Actualités pertinentes du secteur pétrolier, gazier et énergétique au 13 novembre 2025 : transactions, géopolitique, exportation, production de pétrole et de gaz, impact des sanctions et équilibre du marché mondial. Analyse pour les investisseurs et les acteurs du secteur énergétique.
Les événements récents du secteur de l'énergie au 13 novembre 2025 attirent l'attention des investisseurs et des acteurs du marché par leur ambigüité. Il n'y a toujours pas de percée dans les relations entre la Russie et l'Occident – au contraire, les États-Unis ont imposé de nouvelles sanctions contre les grandes entreprises pétrolières russes, ce qui témoigne d'un renforcement de la confrontation liée aux sanctions. Le marché mondial du pétrole, qui a précédemment été sous pression en raison d'une surproduction et d'une demande en ralentissement, reste dans un équilibre fragile : les prix du Brent se maintiennent autour de 60 dollars le baril (environ 64–66 dollars), reflétant un équilibre entre des facteurs contraires. Le marché européen du gaz aborde l'hiver avec des stocks records : les installations de stockage de gaz (UGS) dans l'UE sont remplies à plus de 95 %, garantissant une réserve fiable et maintenant les prix à un niveau relativement modéré. Pendant ce temps, la transition énergétique mondiale atteint de nouveaux sommets – de nombreux pays enregistrent des records de production à partir de sources renouvelables, bien que le soutien à des ressources traditionnelles soit encore nécessaire pour la stabilité des systèmes énergétiques. En Russie, après une flambée des prix des carburants, les autorités prolongent jusqu'à la fin de l'année l'interdiction d'exportation d'essence et restreignent l'exportation de diesel, cherchant à stabiliser le marché intérieur. Ci-dessous se trouve un aperçu détaillé des principales nouvelles et tendances des secteurs pétrolier, gazier, électrique et des matières premières à la date actuelle.
Marché du pétrole : menace de surproduction et demande ralentie
Les prix du pétrole mondial continuent de montrer une relative stabilité à des niveaux bas. Le mélange de référence Brent se négocie autour de 65 dollars le baril, tandis que le WTI américain est proche de 60 dollars. Les prix actuels sont environ 10 % inférieurs à ceux de l'année dernière, reflétant une normalisation progressive du marché après les pics extrêmes de la crise énergétique de 2022–2023. L'équilibre est soutenu par la combinaison de plusieurs facteurs :
- Augmentation de la production de l'OPEP+. L'alliance pétrolière a progressivement augmenté l'offre depuis le début de l'année. À l'automne 2025, le quota de production cumulé des principaux participants à l'accord est pratiquement revenu à des niveaux d'avant la pandémie : des assouplissements mensuels des restrictions depuis le printemps ont conduit à une augmentation de plusieurs millions de barils par jour. Cette augmentation de l'offre s'est déjà traduite par une hausse des réserves mondiales de pétrole et de produits pétroliers, intensifiant la pression sur les prix.
- Ralentissement de la demande. Le rythme de croissance de la consommation mondiale de pétrole a fortement diminué. L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoit une hausse de la demande en 2025 d'environ +0,7 million de barils/jour (contre +2,5 millions en 2023). L'OPEP évalue la croissance de la demande à environ +1,3 million de b/j. Le ralentissement de l'économie, notamment du secteur industriel chinois, et les effets des précédents prix élevés ont stimulé l'économie d'énergie et limité l'appétit des consommateurs.
