et des mécanismes de garantie de paiement insuffisants ont contraint au re-appel d'offres de capacités déjà attribuées.
Comment l'Algérie se prépare-t-elle à exporter de l'électricité vers l'Europe ?
Des études de faisabilité sont en cours pour le câble sous-marin Medlink de 2 GW vers l'Italie, tandis que les lignes existantes de 400 MW vers la Tunisie et le Maroc gèrent déjà des flux transfrontaliers.
Quels segments connaîtront la croissance la plus rapide au sein de la demande énergétique algérienne ?
Les utilisateurs commerciaux et industriels devraient accroître leur capacité à un TCAC de 9,34 % à mesure que les usines et les installations de dessalement adoptent l'énergie solaire captive.
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