- Géopolitique et sanctions. Le conflit prolongé autour de l'Ukraine et l'absence de progrès dans les négociations signifient le maintien, et parfois le renforcement, de la pression des sanctions sur le secteur pétrolier et gazier russe. Fin octobre, l'administration américaine a élargi les sanctions pour inclure les plus grandes entreprises pétrolières de Russie. Ces mesures forcent les flux commerciaux à se redéfinir : par exemple, les raffineries indiennes signalent déjà leur disposition à réduire leurs achats de pétrole russe pour éviter des sanctions secondaires. D'un côté, ces mesures augmentent l'incertitude et créent une prime de risque sur les prix du pétrole. D'un autre côté, les approvisionnements mondiaux continuent d'être redirigés par des itinéraires alternatifs, et aucun manque direct de matières premières sur le marché n'est apparu. En conséquence, les cotations pétrolières fluctuent dans une fourchette étroite, sans recevoir d'élan pour un nouveau rallye ou un effondrement.
L'impact cumulatif de ces facteurs crée un léger excédent d'offre par rapport à la demande. Le marché est en équilibre précaire, et les prix boursiers se maintiennent nettement en dessous des sommets de l'année dernière. De nombreux analystes mettent en garde que si les tendances actuelles persistent, le prix moyen du Brent pourrait tomber à environ 50 dollars le baril en 2026. En attendant, les participants au marché adoptent une position d'attente, surveillant à la fois les indicateurs fondamentaux (réserves, niveaux de production) et les signaux politiques émanant de l'OPEP+ et des grandes puissances.
Marché du gaz : des réservoirs pleins en Europe assurent la stabilité des prix
Sur le marché du gaz, l'Europe reste au centre des préoccupations, ayant réussi à clôturer la saison de remplissage du combustible. Les pays de l'UE ont atteint un taux de remplissage de leurs réserves de gaz à plus de 95 % de leur capacité totale – bien au-dessus de l'objectif de 90 % fixé au début de l'hiver et un record pour les dernières années. Un tel niveau de réserve avant la saison de chauffage renforce la sécurité énergétique de la région. Déjà à la mi-novembre, dans plusieurs pays d'Europe de l'Ouest, le volume de gaz dans les UGS est approximativement équivalent au volume observé un an auparavant au cœur de l'hiver, ce qui permet d'aborder les mois froids avec optimisme.
Des réserves élevées et des importations stables de gaz naturel liquéfié (GNL) maintiennent une atmosphère de prix relativement calme sur le marché européen du gaz. Les contrats à terme sur le gaz au hub néerlandais TTF varient autour de 31–33 €/MWh (environ 380 dollars pour mille mètres cubes) – de plusieurs ordres de grandeur en dessous des sommets de crise de 2022. La demande et l'offre en Europe sont actuellement proches de l'équilibre : une consommation modérée et un début d'automne doux ont permis d'augmenter les réserves sans hausse de prix. Les importateurs de l'UE continuent d'acheter activement du GNL dans le monde entier – les terminaux de regazéification fonctionnent à pleine capacité, acceptant des méthaniers en provenance des États-Unis, du Qatar, d'Afrique, d'Australie et d'autres régions. Cela compense l'arrêt des approvisionnements en provenance de Russie : depuis janvier 2025, le transit de gaz russe par l'Ukraine est complètement arrêté, et le gazoduc Yamal-Europe est fermé en raison des sanctions, donc le seul itinéraire du gazoduc russe vers l'UE reste le "Turkish Stream" via les Balkans (environ 50 millions de mètres cubes par jour, ce qui n'est qu'une petite fraction des volumes précédents).
Comme résultat de la diversification des approvisionnements, l'Europe aborde l'hiver pratiquement sans dépendance du gaz russe. Des risques subsistent bien sûr : une météo anormalement froide pourrait augmenter la consommation de combustible, et la concurrence avec l'Asie pour des cargaisons spot de GNL pourrait s'intensifier, si l'économie de la Chine et d'autres pays de la région s'accélère. Néanmoins, jusqu'à présent, l'équilibre sur le marché européen du gaz semble stable, et les prix – relativement bas. Cette situation est favorable pour l'industrie et l'énergie de l'Europe avant les pics de charge, réduisant les risques de récurrence des chocs de prix observés dans un passé récent.
Politique internationale : partenariat énergétique de l'Occident et nouvelles sanctions
Les pays occidentaux prennent des mesures coordonnées pour redéfinir les liens énergétiques mondiaux en raison de la tension géopolitique. Au début de novembre, lors d'un forum énergétique à Athènes, de grands accords ont été conclus pour réduire l'influence de la Russie sur le marché européen du gaz. Ainsi, la société américaine ExxonMobil a signé un contrat d'exploration et de production de gaz naturel dans les eaux grecques avec des partenaires locaux. Parallèlement, la Grèce a conclu son premier contrat à long terme pour l'importation de gaz liquéfié des États-Unis : à partir de 2030, le pays recevra, au titre de ce contrat, au moins 0,7 milliard de mètres cubes de GNL par an, avec une perspective d'augmentation jusqu'à 2 milliards de mètres cubes. Ces accords s'inscrivent dans la stratégie générale de l'Union européenne visant à substituer les ressources énergétiques russes : en juillet, l'UE et les États-Unis ont conclu un accord commercial dans lequel l'Europe s'est engagée à acheter environ 250 milliards de dollars par an de ressources énergétiques américaines (pétrole, gaz, carburant nucléaire) au cours des trois prochaines années.
Les responsables américains déclarent ouvertement leur intention d'éliminer "chaque dernière molécule" de gaz russe des marchés d'Europe de l'Ouest. Ce nouveau partenariat énergétique porte déjà ses fruits : le marché européen s'est rapidement réorienté vers le GNL, et des pays comme la Grèce se transforment d'importateurs finaux de gaz russe en hubs pour la répartition du carburant américain à travers l'Europe. Parallèlement, l'Union européenne renforce ses propres restrictions : un plan d'interdiction totale de l'importation de GNL russe d'ici 2027 a été approuvé, et des embargo sur le pétrole et les produits pétroliers en provenance de Russie ont été imposés précédemment. Ainsi, la carte énergétique de l'Europe change rapidement – la part des États-Unis, du Moyen-Orient et d'autres fournisseurs alternatifs ne cesse de croître.
Cependant, le renforcement des sanctions a également des effets secondaires pour les acteurs du marché. **L'Inde**, qui est devenue le plus grand acheteur de pétrole russe à prix réduits, se voit maintenant contrainte de revoir sa stratégie. Fin octobre, les États-Unis ont inclus dans leurs listes de sanctions les entreprises pétrolières russes Rosneft et Lukoil, ce qui complique les paiements avec elles. Les raffineries indiennes, afin de ne pas perdre l'accès au système financier américain et d'éviter des sanctions secondaires, ont déclaré leur volonté de réduire considérablement leurs achats de matières premières auprès de ces sociétés. Selon les traders, certaines raffineries indiennes ont déjà suspendu l'exécution de contrats à long terme avec Rosneft. Ces mesures pourraient réduire l'importation totale de pétrole russe en Inde (qui atteignait un niveau record de 1,5–1,7 million de b/j en 2025) et réorienter la demande indienne vers des fournisseurs du Moyen-Orient et d'Afrique, même à des prix plus élevés. Ainsi, la pression des sanctions exercée par Washington obligerait en fait à reconfigurer les flux mondiaux de pétrole : les entreprises russes doivent augmenter les remises et se concentrer principalement sur la Chine, la Turquie et d'autres pays non soumis aux sanctions.
Inde et Chine : ajustement des importations et augmentation de la production interne
Les plus grandes économies asiatiques continuent de naviguer entre l'importation de ressources énergétiques et le développement de la production interne. **L'Inde**, sous la pression des sanctions, se retrouve face à un choix : maintenir des achats avantageux de pétrole russe à bas prix ou éviter de rompre ses relations commerciales avec l'Occident. Jusqu'à récemment, l'Inde a activement augmenté ses importations de pétrole russe, bénéficiant d'une remise substantielle (en moyenne de 5 à 10 dollars par rapport au prix du Brent pour la variété Urals). Cela a permis au pétrole russe de représenter environ 34 % de la structure des importations indiennes de matières premières. Toutefois, les nouvelles sanctions américaines contre Rosneft et Lukoil, ainsi que la menace de lourdes taxes sur les produits indiens aux États-Unis, poussent New Delhi à réduire sa dépendance à l'égard des approvisionnements russes. Les plus grandes entreprises pétrolières indiennes signalent leur volonté d'abandonner presque totalement les achats auprès des producteurs russes sanctionnés d'ici début 2026. À court terme, l'Inde remplace les volumes perdus par des achats en provenance du Moyen-Orient (Arabie saoudite, Irak, Émirats Arabes Unis) et d'Afrique, bien que cela entraîne une légère augmentation des coûts des matières premières. Simultanément, le gouvernement indien accélère le développement de ses propres gisements : après l'annonce en août de la "mission nationale en eaux profondes" pour la recherche de pétrole et de gaz, la société d'État ONGC a déjà commencé à forer des puits ultra-profonds dans la mer d'Andaman. Les premiers rapports indiquent des résultats encourageants, suscitant l'espoir d'une augmentation de la production interne et d'une diminution de la dépendance à l'égard des importations à l'avenir.
**La Chine**, quant à elle, reste le plus grand acheteur de ressources hydrocarbures russes, mais mise parallèlement sur l'augmentation de sa propre base énergétique. Pékin ne s'est pas joint aux sanctions occidentales, profitant de la situation pour augmenter ses importations à des prix réduits. Bien qu'à la fin des trois premiers trimestres de 2025, la Chine ait réduit ses importations de pétrole en provenance de Russie d'environ 8 % par rapport à l'année record passée (à environ 74 millions de tonnes sur 9 mois), la Russie demeure toujours le premier fournisseur de pétrole en Chine. En même temps, les entreprises chinoises achètent activement des matières premières en provenance d'Arabie saoudite, de Malaisie, du Brésil et d'autres pays, diversifiant ainsi les sources. L'importation totale de pétrole par la Chine a augmenté de 2,5 % d'une année sur l'autre de janvier à septembre, dépassant 420 millions de tonnes (environ 11,3 millions de barils par jour). En plus de l'importation, la Chine augmente sa production interne : au cours des trois premiers trimestres de 2025, les producteurs nationaux ont extrait environ 150 millions de tonnes de pétrole (+1–2 % d'une année sur l'autre) et environ 170 milliards de mètres cubes de gaz naturel (+5–6 % d'une année sur l'autre). Le développement des gisements, en particulier des gisements offshore et difficiles d'accès, reste une priorité stratégique pour réduire la dépendance vis-à-vis des approvisionnements extérieurs. Néanmoins, les dimensions de l'économie chinoise sont telles qu'à court terme, la Chine conservera son statut de plus grand importateur d'énergie : selon les experts, même avec une augmentation de la production, la Chine devra encore couvrir au moins 70 % de ses besoins en pétrole et environ 40 % en gaz par l'importation. Ainsi, l'Inde et la Chine – deux consommateurs clés en Asie – adaptent leurs stratégies énergétiques à la nouvelle réalité mondiale, combinant la recherche d'opportunités d'importation avantageuses avec des efforts pour développer leur propre production.
Transition énergétique : nouveaux records des énergies renouvelables et rôle de la génération traditionnelle
La transition mondiale vers une énergie propre en 2025 continue de gagner en ampleur. Dans de nombreuses régions, des jalons impressionnants ont été atteints dans le domaine des énergies renouvelables. **En Europe**, à la fin de 2024, la production totale d'électricité à partir de centrales solaires et éoliennes a, pour la première fois, dépassé celle des centrales à charbon et à gaz, et cette tendance s'est poursuivie en 2025. La part de l'électricité "verte" dans le bilan énergétique de l'Union européenne augmente régulièrement, remplaçant le charbon après un bref retour de ce dernier en 2022–2023. **Aux États-Unis**, les sources renouvelables fournissent désormais plus de 30 % de la production d'électricité ; la génération totale d'énergie éolienne et solaire au début de 2025 a, pour la première fois, dépassé celle de la génération à partir du charbon. **La Chine** conserve sa position de leader mondial en matière de capacités installées d'énergies renouvelables : chaque année, des dizaines de gigawatts de nouveaux panneaux solaires et éoliennes sont installés, battant des records des années précédentes. Selon l'AIE, les investissements globaux dans le secteur énergétique dépasseront $3 trillions en 2025, dont plus de la moitié sera consacrée au développement des énergies "vertes", à la modernisation des réseaux électriques et à des systèmes de stockage d'énergie.
La croissance rapide de la part de la génération solaire et éolienne pose de nouveaux défis à l'infrastructure énergétique. Même en atteignant des chiffres record, les énergies renouvelables demeurent des sources variables – leur production dépend des conditions météorologiques et de l'heure de la journée. Pour garantir la fiabilité de l'approvisionnement énergétique, les pays doivent maintenir une capacité suffisante de génération traditionnelle. Pendant les périodes de faible production d'énergies renouvelables – par exemple, lors de périodes calmes ou nocturnes – des centrales à gaz et à charbon sont mobilisées pour couvrir les pics de demande. Au cours de la dernière saison de chauffage, certains pays européens ont dû, par moments, augmenter brièvement la charge sur les centrales à charbon pendant les périodes sans vent, malgré les impacts environnementaux. En réponse à ces défis, les gouvernements et les entreprises investissent activement dans la création de systèmes de stockage d'énergie (batteries industrielles, centrales hydroélectriques de stockage) et de "réseaux intelligents" capables de rediriger flexiblement les charges. Les experts prévoient que d'ici 2026–2027, les sources renouvelables pourraient devenir les principales sources d'énergie au monde en termes de production, dépassant finalement le charbon. Cependant, sur ce chemin, un besoin de réserves des centrales traditionnelles, jouant le rôle d'assurance contre les perturbations, persistera au cours des prochaines années. Ainsi, la transition énergétique mondiale s'accompagne de nouveaux records et d'investissements, mais nécessite un équilibre délicat entre l'introduction de technologies "vertes" et le maintien de la stabilité des systèmes énergétiques.
Secteur du charbon : forte demande en Asie avec des prix stables
Malgré l'accélération du développement des énergies renouvelables, le marché mondial du charbon demeure un segment significatif du bilan énergétique. La demande de charbon en 2025 reste à un niveau élevé, en particulier dans la région Asie-Pacifique. **La Chine** – le plus grand consommateur et producteur de charbon – continue de brûler d'énormes volumes de combustible. La production annuelle de charbon en Chine dépasse 4 milliards de tonnes, ce qui couvre une grande partie de ses besoins internes. Cependant, pendant les pics de demande (par exemple, en été pour la climatisation ou en hiver pour le chauffage), même ces énormes volumes sont souvent insuffisants, et la Chine augmente périodiquement ses importations de charbon en provenance de pays comme l'Indonésie, la Russie et l'Australie pour éviter les pénuries. **L'Inde** augmente également sa consommation de charbon en parallèle à la croissance de son économie et de son électrification : la production nationale de charbon atteint des records, dépassant 900 millions de tonnes par an, mais la demande énergétique en forte croissance nécessite aussi des importations accrues. D'autres pays asiatiques en développement (Indonésie, Vietnam, Pakistan, Bangladesh) mettent en service de nouvelles centrales à charbon afin de répondre aux besoins énergétiques de la population et de l'industrie.
Les prix du charbon énergétique se sont stabilisés en 2025 après des sauts brusques observés pendant la crise énergétique mondiale. Sur le marché asiatique clé (charbon australien de type Newcastle), les prix se maintiennent dans une fourchette de 130 à 150 dollars la tonne, ce qui est largement inférieur aux sommets de plus de 400 dollars atteints en 2022. Cette correction des prix s'explique par le rétablissement de l'équilibre entre l'offre et la demande : l'augmentation de la production dans les pays exportateurs (Australie, Indonésie, Russie, Afrique du Sud) et une légère baisse de la demande en Europe et en Amérique du Nord (où l'abandon du charbon s'est accéléré) compensent la hausse de la consommation en Asie. En conséquence, le marché mondial du charbon a franchi une phase de relative stabilité. Néanmoins, les restrictions environnementales et les investissements dans les énergies propres limitent progressivement les perspectives de croissance à long terme de la demande de charbon. On s'attend à ce que la consommation mondiale de charbon atteigne un plateau dans les années à venir, puis commence à diminuer lentement à mesure que les objectifs de décarbonisation de l'économie seront réalisés dans de nombreux pays. Pour l'instant, cependant, le charbon continue de jouer un rôle essentiel, garantissant la génération de base et la production industrielle, surtout dans les économies en développement.
Marché pétrolier russe : prolongement des restrictions à l'exportation pour stabiliser les prix
Sur le marché intérieur des produits pétroliers en Russie, un ensemble de mesures est mis en œuvre pour normaliser la situation des prix au second semestre de 2025. En septembre et octobre, on a observé une légère baisse des prix à gros du carburant et du diesel après une montée d'euphorie observée l'été précédent. Le gouvernement russe, cherchant à éviter une pénurie et une nouvelle flambée des prix, a prolongé les restrictions temporaires sur l'exportation de carburants. En particulier, l'interdiction d'exportation de l'essence pour toutes les entreprises productrices et les intermédiaires commerciaux, qui avait été imposée antérieurement, a été d'abord prolongée jusqu'en septembre, puis mise à jour pour durer jusqu'à la fin de l'année. En parallèle, des restrictions sur l'exportation de diesel pour les traders indépendants, qui ne disposent pas de leur propre production, ont été mises en place à partir de l'automne – cette mesure vise à fermer les échappatoires pour l'exportation de carburant de série au-delà des frontières. Selon le vice-premier ministre Alexandre Novak, ces mesures doivent garantir l'approvisionnement prioritaire du marché intérieur en produits pétroliers.
Grâce à ce paquet de décisions, la situation dans les stations-service s'est nettement stabilisée. Les prix boursiers de l'essence et du diesel ont chuté par rapport aux valeurs maximales, et les prix à la consommation augmentent à un rythme modéré – depuis le début de l'année, d'environ 5 à 6 %, ce qui est proche de l'inflation globale. Les stations-service à travers le pays sont suffisamment approvisionnées en carburant, notamment en raison de la fin de la campagne de récolte et du début de la saison hivernale. Le gouvernement a également augmenté les volumes de vente subventionnés de carburants sur le marché intérieur et renforcé le contrôle sur la vente de produits pétroliers, afin d'éviter la récurrence de situations de pics de prix au printemps et en été. Des mesures à long terme, telles que l'augmentation des droits d'exportation et l'ajustement du mécanisme d'amortissement, sont également discutées afin de créer un système d'approvisionnement plus résilient pour le marché intérieur.
En conséquence des efforts déployés, le marché pétrolier intérieur de la Russie aborde la période d'hiver dans un état relativement équilibré. Les autorités ont réussi à diminuer la frénésie des prix et à créer un tampon de réserves de carburant. Les acteurs du marché notent que l'évolution future des prix dépendra de la situation sur le marché mondial (taux de change du rouble, prix du pétrole) et du respect des restrictions imposées. Néanmoins, pour le moment, le secteur pétrolier russe montre des signes de stabilisation, ce qui est particulièrement important pour l'économie et la population en période de consommation accrue des sources d'énergie.
